EA013360B1 - Способ добычи углеводородов из подземных пластов (варианты) - Google Patents
Способ добычи углеводородов из подземных пластов (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- EA013360B1 EA013360B1 EA200801359A EA200801359A EA013360B1 EA 013360 B1 EA013360 B1 EA 013360B1 EA 200801359 A EA200801359 A EA 200801359A EA 200801359 A EA200801359 A EA 200801359A EA 013360 B1 EA013360 B1 EA 013360B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling
- mechanical energy
- data
- bit
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 85
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 43
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 478
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 205
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 115
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 90
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 22
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 22
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 19
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 17
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 10
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 7
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 2
- 239000003086 colorant Substances 0.000 claims 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 60
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 41
- 230000008569 process Effects 0.000 description 36
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 33
- 230000008859 change Effects 0.000 description 28
- 238000013461 design Methods 0.000 description 28
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 24
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 20
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 11
- 230000006854 communication Effects 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 7
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 7
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 7
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 6
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 238000012549 training Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 230000004064 dysfunction Effects 0.000 description 2
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 206010003549 asthenia Diseases 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013506 data mapping Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 230000010006 flight Effects 0.000 description 1
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000012010 growth Effects 0.000 description 1
- 230000012447 hatching Effects 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 1
- 238000013439 planning Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012913 prioritisation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000012950 reanalysis Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012384 transportation and delivery Methods 0.000 description 1
- 230000007306 turnover Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
-
- 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
- E21B45/00—Measuring the drilling time or rate of penetration
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Способ, связанный с добычей углеводородов. В одном варианте осуществления изобретения описывается способ бурения скважины. Способ включает в себя идентификацию месторождения углеводородов. Затем одна или несколько скважин бурятся к подземному объекту на месторождении для создания пути притока текущей среды углеводородов к сооружениям добычи. На этапе бурения (I) оценивают скорость бурения для одной из скважин; (II) определяют разницу между расчетной скоростью бурения и фактической скоростью бурения; (III) получают данные удельной механической энергии и других измерений во время бурения этой одной из скважин; (IV) используют полученные данные удельной механической энергии и других измерений для определения одного из множества ограничителей, ограничивающих скорость бурения; (V) корректируют буровые работы для снижения влияния этого одного из множества ограничителей и (VI) итерационно повторяют этапы (I)-(V) до тех пор, пока буровые работы не достигнут подземного пласта.
Description
Данный раздел знакомит читателя с различными аспектами уровня техники, которые можно связать с примерами вариантов осуществления технологий, описанных и/или заявленных ниже. Предполагается, что данное рассмотрение будет полезно специалистам, обеспечивая их информацией, способствующей лучшему пониманию частных аспектов настоящей технологии. Соответственно, следует понимать, что данные сведения должны быть истолкованы в этом свете, а не считаться признанными фактами известного уровня техники.
Добыча таких углеводородов как нефть и газ ведется много лет. Для добычи углеводородов на месторождении обычно бурится одна или несколько скважин к подземным объектам, которые, по существу, относятся к подземному пласту или залежи. Процесс добычи углеводородов из подземного объекта обычно включает в себя различные фазы разработки - от фазы выбора концепции до фазы добычи. Одна из фаз разработки включает в себя буровые работы, формирующие пути притока текучей среды из подземных коллекторов на поверхность. В буровые работы может вовлекаться различное оборудование, такое как гидравлические системы, буровые долота, двигатели и так далее, используемое для бурения до проектной глубины.
По существу, буровые работы могут быть дорогостоящим, требующим больших затрат времени технологическим процессом. Например, стоимость бурения сложных скважин может доходить до 500000 долларов в день, притом что бурение до проектной глубины занимает шесть месяцев или больше. Соответственно, любое сокращение времени бурения предоставляет возможность экономии в общей стоимости скважины. То есть чем быстрее в процессе буровых работ достигается проектная глубина, тем быстрее скважины могут использоваться для добычи углеводородов, и тем меньше будет стоимость создания скважины.
Обычно скорости бурения оцениваются путем сравнения показателей с другими скважинами, ранее пробуренными на том же месторождении. Однако такой подход не может подтвердить, что скважина сравнения была пробурена эффективным способом. Действительно, обе скважины могут быть пробурены способом с низкой производительностью, ограниченной одинаковыми проблемами бурения и падения производительности долота. В результате буровые работы могут задерживаться без необходимости и быть дорогостоящими.
Дополнительно, другие технологии включают в себя использование данных удельной механической энергии для оптимизации управления параметрами для одиночной скважины. См. описание исследований 459049, Оптимизация бурения на основе данных удельной механической энергии (июль 2002 г.) Й11р://те^ет.ге8еагсйб18с1о8иге.сот, которое приводится в этом документе в виде ссылки, как «Описание исследований» 459049. С таким подходом данные удельной механической энергии используются для корректировки рабочих параметров и индикации, если последующие скважины испытывают проблемы. При этом использование только одних данных удельной механической энергии не дает ясного представления о факторах, ограничивающих скорость бурения.
Соответственно, существует необходимость способа и устройства для управления буровыми работами и увеличения скорости бурения на скважине на основании данных удельной механической энергии и других измерений.
Сущность изобретения
В одном варианте осуществления изобретения описывается способ бурения скважины. Способ включает в себя идентификацию месторождения углеводородов. Затем бурят по меньшей мере одну скважину к подземному объекту на месторождении для создания пути притока текучей среды углеводородов к сооружениям добычи. На этапе бурения (I) оценивают скорость бурения с помощью анализа статистических промысловых данных удельной механической энергии и других данных, относящихся к предшествующим скважинам, для определения одного или множества ограничителей, которые ранее ограничивали скорость бурения по меньшей мере для одной скважины; (II) определяют эффективность методики бурения через корректировку конструкций и режимов работы для решения вопросов по ограничителям; (III) получают данные удельной механической энергии и других измерений по меньшей мере одной пробуренной скважины; (IV) используют данные удельной механической энергии и других измерений для определения одного или множества ограничителей, ограничивающих скорость бурения; (V) корректируют буровые работы для снижения влияния одного из множества ограничителей; и итерационно повторяют этапы (Т)-(ГУ) до тех пор, пока буровые работы не достигнут подземного объекта. Затем осуществляют добычу углеводородов по меньшей мере из одной скважины.
В первом альтернативном варианте осуществления изобретения описывается способ для добычи углеводородов. Способ включает в себя бурение множества скважин по меньшей мере к одному подземному объекту для создания путей притока текучей среды углеводородов к сооружению добычи. Бурение содержит (I) этапы, на которых оценивают скорость бурения для одной из множества скважин; (II) получают данные удельной механической энергии и других измерений во время бурения этой одной из сква
- 1 013360 жин; (III) используют данные удельной механической энергии и других измерений для определения одного из множества ограничителей, сдерживающего скорость бурения; (IV) корректируют буровые работы для снижения влияния этого одного из ограничителей после прохождения, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки; (V) итерационно повторяют этапы (Ц-ЦУ) до тех пор, пока буровые работы не достигнут подземного объекта. Затем осуществляют добычу углеводородов из одной из множества скважин.
Во втором альтернативном варианте осуществления изобретения описывается другой способ добычи углеводородов. В этом способе оценивают скорость бурения для буровых работ на скважине для создания путей притока текучей среды углеводородов из подземного объекта к сооружениям добычи. Затем получают данные удельной механической энергии и других измерений во время бурения этой скважины. По этим данным определяют один из множества ограничителей, сдерживающий скорость бурения. Затем корректируют буровые работы для снижения влияния этого одного из множества ограничителей, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки. Каждый из этих этапов повторяют до тех пор, пока буровые работы не достигнут подземного объекта.
В третьем альтернативном варианте осуществления изобретения описывается еще один способ добычи углеводородов. Способ включает в себя мониторинг данных удельной механической энергии вместе с данными вибрации в режиме реального времени во время буровых работ. Данные удельной механической энергии и данные вибрации сравнивают с выданными ранее данными удельной механической энергии и вибрации для определения по меньшей мере одного из множества факторов, ограничивающих скорость бурения. Затем корректируют буровые работы на основании сравнения для увеличения скорости бурения.
В четвертом альтернативном варианте осуществления изобретения описывается еще один способ добычи углеводородов. Способ, заключающийся в том, что (а) получают данные удельной механической энергии вместе с данными других измерений для скважины одновременно с бурением скважины, (б) анализируют данные удельной механической энергии и других измерений для определения одного из множества ограничителей, сдерживающих скорость бурения, и (в) корректируют буровые работы, принимая во внимание один из множества ограничителей, основанных на проведении анализа этапа (б), для увеличения скорости бурения. Этапы (а)-(в) повторяют по меньшей мере один раз дополнительно до тех пор, пока не будет достигнута проектная глубина скважины. Затем углеводороды добывают из подземного коллектора, доступ к которому обеспечен в результате буровых работ.
В пятом варианте осуществления изобретения описывается способ добычи углеводородов. Способ, при котором бурят первую скважину одновременно со второй скважиной. Данные удельной механической энергии вместе с данными вибрации отслеживают в режиме реального времени во время операций бурения в первой скважине. Данные удельной механической энергии и вибрации сравнивают для определения по меньшей мере одного из множества факторов, ограничивающих скорость бурения первой скважины. Затем корректируют буровые работы во второй скважине на основании сравнения для увеличения скорости бурения во второй скважине.
В шестом варианте осуществления изобретения описывается способ добычи углеводородов. Способ, при котором анализируют статистические данные удельной механической энергии и других измерений предыдущей скважины для определения одного из множества исходных факторов, которые ограничивают скорость бурения для предыдущей скважины; выбирают составляющие части и режимы бурения для снижения влияния по меньшей мере одного из множества исходных факторов; бурят текущую скважину с использованием этих составляющих частей и режимов бурения, наблюдают данные удельной механической энергии и других измерений во время бурения текущей скважины по меньшей мере для одного из множества текущих факторов, которые ограничивают буровые работы; используют данные наблюдений при выборе последующих составляющих частей и режимов бурения для снижения влияния по меньшей мере одного из множества текущих факторов для последующей скважины и повторяют упомянутые выше этапы для каждой последующей скважины в программе сходных скважин.
Краткое описание чертежей
Вышеупомянутые и другие преимущества настоящей технологии могут стать очевидными после прочтения следующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых на фиг. 1 показан пример системы добычи согласно некоторым аспектам настоящей технологии;
на фиг. 2 - пример диаграммы ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для одной из скважин, показанной на фиг. 1, согласно аспектам настоящей технологии;
на фиг. 3 - пример блок-схемы последовательности операций технологического процесса бурения, используемого согласно некоторым аспектам настоящей технологии;
на фиг. 4 - пример системы, используемой с буровыми системами, показанными на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей технологии;
на фиг. 5Ά-5Ό - примеры индикаторных диаграмм, создаваемых в буровой системе, показанной на фиг. 1, связанных с налипанием разбуренной породы на долото согласно некоторым аспектам настоящей технологии;
- 2 013360 на фиг. 6 - пример графика, создаваемого в буровой системе, показанной на фиг. 1, связанного с налипанием разбуренной породы на долото и бурильный инструмент согласно некоторым аспектам настоящей технологии; и на фиг. 7А-7К - примеры графиков, создаваемых в буровой системе, показанной на фиг. 1, для случаев снижения механической скорости проходки при появлении вибрации или износа бурового долота по вооружению согласно некоторым аспектам настоящей технологии.
Подробное описание
В следующем подробном описании будут описаны конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в связи с предпочтительными вариантами осуществления изобретения. Однако до того уровня, до какого следующее описание является конкретным для особенного варианта или особенного случая использования настоящих технологий, оно направлено на то, чтобы быть только иллюстративным, и дает лишь краткое описание примеров осуществления изобретения. Соответственно, изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, напротив, изобретение включает в себя все альтернативы, видоизменения и эквиваленты, подпадающие под объем прилагаемой формулы изобретения.
Настоящая технология является прямым дополнением к способу увеличения скорости бурения, основанному на данных удельной механической энергии и других измерений. В частности, расчет скорости бурения, затем проведение анализа данных удельной механической энергии и других измерений в режиме реального времени, таких как данные вибрации, может использоваться для выбора параметров бурения, таких как осевая нагрузка на долото, частота вращения, и гидравлические наладочные параметры, которые обеспечивают производительную работу долота. Дополнительно, когда показатели работы долота сдерживаются факторами, не относящимися к параметрам бурения, данные удельной механической энергии и других изменений предоставляют документацию по ограничителям, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, которая может обосновать изменение конструкции составляющих частей бурения для проектирования методики эффективного бурения. В частности, достоверные сведения, предоставляемые данными удельной механической энергии и вибрации, дают понимание проблем, ограничивающих скорость бурения.
На основании данных удельной механической энергии и других измерений может использоваться последовательность работ, которая в данном описании относится к «технологии ускоренного бурения» для совершенствования буровых работ, применяемых для добычи углеводородов из подземных коллекторов. Технология ускоренного бурения является последовательностью работ или технологическим процессом, при котором оптимизируется механическая скорость проходки в скважине на основе технических и экономических ограничений. По этому технологическому процессу конструкция буровой системы может быть изменена для увеличения предела механической скорости проходки с итеративным повторением. Соответственно, технология ускоренного бурения может использоваться для постоянного повышения скорости бурения для скважины или одновременно бурящихся скважин с помощью идентификации ограничителей, при появлении которых падает механическая скорость проходки, и создания решений, которые устраняют и/или подавляют действие ограничителей, при появлении которых падает механическая скорость проходки.
На фиг. 1 показан пример системы 100 добычи, соответствующей некоторым аспектам настоящей технологии. В примере системы 100 добычи используются одна или несколько буровых систем 102а102п для бурения индивидуальных скважин 104а-104п. Цифра η может быть количеством буровых систем и скважин, которые могут использоваться на основании конкретного проекта месторождения. Эти скважины 104а-104п могут осуществлять проходку с поверхности 106 для достижения подземных пластов, таких как подземные пласты 108а-108п, которые включают в себя углеводороды, такие как нефть и газ. Также понятно, что подземные пласты 108а-108п могут включать в себя различные слои породы, которые могут включать или не включать в себя углеводороды, и могут относиться к зонам или интервалам. При этом скважины 104а-104п могут создавать пути притока от подземных пластов 108а-108п к сооружениям добычи, расположенным на поверхности 106. Сооружения добычи могут перерабатывать углеводороды и транспортировать углеводороды к потребителю. При этом следует заметить, что система 100 бурения показана в качестве примера, и настоящие технологии могут быть целесообразными в добыче текучей среды из любого подземного объекта.
Для обеспечения доступа к подземным пластам 108а-108п системы 102а-102п могут включать в себя составляющие части бурения, такие как буровые долота 110а-110п, бурильные колонны 112а-112п, компоновки низа бурильных колонн (КНБК), системы подвески, системы распределения мощности, системы автоматизированного управления, системы подготовки буровых растворов, системы манипуляций с бурильными трубами, инструменты проведения измерений в скважине, насосные системы и системы управления давлением в стволе скважины. Каждая из этих составляющих частей бурения используется для формирования стволов различных скважин 104Ь-104п. Буровые долота 110а-110п могут использоваться для бурения породы пластов, цемента и других материалов и могут быть различных конструкций, включающих в себя шарошечные конические долота, долота с запрессованными резцами, долота с резцами из природных алмазов, долота с поликристаллическими алмазными резцами, долота со вставными
- 3 013360 алмазами, расширители, расширители значительного увеличения диаметра ствола, долота с твердосплавными вставками, колонковые долота, долота ударного бурения. В данном примере доступ к подземному пласту 108а создается скважиной 104а, в то время как скважины 104Ь, 104с и 104п находятся на различных стадиях буровых работ для создания доступа одному или нескольким подземным пластам 108а-108п.
Во время буровых работ буровые системы 102а-102п могут сталкиваться с низкой производительностью, что может влиять на показатель скорости бурения. Если оператор буровых систем 102а-102п не управляет факторами, влияющими на показатель скорости бурения, скорости бурения для двух одинаковых скважин, использующих одинаковые составляющие части бурения, могут отличаться. Обычно используются испытания на скорость бурения, или испытания с вращением долота на забое без углубки, известные специалистам в области техники для получения механической скорости проходки для скважины. Эти испытания включают в себя корректировку осевой нагрузки на долото и частоты оборотов для определения механической скорости проходки для буровой системы. См. Егеб Е. ЭирпсЧ с1.а1.. Μηχίιηίζшд Ότίΐΐ Ка1е \νί11ι Кеа1-Т1ше 8итуеШапсе о£ Месйашса1 8рес1йс Епегду, 8РЕ/1ЛЭС 92194 (февраль 2005 г.), которое включается в настоящее описание в виде ссылки «8РЕ Лтйс1е 92194»; СопсерЦ Ке1а1еб 1о Месйашса1 8рес1йс Епегду, Кекеатсй Э|5с1о5иге 492001 (апрель 2005 г.) Ййр://тетете.ге8еагсйб18с1о8иге.сош, которое включается в настоящее описание в виде «Кекеатсй Э|5с1о5иге 492001»; и Егеб Е. ЭирпеЧ е!.а1., Μηχίιηίζίπβ КОР \νί11ι Кеа1-Т1ше Лпа1ущ8 о£ Э|дНа1 Эа1а апб М8Е, 1РТС 10706-РР (22-23 ноября 2005 г.), которое включается в настоящее описание в виде ссылки «1РТС 10706-РР». Другие подходы, аналогичные испытаниям с вращением долота на забое без углубки, могут включать в себя использование компьютеров для наблюдения и моделирования трендов в показателях и попытках идентифицировать точку, при появлении которой начинает падать механическая скорость проходки, то есть точку, где механическая скорость проходки доводится до максимума. К сожалению, эти инструменты и испытания не обеспечивают объективной оценки потенциальной скорости бурения, только точку, при появлении которой начинает падать механическая скорость проходки для настоящей системы бурения.
Например, факторы, определяющие механическую скорость проходки, можно сгруппировать в факторы, которые создают низкую производительность, такие как факторы или ограничители, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и факторы, которые ограничивают подводимую энергию. Примеры факторов, которые ограничивают подводимую энергию, включают в себя крутящий момент свинчивания бурильной колонны, производительность очистки ствола, целостность ствола для несения нагрузки от бурового шлама, расчетный градиент давления забойного двигателя, расчетную нагрузку на забойный двигатель, размер цели направленного бурения, ограничения по скорости вращения для каротажа в процессе бурения, имеющийся вес КНБК, производительность системы контроля твердой фазы и расчетный крутящий момент верхнего привода или ротора. Эти факторы ограничивают буровую систему, если не возникают ограничители, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки при увеличении осевой нагрузки на долото. В этом случае такие факторы являются проектными ограничениями для данной системы бурения.
В то время как факторы, ограничивающие подводимую энергию, могут сдерживать буровую систему при соответствующих условиях, ограничители, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, являются факторами, которые не допускают достижения системой показателей работы, которые обычно ожидают от системы, не имеющей ограничений по подводимой энергии. Ограничители, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, могут включать в себя налипание разбуренной породы на долото и бурильный инструмент на забое скважины, вибрации, которые рассматриваются дополнительно в описаниях исследований 492001, 459049 и статье 8РЕ 92194 (включаются в настоящее описание в виде ссылки), и ограничители, не связанные с долотами, которые рассматриваются ниже. Как описывается в этих статьях, налипание разбуренной породы на долото или очистка вооружения бурового долота являются условием, при котором накопление материала внутри вооружения долота мешает передаче энергии на породу. То есть нарастание слоя выбуренной породы на вооружении долота или буровом долоте и связанных с ним составляющих частях может ограничивать часть осевой нагрузки, приложенной вооружением долота к породе. Например, если шлам породы не очищается с бурового долота, такого как одно из буровых долот 110а-110п, передача энергии на породу падает ниже ожидаемой величины. Налипание разбуренной породы на долото на забое скважины может до некоторой степени подавляться корректировкой различных составляющих частей бурения, такой как смена сопел и интенсивности притока для увеличения гидравлического действия оборудования очистки долота.
Другим ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, является налипание разбуренной породы на забой скважины. Налипание разбуренной породы на забое скважины является условием, при котором нарастание материала на забое ствола скважины мешает передаче энергии от бурового долота на породу под ним. В частности, мелкие частицы удерживаются внизу градиентом давления способом, сходным с фильтрационной коркой. Налипание разбуренной породы на забое скважины может до некоторой степени подавляться корректировкой параметров работы, таких как частота вращения долота, применением долот, которые не создают налипания разбуренной породы на забое скважины при данных условиях, или бурением с легким буровым раствором, чтобы гидростати
- 4 013360 ческое давление было меньше порового давления на забое ствола скважины.
Износ долота является условием, когда производительность долота низкая, поскольку профиль зубьев снашивается или меняется под воздействием буровой работы, так что передача энергии на породу становится менее эффективной. Износ долота отличается от условий, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, тем, что достижение таких условий, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, возможно только при развитии специфических условий, тогда как износ долота снижает эффективность при всех условиях и во время всех буровых работ. Хотя показатели износа долота могут быть оптимизированы корректировкой параметров бурения, влияние этого условия может быть снижено полностью только заменой долота.
Вдобавок, различные типы вибраций, такие как поперечные вибрации, крутильные вибрации и осевые вибрации, могут являться другими ограничителями, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. Например, вихревые вибрации являются условиями, когда система бурения генерирует движение вихревого вида, которое мешает передаче энергии на породу. Эта вихревая вибрация является результатом того, что буровое долото вращается внецентренно, результатом чего является потеря производительности резания. Проблема вибрации такого типа может быть разрешена использованием удлиненных калибров долота для улучшения поперечной устойчивости, использованием центраторов, забойных двигателей высокого крутящего момента и/или корпусов забойного двигателя с малым углом отклонения. Корректировка осевой нагрузки на долото и частоты вращения может также уменьшить вихревое движение. Крутильные вибрации или вибрации прихвата-проскальзывания являются условием, которое имеет место, когда бурильная колонна колеблется относительно своей оси. Получаемое периодическое изменение скорости вращения бурового долота приводит к уменьшению производительности процесса бурения. Этот тип вибрации может подавляться, например, изменением параметров работы или бурения, таким как снижение осевой нагрузки на долото и/или увеличение скорости вращения. Вдобавок, составляющие части бурения или оборудование могут меняться с тем, чтобы увеличить крутильную жесткость увеличением внешнего диаметра бурильной колонны или использовать буровое долото, разработанное для создания меньшего крутящего момента. Наконец, осевая вибрация является условием, при котором вдоль оси бурильной колонны возникают периодические колебания, при этом усилие, прилагаемое к буровому долоту, варьируется. Результатом неравномерного периодического циклического изменения силы, приложенной к долоту, является снижение эффективности бурения. Этот тип вибрации может подавляться, например, изменением параметров работы, таким как снижение осевой нагрузки на долото и/или частоты вращения, или применением такого оборудования как гасители вибрации. Различные формы вибрации могут соединяться так, что одна создает другую, в результате чего, применение технологии или инструмента для подавления специфической формы вибрации может также вызвать снижение вибрации другой формы.
Вдобавок к ограничителям, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, связанным с работой долота и рассмотренным выше, могут иметь место указанные ограничители и факторы, с работой долота не связанные. С этими ограничителями, не связанными с работой долота, особенно трудно иметь дело системно, по причине их большого разнообразия и широты областей научных знаний, вовлекаемых в решение проблем этих ограничителей. Дополнительно другие ограничители, не относящиеся к работе долота, могут включать в себя организационные процессы, процессы осуществления связи, текучесть кадров в бурении, контрактные ограничения, обратное воздействие риска и отсутствие разделения между организациями. В частности, организационные процессы могут также приниматься во внимание, когда подавление проблем включает в себя повышенный механический риск, значительное изменение освоенных технологических приемов или высокий уровень технического обучения. Соответственно, даже для этих ограничителей, не связанных с работой долота, упомянутая выше последовательность работы используется для улучшения буровых работ.
Для увеличения скорости бурения буровых систем 102а-102п с помощью идентификации и решения проблем этих ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, может обеспечиваться доступ к информации и данным измерений по каждой из индивидуальных скважин 104а-104п для увеличения скорости бурения для каждой такой скважины. Как рассматривалось в описаниях исследований 492001, 459049 и статье 8РЕ 92194, удельная механическая энергия является математическим расчетом энергии, которая используется для бурения данного объема породы. См. описания исследований 492001, 459049 и статью 8РЕ 92194. Это отношение энергии к объему породы приблизительно равняется прочности породы на сжатие, если долото совершенно эффективно. Удельная механическая энергия для такой скважины как скважины 104а-104п может отображаться в режиме реального времени в процессе бурения скважин 104а-104п.
Вдобавок к данным удельной механической энергии, данные других измерений могут использоваться для оценки эффективности бурения буровыми долотами, такими как буровые долота 110а-110п. При этом анализ данных удельной механической энергии вместе с данными других измерений может использоваться для исследования специфических проблем неэффективности в буровых работах. Данные удельной механической энергии и других измерений могут постоянно собираться со скважин 104а-104п для непрерывной регистрации изменений эффективности буровых систем 102а-102п. Данные могут ис
- 5 013360 пользоваться для улучшения показателей бурения с помощью предоставления возможности идентификации оптимальных параметров работы; и создания количественных данных, используемых для обоснования конструктивных изменений в буровой системе для расширения действующих ограничений в буровой системе. Результатом анализа данных удельной механической энергии вместе с данными других измерений может быть пересмотр режимов управления скважиной, выбора буровых долот, конструкции компоновки низа бурильной колонны (КНБК), крутящего момента скрепления труб, размера объекта направленного бурения и расчетного градиента давления на забойном двигателе. При этом данные удельной механической энергии и других измерений могут использоваться в комплексе планирования и режимов работы и бурения, который в целом относится к «технологии ускоренного бурения». Использование данных удельной механической энергии и других измерений для увеличения скорости проходки дополнительно описывается применительно к фиг. 2.
На фиг. 2 показан пример графика ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, для одной из скважин, показанных на фиг. 1, согласно аспектам настоящих технологий. На этом графике, обозначенном номером ссылки 200, кривая 206, которую можно отнести к кривым вращения долота на забое без углубки, показывает теоретическое взаимоотношение механической скорости 202 проходки и осевой нагрузки 204 на долото для специфической конструкции данной скважины, такой как одна из скважин 104а-104п. На этой кривой 206 разные точки относятся к различным рабочим и бурильным наладочным параметрам. Например, первая точка 208 может относиться к расчетному градиенту давления на забойном двигателе, вторая точка 210 может относиться к управлению направленным бурением на объект добычи, третья точка 212 может относиться к очистке ствола скважины и четвертая точка 214 может быть ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, таким как налипание разбуренной породы на долото, налипание разбуренной породы на забой скважины и вибрации. От этой четвертой точки 214 увеличение осевой нагрузки 204 на долото не может значительно увеличивать механическую скорость 202 проходки, поскольку механическая скорость 202 проходки не может увеличиваться, а ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, не может быть устранен увеличением осевой нагрузки 204 на долото.
Кривая 206 может использоваться для анализа механической скорости проходки для данной осевой нагрузки на долото. В первой области, которая задается от нулевой осевой нагрузки на долото до осевой нагрузки на долото в первой точке 208, известно, что буровые долота неэффективны. В уровне техники имеются различные теории, объясняющие причину этой неэффективности. По мере увеличения осевой нагрузки на долото и увеличения, в результате, глубины вруба буровое долото постепенно приближается к пику эффективности, который подсчитывается сравнением теоретически требуемого количества энергии для удаления заданного объема породы с количеством энергии, используемой буровым долотом для удаления породы. Во второй области, которая задается осевой нагрузкой на долото от первой точки 208 до четвертой точки 214, кривая 206 поднимается, по существу, линейно между осями 204 и 202 осевой нагрузки на долото и механической скорости проходки соответственно. Этот линейный участок кривой 206 указывает на то, что работа бурового долота является эффективной, какой она должна быть в данных условиях. Во всей этой области механическая скорость проходки повышается, по существу, линейно с повышением осевой нагрузки на долото, в то время как эффективность бурового долота неизменна. В буровой системе могут не выполняться внешние изменения, чтобы заставить буровое долото повысить скорость бурения. Например, использование безводного бурового раствора не повышает скорость бурения по сравнению с буровым раствором на водной основе для идентичных буровых долот. Соответственно, только изменение осевой нагрузки на долото или механической скорости проходки может увеличить скорость бурения. Третий сегмент, который задается нагрузкой на долото от четвертой точки 214 до конца оставшейся кривой 206, связывается с ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, который ослабляет перенос энергии с бурового долота на породу. Эта точка, при появлении которой начинает падать механическая скорость проходки, находится близко к высшей механической скорости проходки, которая может создаваться настоящей буровой системой. Для увеличения механической скорости проходки за этот ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, буровую систему можно изменять посредством изменения составляющих частей или использованием других составляющих частей, чтобы расширить ограничитель механической скорости проходки с тем, чтобы падение механической скорости проходки возникало при более высокой осевой нагрузке на долото. При этом уклон кривой вращения долота на забое без углубки может использоваться для указания ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки. По существу, нелинейное реагирование механической скорости проходки на увеличение осевой нагрузки на долото является указанием на то, что данная осевая нагрузка на долото находится выше точки, при появлении которой начинает падать механическая скорость проходки.
Например, при работе во второй области кривой 206, показанной на фиг. 2, долото находится у пика эффективности, и реагирование механической скорости проходки на увеличение осевой нагрузки на долото является приблизительно линейным. В этой области увеличение механической скорости проходки напрямую связывается с увеличениями осевой нагрузки на долото. Работы в этой области относятся к
- 6 013360 «не ограниченным по долотам», и результат обычно называется «управляемое бурение». Примеры обоснования для управляемого бурения могут включать в себя управление направлением на объект бурения, очистку ствола, интенсивность получения данных каротажа во время бурения, производительность вибросит, ограничения по оборудованию контроля твердой фазы и шлама.
В качестве примера испытание с вращением долота на забое без заглубки может дать кривую 206. На кривой 206, где механическая скорость 202 проходки перестает линейно реагировать на увеличение осевой нагрузки 204 на долото, существует ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, который ограничивает механическую скорость проходки или скорость бурения. В этой связи такая осевая нагрузка 204 на долото берется как оптимальная для скорости бурения для данной буровой системы. Поскольку только изменения в составляющих частях и режимах работы буровой системы могут повысить механическую скорость 202 проходки, анализ трендов удельной механической энергии вместе с данными других измерений, таких как данные вибрации, могут использоваться для идентификации ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения удалением посредством удаления ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки. Установление взаимосвязи между данными удельной механической энергии и других измерений может быть полезным для определения ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения механической скорости проходки до следующего ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки.
Когда ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, связанный с четвертой точкой 214, удален, механическая скорость 202 проходки может увеличиваться до следующего ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, который обозначается пятой точкой 216. То есть составляющие части бурения могут меняться для увеличения механической скорости проходки до следующего ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, с результатом, показанным на продленной кривой 218. С использованием этого процесса оператор может решать проблемы одного ограничителя за один раз для дополнительного совершенствования буровых работ. На кривой 218 могут корректироваться различные параметры работ и бурения для дальнейшего увеличения механической скорости проходки над ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки кривой 206. Дополнительно добавочные продленные кривые, такие как кривая 222, могут создаваться изменением других составляющих частей бурения, которые решают проблемы других ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. Например, шестая точка 220 может быть связана с увеличением долговечности долота, имеющимся весом КНБК, крутящим моментом скрепления бурильной колонны, крутящим моментом на роторе или верхнем приводе. Доработка этих составляющих частей бурения может быть использована для расширения ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, которые уменьшают эффективность и ограничивают механическую скорость проходки. Технологический процесс бурения, использующий такой процесс, показанный на фиг. 3, дополнительно рассмотрен ниже.
На фиг. 3 показана блок-схема технологического процесса ускоренного бурения, используемого на скважинах, показанных на фиг. 1, согласно аспектам настоящих технологий. Эта блок-схема технологического процесса, обозначенная номером ссылки 300, может стать более понятной при параллельном рассмотрении с фиг. 1 и 2. В этой блок-схеме 300 технологического процесса процесс бурения может развиваться и использоваться для совершенствования буровых работ увеличением скорости бурения скважин 104а-104п. То есть настоящая технология создает процесс, который увеличивает скорость бурения или механическую скорость проходки, разрешая проблемы ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, для дальнейшего увеличения механической скорости проходки. Соответственно, буровые работы, выполняемые описанным способом, могут сократить неэффективность с помощью видоизменения буровых работ на основе данных удельной механической энергии и других измерений.
Блок-схема технологического процесса начинается с этапа 302. На этапе 303 может быть выбрана точка заложения скважины. Этот выбор может включать в себя обычные технологии идентификации месторождения углеводородов. Затем анализируются данные скважины, как показано на этапе 304. Данные скважины могут включать в себя информацию, относящуюся к типу породы, свойствам породы, удельной механической энергии, вибрации, осевой нагрузке на долото, частоте вращения, механической скорости проходки, крутящему моменту, давлению на насосе, притоку, весу на крюке и/или данным других измерений, которые дополнительно рассматриваются ниже. Данные скважины, которые могут включать в себя данные в режиме реального времени, статистические промысловые данные и/или данные, полученные в прошлом, могут быть данными по скважине, бурящейся в настоящее время, скважине, пробуренной ранее на этом же месторождении или подобном месторождении, или по скважинам, которые бурятся одновременно. С данными скважины составляющие части и режимы бурения могут выбираться для скважины, как показано на этапе 306. Составляющие части бурения могут включать в себя буровые долота, бурильную колонну, утяжеленные бурильные трубы, центраторы, расширители, расши
- 7 013360 рители значительного увеличения диаметра ствола, буровые яссы, оборудование наведения для направленного бурения, скважинные измерительные инструменты, инструменты измерения вибраций, оборудование обработки бурового раствора, гильзы буровых насосов, наземное оборудование высокого давления, цифровые системы получения данных бурения, системы автоматизированного управления буровой установки и тому подобные, которые рассматриваются дополнительно ниже. Аналогично, режимы бурения могут включать в себя выполнение различных испытаний, таких как испытания удельной механической энергии осевой нагрузкой, удельной механической энергии частотой вращения, удельной механической энергии гидравликой, испытание вращением долота на забое без углубки и испытания скорости бурения и им подобные, которые также рассматриваются дополнительно ниже. Выбор составляющих частей и режимов бурения может обеспечить расчетную скорость бурения для скважины.
На этапе 308 могут начинаться буровые работы. Буровые работы могут включать в себя настройку буровых систем 102а-102п, бурение скважин 104а-104п, с выполнением режимов бурения или испытаний для сбора данных для поддержания будущей оптимизации, отбор образцов керна, спуск инструментов для оценки пласта, установку обсадной колонны, насосно-компрессорной трубы и оборудования заканчивания, проведение после бурения анализа показателей работы и/или архивирование информации, полученной в процессе буровых работ. Во время буровых работ может проводиться мониторинг данных удельной механической энергии, и другие измерения могут отслеживаться на этапе 310. Мониторинг данных удельной механической энергии и данных других измерений может проводиться в режиме реального времени, чтобы обеспечивать регулирование буровых работ с обратной связью. Этот мониторинг может включать в себя передачу данных удельной механической энергии и других измерений инженеру, находящемуся на удаленной площадке или в вагончике около скважины. Данные также могут отображаться на различных площадках вокруг буровой площадки. По данным удельной механической энергии и других измерений могут определяться ограничители, после прохождения которых начинает падать механическая скорость проходки, такие как налипание разбуренной породы на долото, вибрации, налипание разбуренной породы на забой, как показано на этапе 312. Идентификация ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, может исходить от компьютерной программы или от пользователя, такого как оператор бурения или инженер, выполняющий мониторинг данных удельной механической энергии и других измерений. Эти данные удельной механической энергии и других измерений могут представляться на устройствах графического отображения для соединения данных удельной механической энергии вместе с данными других измерений, таких, например, как данные вибрации.
На основании найденного ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, могут выполняться изменения в буровых работах для разрешения проблемы специфического ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, которая рассматривается на этапе 314. Эти изменения или корректировка буровых работ включает в себя видоизменение составляющих частей и/или режимов бурения. Например, изменения в буровых работах могут включать в себя замену составляющих частей бурения, таких как бурового долота 110а-110п, бурильной колонны 112а-112п или гидравлической системы, используемой в скважине. Дополнительно, изменения в буровых работах могут включать в себя расширение ограничений для наземного оборудования по удалению возросшей нагрузки от твердых частиц в буровом растворе, изменения режимов работы для усовершенствования возможности быстрого удаления твердых частиц шлама из скважины, изменений в программе буровых растворов для совершенствования возможности бурового раствора изолировать ствол скважины в проницаемых пластах при бурении с высокой скоростью, установки роликового расширителя низкого трения в компоновке низа бурильной колонны для уменьшения некоторых вибраций, и/или изменения числа звеньев утяжеленных бурильных труб или толстостенных бурильных труб, используемых в бурильной компоновке для снижения некоторых вибраций. Другие примеры возможных изменений рассматриваются для фиг. 5А-7К.
Затем изменения в буровых работах могут быть задокументированы на этапе 316. Документирование может включать в себя сохранение изменений в буровых работах в базе данных, сервере или другом подобном месте с возможностью доступа для персонала, связанного с буровыми системами 102а-102п. Затем выполняется определение, достигнута ли проектная глубина, как показано на этапе 318. Проектная глубина может быть специфическим подземным объектом, таким как подземные коллекторы 108а-108п, или заданной подземной точкой заложения скважины, которую скважине надлежит достичь. Однако следует заметить, данные удельной механической энергии и других измерений могут использоваться при проработке ствола скважины для проведения каротажа, развертывании обсадной колонны до забоя перед цементированием, во время капитального ремонта скважин, для таких работ как разбуривание пробок и других материалов в скважине. То есть технология ускоренного бурения может перекрывать работы по цементированию и заканчиванию, или любые последующие восстановительные работы в течение срока службы скважины или скважин на месторождении. Если проектная глубина не достигнута, данные скважины могут быть проанализированы вновь на этапе 304. Этот повторный анализ данных скважины может выполняться непрерывным способом для увеличения скорости проходки разрешением проблем ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, как рассматри
- 8 013360 валось выше. Это означает, что составные части буровой системы могут меняться один или несколько раз для скважины за время этого процесса. Например, буровые работы могут включать в себя два, три, четыре или больше изменений для подавления или удаления различных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. Однако если проектная глубина достигнута, тогда технологический процесс для оптимизации показателей работы по скважине может закончиться на этапе 320. Если последующие или одновременно бурящиеся скважины подлежат бурению, сохраненные данные могут дополнительно анализироваться для помощи в выборе составных частей или технологических режимов бурения для других скважин.
На фиг. 4 показан пример системы 400, используемой с буровыми системами 102а-102п, показанными на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящих технологий. В этой системе 400 устройство 402 инженерного обеспечения и устройства 404а-404п инженерного обеспечения могут соединяться вместе посредством первой сети 410. Устройство 402 инженерного обеспечения может использоваться для мониторинга одного или нескольких устройств 404а-404п инженерного обеспечения буровых систем, каждое из которых соединяется с одной из буровых систем 102а-102п и соответствующими скважинами 104а-104п.
Устройство 402 инженерного обеспечения и устройства 404а-404п инженерного обеспечения могут быть переносными компьютерами, настольными компьютерами, серверами или другими устройствами на основе компьютерных процессоров. Каждое из этих устройств 402 и 404а-404п может включать в себя монитор, клавиатуру, компьютерную мышь и другие интерфейсы пользователя для взаимодействия с пользователем. Дополнительно устройства 402 и 404а-404п могут включать в себя приложения, которые предоставляют пользователю соответствующего устройства возможность видеть данные удельной механической энергии и других измерений, которые рассматриваются дополнительно ниже. Например, подрядчики, которые создают оборудование и программное обеспечение для мониторинга данных бурения на забое скважины или на поверхности, могут видоизменять существующие системы, чтобы также отображать данные удельной механической энергии и другую информацию вместе с глубиной или временем. Примеры подрядчиков, которые могут предоставить такое отображение данных, включают подрядчиков каротажа в процессе бурения, отслеживания вибраций на забое скважины, геотехнического контроля, получения данных на поверхности и бурения. В этой связи, каждое из устройств 402 и 404а-404п может включать память для хранения данных и другие приложения, такие как жесткий диск, дискеты и компакт-диски и другие оптические носители, магнитные ленты и тому подобное.
Поскольку каждое из устройств 402 и 404а-404п может располагаться в различных географических точках, таких как различные буровые площадки, здания, города или страны, сеть 410 может включать в себя разные устройства (не показаны), такие, например, как маршрутизаторы, переключатели, мосты. Также сеть 410 может включать в себя одну или несколько локальных вычислительных сетей, глобальные вычислительные сети, сети устройств хранения данных, региональную вычислительную сеть, спутниковые сети и комбинации этих сетей различного типа. Устройства 402 и 404а-404п могут осуществлять связь через первое средство связи, такое как ΙΡ, ΌθοΝΕΤ или связь другого подходящего протокола. Возможности подключения и использования сети 410 устройствами 402 и 404а-404п могут быть понятны специалисту в области техники.
Вдобавок, с осуществлением связи друг с другом каждое из устройств 404а-404п может соединяться с измерительными устройствами 406а-406п с помощью отдельной сети, такой как сети 408а-408п буровых систем. Эти сети 408а-408п могут включать в себя различные устройства (не показаны), такие, например, как маршрутизаторы, переключатели, мосты, которые обеспечивают осуществление связи одного из измерительных устройств 406а-406п с соответствующими устройствами 404а-404п. Эти измерительные устройства 406а-406п могут быть инструментами, развернутыми в соответствующих скважинах 104а-104п для мониторинга и измерения некоторых параметров, таких как частота вращения, крутящий момент, давление, вибрация и тому подобных. Например, измерительные устройства 406а-406п могут включать в себя скважинные бурильные инструменты, используемые для управления направленным бурением или каротажем, такие как компоновки наведения для вращательного бурения, забойные двигатели с отклонением корпуса, инструменты мониторинга вибрации, инструменты каротажа в процессе бурения, наземные системы мониторинга вибрации и наземные датчики, устанавливаемые для мониторинга разнообразных действий на поверхности. Эти инструменты могут включать в себя акселерометры, постоянно измеряющие вибрацию по трем осям. Соответственно, устройства 404а-404п и 406а-406п могут осуществлять связь посредством протокола связи и/или второго протокола связи для обмена данными измерений. Совместимость и использование сетей 408а-408п устройствами 402 и 404а-404п и 406а406п могут быть понятны специалистам в области техники.
Выгодно то, что использование этих устройств 402 и 404а-404п может обеспечивать пользователя данными удельной механической энергии и других измерений, которые рассматривались выше. Для дополнительного описания предоставления и использования данных ниже приводятся разнообразные конкретные примеры. В этих примерах использования данных удельной механической энергии в масштабе реального времени могут использоваться вместе с данными других измерений для определения ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, для буровой системы,
- 9 013360 такой как одна из буровых систем 102а-102п. В частности, на фиг. 5Ά-5Ό показан мониторинг буровой системы, которая сталкивается с налипанием выбуренной породы на инструмент на забое. На фиг. 7А-7К показан мониторинг буровой системы, которая сталкивается с различными вибрационными ограничителями и ограничителями, связанными с износом долота.
Соответственно, поскольку кривая удельной механической энергии зависит от частоты вращения и осевой нагрузки на долото, данные для составления уравнения могут быть измерены измерительным устройством 406а и подаваться на устройство 404а буровой системы через сеть 408а. По ходу бурения подсчитанная кривая удельной механической энергии отображается вместе с данными других измерений, такими как частота вращения, крутящий момент, механическая скорость проходки, осевая нагрузка на долото, давление на буровом насосе и/или интенсивность притока в форме кривых. Каждая из этих кривых может строиться на шкале времени или шкале метража (то есть глубины) и отображаться на мониторе, связанном с буровой системой 102а. Альтернативно, эти кривые могут также предоставляться персоналу, находящемуся вне площадки, например инженеру по бурению, использующему устройство 402 с обновлением данных каждые 15 с. Соответственно, фиг. 5А-7К могут быть лучше поняты при одновременном изучении с фиг. 1 и 4.
На фиг. 5А показан пример индикаторной диаграммы данных удельной механической энергии, отображаемых вместе с данными других измерений для пользователя на буровой системе 102а. В этой индикаторной диаграмме, обозначенной цифрой 500, кривая 502 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 504 частоты вращения, кривая 506 крутящего момента, кривая 508 механической скорости проходки, кривая 510 осевой нагрузки на долото и кривая 512 притока на шкале 516 глубины. Эти кривые 502-512 используются вместе для идентификации неэффективности долота и увеличения скорости бурения. Альтернативные формы отображения могут также включать в себя кривые, показывающие дополнительные данные, такие как вибрации, положение крюка, скважинное давление циркуляции и температуру в скважине.
Показанный на фиг. 5А интервал скважины 104а бурится способом, одинаковым с бурением предшествующих соседних скважин. Интервал бурится буровым долотом 110а с фрезерованными зубьями 11-7 стандарта Международной Ассоциации Буровых Подрядчиков, с осевой нагрузкой на долото 20 тысяч фунтов и буровым раствором на водной основе. Слои бурящейся породы являются мягкими с прочностью и песчаной, и глинистой породы 3-5 тысяч фунтов/квадратный дюйм. Если буровое долото эффективно, кривая 502 удельной механической энергии должна быть прямой линией с величиной около 35 тысяч фунтов/квадратный дюйм. Вместо этого кривая 502 удельной механической энергии поднимается до значений, превышающих 25 тысяч фунтов/квадратный дюйм в глинах, и опускается до 5 тысяч фунтов/квадратный дюйм в песках. В результате, буровая система 102а использует для бурения глин количество энергии, одинаковое с количеством энергии для бурения породы с прочностью на сжатие около 25 тысяч фунтов/квадратный дюйм, хотя прочность породы составляет 3-5 тысяч фунтов/квадратный дюйм. Эта зарегистрированная проблема неэффективности долота или потери энергии может быть устранена корректирующими действиями оператора.
В настоящей технологии на основе удельной механической энергии и данных измерений выполняется определение мер совершенствования буровых работ в этой и последующих скважинах, таких как скважины 104Ь-104п. Например, поскольку отложение глинистой выбуренной породы счищается с поверхности бурового долота 110а, когда оно входит в песок, режущая структура опять становится эффективной, и механическая скорость проходки вновь поднимается до примерно 350 футов/ч, в то время как кривая 502 удельной механической энергии снижается до величин, близких к прочности породы. Соответственно ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки для этой буровой системы 102а, оказывается налипание разбуренной породы на долото, поскольку вооружение долота оказывается заполненным отходами в глинах, которые стремятся налипнуть на буровое долото, при этом очищаются надлежащим образом в песках. С помощью изменения конструкции составляющих частей бурения для использования долота с поликристаллическими алмазными вставками и усовершенствованной гидравлики последующие буровые системы 102Ь-102п могут увеличить скорость бурения в последующих скважинах, таких как скважины 104Ь-104п.
В качестве второго примера, показанного на фиг. 5В, данные удельной механической энергии и других измерений могут использоваться с систематизированными испытаниями для увеличения скорости бурения скважины, такой как скважина 102а. На фиг. 5В показан второй пример индикаторной диаграммы, создаваемой в буровой системе, показанной на фиг. 1, для случая снижения механической скорости проходки при налипании разбуренной породы на долото согласно некоторым аспектам настоящей технологии. В этой индикаторной диаграмме, обозначенной в данном документе цифрой 520, используются систематизированные испытания как часть режимов бурения для идентификации ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. На фиг. 5В кривая 522 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 524 частоты вращения, кривая 526 крутящего момента, кривая 528 механической скорости проходки, кривая 530 осевой нагрузки на долото и кривая 532 давления на насосе и/или кривая 534 притока на шкале 536 глубины. Каждая из этих кривых 522-534 используется вместе с систе
- 10 013360 матизированными испытаниями для идентификации ограничителей по налипанию выбуренной породы на долото на забое и увеличения скорости бурения.
На фиг. 5В показано бурение интервала в скважине 104а после разбуривания под обсадной колонной кондуктора с долотом 8-1/2 с буровым раствором на водной основе. В этой скважине 104а выполнялось «испытание удельной механической энергии весом» на глубине около 2000-2100 футов, при котором осевая нагрузка на долото увеличивалась с 5 до 11 тысяч фунтов с добавлением по 2 тысячи фунтов, а затем выполнялось испытание «удельной механической энергии частотой вращения» на глубине около 2130-2300 футов, при котором частота вращения увеличивалась с 60 до 120 об/мин. При испытании удельной механической энергии весом на кривой 522 удельной механической энергии наблюдались повышения величины удельной механической энергии, соответствующие повышениям на кривой 530 осевой нагрузки на долото, которые могли указывать на то, что буровая система 102а достигла ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки. При испытании удельной механической энергии частотой вращения на кривой 522 изменения удельной механической энергии наблюдались повышения величины удельной механической энергии, соответствующие повышениям на кривой 524 частоты вращения, которые могут показывать, что буровая система 102а достигла ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки.
В результате этих испытаний выяснилось, что значения на кривой 522 удельной механической энергии не меняются во время испытания удельной механической энергии весом и частотой вращения. То есть, что буровое долото 110а работало с одинаковой эффективностью при 100 и 200 фут/ч с различной осевой нагрузкой на долото и при 400 фут/ч с разной частотой вращения. То есть этими систематизированными испытаниями установлено, что буровое долото продолжает эффективно работать и работает ниже ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки. Вдобавок к подтверждению, что буровое долото продолжает эффективно работать, низкая удельная механическая энергия показывает, что дополнительное увеличение осевой нагрузки на долото, вероятно, вызовет линейное увеличение механической скорости проходки. При этом высокие величины на кривой 522 удельной механической энергии около отметки 1800 футов с предыдущим буровым долотом показывают, что на зубья бурового долота 110а налипает выбуренная порода в глинах. А это значит, что гидравлика на буровой системе 102а может быть изменена на этой или следующей скважине с тем, чтобы повысить скорость бурения до 500 фут/ч по всему эксплуатационному стволу. Соответственно, систематизированные испытания вместе с данными удельной механической энергии и других измерений могут использоваться для дополнительного совершенствования буровых работ. Если удельная механическая энергия не меняется при корректировке осевой нагрузки на долото или частоты вращения, это показывает, что буровая система работает эффективно, и осевая нагрузка на долото дополнительно повышается. Если удельная механическая энергия демонстрирует постепенно нарастающее изменение, с превышением возможного изменения прочности породы на сжатие, когда корректируется осевая нагрузка на долото или частота вращения, становится известным, что долото находится в состоянии снижения механической скорости проходки, и оператором буровой системы могут предприниматься действия по устранению соответствующих проблем. Также могут изменять оборудование и системы, когда такая возможность возникает.
На фиг. 5С показан третий пример индикаторной диаграммы, создаваемой в буровой системе, показанной на фиг. 1, для случая снижения скорости проходки из-за налипания выбуренной породы на долото согласно некоторым аспектам настоящей технологии. В этой индикаторной диаграмме, обозначенной в данном документе цифрой 540, умеренное налипание выбуренной породы на долото было идентифицировано как ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. На фиг. 5С кривая 542 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 544 частоты вращения, кривая 546 крутящего момента, кривая 548 механической скорости проходки, кривая 550 осевой нагрузки на долото, кривая 552 гамма-каротажа и кривая 554 давления на насосе и/или кривая 556 притока на шкале 558 глубины. Эти кривые 542-556 используются вместе для идентификации создаваемых налипанием выбуренной породы на долото на забое ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
На фиг. 5С показана кривая 542 удельной механической энергии в скважине 104а в интервале 121/4. В этом примере буровая система использует такое количество энергии, как если бы мягкая порода имела прочность на сжатие 25 фунтов/квадратный дюйм. На глубине около 5100 футов оператор определил, что потеря энергии произошла в результате умеренного налипания выбуренной породы на долото, и уменьшил осевую нагрузку на долото с 25 примерно до 8 тысяч фунтов. После изменения осевой нагрузки на долото кривая 542 изменения удельной механической энергии пошла вниз, что показывает увеличение эффективности долота, а механическая скорость проходки повысилась с 80 до 100 фут/ч. Используя данные удельной механической энергии и других измерений, оператор смог повысить скорость бурения, применив удельную механическую энергию как индикатор показателя работы.
В этом примере операторы буровой системы 102а смогли использовать данные удельной механической энергии и других измерений для определения некоторых уровней показателей буровых работ. Затем
- 11 013360 операторы могут корректировать параметры работы и наблюдать изменения в кривой 542 удельной механической энергии. Соответственно, параметры работы могут корректироваться вновь с такими наладочными параметрами, при которых кривая 542 удельной механической энергии находится на минимальной величине, или около нее.
Когда параметры работы оптимизированы по удельной механической энергии, может рассматриваться изменение буровой системы 102а для обеспечения дополнительного совершенствования скорости бурения или механической скорости проходки, как рассматривалось выше. Например, после того, как операторы определили, что налипание шлама на долото происходило в мягких известняках, составляющие части бурения, такие как промывочные сопла и интенсивность притока, модифицируются для достижения большей гидравлической мощности на единицу площади, возможной с имеющимся в наличии буровым оборудованием. Гидравлическая мощность на буровом долоте может меняться либо увеличением интенсивности притока через буровое долото, или уменьшением размера промывочного сопла с тем, чтобы увеличивался перепад давления и скорость для данного притока. Обе модификации потребляют имеющуюся мощность насоса. В общем, на интенсивность притока обращается особое внимание в наклонно-направленных скважинах, где очистка ствола является приоритетом. Например, поскольку насосы уже работали на контрактной выходной мощности, когда наблюдалось налипание выбуренной породы на долото на забое, интенсивность притока была уменьшена, чтобы предоставить возможность повысить перепад давления на промывочном сопле и мощность на единицу площади. С улучшенной гидравликой, точка, при появлении которой начинает падать механическая скорость проходки вследствие налипания выбуренной породы на долото на забое, поднялась, предоставив возможность постоянного приложения осевой нагрузки на долото 25-45 тысяч фунтов, существенно отличающейся от предшествующей нагрузки 5-25 тысяч фунтов.
На фиг. 5Ό показан четвертый пример индикаторной диаграммы, создаваемой в буровой системе, показанной на фиг. 1 для случая падения механической скорости проходки вследствие налипания выбуренной породы на долото на забое согласно некоторым аспектам настоящей технологии. В этой индикаторной диаграмме, обозначенной в данном документе цифрой 560, налипание выбуренной породы на долото на забое было вновь идентифицировано как ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. На фиг. 5Ό кривая 562 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 564 частоты вращения, кривая 566 крутящего момента, кривая 568 механической скорости проходки, кривая 570 осевой нагрузки на долото и кривая 572 давления на насосе и/или кривая 574 притока на шкале 576 глубины. Каждая из этих кривых 562-574 вновь используется вместе с другими для идентификации ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки вследствие налипания выбуренной породы на долото на забое и увеличения скорости бурения.
На фиг. 5Ό показана кривая 562 удельной механической энергии в скважине 104а для буровой системы 102, использующей буровое долото 110а и гидравлическую систему, установленную на исходную гидравлическую мощность на единицу площади 5,2 л.с./квадратный дюйм. Ранее скважина 104а бурилась с зарегистрированной скоростью со средней механической скоростью проходки около 150 фут/ч. Однако поскольку операторы наблюдали повышение значений на кривой 562 удельной механической энергии для некоторых глубин между 2200 футов и 2400 футов, операторы определили, что на буровом долоте 110а имеется налипание выбуренной породы на долото на забое. Соответственно, буровое долото заменили таким, гидравлика которого имеет промывочное сопло для мощности на единицу площади 11,5 л.с./квадратный дюйм. После доработки гидравлики наблюдалось, что в интервале между 2400 и 2600 футов значение на кривой 562 удельной механической энергии было приблизительно равно прочности породы на сжатие. В результате, механическая скорость проходки в песках и глинах увеличилась до более чем 350 фут/ч на следующих 3000 футах.
На фиг. 6 показан пример индикаторной диаграммы, создаваемой в буровой системе, показанной на фиг. 1, для случая налипания выбуренной породы в забое согласно некоторым аспектам настоящей технологии. В этой индикаторной диаграмме, обозначенной в данном документе цифрой 600, данные удельной механической энергии и других измерений используются с различной гидравликой для определения ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. На фиг. 6 кривая 602 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 604 механической скорости проходки, кривая 606 частоты вращения, кривая 608 крутящего момента, кривая 610 осевой нагрузки на долото, кривая 612 веса на крюке, кривая 614 давления на насосе, кривая 616 процента притока и/или кривая 618 притока на шкале 620 времени. Каждая из этих кривых 602-618 вновь используется вместе с другими для идентификации ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
На фиг. 6 показана кривая 602 удельной механической энергии в интервале скважины 104а для бурового долота 110а на 7-7/8с твердосплавными вставками. Этим буровым долотом 110а выполняется бурение подземного пласта, имеющего прочность породы 25 тысяч фунтов/кв.дюйм с буровым раствором на водной основе. На этой индикаторной диаграмме 600 кривая 602 удельной механической энергии
- 12 013360 поднимается почти до 800 тысяч фунтов/кв.дюйм, указывая, что ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, сдерживает механическую скорость проходки. Поскольку обычно налипания выбуренной породы на долото на забое в очень твердых породах не происходит, и кривая 602 удельной механической энергии не показывает спорадических колебаний, которые обычно указывают на вибрацию, ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, может являться налипанием выбуренной породы на забой скважины (образование сальника). То есть буровое долото 110а по-видимому вращается в материале, который удерживается на забое ствола скважины градиентом давления, и фактически долото не имеет контакта с породой под этим мелко перемолотым материалом. Бурильная система на следующей скважине была заменена на систему с долотом другого типа и высокоскоростной турбиной, которая является более эффективной для условий образования сальника на забое скважины. Наблюдение кривой удельной механической энергии предоставило возможность понять суть проблемы, и количественное определение степени серьезности обеспечило то, что другая бурильная система явилась экономически оправданной.
В дополнение к образованию сальника на забое скважины и налипанию выбуренной породы на долото на забое, примеры которых рассмотрены выше, другим ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, и который привносит неэффективность в работу бурильной системы, являются вибрации. Как отмечалось выше, вибрации имеют тенденцию генерировать широкий разброс значений крутящего момента и удельной механической энергии. Вибрации являются одним из основных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, которые сдерживают скорость бурения, и мониторинг данных вибрации вместе с данными удельной механической энергии может дополнительно совершенствовать процесс бурения.
Например, оператор бурильной системы 102а может изменить параметры бурения, такие как осевая нагрузка на долото, скорость вращения или другие рабочие параметры, и привести их к уровню эффективного бурения для подавления вибрационных эффектов. Добавление данных удельной механической энергии предоставляет возможность оператору ясно определить результат воздействия вибраций на эффективность работы бурильной системы и создает дополнительные возможности замены составляющих частей бурения. То есть данные удельной механической энергии могут использоваться для идентификации изменений конструкции для уменьшения или сдерживания влияния вибрации, ограничивающего скорость бурения скважины. Различные типы падения механической скорости проходки в результате вибрации и износа долота рассматриваются в следующих примерах, показанных на фиг. 7А-7К.
На фиг. 7А показан первый пример индикаторной диаграммы, создаваемой в буровой системе, показанной на фиг. 1, для случая падения механической скорости в результате вибрации проходки согласно некоторым аспектам настоящей технологии. В этой индикаторной диаграмме, обозначенной в данном документе цифрой 700, данные удельной механической энергии и других измерений используются для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для бурильной системы 102а. На фиг. 7А кривая 702 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 703 частоты вращения, кривая 704 крутящего момента, кривая 705 механической скорости проходки, кривая 706 осевой нагрузки на долото, кривая 707 давления на насосе и/или кривая 708 притока на шкале 709 глубины. Каждая из этих кривых 702-708 вновь используется вместе с другими для идентификации ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
На фиг. 7А показана серия испытаний удельной механической энергии весом и частотой вращения, проводившихся для породы прочностью 5-10 фунтов/кв.дюйм. Этот пример демонстрирует несколько обычно наблюдаемых режимов протекания вибраций, показанных кривой 702 удельной механической энергии и бурильными испытаниями, включавшими в себя изменение осевой нагрузки на долото. Как показано на этой индикаторной диаграмме 700, значения на кривой 702 удельной механической энергии первоначально были около 30-40 фунтов/кв.дюйм на глубине от 8100 до 8270 футов. Когда осевая нагрузка на долото на глубине 8270 футов была уменьшена, значения на кривой 702 удельной механической энергии уменьшились до диапазона 15-25 фунтов/кв.дюйм, а значения на кривой 705 механической скорости проходки увеличились. Затем на глубине 8500 футов значения на кривой 706 осевой нагрузки на долото были увеличены до первоначальных значений, в результате чего увеличились значения удельной механической энергии на кривой 702 и уменьшились значения на механической скорости проходки на кривой 705. На глубине 8580 футов осевая нагрузка на долото была уменьшена, и значения удельной механической энергии на кривой 702 поднялись над предшествующими уровнями.
Изменения осевой нагрузки на долото во время буровых работ предоставили оператору ценную информацию по показателям работы бурильной системы. Например, изменения осевой нагрузки на долото на интервале 8100 - около 8500 футов указывают на то, что происходило падение механической скорости проходки в результате вибрации, и вернулось при корректировке осевой нагрузки на долото. Дополнительно понижение осевой нагрузки на долото на интервале 8500-8650 футов указывает на то, что в скважине 104а имела место неадекватная глубина вруба или неблагоприятные вихревые движения. По данным буровых испытаний самые высокие значения механической скорости проходки обеспечиваются в диапазоне 12-15 тысяч фунтов. Дополнительно буровые испытания указывают на то, что подавление
- 13 013360 вибраций было причиной изменения механической скорости проходки, а не изменение прочности породы, потому как прочность породы не могла снизиться на 15 тысяч фунтов/кв.дюйм. Соответственно, для дополнительного увеличения скорости бурения может быть выполнено изменение конструкции составляющих частей бурения для устранения или сдерживания вибраций при осевой нагрузке на долото выше 15 тысяч фунтов.
На фиг. 7В показан второй пример использования данных удельной механической энергии совместно с данными других измерений для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 7В индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 710, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. На фиг. 7В кривая 712 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 713 частоты вращения, кривая 714 крутящего момента, кривая 715 механической скорости проходки, кривая 716 осевой нагрузки на долото, кривая 717 давления на насосе и/или кривая 718 притока на шкале 719 глубины. Каждая из этих кривых 712-718 вновь используется вместе с другими для идентификации вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
Фиг. 7В включает в себя испытания удельной механической энергии весом и частотой вращения, использовавшиеся для оценки показателей буровых работ в пласте с прочностью породы в диапазоне 510 фунтов/кв.дюйм. В этом примере диаметр ствола скважины 102а составляет 8-1/2 в породе с прочностью на сжатие 5 фунтов/кв.дюйм. Первоначальные значения на кривой 712 удельной механической энергии составляют около 250 фунтов/кв.дюйм с пиками около 500 фунтов/кв.дюйм на интервале от 9900 до 10100 футов. Как часть проведения испытания удельной механической энергии осевой нагрузкой на долото, осевая нагрузка на долото увеличивалась, а скорость вращения уменьшалась на глубине около 10200 футов, что типично для проведения подавления вихревых вибраций. В результате этого испытания значения удельной механической энергии на кривой 712 уменьшились, а значения механической скорости проходки на кривой 715 увеличились.
Изменения осевой нагрузки на долото и частоты вращения во время бурения предоставили оператору ценную информацию по показателям работы бурильной системы. Природа вибраций определяется по тому, как удельная механическая энергия реагирует на эти изменения параметров бурения. Например, кривая 712 удельной механической энергии на интервале 9900-10200 футов указывает на высокую потерю энергии, но не указывает на специфическую природу вибраций. Не было известно, что причиной является вихревое движение, пока не была увеличена осевая нагрузка на долото, и удельная механическая энергия уменьшилась, что является ожидаемой реакцией, если исходным условием является вихревое движение. Если в исходных условиях преобладали вибрации прихвата-проскальзывания, удельная механическая энергия и вибрационная потеря энергии должны были увеличиться. Некоторые из реакций механической скорости проходки могут объясняться без использования кривой 712 удельной механической энергии, поскольку значения механической скорости проходки обычно увеличиваются пропорционально с увеличением осевой нагрузки на долото. Однако реакция механической скорости проходки является непропорционально высокой в диапазоне 10200-10350 футов, и значения удельной механической энергии на кривой 712 уменьшались в этом же диапазоне. Соответственно, кривая 712 удельной механической энергии и значения на кривой 716 осевой нагрузки на долото и на кривой 715 механической скорости проходки указывают на то, что буровое долото не просто бурило быстрее вследствие увеличенной осевой нагрузки на долото, но было более эффективным. Таким образом, испытания удельной механической энергии осевой нагрузкой на долото и частотой вращения могут проводиться для подавления падения механической скорости проходки в результате вибрации или для создания дополнительного обоснования модификации буровой системы для увеличения скорости бурения.
В этом примере можно наблюдать исходное общее направление на кривой 712 удельной механической энергии, по которому значения удельной механической энергии, в общем, увеличиваются с глубиной. Это увеличение происходит вследствие увеличенного трения бурильной колонны, поскольку накопленный контакт между трубой и стенкой ствола скважины с глубиной увеличивается. Когда присутствуют большие потери на трение, значения удельной механической энергии могут превышать прочность породы. Это не мешает использованию данных удельной механической энергии, поскольку в описанном способе данные удельной механической энергии используются только как относительная индикация эффективности и вместе с данными других измерений. Если в параметрах работы проводятся изменения, и удельная механическая энергия понижается или увеличивается, процесс становится более или менее эффективным. Таким образом, относительная реакция значений удельной механической энергии используется для помощи в принятии оперативных решений, а не ее абсолютная величина.
На фиг. 7С показан третий пример использования данных удельной механической энергии вместе с данными других измерений для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 7С индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 720, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые ис
- 14 013360 пользуются для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. На фиг. 7С кривая 722 значений удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 723 частоты вращения, кривая 724 крутящего момента, кривая 725 механической скорости проходки, кривая 726 осевой нагрузки на долото, кривая 727 давления на насосе и/или кривая 728 притока на шкале 729 глубины. Каждая из этих кривых 722-728 используется вместе с другими для идентификации вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
Фиг. 7С включает в себя испытания удельной механической энергии весом и частотой вращения, используемые для оценки буровых работ в пласте с прочностью породы в диапазоне 1-10 фунтов/кв.дюйм. В этом примере вихревые вибрации происходят, когда буровое долото 110а, которое является высокопроизводительным долотом с поликристаллическими алмазными вставками, сталкивается с первым интервалом породы, имеющей прочность около 3-8 тысяч фунтов/кв.дюйм. В этом первом интервале значения на кривой 722 удельной механической энергии увеличились на более чем 50 тысяч фунтов/кв. дюйм, указывая на наступление вибрационного падения механической скорости проходки. Оператор увеличил осевую нагрузку на долото, чтобы поддержать уровень механической скорости проходки. Эта корректировка серьезно повредила буровое долото 110а на 100 футах бурения. Данные кавернометрии, собранные бурильной системой 102а для этого интервала, указывают на то, что вихревое движение бурового долота сформировало на этом интервале ствол скважины увеличенного размера.
При последующих буровых работах в той же скважине 104а другой пласт горной породы со сходными свойствами повстречался на 500 футов глубже первого интервала. На основании данных кривой 722 удельной механической энергии были уменьшены значения осевой нагрузки на долото и частоты вращения для предотвращения повреждения бурового долота 110а. После того, как значения удельной механической энергии на кривой 722 указали на то, что второй интервал пройден бурением, параметры бурения были возвращены на предшествующие уровни для продолжения буровых работ с оптимальными уровнями для скважины 104а. Когда буровое долото 110а было извлечено из скважины 104а после достижения проектной глубины, оказалось, что буровое долото 110а не повреждено. В этой связи, использование данных удельной механической энергии вместе с данными других измерений может быть целесообразным для указания специфических интервалов, на которых создаются ограничители, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки.
На фиг. 7Ό показан четвертый пример использования данных удельной механической энергии вместе с данными других измерений для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 7Ό индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 730, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. На фиг. 7Ό кривая 732 значений удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 733 вибраций и кривая 734 крутящего момента на шкале 735 глубины. Каждая из этих кривых 732-734 используется вместе с другими для идентификации вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
Фиг. 7Ό включает в себя другие аспекты настоящей технологии, которые могут использовать данные удельной механической энергии кривой 732 совместно с данными вибрационной кривой 733 для увеличения скорости бурения. До последнего времени немногие из инструментов мониторинга вибрации передавали предупреждающие сигналы о вибрации от уровня, когда наблюдались ускорения 25-50д (ускорения свободного падения), поскольку вибрации такого уровня могли повредить составляющие части бурения или инструменты. Следовательно, многие операторы, по существу, не обеспокоены тем, что вибрации могут ограничивать механическую скорость проходки.
Дополнительно, в то время как налипание выбуренной породы на долото легко распознается и может подавляться различными технологиями, вибрации часто менее заметны и труднее отличимы от изменений прочности породы на сжатие. Также вибрационные тенденции могут меняться такими факторами как литология, гидростатическое давление бурового раствора и другими, которые могут включать в себя частые изменения осевой нагрузки на долото и частоты вращения. Результатом этой комплексности, которая может повлечь за собой непрерывный анализ сложных взаимоотношений, является то, что вибрации трудно регистрировать и надлежащим образом разрешать их проблемы с помощью изменения конструкции буровой системы.
В этом примере, как показано на вибрационной кривой 733, амплитуда вибраций, которая может снизить величины на кривой 734 механической скорости проходки, может быть небольшой. Корреляционная связь между кривой удельной механической энергии и вибрационной кривой 733 ясно показана на глубинах от 8200 до 8450 футов. Уровни вибраций, вызывающие неэффективность, обычно меньше чем 3 д. В частности, амплитуды вибраций на глубинах от 8350 до 8400 футов являются сравнительно высокими, в то время как значения удельной механической энергии на кривой 732 остаются сравнительно низкими. Эти вариации амплитуды могут указывать на прихват-проскальзывание, который может быть
- 15 013360 формой крутильной вибрации, рассмотренной выше. Соответственно, комбинация данных вибрации и данных удельной механической энергии обеспечивает техническое понимание ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, который не всегда очевиден при оценке данных вибрации и данных удельной механической энергии по отдельности. Соответственно, на основании комбинации информации такого типа, изменения конструкции составляющих частей бурения могут быть экономически оправданными для увеличения скорости бурения.
На фиг. 7Е показан пятый пример использования данных удельной механической энергии совместно с данными других измерений для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 7Е индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 740, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а.
В частности, кривая 742 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 743 крутящего момента, кривая 744 осевой нагрузки на долото, кривая 745 давления на насосе, кривая 746 притока, кривая 747 осевых вибраций, кривая 748 поперечных вибраций, кривая 749 вибраций прихвата-проскальзывания и/или кривая 750 механической скорости проходки на шкале 751 времени. Каждая из этих кривых 742-750 вновь используется вместе с другими для идентификации вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
Фиг. 7Е включает в себя другие аспекты настоящей технологии, которые могут использовать данные удельной механической энергии кривой 742 вместе с данными вибраций, такими как данные кривой 747 осевых вибраций, кривой 748 поперечных вибраций и кривой 749 вибраций прихватапроскальзывания, для анализа и идентификации вибрационного падения механической скорости проходки. В этом примере бурильная система 102а включает в себя измерительное устройство 406а, которое является системой мониторинга внутрискважинных вибраций, которая была модифицирована, для отображения данных удельной механической энергии вместе с вибрационными данными в режиме реального времени. Первоначально значения на кривой 742 удельной механической энергии составляют около 50 тысяч фунтов/кв.дюйм в породе с прочностью на сжатие менее 30 тысяч фунтов/кв.дюйм. Эти повышенные значения удельной механической энергии могут связываться с силой трения бурильной колонны в наклонно-направленной скважине. Соответственно, корректировка параметров бурения может дать разъяснение для определения, является ли буровое долото эффективным. В момент времени 13:12 на шкале 751 времени осевая нагрузка на долото увеличивается от 12 до 14 тысяч фунтов, в результате чего значения удельной механической энергии на кривой 742 уменьшаются с 50 до примерно 40 тысяч фунтов/кв.дюйм, а значения механической скорости проходки на кривой 750 увеличиваются. Вдобавок к этим изменениям, значения поперечной вибрации на кривой 748 также уменьшаются, когда корректируется осевая нагрузка на долото. По мере постепенного увеличения осевой нагрузки на долото между точками 13:22 и 13:57 на шкале 751 времени значения удельной механической энергии на кривой 742 продолжали уменьшаться вместе с осевой нагрузкой на долото. Затем, в точке 13:57 на шкале 751 времени осевая нагрузка на долото увеличивается с уменьшением значений удельной механической энергии на кривой 742 и увеличением значений механической скорости проходки на кривой 750.
В этом примере изменения удельной механической энергии на кривой 742, поперечной вибрации на кривой 748 и механической скорости проходки на кривой 750 указывают на то, что ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, является вихревое движение. В частности, реакция кривых на изменения осевой нагрузки на долото указывает на то, что первоначально имело место падение механической скорости проходки бурового долота 110а, и оно стало более эффективным по сравнению с повышением осевой нагрузки на долото. Если эффективность бурового долота не менялась, значения удельной механической энергии на кривой 742 должны были не меняться. Также изменения значений механической скорости проходки на кривой 750, составляющие около 100%, являются непропорциональными повышениям значений осевой нагрузки на долото на кривой 744, составляющим около 16%. Это непропорциональное увеличение является результатом того, что использование бурового долота становится существенно более эффективным при повышенной осевой нагрузке на долото. Дополнительно значения поперечной вибрации на кривой 748 подтверждают первоначальный уровень вихревого движения, которое было уменьшено до минимального значения, когда осевая нагрузка на долото увеличивается. Также следует отметить, что инструменты мониторинга внутрискважинных вибраций не настроены на сообщение о слабых вибрациях долота, которые обычны для инструментов каротажа в процессе бурения. Преимуществом внутрискважинных акселерометров является точное указание типа происходящих вибраций, в то время как для определения вида вибрации по кривой 742 удельной механической энергии используется некоторое экспериментирование. При этом кривая 742 удельной механической энергии точно представляет степень вибрации, которая воздействует на показатель бурения. В этой связи, использование кривой удельной механической энергии вместе с вибрационными кривыми, такими как кривая 747 осевой вибрации, кривая 748 поперечной вибрации и кривая 749 вибрации прихвата-проскальзывания, является комплементарным.
- 16 013360
На фиг. 7Р показан шестой пример использования данных удельной механической энергии совместно с данными других измерений для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 7Р индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 760, включает в себя данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. В частности, кривая 762 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 763 частоты вращения долота, кривая 764 крутящего момента, кривая 765 осевой нагрузки на долото, кривая 766 веса на крюке, кривая 767 давления в стояке, кривая 768 притока, кривая 769 механической скорости проходки (в мин/фут), кривая 770 механической скорости проходки (в фут/ч) на шкале оси 771 глубины. Каждая из этих кривых 762-770 вновь используется вместе с другими для идентификации вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
В этом примере осевая нагрузка на долото первоначально составляла 25 тысяч фунтов, что является приемлемым весом для применения бурового долота с поликристаллическими алмазными вставками на 8-1/2. Значения на кривой 762 удельной механической энергии являются несоразмерными при 500 тысячах фунтов/кв.дюйм, что указывало на неэффективность в породе с прочностью 10 тысяч фунтов/кв.дюйм. Если пласт является более твердой породой, такой как ангидриты ΗίΐΕ и Κΐιηίΐ. доломиты и ангидриты КйиГГ, ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, являлось вихревое движение. Для выверки ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, осевая нагрузка на долото была постепенно увеличена до 35 тысяч фунтов, в то время как значения удельной механической энергии на кривой 762 уменьшились до 200 тысяч фунтов/кв. дюйм, и значения механической скорости проходки на кривой 770 увеличились от около 25 до 75 фут/ч. Поскольку осевая нагрузка на долото приблизилась к пределу, рекомендованному изготовителем, осевая нагрузка на долото дополнительно не увеличивалась, и добавочное подавление вихревого движения могло включать в себя изменение конструкции бурильной системы. Например, забойный двигатель с отклонением корпуса на 1,22° для наведения мог быть заменен на двигатель, настроенный на 0,78-1,0° для уменьшения вращательного дисбаланса, создающего некоторые тенденции вихревого движения. В некоторых интервалах могли быть видоизменены траектории и размеры цели бурения, чтобы предоставить возможность замены забойных двигателей с возможностью наведения на забойные двигатели высокого крутящего момента прямого бурения. Такие замены составляющих частей бурения могут повысить эффективность долота и скорость бурения. На фиг. 7С показан седьмой пример использования данных удельной механической энергии совместно с данными других измерений для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 7С индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 780, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а.
В частности, кривая 782 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 783 частоты вращения долота, кривая 784 крутящего момента, кривая 785 осевой нагрузки на долото, кривая 786 веса на крюке, кривая 787 давления в стояке, кривая 788 притока, кривая 789 обратного притока, кривая 790 осевой вибрации, кривая 791 поперечной вибрации, кривая 792 вибрации прихвата и проскальзывания, кривая 793 механической скорости проходки на шкале 794 глубины. Каждая из этих кривых 782-793 вновь используется вместе с другими для идентификации вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
В этом примере замена составных частей системы бурения расширяет ограничитель, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, и увеличивает скорость бурения. В частности, забойный двигатель с отклонением наведения на 0,78° поднят из скважины и заменен на забойный двигатель прямого бурения для ствола скважины 8-1/2. Как показано на фиг. 7С на глубине около 8400 футов значения удельной механической энергии на кривой 782 уменьшаются с около 80 до 30 тысяч фунтов/кв.дюйм, значения осевой нагрузки на долото на кривой 784 уменьшаются с 40 до 20 тысяч фунтов и значения механической скорости проходки на кривой 793 увеличиваются с 50 до более 100 фут/ч. Поскольку ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, является вихревое движение, замена забойного двигателя увеличивает механическую скорость проходки выше предшествующих уровней.
На фиг. 7Н показан восьмой пример использования данных удельной механической энергии совместно с данными других измерений для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 7Н индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 800, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для определения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает
- 17 013360 падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. В частности, кривая 802 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 803 частоты вращения, кривая 804 крутящего момента, кривая 805 осевой нагрузки на долото, кривая 806 частоты вращения долота, кривая 807 давления в стояке, кривая 808 интенсивности подачи насоса, кривая 809 осевой вибрации, кривая 810 поперечной вибрации, кривая 811 вибрации прихвата и проскальзывания, кривая 812 механической скорости проходки на шкале 813 глубины. Каждая из этих кривых 802812 вновь используется вместе с другими для идентификации вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
В этом примере используется буровая система 102а, имеющая измерительное устройство 406а для ствола скважины 12-1/4. Значения удельной механической энергии на кривой 802 указывают, что вибрации, которые являются крутильными вибрациями или вибрациями прихвата и проскальзывания, являются ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки для этого интервала буровой системы 102а. В частности, первоначальные значения удельной механической энергии на кривой 802 являются большими 100 тысяч фунтов/кв.дюйм, в то время как измерительное устройство, которое является внутрискважинным инструментом мониторинга вибраций, регистрирует высокий уровень вибрации прихвата и проскальзывания и умеренный уровень вихревого движения. Соответственно, на отметке около 5185 футов осевая нагрузка на долото уменьшается от около 45 до 35 тысяч фунтов, в результате чего уменьшаются значения удельной механической энергии на кривой 802 и значения вибрации прихвата и проскальзывания на кривой 811. Также значения механической скорости проходки на кривой 812 увеличиваются с 25 до более 200 фут/ч. Таким образом, данные вибрации и данные удельной механической энергии используются вместе для увеличения механической скорости проходки.
На фиг. 71 показан девятый пример использования данных удельной механической энергии совместно с данными других измерений для расширения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 71 индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 820, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для расширения вибрационных ограничителей, после прохождения которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. В частности, кривая 822 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 823 крутящего момента, кривая 824 осевой нагрузки на долото, кривая 825 веса на крюке, кривая 826 давления на насосе, кривая 827 притока, кривая 828 обратного притока, кривая 829 осевой вибрации, кривая 830 поперечной вибрации, кривая 831 вибрации прихвата и/или проскальзывания, кривая 832 механической скорости проходки на масштабной оси 833 времени. Каждая из этих кривых 822-832 вновь используется вместе с другими для идентификации вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
В этом примере используется буровая система 102а, включающая в себя данные от измерительного устройства 406а в скважине. Как показывают величины механической скорости проходки на кривой 822 и величины вибрации прихвата и проскальзывания на кривой 831, изменения величин осевой нагрузки на долото на кривой 824 уменьшают механическую скорость проходки. Это указывает на то, что ограничителем, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки, является вибрация прихвата и проскальзывания и вихревое движение умеренной величины, которые имеют место во время увеличения осевой нагрузки на долото. В то время как вибрации прихвата и проскальзывания могут подавляться увеличением скорости вращения, комбинация скорости вращения долота и осевой нагрузки на долото может быть сбалансирована с задачей не развивать вихревое движение или прихват и проскальзывание.
Дополнительно, хотя является возможным максимизировать механическую скорость проходки для этих ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, регулированием параметров бурения, может быть использовано изменение некоторых составляющих частей системы бурения для дополнительного увеличения механической скорости проходки. Например, другие изменения составляющих частей системы бурения могут включать в себя удлинение калибра долота для улучшения поперечной устойчивости, использование долотных центраторов, которые вращаются вместе с долотом в компоновках прямого бурения, вместо втулочных центраторов и использование забойных двигателей с высоким крутящим моментом, чтобы система не ограничивалась по градиенту давления на забойном двигателе, которыми вихревое движение эффективно подавляется.
Дополнительно, другие изменения составляющих частей системы бурения могут включать в себя придание конической и спиральной формы калибру долота, использование виброгасящих переводников, изменение расположения составляющих частей бурильной колонны, изменение реологии бурового раствора, или включение в состав бурового раствора добавок для видоизменения его поведения в условиях вибрации или изменение массы или жесткости составляющих частей бурильной колонны. Измерением успеха усилий по подавлению вихревого движения и прихвата-проскальзывания является улучшение категории прочности бурового долота, несмотря на высокую прилагаемую осевую нагрузку на долото.
На фиг. 71 показан десятый пример использования данных удельной механической энергии совме
- 18 013360 стно с данными других измерений для расширения вибрационных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. На фиг. 71 индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 840, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для расширения ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. В частности, кривая 842 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 843 частоты вращения, кривая 844 крутящего момента, кривая 845 частоты вращения долота, кривая 846 осевой нагрузки на долото, кривая 847 давления, кривая 848 притока, кривая 849 осевой вибрации, кривая 850 поперечной вибрации, кривая 851 вибрации прихвата-проскальзывания на шкале 852 времени. Каждая из этих кривых 842-851 вновь используется вместе с другими для идентификации ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, и увеличения скорости бурения.
В этом примере используется буровая система 102а, имеющая измерительное устройство 406а внутри ствола скважины. Первоначально значения удельной механической энергии на кривой 842 составляют около 10 тысяч фунтов/кв.дюйм. Осевая вибрация, как показывает кривая 849 осевой вибрации, имеет место, когда буровые работы сталкиваются с твердым интервалом пласта, таким как доломитовый пропласток. Осевая нагрузка на долото увеличена с 10 до 25 тысяч фунтов, и значение удельной механической энергии кривой 842 увеличилось на около 35 тысяч фунтов/кв.дюйм. Когда осевая нагрузка на долото была уменьшена до около 15-20 тысяч фунтов, значение осевой вибрации на кривой 849 уменьшилось и соответственно увеличилась механическая скорость проходки.
На фиг. 7К показан пример использования данных удельной механической энергии совместно с данными других измерений для определения износа долота. На фиг. 7К индикаторная диаграмма, обозначенная цифрой 860, представляет данные удельной механической энергии и данные других измерений, которые используются для определения ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки для буровой системы 102а. В частности, кривая 862 удельной механической энергии отображается вместе с кривыми данных других измерений, такими как кривая 863 частоты вращения, кривая 864 крутящего момента, кривая 865 механической скорости проходки, кривая 866 осевой нагрузки на долото, кривая 867 давления на насосе и/или кривая 868 притока на шкале 869 глубины. Каждая из этих кривых 862-868 вновь используется вместе с другими для идентификации налипания разбуренной породы на долото и увеличения скорости бурения.
Фиг. 7К включает в себя другие аспекты настоящих технологий, которые могут использовать данные удельной механической энергии кривой 862 для анализа и идентификации тенденций износа долота. В этом примере буровым долотом 110а является буровое долото с твердосплавными вставками на 8-1/2, используемое в пласте с прочностью породы 20 тысяч фунтов/кв. дюйм. В этом конкретном примере для наклонно-направленной скважины 104а были зарегистрированы высокий крутящий момент бурильной колонны и вибрации. Поскольку потребление энергии постоянно имеет тенденцию к стабильному увеличению на последних 50-100 футах проходки сработанным долотом, буровое долото имеет тенденцию к демонстрации эффективности в большинстве работ. Однако когда начинается срабатывание, режущий профиль быстро меняется, и долото становится неэффективным за меньшее время. Соответственно, как показывает кривая 862 удельной механической энергии, от около 11100 до 11170 футов значения удельной механической энергии на кривой 862 увеличиваются, в то время как значения механической скорости проходки на кривой 865 уменьшаются. После того как долото заменено, кривая 862 удельной механической энергии и кривая 865 механической скорости проходки стабилизируются за отметкой 11170 футов. Соответственно, знание оператором ожидаемого срока службы бурового долота вместе с удельной механической энергией и данными других измерений может быть использовано для увеличения скорости бурения посредством обхода ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки.
Следует отметить, что исследование данных удельной механической энергии и других измерений можно применять для разнообразных скважин. Например, такие скважины могут включать в себя вертикальные и наклонно-направленные. Дополнительно исследование данных удельной механической энергией и других измерений можно использовать для пород различных типов, различных глубин и буровых долот для бурения стволов скважин различного диаметра.
В другом варианте осуществления изобретения устройства 404а-404п буровых систем могут соединяться с другими составляющими частями буровых систем 102а-102п для автоматизирования процесса бурения. Например, многие параметры регулируются скоростью подачи бурильной колонны. Скорость, с которой колонна продвигается вперед, может использоваться для поддержания необходимых величин осевой нагрузки на долото, крутящего момента, механической скорости проходки и градиента давления на забойном двигателе. Соответственно, оператор буровой системы 102а-102п может использовать данные удельной механической энергии и других измерений для автоматизации управления буровыми работами. Устройства 404а-404п буровых систем могут выполнять различные испытания, такие как испытание удельной механической энергии осевой нагрузкой на долото и частотой вращения долота. Система, управляемая компьютером, может осуществлять постоянную интеграцию соответствующей области и использовать происходящие изменения как указание на необходимость изменения осевой нагрузки на
- 19 013360 долото или частоты вращения.
Также в другом варианте осуществления изобретения технологический процесс, показанный на фиг. 3, может включать в себя несколько дополнительных видоизменений этапов, показанных на фиг. 3, для использования технологического процесса для двух или более скважин. Например, на этапе 304 статистические данные удельной механической энергии и данные других измерений могут анализироваться для одной или нескольких предшествующих скважин для определения одного или нескольких из множества факторов, которые снижали скорость бурения предшествующих скважин. Затем, на этапе 306 могут выбираться составляющие части бурения или оборудование и режимы бурения для подавления таких факторов. Эти составляющие части бурения или оборудование и режимы бурения могут использоваться для начала бурения настоящей или запланированной скважины с использованием технологий подавления, как показано на этапе 308. В процессе бурения данные удельной механической энергии и данные других измерений могут наблюдаться для дополнительного видоизменения параметров бурения с возможностью регулирования, как показано на этапе 310. В результате, на этапе 312 ограничители, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, или факторы, ограничивающие скорость бурения настоящей скважины, могут регистрироваться и документироваться способом, идентифицирующим факторы, продолжающие ограничивать скорость бурения. Затем, на основании наблюдений может задаваться планируемое подавление одного или множества таких факторов. Данный фактор может подавляться, или проблемы, с ним связанные, могут разрешаться заменой составляющих частей или режимов бурения в этой или последующей скважине. Этот процесс может повторяться для других последующих скважин на месторождении, что может быть частью программы.
Дополнительно в других вариантах осуществления изобретения данные удельной механической энергии вместе с данными других измерений могут отображаться в трех измерениях (3Ό). Например, данные удельной механической энергии могут отображаться при различных частотах вращения и осевых нагрузках на долото. В этом примере пики на отображении представляют комбинации двух параметров, которые обеспечивают эффективность бурового долота. По этой причине оператор может использовать эти данные в режиме реального времени, используя осевую нагрузку на долото и частоту вращения там, где удельная механическая энергия находится у нижней точки, для оптимизирования эффективности. Хотя пример приведен для частоты вращения и осевой нагрузки на долото, отображаться таким образом могут разнообразные параметры с использованием удельной механической энергии на оси Ζ для визуального показа результата воздействия на показатель работы.
При этом следует отметить, что трехмерное отображение данных удельной механической энергии и данных других измерений может использоваться для виртуального отображения любых параметров бурения и данных измерений, которые могут использоваться для совершенствования эффективности. Как отмечалось выше, ограничители, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки, являются, по существу, основой низкой производительности буровых работ. В конкретном примере известно, что гидравлика и осевая нагрузка на долото влияют на налипания разбуренной породы на долото. Соответственно, трехмерное отображение может создаваться при закачивании с данной низкой интенсивностью притока, затем с поэтапным увеличением осевой нагрузки на долото для наблюдения изменений данных удельной механической энергии. Затем интенсивность притока может увеличиваться, и осевая нагрузка на долото поэтапно повышаться, опять для наблюдения изменений данных удельной механической энергии. С этими данными может создаваться трехмерное отображение для оператора буровых систем для выбора интенсивности притока и осевой нагрузки на долото, которые обеспечивают оптимизированную механическую скорость проходки при поддержании низкой удельной механической энергии.
Эффективность трехмерного отображения проистекает из того факта, что имеется много наладочных параметров и факторов, которые могут влиять на механическую скорость проходки одновременно. Трехмерное отображение создает механизм для того, чтобы по меньшей мере два из них анализировались одновременно. Поскольку многие из этих взаимодействий сложны и трудно предсказуемы, особенно те, что относятся к вибрациям, отображение этих наладочных параметров и факторов относительно данных удельной механической энергии создает эффективный механизм для определения ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки. Соответственно, концепция отображения включает в себя, не в качестве ограничения, примеры сравнения параметров, таких как осевая нагрузка на долото и частота вращения, гидравлическая мощность и осевая нагрузка на долото, гидравлическое воздействие и осевая нагрузка на долото, интенсивность притока и осевая нагрузка на долото, гидравлическая мощность и частота вращения и/или градиент давления на забойном двигателе и частота вращения. Концепция отображения также может применяться к вибрационным ограничителям. То есть данные вибраций прихвата-проскальзывания, поперечных и осевых могут сравниваться с различными параметрами бурения и данными удельной механической энергии для обеспечения точного указания вибрационных ограничителей. В каждом примере величины двух параметров могут откладываться на осях X и Υ, а данные удельной механической энергии на третьей оси для обеспечения визуального отображения воздействия параметров на производительность буровой системы. Это может создавать оператору другие возможности для дополнительного увеличения скорости бурения.
- 20 013360
Вдобавок к трехмерному отображению, другие подобные системы отображения информации могут использоваться, чтобы показывать изменения данных удельной механической энергии на вертикальной оси, такие как выделение цветом, текстурой или тенями или интенсивностью штриховки. Эти различные системы отображения информации могут помогать оператору дифференцировать различные параметры для идентификации потенциальных ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки.
Дополнительно также следует отметить, что данные удельной механической энергии и других измерений могут использоваться в различных точках в бурении скважин. Например, данные удельной механической энергии и других измерений для первой скважины могут связываться с первым подземным пластом. Данные удельной механической энергии и других измерений, связанные с первой скважиной, могут использоваться для помощи в анализе второй скважины, которая бурится ко второму подземному пласту. Фактически, эти подземные пласты могут располагаться на разных месторождениях. При этом должно быть ясно, что данные удельной механической энергии и других измерений первой скважины могут быть использованы для скважины, бурящейся одновременно или последовательно на этом или другом месторождении. То есть скважина, которая сталкивается с аналогичными структурами или трендами пород в данных удельной механической энергии и других измерений, может анализироваться для обеспечения достоверных знаний в буровых работах и режимах в других скважинах.
Более того, использование данных удельной механической энергии и других измерений может продлеваться за достижение проектной глубины. Например, как отмечено выше, данные удельной механической энергии и других измерений могут использоваться при расширении ствола скважины для каротажных работ, расширении обсадной колонны к устью перед цементированием. Также эти данные могут использоваться для капитального ремонта скважин, включающего в себя разбуривание пробок в скважине или другого материала. При этом должно быть ясно, что процесс быстрого бурения распространяется на работы цементирования и заканчивания и любые последующие восстановительные операции в течение срока службы скважины или скважин месторождения.
Вдобавок, как отмечено выше, в буровых работах могут присутствовать ограничители, не связанные с долотами. Например, ограничители, не связанные с долотами, могут включать в себя производительность, с которой шлам может быть удален из ствола или обработан наземным оборудованием, скорость бурения, при которой инструменты каротажа в процессе бурения могут собирать данные подземных пластов, необходимость сдерживания осевой нагрузки на долото для управления направлением бурения, способность специфического бурового раствора эффективно изолировать поверхность проницаемого пласта, которая обнажается, расчетный крутящий момент используемого забойного двигателя, расчетный крутящий момент верхнего привода или ротора, ограничения по крутящему моменту скрепления труб бурильной колонны, способность ствола скважины выдерживать увеличенное давление циркуляции от шламовой нагрузки при высокой механической скорости проходки, пределы несения осевой нагрузки на долото забойным двигателем и неспособность передачи крутящего момента с поверхности на долото вследствие трения колонны о стенки ствола, адекватную обученность персонала для измерения, анализ распознавания и корректирования ограничителей механической скорости проходки, неэффективное отображение данных для предоставления возможности анализа и осуществления связи, невосприимчивость персонала к изменению и осознанию увеличения операционных рисков.
С идентификацией факторов, ограничивающих буровые работы, процессы, описанные выше, обеспечивают приоритет факторам ускорения совершенствований. Как отмечено выше, поскольку число факторов, таких как ограничители, связанные и не связанные с долотами, может быть большим, инженерные ресурсы, используемые в решении проблем конкретных ограничителей, могут варьироваться. Соответственно, для эффективного управления распределением ресурсов процесс может включать в себя способ установления очередности ограничителей в работах на площадке. Это установление очередности может быть лучше понято на следующем примере, показанном на фиг. 2.
Как показано на фиг. 2, при выполнении буровых работ осевая нагрузка на долото может увеличиваться. Если реакция механической скорости проходки является линейной, что может определяться наблюдением удельной механической энергии, долото является эффективным. Соответственно, можно продолжать увеличение осевой нагрузки на долото в буровых работах, пока не будет наблюдаться нелинейная реакция, или механическая скорость проходки не станет ограниченной по причине, не связанной с долотом. Для нелинейной реакции могут выполняться рабочие корректировки для минимизирования удельной механической энергии с работой ниже ограничителя, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки. Для ограничителей, связанных и не связанных с долотами, падение механической скорости проходки может идентифицироваться и документироваться для осуществления связи с другим персоналом, таким как инженерный. Затем конструкция буровой системы может изменяться для расширения идентифицированного ограничителя, и процесс может повторяться. Поскольку ограничители, связанные и не связанные с долотами, отрабатываются одинаково, буровые работы фокусируются на одном ограничителе с изменением усилий и ресурсов для дополнительного совершенствования работ. Соответственно, в этом процессе, для процесса изменения конструкции для данной скважины один ограничитель может идентифицироваться за один раз.
- 21 013360
Эффективным является концентрация усилий на заданном числе ограничителей, например одном, что помогает сосредоточить ресурсы на комплексных проблемах. Например, механическая скорость проходки в морских работах может ограничиваться скоростью доставки шлама на поверхность и его обратной закачки. Ограничитель не связан с оборудованием, а связан с необходимостью сдерживания роста высоты трещин заданным интервалом нагнетания. Этот пример является типичным для управления буровыми работами, эти работы имеют ограничение по неопределенности, и любое увеличение механической скорости проходки может вызывать эффективное управление или снижение влияния увеличения риска. Процесс управления механической скоростью проходки обеспечивает снижение влияния возрастающих рисков, и это оказывается особенно правильным в изменении ограничителей, не связанных с долотами.
Более того, в качестве еще одного усовершенствования технологии быстрого бурения может использоваться обучение или глобальная связь. Например, может разрабатываться обучение для гарантирования того, что каждый человек понимает ход работ, соответствующую роль и способен идентифицировать и снижать влияние ограничителя в режиме реального времени.
Соответственно, обучение персонала буровой может включать аспекты, управляемые на буровой, в то время как инженер может обучаться для понимания изменений конструкции оборудования в системе.
Глобальная связь может включать в себя обмен данными различных скважин в различных географических точках для совместного решения проблем буровыми операторами. То есть данные для материалов разного типа могут включать в себя общие характеристики для предположения, что бурение многих скважин сдерживается одинаковыми проблемами. Использование в ходе работ заключается в том, что если на одной скважине имело место продвижение в увеличении уровня ограничителя, такое или сходное решение может применяться для других скважин для устранения других ограничителей. Например, дисфункция «слабых вибраций» может иметь место в основном вследствие возникновения вихревого движения, поскольку пласты с глубиной становятся тверже. Поскольку это происходит по всему миру и со всеми типами долот, опыт работ на площадке и режимы снижения влияния, разработанные для вихревого движения на одной площадке, очевидно могут работать глобально.
Выгоды эффективного распространения знаний в глобальном масштабе особенно очевидны для ограничителей, не связанных с долотами. При многих условиях персонал буровой может работать в конкретном географическом регионе и считать, что местные условия работы являются уникальными. Когда разрабатывается или определяется решение по ограничителю, данные собираются и совместно используются в других буровых работах для корректировки глобальных буровых работ.
Более того, использование данных удельной механической энергии с другими данными может помочь на этапе проектирования других скважин. В частности, архивные графики удельной механической энергии могут быть получены из данных ручной цифровой коррекции и проанализированы для того, чтобы определить интервалы, на которых операции бурения были неэффективными. Каждый эксплуатационный инженер может анализировать эти данные удельной механической энергии совместно с другими данными, такими как графики вибраций в забое, для того, чтобы определить происхождение возможной неэффективной работы и по возможности снизить ее влияние. Ограничения, не связанные с долотами, могут также быть определены на интервалах, где данные удельной механической энергии показывают, что работа долота должна быть эффективной, и наблюдается управление бурением.
В качестве примера использование данных удельной механической энергии и других цифровых данных может вводиться и наблюдаться непрерывно на устройствах отображения информации на разнообразных буровых площадках во время бурения скважины. Работа бурильщика, кривильщика, инженера по каротажу в процессе бурения, специалиста по ГТН, инженера по сопровождению бурового раствора и другого персонала может координироваться для максимизирования механической скорости проходки. Если регистрируется фактор, ограничивающий буровые работы, персонал может определить причину по кривой удельной механической энергии и/или данным других измерений, чтобы реагировать надлежащим образом для снижения влияния конкретной дисфункции.
Ограничители документируются и рассматриваются персоналом с использованием электронной почты и телефонных конференций. Опыт показывает, что способность инженеров, находящихся вне буровой площадки, эффективно анализировать кривые удельной механической энергии, вибрации или другие цифровые данные имеет ограничения. Например, если цифровые данные показывают уменьшение осевой нагрузки на долото и одновременно увеличение удельной механической энергии, инженер, находящийся вне буровой площадки, может быть не способен определить, увеличилась ли удельная механическая энергия, поскольку уменьшилась осевая нагрузка на долото (указывая на возникновение вихревого движения), или что осевая нагрузка на долото уменьшилась, поскольку увеличилась удельная механическая энергия (указывая на то, что бригада пыталась подавить прихват-проскальзывание). Следовательно, персонал на буровой площадке становится ответственным за непрерывное документирование ограничителей механической скорости проходки.
После того как персонал на буровой площадке выполнил рабочие регулировки для расширения ограничителей механической скорости проходки, состояние оставшихся ограничителей сообщается проектировщикам для переделки конструкции. По мере возможности это происходит в режиме реального вре
- 22 013360 мени, и переделки конструкции выполняются во время рейсов для смены долота или тогда, когда это приемлемо. Для облегчения этого процесса оператор предоставляет цифровые данные в режиме реального времени (то есть данные удельной механической энергии, данные вибрации или другие данные) инженеру. Эти данные собираются и предоставляются в глобальный центр управления информацией, откуда распределяются инженерному и руководящему персоналу для использования на других скважинах. Соответственно, инженеры организованно получают документацию, чтобы оказывать помощь в изменении конструкций последующих скважин или изменениях во время проведения работ.
Этот процесс отличается от сложившейся в прошлом практики многими аспектами. Первое, записи в журнале отработки долот заменяются статистическим анализом удельной механической энергии. Второе, показатели работы оцениваются непрерывно по каждому футу проходки ствола бурящейся скважины вместо средней за 24 ч механической скорости проходки или общей наработки, которую показывают записи в журнале отработки долот. Это выполняется для регулирования показателей буровых работ в режиме реального времени. Третье, механическая скорость проходки продвигается с идентификацией специфических ограничителей и перепроектированием системы вместо поиска системы с лучшими показателями работы на основании эмпирического опыта данных ручной коррекции. Четвертое, статистическая кривая удельной механической энергии предоставляет возможность получения точных подтвержденных знаний, обеспечивающих надлежащее изменение конструкции. Наконец, идентификация и ограничителя, и возможного решения проблемы помогает регламентировать и поддерживать изменение конструкции на множестве скважин в течение продолжительного времени.
Поскольку настоящие технологии изобретения могут быть подвержены разнообразным модификациям и альтернативным формам, примеры вариантов осуществления изобретения, описанные выше, показываются в виде примера. Вместе с тем, следует также понимать, что изобретение не ограничивается вариантами осуществления, раскрытыми в этом описании. На самом деле, настоящим технологиям изобретения надлежит покрывать все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под сущность и объем изобретения, как это определяется следующей прилагаемой формулой изобретения.
Claims (23)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что:(а) идентифицируют месторождение углеводородов;(б) бурят по меньшей мере одну скважину к подземному объекту на месторождении для создания путей притока текучей среды для углеводородов к сооружению добычи, причем на этапе бурения (I) оценивают скорость бурения для одной из по меньшей мере одной скважины;(II) определяют ожидаемую эффективность буровых работ и (с) осуществляют добычу углеводородов из этой одной из по меньшей мере одной скважины, причем способ отличается тем, что бурение дополнительно заключается в том, что:(III) получают данные удельной механической энергии и других измерений во время бурения этой одной из по меньшей мере одной скважины;(IV) используют данные удельной механической энергии и других измерений для определения одного из множества ограничителей, ограничивающих скорость бурения;(V) корректируют буровые работы для снижения влияния этого одного из множества ограничителей;(VI) итерационно повторяют этапы Д)-(У) до тех пор, пока буровые работы не достигнут подземного объекта.
- 2. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что:(а) бурят множество скважин по меньшей мере к одному подземному объекту в месторождении для создания путей притока текучей среды углеводородов к сооружению добычи, причем на этапе бурения (I) оценивают скорость бурения для одной из множества скважин; и (б) осуществляют добычу углеводородов из одной из множества скважин, причем способ отличается тем, что бурение дополнительно заключается в том, что:(II) получают данные удельной механической энергии и других измерений во время бурения одной из множества скважин;(III) используют полученные данные удельной механической энергии и других измерений для определения одного из множества ограничителей, сдерживающих скорость бурения;(IV) корректируют буровые работы для снижения влияния этого одного из множества ограничителей, при появлении которого начинает падать механическая скорость проходки; и (V) итерационно повторяют этапы Щ-ДУ) до тех пор, пока буровые работы не достигнут подземного объекта.
- 3. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что:(а) оценивают скорость бурения для буровых работ скважины для обеспечения путей притока текучей среды для углеводородов из подземного объекта к сооружению добычи;(б) бурят скважину к подземному объекту и- 23 013360 (с) осуществляют добычу углеводородов из этой одной из по меньшей мере одной скважины, причем способ отличается тем, что бурение дополнительно заключается в том, что:(I) получают данные удельной механической энергии и других измерений во время бурения скважины;(II) используют полученные данные удельной механической энергии и других измерений для определения одного из множества ограничителей, сдерживающих скорость бурения;(III) корректируют буровые работы для снижения влияния этого одного из множества ограничителей, при появлении которых начинает падать механическая скорость проходки;(IV) повторяют этапы (а)-(с) до тех пор, пока буровые работы не достигнут подземного объекта.
- 4. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что:(а) бурят скважину к подземному объекту и (б) осуществляют добычу углеводородов из этой одной из по меньшей мере одной скважины, причем способ отличается тем, что бурение заключается в том, что осуществляют мониторинг данных удельной механической энергии вместе с данными вибрации в режиме реального времени для скважины во время бурения;сравнивают данные удельной механической энергии и данные вибраций с выданными ранее данными удельной механической энергии и данными вибрации для скважины, определяют по меньшей мере один из множества ограничителей, ограничивающих скорость бурения, по меньшей мере частично, на основании сравнения; и корректируют буровые работы, по меньшей мере частично, на основании определенных ограничителей, которые ограничивают скорость проходки, для увеличения скорости бурения.
- 5. Способ по п.4, в котором сравнение данных удельной механической энергии и данных вибрации с предварительно генерированными данными содержит корректировку параметров бурения для наблюдения влияния одного или более параметров бурения на один или более из данных удельной механической энергии и данных вибрации.
- 6. Способ по п.5, в котором параметры бурения содержат наладочные параметры осевой нагрузки на долото, наладочные параметры частоты вращения, наладочные параметры крутящего момента и любые их комбинации.
- 7. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что:(а) бурят скважину к подземному объекту и (б) осуществляют добычу углеводородов из этой одной из по меньшей мере одной скважины, причем способ отличается тем, что бурение заключается в том, что:(I) получают данные удельной механической энергии и других измерений для скважины одновременно с бурением скважины;(II) анализируют данные удельной механической энергии и других измерений для определения одного из множества ограничителей, сдерживающих скорость бурения; и (III) корректируют буровые работы, принимая во внимание один из множества ограничителей на основании анализа этапа (II) для увеличения скорости бурения;(IV) повторяют этапы (^-(Ш) по меньшей мере один раз дополнительно до тех пор, пока скважина не достигнет подземного пласта-коллектора.
- 8. Способ по п.7, в котором корректировка буровых работ содержит корректировку режимов бурения.
- 9. Способ по п.7, в котором этап, на котором корректируют буровые работы, включает в себя корректировку режимов бурения и корректировку параметров бурения, причем параметры бурения содержат, по меньшей мере, наладочные параметры осевой нагрузки на долото, наладочные параметры частоты вращения, наладочные параметры крутящего момента и любые их комбинации.
- 10. Способ добычи углеводородов, заключающийся в том, что:(а) бурят скважину к подземному объекту и (б) осуществляют добычу углеводородов из этой одной из по меньшей мере одной скважины, причем способ отличается тем, что бурение заключается в том, что анализируют статистические данные удельной механической энергии и других измерений предшествующей скважины для определения одного из множества исходных факторов, ограничивавших скорость бурения для предшествующей скважины;выбирают составляющие части и режимы бурения для снижения влияния по меньшей мере одного из множества исходных факторов;бурят текущую скважину с использованием этих составляющих частей и режимов бурения;наблюдают данные удельной механической энергии и других измерений во время бурения текущей скважины для по меньшей мере одного из множества ограничителей, которые сдерживают скорость проходки;используют данные наблюдений при выборе последующих составляющих частей и режимов бурения для снижения влияния по меньшей мере одного из множества ограничителей для последующей скважины; и- 24 013360 повторяют вышеуказанные этапы для каждой последующей скважины в программе сходных скважин.
- 11. Способ по п.10, дополнительно содержащий видоизменение параметров бурения во время бурения текущей скважины для идентификации по меньшей мере этого одного из множества ограничителей.
- 12. Способ по п.10, дополнительно содержащий документирование данных удельной механической энергии и других измерений способом, позволяющим осуществить идентификацию этого по меньшей мере одного из множества ограничителей, который продолжает ограничивать скорость бурения.
- 13. Способ по любому из пп.1, 2, 3, 7, 10, в котором данные других измерений являются данными вибрации.
- 14. Способ по любому из пп.4, 13, в котором данные вибрации содержат одно из следующего: данные осевой вибрации, данные поперечной вибрации, данные вибрации прихвата-проскальзывания и любые их комбинации.
- 15. Способ по любому из пп.4, 13, в котором предоставляют данные удельной механической энергии и данные вибрации оператору буровой системы, связанной с буровыми работами.
- 16. Способ по любому из пп.4, 13, 15, в котором отображают данные удельной механической энергии и данные вибрации оператору на индикаторной диаграмме, причем данные удельной механической энергии и данные вибрации отображаются на индикаторной диаграмме разными цветами.
- 17. Способ по любому из пп.13, 15, 16, в котором отображают данные удельной механической энергии вместе с данными вибрации оператору в трехмерном отображении.
- 18. Способ по любому из пп.1, 2, 3, 4, 7, в котором корректировка буровых работ содержит замену составляющих частей бурения в буровой системе.
- 19. Способ по п.18, в котором замена составляющих частей бурения содержит одно из следующего: замена бурового долота, замена гидравлики, увеличение длины калибра долота для улучшения поперечной стабильности, использование центраторов около долот, вращающихся с буровым долотом на компоновках прямого бурения, вместо втулочных центраторов, замена забойных двигателей, придание конической формы калибру долота, придание спиральной формы калибру долота, изменение реологии бурового раствора или включение в состав бурового раствора добавок для видоизменения протекания вибраций или изменение массы или жесткости составляющих частей бурильной колонны или любые их комбинации.
- 20. Способ по любому из пп.1, 2, 3, 4, 7, содержащий корректировку параметров бурения для наблюдения изменения данных удельной механической энергии, которые указывают по меньшей мере на один из множества ограничителей.
- 21. Способ по любому из пп.1, 2, 3, 4, 7, 10, в котором множество ограничителей содержит ограничения скорости бурения, не связанные с долотом.
- 22. Способ по любому из пп.1, 2, 3, 4, 7, 10, в котором множество ограничителей содержит одно или несколько из следующего: управление наведением в направленном бурении, очистка ствола скважины, каротаж в процессе бурения, скорость отбора данных, производительность вибросита, организация работ, ограничения по оборудованию обработки шлама и твердой фазы.
- 23. Способ по пп.1, 2, 3, 4, 7, 10, в котором множество ограничителей содержат одно или несколько из следующего: производительность удаления шлама из ствола скважины, производительность, с которой шлам обрабатывается наземным оборудованием, скорость бурения, при которой инструменты каротажа в процессе бурения могут собирать данные пласта, и способность специфического бурового раствора эффективно изолировать обнажаемые поверхности проницаемого пласта.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US73814605P | 2005-11-18 | 2005-11-18 | |
| US81723406P | 2006-06-28 | 2006-06-28 | |
| PCT/US2006/039345 WO2007073430A1 (en) | 2005-11-18 | 2006-10-05 | Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801359A1 EA200801359A1 (ru) | 2009-02-27 |
| EA013360B1 true EA013360B1 (ru) | 2010-04-30 |
Family
ID=38188993
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801359A EA013360B1 (ru) | 2005-11-18 | 2006-10-05 | Способ добычи углеводородов из подземных пластов (варианты) |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7896105B2 (ru) |
| EP (1) | EP1954915A4 (ru) |
| CN (1) | CN101305159B (ru) |
| AR (1) | AR057892A1 (ru) |
| AU (1) | AU2006327196B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0618732A2 (ru) |
| CA (1) | CA2629631C (ru) |
| EA (1) | EA013360B1 (ru) |
| MY (1) | MY146703A (ru) |
| NO (1) | NO20081624L (ru) |
| WO (1) | WO2007073430A1 (ru) |
Families Citing this family (139)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7857047B2 (en) | 2006-11-02 | 2010-12-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations |
| US7823655B2 (en) | 2007-09-21 | 2010-11-02 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Directional drilling control |
| GB2459581B (en) * | 2006-12-07 | 2011-05-18 | Nabors Global Holdings Ltd | Automated mse-based drilling apparatus and methods |
| US11725494B2 (en) | 2006-12-07 | 2023-08-15 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Method and apparatus for automatically modifying a drilling path in response to a reversal of a predicted trend |
| US7860593B2 (en) * | 2007-05-10 | 2010-12-28 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Well prog execution facilitation system and method |
| US8672055B2 (en) | 2006-12-07 | 2014-03-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Automated directional drilling apparatus and methods |
| US8121971B2 (en) | 2007-10-30 | 2012-02-21 | Bp Corporation North America Inc. | Intelligent drilling advisor |
| US7937223B2 (en) * | 2007-12-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis |
| CA2718803C (en) | 2008-03-28 | 2016-07-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| CA2934541C (en) | 2008-03-28 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US8256534B2 (en) * | 2008-05-02 | 2012-09-04 | Baker Hughes Incorporated | Adaptive drilling control system |
| US9222671B2 (en) | 2008-10-14 | 2015-12-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for controlling the products of combustion |
| US8510081B2 (en) | 2009-02-20 | 2013-08-13 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drilling scorecard |
| US8528663B2 (en) | 2008-12-19 | 2013-09-10 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Apparatus and methods for guiding toolface orientation |
| MX336605B (es) | 2009-06-05 | 2016-01-25 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sistemas de camara de combustion y metodos para usar los mismos. |
| MY157452A (en) * | 2009-08-07 | 2016-06-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Methods to estimate downhole drilling vibration amplitude from surface measurement |
| CA2767689C (en) | 2009-08-07 | 2018-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods based on at least two controllable drilling parameters |
| CN102472825A (zh) * | 2009-08-07 | 2012-05-23 | 埃克森美孚上游研究公司 | 使用目标函数的钻井咨询系统和方法 |
| EP2462475B1 (en) | 2009-08-07 | 2019-02-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to estimate downhole drilling vibration indices from surface measurement |
| EP2499332B1 (en) | 2009-11-12 | 2017-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Integrated system for power generation and method for low emission hydrocarbon recovery with power generation |
| US8232892B2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-07-31 | Tiger General, Llc | Method and system for operating a well service rig |
| BR122013000450A2 (pt) * | 2010-01-05 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services Inc | método e sistema de modelo de interação de broca e alargador |
| US9284799B2 (en) * | 2010-05-19 | 2016-03-15 | Smith International, Inc. | Method for drilling through nuisance hydrocarbon bearing formations |
| JP5913305B2 (ja) | 2010-07-02 | 2016-04-27 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 低エミッション発電システム及び方法 |
| TWI593878B (zh) | 2010-07-02 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制燃料燃燒之系統及方法 |
| MY164051A (en) | 2010-07-02 | 2017-11-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
| US9732673B2 (en) | 2010-07-02 | 2017-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
| US9903316B2 (en) | 2010-07-02 | 2018-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation |
| US9399950B2 (en) | 2010-08-06 | 2016-07-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for exhaust gas extraction |
| WO2012018457A1 (en) | 2010-08-06 | 2012-02-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
| US9535187B2 (en) * | 2010-09-02 | 2017-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Device and method to determine conductivity for high pressure-high temperature service |
| US8590635B2 (en) * | 2010-12-07 | 2013-11-26 | National Oilwell Varco, L.P. | Method and apparatus for automated drilling of a borehole in a subsurface formation |
| US10119545B2 (en) | 2013-03-01 | 2018-11-06 | Fluid Handling Llc | 3-D sensorless conversion method and apparatus for pump differential pressure and flow |
| US8700221B2 (en) | 2010-12-30 | 2014-04-15 | Fluid Handling Llc | Method and apparatus for pump control using varying equivalent system characteristic curve, AKA an adaptive control curve |
| US8854373B2 (en) | 2011-03-10 | 2014-10-07 | Baker Hughes Incorporated | Graph to analyze drilling parameters |
| TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
| TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
| TWI564474B (zh) | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
| TWI593872B (zh) | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
| US20120272174A1 (en) * | 2011-04-21 | 2012-10-25 | National Oilwell Varco, L.P. | System and method for drilling a borehole using streaming reference data |
| US20140196949A1 (en) * | 2011-06-29 | 2014-07-17 | University Of Calgary | Autodriller system |
| WO2013036357A1 (en) * | 2011-09-07 | 2013-03-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling vibration scoring system |
| US9436173B2 (en) | 2011-09-07 | 2016-09-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods with combined global search and local search methods |
| US9181792B2 (en) | 2011-10-05 | 2015-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for detecting and mitigating drilling inefficiencies |
| CN103046918B (zh) * | 2011-10-13 | 2015-06-03 | 中国石油天然气集团公司 | 一种钻井参数优化的方法和装置 |
| US9057245B2 (en) | 2011-10-27 | 2015-06-16 | Aps Technology, Inc. | Methods for optimizing and monitoring underground drilling |
| US9359881B2 (en) | 2011-12-08 | 2016-06-07 | Marathon Oil Company | Processes and systems for drilling a borehole |
| CN104024965B (zh) | 2011-12-16 | 2018-02-13 | 流体处理有限责任公司 | 用于可变速度泵控制的动态线性控制方法和装置 |
| WO2013095829A2 (en) | 2011-12-20 | 2013-06-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
| US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
| US10273880B2 (en) | 2012-04-26 | 2019-04-30 | General Electric Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
| US9784185B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-10-10 | General Electric Company | System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine |
| US9482084B2 (en) | 2012-09-06 | 2016-11-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods to filter data |
| SA113340567B1 (ar) | 2012-10-26 | 2015-07-07 | بيكر هوغيس انكوربوريتد | نظام وطريقة لمعالجة بيانات بئر باستخدام تحليل بيانات توبولوجية. |
| US9611756B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-04-04 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
| US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
| US9599070B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-03-21 | General Electric Company | System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10138815B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-11-27 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10215412B2 (en) | 2012-11-02 | 2019-02-26 | General Electric Company | System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| EA033474B1 (ru) * | 2012-11-13 | 2019-10-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Способ обнаружения нарушений нормального хода бурения |
| US9290995B2 (en) | 2012-12-07 | 2016-03-22 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drill string oscillation methods |
| US10208677B2 (en) | 2012-12-31 | 2019-02-19 | General Electric Company | Gas turbine load control system |
| US9581081B2 (en) | 2013-01-13 | 2017-02-28 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9512759B2 (en) | 2013-02-06 | 2016-12-06 | General Electric Company | System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
| TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
| EP2932031B1 (en) * | 2013-02-27 | 2022-06-15 | Landmark Graphics Corporation | Method and system for predicting drilling events |
| RU2637609C2 (ru) | 2013-02-28 | 2017-12-05 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Система и способ для камеры сгорания турбины |
| US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
| TW201500635A (zh) | 2013-03-08 | 2015-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 處理廢氣以供用於提高油回收 |
| US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
| CN105008499A (zh) | 2013-03-08 | 2015-10-28 | 埃克森美孚上游研究公司 | 发电和从甲烷水合物中回收甲烷 |
| US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
| TWI654368B (zh) | 2013-06-28 | 2019-03-21 | 美商艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體 |
| US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
| US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
| US9587510B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine sensor |
| US9903588B2 (en) | 2013-07-30 | 2018-02-27 | General Electric Company | System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9951658B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-04-24 | General Electric Company | System and method for an oxidant heating system |
| US10094210B2 (en) | 2013-10-01 | 2018-10-09 | Rocsol Technologies Inc. | Drilling system |
| DE112013007484T8 (de) | 2013-10-04 | 2016-08-18 | Landmark Graphics Corporation | Dynamisches Verfahren und Echtzeitüberwachung eines UBD- Betriebstunnelbereichs mit Schlammmotor |
| US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
| US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
| US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
| US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
| US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
| US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| WO2015119703A1 (en) * | 2014-02-04 | 2015-08-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Well construction geosteering apparatus, system, and process |
| CN106232937A (zh) * | 2014-04-15 | 2016-12-14 | 福洛泰克工业股份有限公司 | 用于呈现钻井操作信息的方法 |
| US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
| US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
| US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US11634979B2 (en) * | 2014-07-18 | 2023-04-25 | Nextier Completion Solutions Inc. | Determining one or more parameters of a well completion design based on drilling data corresponding to variables of mechanical specific energy |
| WO2016028411A1 (en) | 2014-08-21 | 2016-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling a wellbore |
| WO2016032530A1 (en) * | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Landmark Graphics Corporation | Directional driller quality reporting system and method |
| US10094209B2 (en) | 2014-11-26 | 2018-10-09 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime for slide drilling |
| AU2014414013B2 (en) * | 2014-12-18 | 2018-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time drilling fluid rheology modification to help manage and minimize drill string vibrations |
| US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
| US9869247B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-01-16 | General Electric Company | Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US10094566B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | General Electric Company | Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US10253690B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-04-09 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
| CN104695937B (zh) * | 2015-02-16 | 2017-05-10 | 中国石油天然气集团公司 | 钻井综合提速优化专家系统 |
| US9784035B2 (en) | 2015-02-17 | 2017-10-10 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Drill pipe oscillation regime and torque controller for slide drilling |
| CA2978553C (en) | 2015-03-02 | 2022-06-21 | C&J Energy Services, Inc. | Well completion system and method |
| US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
| US10480792B2 (en) | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
| US20160305231A1 (en) * | 2015-04-14 | 2016-10-20 | Bp Corporation North America Inc. | System and Method for Drilling using Pore Pressure |
| GB2558423B (en) | 2015-08-27 | 2021-04-28 | Halliburton Energy Services Inc | Tuning predictions of wellbore operation parameters |
| WO2017034586A1 (en) | 2015-08-27 | 2017-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Predicting wellbore operation parameters |
| CA2992710A1 (en) | 2015-08-27 | 2017-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining sources of erroneous downhole predictions |
| US10352099B2 (en) | 2015-09-02 | 2019-07-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for drilling a wellbore within a subsurface region and drilling assemblies that include and/or utilize the methods |
| EP3356643B1 (en) | 2015-12-31 | 2021-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Joint visualization of inversion results and measurement logs |
| US20180187498A1 (en) * | 2017-01-03 | 2018-07-05 | General Electric Company | Systems and methods for early well kick detection |
| CN106593431A (zh) * | 2017-01-03 | 2017-04-26 | 北京捷威思特科技有限公司 | 小井眼钻进式井壁取芯器 |
| US10378282B2 (en) | 2017-03-10 | 2019-08-13 | Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. | Dynamic friction drill string oscillation systems and methods |
| US11536128B2 (en) | 2017-03-31 | 2022-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for drilling wellbores utilizing drilling parameters optimized for stick-slip vibration conditions |
| US10851639B2 (en) | 2017-03-31 | 2020-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for drilling wellbores utilizing a drill string assembly optimized for stick-slip vibration conditions |
| US11136885B2 (en) | 2017-05-19 | 2021-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Predictive lithology and formation type for downhole drilling |
| US10968730B2 (en) | 2017-07-25 | 2021-04-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of optimizing drilling ramp-up |
| WO2019036122A1 (en) | 2017-08-14 | 2019-02-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHODS OF DRILLING A WELLBORE IN A SUBTERRANEAN AREA AND DRILLING CONTROL SYSTEMS THAT IMPLEMENT THE METHODS |
| AU2017428335A1 (en) * | 2017-08-21 | 2020-01-30 | Landmark Graphics Corporation | Iterative real-time steering of a drill bit |
| US11131181B2 (en) | 2017-10-09 | 2021-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Controller with automatic tuning and method |
| CA3093957A1 (en) | 2018-03-13 | 2019-09-19 | Ai Driller, Inc. | Drilling parameter optimization for automated well planning, drilling, and guidance systems |
| CN112983392B (zh) * | 2019-12-16 | 2023-10-31 | 中海油能源发展股份有限公司 | 沉积岩地层中利用机械比能偏离趋势线判别钻头效率的方法 |
| US11255189B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize subterranean fluid composition and adjust operating conditions using MEMS technology |
| US11060400B1 (en) | 2020-05-20 | 2021-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to activate downhole tools |
| US11255191B2 (en) * | 2020-05-20 | 2022-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize wellbore fluid composition and provide optimal additive dosing using MEMS technology |
| CN115478831B (zh) * | 2021-05-31 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 烃源岩内部油气资源的布井方法及装置 |
| US11808100B2 (en) * | 2022-03-04 | 2023-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubular cut monitoring systems and methods to cut a tubular |
| CN117703344B (zh) * | 2024-02-01 | 2024-04-30 | 成都三一能源环保技术有限公司 | 一种基于数据分析的钻井参数调节方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU651122A1 (ru) * | 1977-05-27 | 1979-03-05 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Способ оптимизации режимов бурени скважин |
| SU1479630A1 (ru) * | 1986-12-15 | 1989-05-15 | Институт горного дела им.А.А.Скочинского | Способ управлени процессом двухстадийного бурени |
| SU1231946A1 (ru) * | 1984-05-08 | 1995-11-27 | Грозненский Нефтяной Институт Им.Акад.М.Д.Миллионщикова | Способ регулирования процесса бурения |
| US6109368A (en) * | 1996-03-25 | 2000-08-29 | Dresser Industries, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation |
| RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
| RU2211319C1 (ru) * | 2002-03-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий" | Способ разработки месторождений углеводородов |
| RU2244117C2 (ru) * | 2002-03-06 | 2005-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способ управления работой в скважине и система бурения скважины |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4507735A (en) * | 1982-06-21 | 1985-03-26 | Trans-Texas Energy, Inc. | Method and apparatus for monitoring and controlling well drilling parameters |
| US4736297A (en) * | 1983-02-24 | 1988-04-05 | Lejeune Donald | Continuous real time drilling penetration rate recorder |
| GB2264562B (en) * | 1992-02-22 | 1995-03-22 | Anadrill Int Sa | Determination of drill bit rate of penetration from surface measurements |
| FR2734315B1 (fr) * | 1995-05-15 | 1997-07-04 | Inst Francais Du Petrole | Methode de determination des conditions de forage comportant un modele de foration |
| 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 |
| US7032689B2 (en) * | 1996-03-25 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation |
| US6155357A (en) * | 1997-09-23 | 2000-12-05 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations |
| US6026912A (en) * | 1998-04-02 | 2000-02-22 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for optimizing rate of penetration in drilling operations |
| US7020597B2 (en) * | 2000-10-11 | 2006-03-28 | Smith International, Inc. | Methods for evaluating and improving drilling operations |
| US6480118B1 (en) * | 2000-03-27 | 2002-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of drilling in response to looking ahead of drill bit |
| US6382331B1 (en) * | 2000-04-17 | 2002-05-07 | Noble Drilling Services, Inc. | Method of and system for optimizing rate of penetration based upon control variable correlation |
| US6424919B1 (en) * | 2000-06-26 | 2002-07-23 | Smith International, Inc. | Method for determining preferred drill bit design parameters and drilling parameters using a trained artificial neural network, and methods for training the artificial neural network |
| US6443242B1 (en) * | 2000-09-29 | 2002-09-03 | Ctes, L.C. | Method for wellbore operations using calculated wellbore parameters in real time |
| NO325151B1 (no) * | 2000-09-29 | 2008-02-11 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmate og apparat for dynamisk prediksjonsstyring ved boring ved bruk av neurale nettverk |
| 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 |
| US6892812B2 (en) * | 2002-05-21 | 2005-05-17 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for determining the state of well operations and performing process evaluation |
| US6820702B2 (en) * | 2002-08-27 | 2004-11-23 | Noble Drilling Services Inc. | Automated method and system for recognizing well control events |
| GB2417792B (en) * | 2003-03-31 | 2007-05-09 | Baker Hughes Inc | Real-time drilling optimization based on mwd dynamic measurements |
| US7031840B1 (en) * | 2004-01-05 | 2006-04-18 | Oil & Gas Consultants International, In. | Drilling performance assessment process |
| GB2413403B (en) * | 2004-04-19 | 2008-01-09 | Halliburton Energy Serv Inc | Field synthesis system and method for optimizing drilling operations |
| US7412331B2 (en) * | 2004-12-16 | 2008-08-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for predicting rate of penetration using bit-specific coefficient of sliding friction and mechanical efficiency as a function of confined compressive strength |
| US7243735B2 (en) * | 2005-01-26 | 2007-07-17 | Varco I/P, Inc. | Wellbore operations monitoring and control systems and methods |
-
2006
- 2006-10-05 EP EP06816516.6A patent/EP1954915A4/en not_active Withdrawn
- 2006-10-05 AU AU2006327196A patent/AU2006327196B2/en not_active Ceased
- 2006-10-05 CN CN2006800416082A patent/CN101305159B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-05 US US11/991,514 patent/US7896105B2/en active Active
- 2006-10-05 CA CA2629631A patent/CA2629631C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-05 EA EA200801359A patent/EA013360B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-05 WO PCT/US2006/039345 patent/WO2007073430A1/en active Application Filing
- 2006-10-05 BR BRPI0618732-3A patent/BRPI0618732A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2006-11-03 MY MYPI20064438A patent/MY146703A/en unknown
- 2006-11-14 AR ARP060104987A patent/AR057892A1/es unknown
-
2008
- 2008-04-02 NO NO20081624A patent/NO20081624L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU651122A1 (ru) * | 1977-05-27 | 1979-03-05 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Способ оптимизации режимов бурени скважин |
| SU1231946A1 (ru) * | 1984-05-08 | 1995-11-27 | Грозненский Нефтяной Институт Им.Акад.М.Д.Миллионщикова | Способ регулирования процесса бурения |
| SU1479630A1 (ru) * | 1986-12-15 | 1989-05-15 | Институт горного дела им.А.А.Скочинского | Способ управлени процессом двухстадийного бурени |
| US6109368A (en) * | 1996-03-25 | 2000-08-29 | Dresser Industries, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation |
| RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
| RU2244117C2 (ru) * | 2002-03-06 | 2005-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способ управления работой в скважине и система бурения скважины |
| RU2211319C1 (ru) * | 2002-03-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий" | Способ разработки месторождений углеводородов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1954915A1 (en) | 2008-08-13 |
| AU2006327196A1 (en) | 2007-06-28 |
| CA2629631A1 (en) | 2007-06-28 |
| AU2006327196B2 (en) | 2011-05-12 |
| WO2007073430A1 (en) | 2007-06-28 |
| CN101305159A (zh) | 2008-11-12 |
| AR057892A1 (es) | 2007-12-26 |
| US7896105B2 (en) | 2011-03-01 |
| NO20081624L (no) | 2008-08-18 |
| CA2629631C (en) | 2012-06-19 |
| CN101305159B (zh) | 2012-07-04 |
| MY146703A (en) | 2012-09-14 |
| EP1954915A4 (en) | 2015-08-12 |
| US20090250264A1 (en) | 2009-10-08 |
| EA200801359A1 (ru) | 2009-02-27 |
| BRPI0618732A2 (pt) | 2011-09-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013360B1 (ru) | Способ добычи углеводородов из подземных пластов (варианты) | |
| US7857047B2 (en) | Method of drilling and producing hydrocarbons from subsurface formations | |
| Polsky et al. | Enhanced geothermal systems (EGS) well construction technology evaluation report | |
| US10267136B2 (en) | Methods for analyzing and optimizing casing while drilling assemblies | |
| US20190093468A1 (en) | Real time measurement of mud properties for optimization of drilling parameters | |
| NO20200021A1 (en) | Method and system for analyzing a drill string stuck pipe event | |
| US20170030166A1 (en) | Shock and vibration tool modeling | |
| Dupriest et al. | Drilling practices and workflows for geothermal operations | |
| Chen et al. | Development of and Validating a Procedure for Drillstring Fatigue Analysis | |
| GB2458356A (en) | Oilfield well planning and operation | |
| WO2016179766A1 (en) | Real-time drilling monitoring | |
| US10989038B1 (en) | Rate of penetration drilling operation controller | |
| US20150286971A1 (en) | Bit performance analysis | |
| Eustes et al. | Onshore Drilling | |
| RU2808359C1 (ru) | Система автоматизированного управления процессом бурения скважин | |
| Okafor et al. | Application of Tandem Rotary Steerable-Positive Displacement Motor Bottom Hole Assembly in Drilling Horizontal Wells: Case Study of Three Eastern Siberia Wells | |
| Karu | Optimization of Drilling of Volcanics Section in an Oil/gas Well. | |
| Abalian et al. | Complex Engineering Approach to Drilling the 1st ERD Well 3.03 Complexity Ratio in Central Part of Western Siberia for Vikulovo Formation at Karabashskiy License Area | |
| Latysheva | Investigating Possibilities to Automatically Capture Drilling Lessons Learnt | |
| Nascimento | Modelamento matemático para otimização de perfuração em seções de pré-pal: um foco em operações no oceano Atlântico sul | |
| Noynaert et al. | A Study of Downhole Circulating Temperature Prediction Model Analysis and Enhancement of the Geothermal Drilling Practices and Performance in Puna Geothermal Venture, HI | |
| WO2022120145A1 (en) | Rate of penetration (rop) optimization advisory system | |
| WO2023077144A1 (en) | Determining carbon emissions at a wellbore | |
| Mikalsen | Analysis of drilled wells on the Norwegian Continental Shelf (NCS) | |
| Humoodi et al. | Drilling Optimization of a Selected Field in Kurdistan Region |
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 AZ BY KG MD TJ |
|
| 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): KZ TM |