EA013660B1

EA013660B1 - Система и способ для планирования скважины

Info

Publication number: EA013660B1
Application number: EA200870303A
Authority: EA
Inventors: Крис Гивенс; Дан Венинген; Джеймс Брэди
Original assignee: Лоджинд Б.В.; Прэд Рисерч Энд Дивелопмент Лимитед
Priority date: 2006-02-27
Filing date: 2007-02-23
Publication date: 2010-06-30
Also published as: TWI382122B; TW200802149A; CA2643834A1; US8812334B2; AR059630A1; AU2007221158A1; NO20084076L; MX2008010963A; CA2643834C; EA200870303A1; AU2007221158B2; CA2894737A1; US20070199721A1; WO2007100703A3; WO2007100703A2; CA2838468A1

Abstract

Способ осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, содержащий этапы, на которых собирают данные, включающие траекторию и свойства геологической среды, связанные с проектной скважиной, для геолого-геофизического приложения для получения геолого-геофизической модели, применяют систему планирования скважины, объединенную с геолого-геофизическим приложением, извлекают траекторию и свойства геологической среды из геолого-геофизической модели для получения извлеченной траектории и извлеченных свойств геологической среды, определяют по меньшей мере один параметр для проектной скважины на основании извлеченной траектории и извлеченных свойств геологической среды и отображают по меньшей мере один параметр, связанный с проектной скважиной, в геологическом контексте геолого-геофизического приложения для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из коллектора.

Description

Предпосылки создания изобретения

Нефтепромысловые операции, например разведка, бурение, исследование на кабеле, заканчивание и эксплуатация, обычно осуществляются для определения положения и отбора ценных скважинных текучих сред.

Согласно фиг. 1А разведка часто осуществляется с использованием средств сбора данных, например сейсмических сканеров, для создания карт геологических структур. Эти структуры часто анализируются для определения наличия полезных ископаемых, например ценных текучих сред или минералов. Эта информация используется для оценивания геологических структур и определения положения пластов, содержащих нужные полезные ископаемые. Данные, собранные от средств сбора данных, можно оценивать и анализировать для определения присутствия ценных материалов и возможности доступа к ним.

Согласно фиг. 1В-1Э одна или несколько буровых площадок может располагаться вдоль геологических структур для отбора ценных текучих сред из коллекторов. Буровые площадки снабжены инструментами, способными обнаруживать и извлекать углеводороды из коллекторов. Согласно фиг. 1В бурильные инструменты обычно продвигаются из буровых установок вглубь земли по данной траектории для обнаружения ценных скважинных текучих сред. В ходе операции бурения бурильный инструмент может осуществлять скважинные измерения для исследования условий в скважине. В ряде случаев, как показано на фиг. 1С, бурильный инструмент удаляется, и кабельный инструмент спускается в ствол скважины для осуществления дополнительных исследований в скважине.

По завершении операции бурения скважину можно подготавливать к эксплуатации. Согласно фиг. 1Ό оборудование заканчивания ствола скважины погружается в ствол скважины для заканчивания скважины при подготовке к добыче из нее текучей среды. Затем текучая среда поступает из коллекторов в ствол скважины и течет к поверхности. Эксплуатационные установки располагаются на поверхности для отбора углеводородов из буровых площадок. Текучая среда, извлеченная из коллекторов, поступает на эксплуатационные установки через механизмы транспортировки, например трубы. Различное оборудование может располагаться вокруг нефтяного месторождения для мониторинга параметров нефтяного месторождения и/или для управления нефтепромысловыми операциями.

В ходе нефтепромысловых операций обычно производится сбор данных для анализа и/или мониторинга нефтепромысловых операций. Такие данные могут включать в себя, например, данные о геологическом пласте, оборудовании, исторические и/или другие данные. Данные, относящиеся к геологическому пласту, собираются с использованием различных источников. Такие данные пласта могут быть статическими или динамическими. Статические данные относятся к структуре пласта и геологической стратиграфии, которая определяет геологическую структуру геологического пласта. Динамические данные относятся к текучим средам, текущим через геологические структуры геологического пласта. Такие статические и/или динамические данные можно собирать для дополнительного изучения пластов и содержащихся в них полезных ископаемых.

Источники, используемые для сбора статических данных, могут представлять собой сейсмические инструменты, например самоходную сейсмическую станцию, которая посылает волны сжатия в землю, как показано на фиг. 1А. Эти волны измеряются для определения изменений в плотности геологической структуры на разных глубинах. Эту информацию можно использовать для создания основных структурных карт геологического пласта. Другие статические измерения можно осуществить с использованием методов отбора кернов и каротажа скважины. Образцы керна используются для взятия физических образцов пласта на различных глубинах, как показано на фиг. 1В. Каротаж скважины предусматривает погружение скважинного инструмента в ствол скважины для сбора различных скважинных измерений, например плотности, удельного сопротивления и т.д., на различных глубинах. Такой каротаж скважины можно осуществлять с использованием, например, бурильного инструмента, показанного на фиг. 1В, и/или кабельного инструмента, показанного на фиг. 1С. После формирования и заканчивания скважины текучая среда течет на поверхность с использованием эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, как показано на фиг. 1Ό. По мере продвижения текучей среды к поверхности можно отслеживать различные динамические измерения, например расход, давление и состав текучей среды. Эти параметры можно использовать для определения различных характеристик геологического пласта.

Датчики могут располагаться на протяжении нефтяного месторождения для сбора данных, относящихся к различным нефтепромысловым операциям. Например, датчики в стволе скважины могут отслеживать состав текучей среды, датчики, расположенные вдоль пути потока, могут отслеживать расходы, и датчики на обрабатывающей установке могут отслеживать собранные текучие среды. Можно обеспечить другие датчики для мониторинга условий в скважине, на поверхности, на оборудовании или других условий. Отслеживаемые данные часто используются для принятия решений в различных местах нефтяного месторождения в разное время. Данные, собранные этими датчиками, можно дополнительно анализировать и обрабатывать. Данные можно собирать и использовать для текущих или будущих операций. При использовании для будущих операций в том же месте или в других местах такие данные можно иногда называть историческими данными.

Обработанные данные можно использовать для прогнозирования условий в скважине и принятия

- 1 013660 решения, касающегося нефтепромысловых операций. Такие решения могут предусматривать планирование скважины, нацеливание скважины, заканчивание скважины, операционные уровни, темпы добычи и другие конфигурации. Часто эта информация используется для определения, где бурить новые скважины, перезаканчивания существующих скважин или изменения дебита скважины.

Данные от одного или нескольких стволов скважины можно анализировать для планирования или прогнозирования различных исходов на данном стволе скважины. В ряде случаев данные из соседних стволов скважины или стволов скважины с аналогичными условиями или оборудованием используются для прогнозирования отдачи скважины. Обычно для анализа скважинных операций приходится учитывать большое количество переменных и большие объемы данных. Поэтому часто бывает полезно моделировать поведение нефтепромысловой операции для определения нужного порядка действий. В ходе текущей операции иногда приходится регулировать условия эксплуатации по мере изменения условий и получения новой информации.

Были разработаны методы моделирования поведения геологических структур, коллекторов, стволов скважины, наземного оборудования, а также других участков нефтепромысловой операции. Примеры методов моделирования представлены в патенте/заявке/публикации №№ И85992519, №02004049216, №01999/064896, И86313837, И82003/0216897, И82003/0132934, И82005/0149307, И82006/0197759. Обычно существующие методы моделирования использовались для анализа лишь конкретных участков нефтепромысловой операции. В последние годы предпринимались попытки использования более одной модели для анализа определенных нефтепромысловых операций, см., например, патенты/заявки/публикации №№ И86980940, №004049216, И82004/0220846, И810/586283.

Также были разработаны методы прогнозирования и/или планирования определенных нефтепромысловых операций, например операций бурения. Примеры методов создания планов бурения приведены в патенте/заявке/публикации №№ И8/2005/0236184, И8/2005/0211468, И8/2005/0228905, И8/2005/ 0209886, и8/2005/0209836. Некоторые методы бурения предусматривают управление операцией бурения. Примеры таких методов бурения представлены в патентах Великобритании №№ СВ2392931. 2411669. Другие методы бурения предусматривают операции бурения в реальном времени. Примеры методов, имеющих своей целью обеспечение бурения в реальном времени, описаны в патенте/заявке №№ И87079952, И86266619, И85899958, И85139094, И87003439 и И85680906.

Данные о нефтяном месторождении также можно использовать для минимизации затрат и рисков, связанных с нефтепромысловыми операциями. Для минимизации стоимости ствола скважины и соответствующих рисков требуются методы планирования строительства ствола скважины, которые учитывают взаимосвязи, имеющие место при проектировании ствола скважины. Внутренняя трудность состоит в том, что большинство процессов и систем проектирования представляет собой независимые инструменты, используемые для отдельных задач в различных дисциплинах, участвующих в процессе планирования. В условиях, когда все больше разных скважин более высокой ценности бурится с меньшими затратами, более чем когда-либо раньше требуется инструмент для быстрого планирования скважины, оценивания стоимости и рисков.

В настоящее время существуют системы программного обеспечения, представляющие автоматизированный процесс, предназначенный для объединения последовательности операций планирования строительства ствола скважины и учета взаимосвязей процессов. Автоматизированный процесс основан на модели бурения, причем процесс является высокоинтерактивным процессом, который выполняется в системе программного обеспечения, что позволяет тесно связывать частицы конструкции скважины с геологическими и геомеханическими моделями, позволяет объектовым группам планировать реалистические траектории скважины путем автоматической генерации оценок стоимости путем оценивания рисков, что, в свою очередь, позволяет быстро производить отбор и экономическое оценивание проектов, позволяет объектовым группам количественно определять ценность дополнительной информации путем обеспечения проникновения во влияние неопределенностей проекта на бизнес, сокращает время, необходимое инженерам по бурению для оценивания рисков и создания вероятностных оценок времени и стоимости, соответствующих спроектированной конструкции скважины, позволяет инженерам по бурению немедленно оценивать влияние на бизнес и соответствующие риски применения новых технологий, новых процедур или других подходов к конструированию скважины. Обсуждение этих пунктов демонстрирует применение последовательности операций и удостоверяет значение, скорость и точность этого интегрированного инструмента планирования скважины и поддержки принятия решения.

Выявление рисков, связанных с бурением скважины, в настоящее время, вероятно, является наиболее субъективным процессом при планировании скважины. Он основан на том, как человек понимает часть конструкции технической скважины, которая не связана со свойствами геологической среды или механическим оборудованием, используемым для бурения скважины. Выявление любых рисков осуществляется путем объединения всей информации о скважине, геологических условиях и оборудовании в уме человека и умственной фильтрации всей информации, отображения взаимосвязей и определения, исключительно на основании личного опыта, какие части проекта составляют потенциальные риски для общего успеха этого проекта. Оно чрезвычайно чувствительно к систематической ошибке, вносимой человеком, человеческой способности запоминать и объединять все данные в уме и опыту человека, кото

- 2 013660 рый позволяет распознавать условия, которые обуславливают каждый риск бурения. Большинство людей неспособно делать это, а те, которые способны, очень непоследовательны, если не следуют точному процессу и контрольному списку. В настоящее время существуют некоторые системы программного обеспечения определения рисков бурения, но, для определения и оценивания вероятности каждого индивидуального риска и его последствий, требуется такой же процесс, осуществляемый человеком. Эти системы представляют собой просто компьютерную систему для ручной регистрации результатов процесса выявления рисков.

Традиционные системы программного обеспечения для автоматического планирования скважины могут включать в себя компонент оценивания рисков. Этот компонент автоматически оценивает риски, связанные с решениями относительно конструкции технической скважины в связи с геологическими и геомеханическими свойствами земли и в связи с механическими ограничениями оборудования, предписанного или рекомендованного для использования.

После того как пользователи выявили и осознали риски бурения для бурения данной скважины, не существует никаких предписанных стандартных методов визуализации для добавления значения к уже созданной информации риска. Существуют некоторые методы определения положения индивидуального события риска на указанной измеренной глубине или в интервале глубин с использованием некоторого типа символа или фигуры и комбинации шаблонов в трехмерном пространстве.

Сущность изобретения

Согласно изобретению создан способ осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, содержащий следующие этапы:

сбор данных, содержащих траекторию проектной скважины и свойства геологической среды для геолого-геофизического моделирования для получения геолого-геофизической модели;

применение системы планирования скважины, объединенной с геолого-геофизическим моделированием;

получение траектории проектной скважины и свойств геологической среды из геологогеофизической модели;

определение информации риска для проектной скважины на основании полученных траектории и свойств геологической среды;

построение графика информации риска как функции глубины проектной скважины вдоль ее полученной траектории;

отображение информации риска, связанной с проектной скважиной, в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из подземного коллектора, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.

Способ может дополнительно содержать определение и отображение времени, необходимого для заканчивания проектной скважины, и стоимости проектной скважины.

Способ может дополнительно содержать этап вычисления геометрии ствола скважины и параметров бурения для проектной скважины на основании полученных траектории проектной скважины и свойств геологической среды.

Время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимость проектной скважины могут содержать вероятностное распределение времени заканчивания скважины и стоимости проектной скважины.

Информация риска может содержать по меньшей мере одну упорядоченную категорию рисков и по меньшей мере одну упорядоченную подкатегорию рисков. Категория рисков может содержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из среднего индивидуального риска, риска подкатегории, среднего риска подкатегории, полного риска, среднего полного риска, потенциального риска для каждой задачи проектирования и фактического риска для каждой задачи проектирования. Подкатегория рисков может содержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из риска потери доходов, риска потерь, риска застревания трубы и механического риска.

Свойства геологической среды могут содержать по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и прочности породы на неограниченное сжатие.

Информация риска может отображаться в геологическом контексте в виде по меньшей мере одной, выбранной из группы, состоящей из трехмерной и четырехмерной информации.

Способ может дополнительно содержать этап выбора совокупности задач оценивания риска, связанных с траекторией проектной скважины и свойствами геологической среды.

Совокупность задач оценивания риска может быть организована в виде последовательности операций системы, причем выход каждой из совокупности задач управления рисками используется в качестве входа в следующую задачу управления рисками.

Совокупность задач оценивания риска может использоваться для осуществления вычисления рис

- 3 013660 ков.

Траектория проектной скважины и свойства геологической среды могут быть представлены в трех измерениях.

Согласно изобретению создан графический интерфейс пользователя, связанный с геологогеофизическим моделированием, для осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, содержащий диспетчер задач, способный отображать совокупность задач оценивания риска для выбора, каждая из которых связана с траекторией и свойствами геологической среды, используемыми для вычисления информации риска, и инструментальную панель, способную отображать систему планирования скважины для выбора, объединенную с геолого-геофизическим моделированием после выбора, при этом графический интерфейс пользователя способен отображать информацию риска как функцию глубины проектной скважины вдоль полученной ее траектории в геологическом контексте геолого-геофизическим моделирования для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из коллектора, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.

Графический может отображать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимость проектной скважины.

Графический интерфейс может дополнительно отображать геометрию ствола скважины и параметры бурения, связанные с проектной скважиной.

При выборе системы планирования скважины может отображаться диалоговое окно конфигурации, способное принимать траекторию проектной скважины и свойства геологической среды, введенные пользователем.

Свойства геологической среды могут содержать по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и неограниченной прочности породы на сжатие.

Совокупность задач управления рисками может быть организована в виде последовательности операций системы, причем выход каждой из совокупности задач управления рисками используется в качестве входа в следующую задачу управления рисками.

Информация риска может отображаться на графике вдоль траектории проектной скважины в по меньшей мере одном, выбранном из группы, состоящей из трехмерного графического дисплея и четырехмерного графического дисплея.

Согласно изобретению создана система планирования скважины для осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, содержащая входное устройство, способное получать траекторию проектной скважины и свойства геологической среды из геолого-геофизической модели при геолого-геофизическом моделировании, вычислительное устройство, способное вычислять геометрию ствола скважины, параметры бурения и информацию риска, связанную с проектной скважиной, с использованием траектории проектной скважины и свойств геологической среды, и устройство отображения, способное отображать информацию риска как функцию глубины проектной скважины вдоль ее траектории, в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из коллектора, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды, причем планирование скважины объединено с геолого-геофизическим моделированием.

Вычислительное устройство дополнительно может вычислять время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимость проектной скважины. Указанные время и стоимость содержат вероятностное распределение указанных времени и стоимости.

Информация риска может содержать по меньшей мере одну упорядоченную категорию рисков и по меньшей мере одну упорядоченную подкатегорию рисков.

Категория рисков может содержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из среднего индивидуального риска, риска подкатегории, среднего риска подкатегории, полного риска, среднего полного риска, потенциального риска для каждой задачи проектирования и фактического риска для каждой задачи проектирования.

Подкатегория рисков может содержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из риска потери доходов, риска потерь, риска застревания трубы и механического риска.

Свойства геологической среды, связанной с траекторией проектной скважины, могут содержать по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и неограниченной прочности породы на сжатие.

Информация риска может отображаться в геологическом контексте в виде по меньшей мере одной,

- 4 013660 выбранной из группы, состоящей из трехмерной и четырехмерной информации.

Согласно изобретению создан также компьютерный носитель данных для осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, в котором на компьютерном носителе данных воплощен компьютерно-считываемый программный код, который предписывает компьютерной системе собирать данные, содержащие траекторию проектной скважины и свойства геологической среды для геологогеофизического моделирования для получения геолого-геофизической модели, применять систему планирования скважины, объединенную с геолого-геофизическим моделированием, получать траекторию проектной скважины и свойства геологической среды из геолого-геофизической модели, определять информацию риска на основе полученных траектории скважины и свойств геологической среды, построить график информации риска как функции глубины проектной скважины вдоль полученной ее траектории, отображать информацию риска, связанную с проектной скважиной, в геологическом контексте геологогеофизического моделирования для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из подземного коллектора, при этом геологический контекст содержит по меньшей мере полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.

Компьютерно-считываемый программный код может дополнительно предписывать компьютерной системе отображать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимость проектной скважины.

Согласно изобретению создан способ концептуального планирования скважины, содержащий следующие этапы:

применение плагин риска, объединенного с геолого-геофизическим моделированием;

введение параметров, связанных с бурением скважины, в геолого-геофизическое моделирование;

осуществление совокупности вычислений рисков с использованием параметров для получения информации риска;

отображение времени, необходимого для заканчивания проектной скважины, стоимости проектной скважины и информации риска как функции глубины проектной скважины вдоль ее траектории, связанных с бурением скважины, в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.

Категория рисков может содержать один, выбранный из группы, состоящей из среднего индивидуального риска, риска подкатегории, среднего риска подкатегории, полного риска, среднего полного риска, потенциального риска для каждой задачи проектирования и фактического риска для каждой задачи проектирования.

Подкатегория рисков может сдержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из рисков потери доходов, рисков потерь, рисков застревания трубы и механических рисков.

Параметры, связанные с бурением скважины, могут содержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из траектории проектной скважины и данных модели геологической среды.

Отображение информации риска может содержать построение графика информации риска вдоль траектории, связанной с бурением скважины.

Данные модели геологической среды могут содержать по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и прочности породы на неограниченное сжатие.

Информация риска может отображаться в геологическом контексте в трех измерениях.

Способ может дополнительно содержать этап выбора совокупности задач оценивания риска, каждая из которых связана с входными данными.

Совокупность задач оценивания риска может использоваться для осуществления вычисления рисков.

Согласно изобретению создан графический интерфейс пользователя, связанный с геологическим приложением, для концептуального планирования скважины, содержащий диспетчер задач, способный отображать совокупность задач оценивания риска для выбора, каждая из которых связана с входными данными, используемыми для вычисления информации риска, и инструментальную панель, способную отображать плагин риска для выбора, объединенный с геолого-геофизическим моделированием, при этом графический интерфейс пользователя способен отображать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, стоимость проектной скважины и информацию риска как функцию глубины про

- 5 013660 ектной скважины вдоль ее в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования, вычисляемые выбранным плагином риска, с использованием выбранной задачи оценивания риска из совокупности задач оценивания риска и входных данных, связанных с выбранной задачей оценивания риска из совокупности задач оценивания риска, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.

При выборе плагина риска может отображаться диалоговое окно конфигурации, способное принимать параметры бурения скважины.

Параметры бурения скважины могут содержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из траектории и данных модели геологической среды.

Данные модели геологической среды могут содержать по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и неограниченной прочности породы на сжатие.

Информация риска может отображаться на графике вдоль траектории проектной скважины на трехмерном графическом дисплее.

Согласно изобретению создана также система для концептуального планирования скважины, содержащая входное устройство, способное принимать совокупность входных данных, связанных с бурением скважины и включающих в себя совокупность результатов вычисления входных данных, вычислительное устройство, способное сравнивать каждый результат вычисления из совокупности результатов вычисления входных данных с каждым логическим выражением из совокупности логических выражений, упорядочивая, посредством логического выражения, результат вычисления, создавая совокупность упорядоченных значений риска в соответствии с ними, причем каждое из совокупности упорядоченных значений риска представляет результат вычисления входных данных, упорядоченных посредством логического выражения как высокий риск, средний риск или низкий риск, устройство риска, способное создавать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, стоимость проектной скважины и информацию риска в соответствии с совокупностью упорядоченных значений риска и объединенное с геолого-геофизическим моделированием, и устройство отображения, предназначенное для отображения времени заканчивания проектной скважины, стоимости проектной скважины и информации риска как функции глубины проектной скважины вдоль ее траектории в геологическом контексте геологогеофизического моделирования, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию и полученные свойства геологической среды.

Упорядоченная категория рисков может содержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из среднего индивидуального риска, риска подкатегории, среднего риска подкатегории, полного риска, среднего полного риска, потенциального риска для каждой задачи проектирования и фактического риска для каждой задачи проектирования.

Подкатегория рисков может содержать по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из рисков потери доходов, рисков потерь, рисков застревания трубы и механических рисков.

Входные данные, связанные с бурением скважины, могут содержать по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из траектории проектной скважины и данных модели геологической среды.

Отображение информации риска может содержать построение графика информации риска вдоль траектории проектной скважины.

Согласно изобретению создан компьютерный носитель данных, на котором воплощен компьютерно-считываемый программный код, предписывающий компьютерной системе применять плагин риска, объединенный с геолого-геофизическим моделированием, вводить параметры, связанные с бурением скважины, в геолого-геофизическое моделирование, осуществлять совокупность вычислений рисков с использованием параметров для получения информации риска и отображать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, стоимость проектной скважины и информацию риска как функцию глубины проектной скважины вдоль ее траектории, скважины, в геологическом контексте геологогеофизического моделирования, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.

Другие аспекты изобретения следуют из нижеприведенного описания и прилагаемой формулы изобретения.

- 6 013660

Краткое описание чертежей

Фиг. 1Ά-1Ό изображают схему нефтяного месторождения, имеющего геологические структуры, содержащие коллекторы, причем на нефтяном месторождении осуществляются различные нефтепромысловые операции.

Фиг. 2Ά-2Ό - графические представления данных, собранных инструментами, показанными на фиг. 1Ά-Ό, соответственно.

Фиг. 3 изображает схематический вид, частично в разрезе, операции бурения в нефтяном месторождении.

Фиг. 4 - логическую блок-схему использования системы планирования скважины, объединенной с геолого-геофизическим приложением.

Фиг. 5 - снимок экрана выхода системы планирования скважины в геологическом контексте.

Фиг. 6-11 изображают примеры отображения информации риска в геологическом контексте.

Фиг. 12 изображает компьютерную систему.

Подробное описание

Конкретные варианты осуществления изобретения будут подробно описаны со ссылкой на прилагаемые фигуры. Сходные элементы на различных фигурах обозначены сходными позициями для согласованности.

В нижеследующем подробном описании вариантов осуществления изобретения многочисленные конкретные детали описаны для обеспечения более полного понимания изобретения. В порядке примеров общеизвестные признаки не описаны подробно во избежание затемнения изобретения.

В общем случае варианты осуществления настоящего изобретения относятся к объединению программного обеспечения геолого-геофизического моделирования и системы планирования скважины (СПС) для моделирования и отображения геометрии ствола скважины, параметров бурения, количественного определения риска и времени и стоимости бурения скважины в геологическом контексте.

Настоящее изобретение предусматривает приложения, созданные для нефтяной и газовой промышленности. На фиг. 1Ά-1Ό показано иллюстративное нефтяное месторождение 100, в котором имеются подземные структуры и геологические структуры. В частности, на фиг. 1Ά-1Ό показаны схематические виды нефтяного месторождения 100, имеющего геологические структуры 102, содержащие коллектор 104, и показаны различные нефтепромысловые операции, осуществляемые в нефтяном месторождении. Различные измерения геологического пласта производятся разными инструментами в одном и том же месте. Эти измерения можно использовать для создания информации о пласте и/или геологических структурах и/или содержащихся в них текучих средах.

На фиг. 1Ά показана операция разведки, осуществляемая самоходной сейсмической станцией 106а для измерения свойств геологического пласта. Операция разведки является операцией сейсморазведки для генерации звуковых вибраций. Согласно фиг. 1Ά акустический источник 110 вырабатывает звуковые колебания 112, которые отражаются от совокупности горизонтов 114 в геологическом пласте 116. Согласно фиг. 1 звуковые колебания 112 воспринимаются датчиками, например геофонами 118, расположенными на поверхности земли, и геофоны 118 создают выходные электрические сигналы, интерпретируемые как принятые данные 120.

Принятые звуковые колебания 112 представляют разные параметры (например, амплитуду и/или частоту). Принятые данные 120 поступают в качестве входных данных на компьютер 122а самоходной сейсмической станции 106а, и, в соответствии с входными данными, компьютер 122а самоходной сейсмической станции генерирует выходную запись 124 сейсмических данных. При желании сейсмические данные можно дополнительно обрабатывать, например, методом прореживания данных.

На фиг. 1В изображена операция бурения, осуществляемая бурильным инструментом 106Ь, подвешенным на буровой установке 128 и погружаемым в геологический пласт 102 для формирования ствола скважины 136. Резервуар 130 для бурового раствора используется для подачи бурового раствора в бурильный инструмент через напорный трубопровод 132 для циркуляции бурового раствора через бурильный инструмент и обратно на поверхность. Бурильный инструмент продвигается в пласт, пока не достигнет коллектора 104. Бурильный инструмент предпочтительно предназначен для измерения свойств пласта в условиях скважины. Инструмент каротажа во время бурения также может быть предназначен для взятия образца керна 133, как показано, или может удаляться, так что образец керна можно брать с использованием другого инструмента.

Наземное устройство 134 используется для связи с бурильным инструментом и операций вне скважины. Наземное устройство способно осуществлять связь с бурильным инструментом для подачи команд с целью приведения в действие бурильного инструмента и для получения от него данных. Наземное устройство предпочтительно снабжено компьютерным оборудованием для приема, хранения, обработки и анализа данных из нефтяного месторождения. Наземное устройство собирает выходные данные 135, получаемые в ходе операции бурения. Компьютерное оборудование, например, установленное на наземном устройстве, может располагаться в различных местах вокруг нефтяного месторождения и/или в удаленных местах.

Датчики 8, например измерительные приборы, могут располагаться в коллекторе, на буровой уста

- 7 013660 новке, нефтепромысловом оборудовании (например, на скважинном инструменте) или в других местах нефтяного месторождения для сбора информации о различных параметрах, например параметрах на поверхности, параметрах в скважине и/или условиях эксплуатации. Эти датчики предпочтительно измеряют параметры нефтяного месторождения, например вес на долоте, крутящий момент на долоте, давления, температуры, расходы, составы, измеренную глубину, азимут, наклон и другие параметры нефтепромысловой операции.

Информация, собранная датчиками, может поступать на наземное устройство и/или другие источники сбора данных для анализа или иной обработки. Данные, собранные датчиками, можно использовать отдельно или совместно с другими данными. Данные можно собирать в базу данных и эти данные, полностью или частично, можно избирательно использовать для анализа и/или прогнозирования нефтепромысловых операций текущего и/или других стволов скважины.

Данные, поступающие от различных датчиков, расположенных вокруг нефтяного месторождения, можно обрабатывать для использования. Данные могут представлять собой исторические данные, оперативные данные или их комбинацию. Оперативные данные можно использовать в реальном времени или сохранять для дальнейшего использования. Данные также можно объединять с историческими данными или другими входными данными для дополнительного анализа. Данные можно накапливать в отдельных базах данных или объединять в одной базе данных.

Собранные данные можно использовать для осуществления анализа, например моделирования операций. Например, выходные сейсмические данные можно использовать для осуществления геологического, геофизического моделирования и/или моделирования эксплуатации коллектора. Данные коллектора, ствола скважины, поверхности и/или процесса можно использовать для осуществления моделирования коллектора, ствола скважины или других операций добычи. Данные, поступающие из нефтепромысловой операции, могут генерироваться непосредственно на датчиках или после некоторой предварительной обработки или моделирования. Эти выходные данные могут служить входными данными для дополнительного анализа.

Данные собираются и сохраняются на наземном устройстве 134. Одно или несколько наземных устройств могут располагаться на нефтяном месторождении или могут быть связаны с ним дистанционно. Наземное устройство может представлять собой единый блок или сложную сеть блоков, используемых для осуществления необходимых функций управления данных по всему нефтяному месторождению. Наземное устройство может представлять собой систему с ручным или автоматическим управлением. Наземное устройство может эксплуатироваться и/или регулироваться пользователем.

Наземное устройство может быть снабжено приемопередатчиком 137, который позволяет осуществлять связь между наземным устройством и различными участками нефтяного месторождения и/или другими местами. Наземное устройство может быть снабжено или функционально связано с контроллером для активации механизмов на нефтяном месторождении. Затем наземное устройство может посылать командные сигналы на нефтяное месторождение в соответствии с принятыми данными. Наземное устройство может принимать команды через приемопередатчик или может само выполнять команды для контроллера. Можно предусмотреть процессор для (локального или дистанционного) анализа данных и принятия решения на активацию контроллера. Таким образом, нефтяное месторождение можно избирательно регулировать на основании собранных данных. Эти регулировки могут осуществляться автоматически на основании компьютерного протокола, или вручную оператором. В ряде случаев планы скважины и/или размещение скважины можно регулировать для выбора оптимальных условий эксплуатации, или во избежание проблем.

На фиг. 1С показана кабельная операция, осуществляемая кабельным инструментом 106с, подвешенным на буровой установке 128 и погружаемым в ствол скважины 136, согласно фиг. 1В. Кабельный инструмент предпочтительно предназначен для погружения в ствол скважины для осуществления каротажа скважины, осуществления скважинных испытаний и/или сбора образцов. Кабельный инструмент можно использовать для обеспечения других способа и устройства для осуществления операций сейсмической разведки. Кабельный инструмент, показанный на фиг. 1С, может иметь взрывной или акустический источник 144 энергии, который выдает электрические сигналы в окружающие геологические пласты 102.

Кабельный инструмент может быть оперативно подключен, например, к геофонам 118, хранящимся в компьютере 122а самоходной сейсмической станции 106а, показанной на фиг. 1А. Кабельный инструмент также может выдавать данные на наземное устройство 134. Показано, что выходные данные 135 генерируются кабельным инструментом и собираются на поверхности. Кабельный инструмент может располагаться на различных глубинах в стволе скважины для обеспечения разведки геологического пласта.

На фиг. 1Ό показана операция добычи, осуществляемая инструментом 1066 добычи, погружаемым с буровой установки 128 в законченный ствол скважины 136, показанный на фиг. 1С, для отбора текучей среды из коллекторов в наземное оборудование 142. Текучая среда течет из коллектора 104 через ствол скважины 136 к наземному оборудованию 142 через сеть 144 отбора. Датчики 8, расположенные вокруг нефтяного месторождения, оперативно подключены к наземному устройству 142 для сбора с них дан

- 8 013660 ных. В ходе процесса эксплуатации выходные данные 135 можно собирать от различных датчиков и передавать на наземное устройство и/или обрабатывающие установки. Эти данные могут представлять собой, например, данные коллектора, данные ствола скважины, наземные данные и/или данные процесса.

Хотя показана только одна буровая площадка, очевидно, что нефтяное месторождение может охватывать участок земли, где находится одна или несколько буровых площадок. Одна или несколько установок отбора могут быть оперативно подключены к одной или нескольким буровым площадкам для избирательного отбора скважинных флюидов с буровых площадок.

Применительно к нефтепромысловым операциям, показанным на фиг. 1Ά-Ό, существует много коммерческих соображений. Например, оборудование, используемое на каждой из этих фигур, имеет различные затраты и/или риски. По меньшей мере, некоторые данные, собранные на нефтяном месторождении, связаны с коммерческими соображениями, например ценностью и риском. Эти коммерческие данные могут включать в себя, например, эксплуатационные затраты, время бурения, плату за хранение, цену нефти/газа, погодные условия, политическую стабильность, налоговые ставки, доступность оборудования, геологические условия и другие факторы, которые влияют на стоимость осуществления нефтепромысловых операций или связанные с ними потенциальные обязательства. Можно принимать решения и разрабатывать стратегические бизнес-планы для снижения потенциальных затрат и рисков. Например, проект нефтяного месторождения может базироваться на этих коммерческих соображениях. Такой проект нефтяного месторождения может, например, определять местоположение буровой установки, а также глубину, количество скважин, длительность операции и другие факторы, которые влияют на затраты и риски, связанные с нефтепромысловой операцией.

Хотя на фиг. 1 показаны инструменты мониторинга, используемые для измерения свойств нефтяного месторождения, очевидно, что инструменты можно использовать в связи с операциями, отличными от нефтепромысловых, например копями, водоносными горизонтами или другими подземными установками. Кроме того, хотя описаны определенные инструменты сбора данных, очевидно, что можно использовать различные измерительные инструменты, способные воспринимать свойства, например, время двустороннего распространения сейсмического сигнала, плотность, удельное сопротивление, темп добычи и т.д., геологического пласта и/или его геологических структур. Различные датчики 8 могут располагаться в различных положениях вдоль геологического пласта и/или на инструментах мониторинга для сбора и/или мониторинга нужных данных. Другие источники данных также можно обеспечивать из удаленных мест.

Конфигурация нефтяного месторождения, показанная на фиг. 1, не призвана ограничивать объем изобретения. Нефтяное месторождение может полностью или частично располагаться на земле и/или в море. Кроме того, хотя показано измерение одного нефтяного месторождения в одном месте, настоящее изобретение можно использовать для любой комбинации одного или нескольких нефтяных месторождений, одной или нескольких обрабатывающих установок и одной или нескольких буровых площадок.

На фиг. 2Ά-Ό показаны графические представления данных, собранных инструментами, показанными на фиг. 1Ά-Ό, соответственно. На фиг. 2Ά изображена сейсмическая трасса 202 геологического пласта, показанного на фиг. 1Ά, полученная инструментом 106а разведки. Сейсмическая трасса измеряет двусторонний отклик в течение периода времени. На фиг. 2В показан образец керна 133, взятый каротажным инструментом 106Ь. Исследование кернов обычно обеспечивает график плотности, удельного сопротивления или другого физического свойства образца керна по длине керна. На фиг. 2С изображен скважинный каротаж 204 геологического пласта, показанного на фиг. 1С, произведенный кабельным инструментом 106с. Кабельный каротаж обычно обеспечивает измерение удельного сопротивления пласта на различных глубинах. На фиг. 2Ό изображена кривая 206 относительного падения добычи текучей среды, протекающей через геологический пласт, показанный на фиг. 1Ό, полученная инструментом 1066 добычи. Кривая относительного падения добычи обычно демонстрирует темп добычи О как функцию времени 1.

Соответствующие графики, показанные на фиг. 2Ά-2^ содержат статические измерения, которые описывают физические характеристики пласта. Эти измерения можно сравнивать для определения точности измерений и/или для контроля ошибок. Таким образом, графики каждого из соответствующих измерений можно выравнивать и масштабировать для сравнения и проверки свойств.

На фиг. 2Ό показано динамическое измерение свойств текучей среды на протяжение ствола скважины. По мере протекания текучей среды через ствол скважины производятся измерения свойств текучей среды, например расходов, давлений, состава и т. д. Как описано ниже, статические и динамические измерения можно использовать для генерации моделей геологического пласта для определения его характеристик.

Модели можно использовать для создания модели геологической среды, определяющей геологические условия. Эта модель геологической среды прогнозирует структуру и ее поведение по мере осуществления нефтепромысловых операций. По мере сбора новой информации модель геологической среды полностью или частично может нуждаться в регулировке.

На фиг. 3 показан схематический вид буровой площадки 300, где подробно изображена операция бурения, например операция бурения, представленная фиг. 1В, нефтяного месторождения. Буровая пло

- 9 013660 щадка 300 включает в себя систему 302 бурения и наземное устройство 304. В проиллюстрированном варианте осуществления ствол скважины 306 формируется путем роторного бурения общеизвестным способом. Однако специалистам в данной области техники, на основании этого раскрытия, очевидно, что настоящее изобретение применимо к режимам бурения, отличным от традиционного роторного бурения (например, к направленному бурению с помощью забойного турбинного двигателя), и не ограничивается наземными буровыми установками.

Система 302 бурения включает в себя бурильную колонну 308, подвешенную в стволе скважины 306 с буровым долотом 310 на нижнем конце. Система 302 бурения также включает в себя наземную компоновку 312 платформы и вышки, расположенную над стволом скважины 306, проникающим в геологический пласт Р. Компоновка 312 включает в себя буровой ротор 314, ведущую бурильную трубу 316, крюк 318 и вертлюг 319. Бурильная колонна 308 вращается буровым ротором 314, приводимым в движение не показанным средством, которое соединено с ведущей бурильной трубой 316 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 308 подвешена на крюке 318, присоединенном к подвижному блоку (также не показан), через ведущую бурильную трубу 316 и вертлюг 319, который позволяет бурильной колонне вращаться относительно крюка.

Наземная система дополнительно включает в себя буровой раствор 320, хранящийся в резервуаре 322, сформированном на буровой площадке. Насос 324 доставляет буровой раствор 320 внутрь бурильной колонны 308 через канал в лебедке 319, заставляя буровой раствор течь вниз через бурильную колонну 308, что указано стрелкой 324. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 308 через каналы в буровом долоте 310, после чего циркулирует вверх через область между внешней поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, именуемую кольцевым пространством 326. Таким образом, буровой раствор смазывает буровое долото 310 и переносит обломки породы на поверхность при возвращении в резервуар 322 в порядке рециркуляции.

Бурильная колонна 308 дополнительно включает в себя компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 330 вблизи бурового долота 310 (другими словами, на расстоянии нескольких длин утяжеленной бурильной трубы от бурового долота). КНБК 330 включает в себя средства для измерения, обработки и хранения информации, а также связи с наземным устройством. КНБК 330 дополнительно включает в себя утяжеленные бурильные трубы 328 для осуществления различных других функций измерения.

Датчики Б расположены вокруг буровой площадки для сбора данных предпочтительно в реальном времени относительно операции буровой площадки, а также условий на буровой площадке. Датчики Б, показанные на фиг. 3, могут быть такими же, как датчики, показанные на фиг. 1Ά-Ό. Датчики, показанные на фиг. 3, также могут иметь признаки или возможности мониторов, например камер (не показаны), для обеспечения изображений операции.

Наземные датчики или измерительные приборы Б могут быть установлены вокруг наземных систем для обеспечения информации о наземном устройстве, например давления в стояке, нагрузки на крюк, глубины, крутящего момента на поверхности, оборотов ротора и др. Скважинные датчики или измерительные приборы Б располагаются вокруг бурильного инструмента и/или ствола скважины для обеспечения информации об условиях в скважине, например давления в стволе скважины, веса на долоте, крутящего момент на долоте, направления, наклона, оборотов утяжеленной бурильной трубы, температуры инструмента, температуры в кольцевом пространстве, ориентации ствола скважины и др. Информация, собранная датчиками и камерами, поступает в различные части системы бурения и/или на наземный блок управления.

Система 302 бурения оперативно подключена к наземному устройству 304 для связи с ним. КНБК 330 снабжена подсистемой 352 связи, которая осуществляет связь с наземным устройством. Подсистема 352 связи способна передавать сигналы и принимать сигналы с поверхности с использованием телеметрии импульсов в буровом растворе. Подсистема связи может включать в себя, например, передатчик, который генерирует сигнал, например акустический или электромагнитный сигнал, который выражает измеренные параметры бурения. Связь между скважинными и наземными системами представлена как телеметрия импульсов в буровом растворе, например, в патенте США № 5517464, назначенном правообладателю настоящего изобретения. Специалисту в данной области техники очевидно, что можно применять различные телеметрические системы, например бурильные трубы, снабженные кабелем, электромагнитные или другие известные телеметрические системы.

Обычно бурение скважины производится согласно плану бурения, установленному до бурения. В плане бурения обычно указаны оборудование, давления, траектории и/или другие параметры, которые определяют процесс бурения для буровой площадки. Затем операцию бурения можно производить согласно плану бурения. Однако по мере сбора информации операция бурения может, по необходимости, отклоняться от плана бурения. Дополнительно, при осуществлении бурения или других операций геологические условия могут изменяться. Модель геологической среды также может нуждаться в коррекции по мере сбора новой информации.

Как описано выше, настоящее изобретение предусматривает объединение программного обеспечения геонаучного моделирования и СПС для моделирования и отображения геометрии ствола скважины, параметров бурения и по меньшей мере одного параметра, связанного с бурением скважины. Параметры,

- 10 013660 связанные с бурением скважины, могут количественно определять риск, время и стоимость бурения скважины в геологическом контексте. Специалистам в данной области техники очевидно, что можно отображать некоторые или все вышеупомянутые параметры. СПС - это интеллектуальный инструмент для быстрого создания подробного рабочего плана бурения, который обеспечивает экономику и анализ рисков. СПС может представлять собой систему программного обеспечения или автоматизированную систему программного обеспечения. Специалистам в данной области техники очевидно, что по СПС также можно понимать плагин риска, который встроен в программное обеспечение геонаучного моделирования для оценивания риска, времени и стоимости, связанных с бурением скважины.

В частности, пользователь (например, специалист в области наук о Земле, геолог, геофизик и/или другой специалист) создает геонаучную модель, которая моделирует геомеханические свойства геологической среды, связанной с бурением скважин. Пользователь вводит одну или несколько траекторий, которые представляют траекторию бурения одной или нескольких скважин, подлежащих бурению, и СПС использует эти данные и различные каталоги для автоматического расчета и доставки оптимальной конструкции скважины, тем самым генерируя совокупность выходных характеристик, например конструкцию бурильной колонны, уступ в скважине для опоры башмака обсадной колонны, вес бурового раствора, выбор и использование долота, гидравлику и другие важные факторы для задачи бурения (описанной ниже со ссылкой на фиг. 4). СПС требует введения геомеханических свойств геологической среды, полученных из модели геологической среды, либо, как минимум, порового давления, градиента давления гидроразрыва и неограниченной прочности на сжатие. Специалистам в данной области техники очевидно, что геомеханические свойства геологической среды можно извлекать из заполненной механической модели геологической среды, из интерпретированных каротажных данных применительно к этой траектории, или вводить вручную. Кроме того, специалистам в данной области техники очевидно, что траекторию и модель геологической среды можно представлять/вводить в трех измерениях 3Ό. На основании этих входных данных СПС автоматически выбирает наиболее подходящую буровую установку и связанные с ней свойства, затраты и механические возможности. Свойства буровой установки включают в себя такие параметры, как номинальная характеристика буровой вышки, для оценивания рисков при операциях с тяжелыми обсадными трубами, характеристики насосов для гидравлики, диаметр ПВП, который влияет на диаметры обсадных труб, и, что очень важно, суточная норма буровой установки и коэффициент зонда. Пользователь может выбрать не ту буровую установку, которую предложила СПС, и может вносить изменения в любые технические условия, предложенные программным обеспечением.

СПС имеет две основные группы пользователей: специалист по наукам о Земле, который работает с данными траектории и свойствами геологической среды; инженер по бурению, который работает с геометрией ствола скважины и выходными параметрами бурения для достижения оптимального плана действий и оценивания рисков. СПС обеспечивает необходимые технологические расчеты бурения, которые позволяют пользователю рассматривать варианты бурения с наименьшими затратами времени, денег и рисками. Специалисты по наукам о Земле обычно обеспечивают данные траектории и свойств геологической среды. Сценарий, который состоит из процесса в целом и его выхода, можно экспортировать для использования совместно с другими пользователями для равноправного предпросмотра или в качестве инструмента связи для облегчения управления проектом между офисными и полевыми работниками. Для использования в коммерческих решениях можно создавать отклонения от сценария. СПС также можно использовать как тренировочный инструмент для специалистов по наукам о Земле и инженеров по бурению.

СПС, отвечающая настоящему изобретению, включает в себя совокупность задач. Совокупность задач делится на четыре группы: задача ввода, где обеспечиваются входные данные, задача геометрии ствола скважины, задача параметров бурения, где осуществляются вычисления, и задача результатов, где набор результатов вычисляется и представляется пользователю. Задача ввода включает в себя следующие компоненты: информация сценария, траектория, свойства геологической среды, выбор буровой установки и данные повторной выборки. Задача геометрии ствола скважины включает в себя следующие компоненты: стабильность ствола скважины, вес бурового раствора и глубины установки обсадной колонны, диаметры ствола скважины, конструкция обсадной колонны, цементная конструкция и геометрия ствола скважины. Задача параметров бурения включает в себя следующие компоненты: буровые растворы, выбор долота, конструкция бурильной колонны, гидравлика. Задача результатов включает в себя следующие компоненты: оценка рисков, матрица риска, данные времени и стоимости, таблица времени и стоимости, метод моделирования Монте-Карло, график Монте-Карло, сводный отчет и монтаж. Системные задачи организованы в единую последовательность операций, в которой выход одной задачи является входом следующей. Пользователь может изменять большинство выходов, что позволяет осуществлять тонкую настройку входных значений для следующей задачи.

В настоящем изобретении СПС объединена с геолого-геофизическим приложением, благодаря чему СПС может отображать время, стоимость и риск, связанные с проектной скважиной, в геологическом контексте. Геолого-геофизическое приложение может представлять собой приложение 3Ό моделирования геологической среды. Проектную скважину также можно рассматривать как концептуально спроектированную скважину для бурения. Специалистам в данной области техники очевидно, что геолого

- 11 013660 геофизическое приложение может являться геологическим приложением, геофизическим приложением, приложением обслуживания нефтяного месторождения, приложением науки о Земле, приложением для геологической визуализации или комбинацией вышеупомянутых типов приложений. На фиг. 4 показана логическая блок-схема для использования геолого-геофизического приложения, объединенного с СПС, для отображения времени, стоимости и риска, связанных с проектной скважиной. Первоначально на этапе 100 геолого-геофизическое приложение создает геолого-геофизическую модель, которая представляет геологический маркирующий горизонт (т.е. поверхность проектной скважины) и геомеханические свойства геологической среды, связанные с геологическим маркирующим горизонтом. Затем на этапе 102 данные, включающие в себя траекторию, связанную с проектной скважиной, собираются и вводятся в модель, созданную на этапе 100. Специалистам в данной области техники очевидно, что данные, связанные с более чем одной траекторией, можно собирать и вводить в модель. Кроме того, траекторию и модель можно представлять в 3Ό. После ввода траектории модель извлекает геомеханические свойства геологической среды вдоль траектории (не показано).

На этапе 104 СПС применяется в геологическом контексте геолого-геофизического приложения. СПС способна получать траекторию и геомеханические свойства геологической среды, связанные с траекторией, на этапе 106. Таким образом, имеют место два получения траектории и свойств геологической среды, связанных с траекториями: модель, созданная на этапе 100, извлекает траекторию и свойства геологической среды, связанные с траекторией, и затем СПС получает ту же информацию из модели. Специалистам в данной области техники очевидно, что СПС может получать траекторию и свойства геологической среды, связанные с траекторией, непосредственно из геолого-геофизической модели. Альтернативно, модель может обеспечивать траекторию и свойства геологической среды для СПС.

Согласно фиг. 4, после того как СПС получит траекторию и связанные с нею геомеханические свойства геологической среды, СПС использует эти данные для автоматического определения геометрии ствола скважины, параметров бурения и таких параметров, как риск, время и стоимость, связанные с проектной скважиной, на этапе 108. Затем вычисленные геометрия ствола скважины, параметры бурения и параметры, которые могут включать в себя риск, время и стоимость, связанные с проектной скважиной, отображаются пользователям, что позволяет им визуально наблюдать вычисленные характеристики проектной скважины на этапе 110. В частности, СПС вычисляет геометрию ствола скважины, параметры бурения, количественное определение риска и вероятностное распределение времени и стоимости для бурения проектной скважины. Вычисленные и отображенные данные записываются обратно в геологогеофизическую модель для дальнейшего использования. На последнем этапе 112 пользователи могут использовать вычисленные характеристики для уточнения модели, траектории и свойств геологической среды. Таким образом, на основании визуализации характеристик проектной скважины пользователи могут осуществлять анализ чувствительности, предлагать альтернативные сценарии и т.д. для улучшения характеристик проектной скважины. В конце концов, СПС можно обновлять и повторно запускать во временных границах, согласующихся с принятием рабочих решений. Весь процесс перепланирования должен быть достаточно быстрым, чтобы пользователи могли быстро повторять его для уточнения планов скважин посредством ряда гипотетических сценариев.

Специалистам в данной области техники очевидно, что процесс, показанный на фиг. 4, может повторяться для каждой траектории, введенной в геолого-геофизическую модель. Таким образом, на фиг. 4 представлен процесс, который может повторяться для всех соответствующих траекторий, связанных с проектной скважиной. Кроме того, специалистам в данной области техники очевидно, что последующие ссылки на СПС в оставшейся части этого раскрытия относятся к СПС, представленной на фиг. 4. Преимущественно планирование скважины в геолого-геофизическом контексте наподобие описанного со ссылкой на фиг. 4 экономит время и деньги, обеспечивает объективную/безошибочную визуализацию характеристик, которые наиболее важны для специалистов по наукам о Земле и других специалистов, занятых в процессе бурения. Кроме того, процесс, представленный на фиг. 4, допускает вероятностное определение трехмерной траектории, оптимизированной в отношении рисков, в контексте трехмерной модели геологической среды. Таким образом, геолого-геофизическая модель может представлять собой трехмерную модель геологической среды. Кроме того, способ, которым СПС вычисляет параметры, например риск, время и стоимость проектной скважины, прозрачен для пользователей. Таким образом, пользователи легко могут понять, как вычисляются риск, время и стоимость, для определения, почему риск, время или стоимость для конкретной траектории являются высокими/низкими в конкретных областях. Кроме того, вышеописанный процесс можно использовать для планирования множественных скважин концептуального бурения путем одновременного задания множественных траекторий в полевых условиях.

В СПС подробный рабочий план действий автоматически собирается из настраиваемых пользователем шаблонов. Для получения времени бурения проектной скважины длительность каждого действия вычисляется на основании результатов предыдущих задач и может включать в себя время простоя, которое является временем, когда операции не запланированы, или, вследствие эксплуатационных проблем, развитие скважины задерживается, что также часто называют «тревожное время». План действий задает диапазон (минимальный, средний и максимальный) времени и стоимости для каждого действия и после

- 12 013660 довательно перечисляет операции как функцию глубины и участка ствола скважины. Эта информация графически представляется на графиках зависимости времени от глубины и стоимости от глубины, которые отображаются в геологическом контексте геолого-геофизического приложения. Система генерирует кривую зависимости времени от глубины на основании подробного плана действий. В частности, система создает наилучший, средний и наихудший набор кривых времени с использованием комбинаций заданных по умолчанию и исторических данных.

СПС может использовать моделирование методом Монте-Карло для согласования всех данных времени и стоимости в диапазоне для создания вероятностных распределений времени и стоимости. В частности, СПС предлагает пользователю выбрать значения вероятности, например Р10, Р50, Р90, и затем запускает моделирование методом Монте-Карло для генерации кривой распределения вероятности для сценария, выделяя опорные точки, выбранные пользователем, и соответствующие значения времени. СПС обеспечивает эти данные как частотные данные или кривые интегральной вероятности. СПС генерирует план стоимости с использованием стоимостных шаблонов, заданных по умолчанию, которые заранее настроены пользователем и могут изменяться в этот момент. Многие затраты связаны с длительностями всей скважины, участков ствола скважины или конкретными действиями для вычисления понесенных расходов.

Как указано выше, СПС способна вычислять оценочные риски для разнообразных рисков, связанных с проектной скважиной. Риски вычисляются четырьмя методами: по параметрам индивидуальных рисков, по категориям рисков, по полному риску и путем вычисления качественных индексов риска.

В СПС, событие бурения риски количественно оцениваются по 54 категориям рисков, в которых пользователь может настраивать пороги риска. Категории рисков отображаются на графике как функция глубины и кодируются цветом для ускорения визуальной интерпретации потенциально опасных областей. Кроме того, оценивание рисков достигается за счет группирования 54 категорий рисков в общие категории, которые могут включать в себя доходы, потери, застревание трубы и механические проблемы. Каротажная кривая полного риска может отображаться вдоль траектории для коррелирования рисков бурения с геологическими маркирующими горизонтами и геомеханическими свойствами геологической среды (т.е. физическими характеристиками породы). Дополнительные виды анализа рисков отображают фактический риск как часть потенциального риска для каждой задачи проектирования.

Компонент оценивания рисков, связанный с СПС, отвечающей настоящему изобретению, может представлять собой систему, которая автоматически оценивает риски, связанные с решениями относительно конструкции технической скважины в связи с геологическими и геомеханическими свойствами земли и в связи с механическими ограничениями оборудования, предписанного или рекомендованного для использования. Выявление рисков, связанных с бурением скважины, в настоящее время, вероятно, является наиболее субъективным процессом при планировании скважины. Он основан на том, как человек понимает часть конструкции технической скважины, которая не связана со свойствами геологической среды или механическим оборудованием, используемым для бурения скважины. Выявление любых рисков осуществляется путем объединения всей информации о скважине, геологических условиях и оборудовании в уме человека и умственной фильтрации всей информации, отображения взаимосвязей и определения, исключительно на основании личного опыта, какие части проекта составляют потенциальные риски для общего успеха этого проекта. Оно чрезвычайно чувствительно к систематической ошибке, вносимой человеком, человеческой способности запоминать и объединять все данные в уме и опыту человека, который позволяет распознавать условия, которые обуславливают каждый риск бурения.

Параметры индивидуальных рисков можно вычислять вдоль измеренной глубины скважины и кодировать цветом в соответствии с высоким, средним или низким риском для отображения пользователю. Каждый риск указывает пользователю, к чему именно приведет пренебрежение риском, и значение и задачу в последовательности операций по контролированию риска. Эти риски вычисляются согласованно и прозрачно, что позволяет пользователям видеть и понимать все известные риски, и как они выявлены. Эти риски также информируют пользователя, какие аспекты скважины оправдывают дополнительные инженерные усилия по более детальному исследованию.

Группы/категории рисков можно вычислять путем включения всех индивидуальных рисков в конкретных комбинациях. Каждый индивидуальный риск является членом одной или нескольких категорий рисков. Четыре главные категории рисков определяются следующим образом: доходы, потери, застревание трубы и механические риски. Вышеупомянутые четыре категории рисков являются наиболее общими и затратными группами опасных событий при бурении во всем мире. Полный риск для сценария вычисляется на основании совокупных результатов всех групп/категорий рисков по осям риска и глубины.

Каждый параметр индивидуального риска можно использовать для создания индекса индивидуального риска, который является относительным индикатором вероятности наступления конкретного риска. Он может быть чисто качественным, но всегда для сравнения относительной вероятности одного риска к другому - он особенно показателен, если выражать его в виде процентного изменения. Каждую категорию рисков можно использовать для создания индекса категории рисков, также указывающего вероятность наступления и полезного для указания, какие типы опасных событий можно ожидать с наибольшей

- 13 013660 вероятностью. Наконец, можно создавать индекс одного риска для сценария, который особенно полезен для сравнения относительного риска одного сценария к другому.

СПС, отвечающая настоящему изобретению, способна автоматически обеспечивать полное техническое оценивание рисков. В отсутствие объединенной модели конструкции технической скважины для сопоставления конструкционных решений с соответствующими рисками СПС может соотносить риски с конкретными конструкционными решениями и может направлять пользователей в соответствующее место для изменения выбора конструкции в усилиях по изменению профиля риска скважины.

СПС может использовать алгоритмы оценивания риска и логические выражения оценивания риска для вычисления различных рисков, связанных с проектной скважиной. Значения входных данных, которые используются в качестве входа для алгоритмов оценивания риска и логических выражений оценивания риска, включают в себя:

(1) Глубина установки обсадной колонны (2) Измеренная глубина (3) Истинная вертикальная глубина (4) Вес бурового раствора (5) Измеренная глубина (6) Механическая скорость проходки (7) Поровое давление (8) Статическая температура (9) Подача насоса (10) Степень искривления (11) Эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора (12) Наклон (13) Диаметр ствола (14) Диаметр обсадной колонны (15) Расстояние на восток/запад (16) Расстояние на север/юг (17) Глубина воды (18) Максимальная глубина воды (19) Максимальная глубина скважины (20) Ударостойкость (21) Вес утяжеленной бурильной трубы 1 (22) Вес утяжеленной бурильной трубы 2 (23) Вес бурильной трубы (24) Вес бурильной трубы с утолщенной стенкой (25) Номинальная прочность на растяжение бурильной трубы (26) Верхний передел стабильности ствола скважины (27) Нижний предел стабильности ствола скважины (28) Неограниченная прочность на сжатие (29) Диаметр долота (30) Механическая энергия бурения (неограниченная прочность на сжатие, проинтегрированная по расстоянию, пройденному долотом) (31) Отношение объема бурения к среднестатистической проходке на долото (32) Совокупная неограниченная прочность на сжатие (33) Совокупная избыточная неограниченная прочность на сжатие (34) Отношение совокупных неограниченных прочностей на сжатие (35) Средняя неограниченная прочность породы на сжатие на участке (36) Средняя на долото неограниченная прочность породы на сжатие на участке (37) Среднестатистический срок службы долота (38) Среднестатистический объем бурения для долота (39) Обороты (40) Забойное время (41) Расчетное полное количество оборотов долота (42) Время проходки (43) Критический расход (44) Максимальный расход на участке ствола скважины (45) Минимальный расход на участке ствола скважины (46) Расход (47) Суммарная площадь истечения из сопла долота (48) Высота подъема цементного раствора (49) Высота подъема хвостовой суспензии (50) Длина ведущей суспензии

- 14 013660 (51) Длина хвостовой суспензии (52) Плотность цемента ведущей суспензии (53) Плотность цемента хвостовой суспензии (54) Вес обсадной колонны на фут (55) Давление разрыва обсадной колонны (56) Давление смятия обсадной колонны (57) Тип обсадной колонны (58) Гидростатическое давление столба цемента (59) Начальная глубина (60) Конечная глубина (61) Проводник (62) Глубина начала участка ствола скважины (63) Заканчивание открытой скважины или обсаженной скважины (64) Внутренний диаметр обсадной колонны (65) Внешний диаметр обсадной колонны (66) Тип бурового раствора (67) Поровое давление без запаса прочности (68) Конструктивный параметр прочности трубы на разрыв (69) Конструктивный параметр давления смятия обсадной колонны (70) Конструктивный параметр прочности трубы на растяжение (71) Номинальная нагрузка на буровую вышку (72) Номинальная нагрузка буровой лебедки (73) Номинал компенсатора качки (74) Номинальная прочность трубы на растяжение (75) Среднестатистическая ВОР долота (76) Среднестатистические обороты долота (77) Тип скважины (78) Максимальное давление (79) Номинал максимального давления на хвостовик (80) Давление циркуляции (81) Максимальная ИС8 долота (82) Воздушный зазор (83) Глубина установки обсадной колонны (84) Содержание Н₂8 (85) Содержание СО₂ (86) Морская скважина (87) Предел максимального расхода

Константы оценивания риска

Значения констант оценивания риска, которые используются в качестве входных данных для алгоритмов оценивания риска и логических выражений оценивания риска, включают в себя следующее:

(1) Максимальное превышение веса бурового раствора над поровым давлением (2) Конструктивный параметр минимально необходимой прочности на смятие (3) Конструктивный параметр минимально необходимой прочности на растяжение (4) Конструктивный параметр минимально необходимой прочности на разрыв (5) Плотность породы (6) Плотность морской воды.

Каталоги оценивания риска

Значения каталогов оценивания риска, которые используются в качестве входных данных для алгоритмов оценивания риска и логических выражений оценивания риска, включают в себя следующее:

(1) Каталог матриц риска (2) Каталог вычислений риска (3) Каталог компонентов бурильной колонны (4) Каталог буровых долот (5) Каталог коэффициентов подачи (6) Каталог утяжеленных бурильных труб (7) Каталог бурильных труб (8) Каталог минимальных и максимальных расходов (9) Каталог насосов (10) Каталог буровых установок (11) Каталог настроек констант и переменных (12) Каталог насосно-компрессорных труб.

- 15 013660

Выходные данные оценивания риска

В следующих абзацах приведены выходные данные оценивания риска, которые создаются алгоритмами оценивания риска. Выходные данные оценивания риска включают в себя следующие типы выходных данных: категории рисков, подкатегории рисков, индивидуальные риски. Категории рисков, Подкатегории рисков и Индивидуальные риски, включенные в Выходные данные оценивания риска, включают в себя следующее:

Следующие Категории рисков могут быть включены в вычисление:

(1) Индивидуальный риск (2) Средний индивидуальный риск (3) Риск подкатегории (4) Средний риск подкатегории (5) Полный риск (6) Средний полный риск (7) Потенциальный риск для каждой задачи проектирования (8) Фактический риск для каждой задачи проектирования.

Следующие Подкатегории рисков могут быть включены в вычисление:

(1) Риски потери доходов (2) Риски потерь (3) Риски застревания трубы (4) Механические риски.

Следующий набор формул/уравнений подробно демонстрирует, как можно осуществлять каждое вычисление риска.

Вычисление риска #1 - Вычисление индивидуального риска

Согласно вышеуказанным выходным данным оценивания риска задано пятьдесят четыре Индивидуальных риска. Для Индивидуального риска:

Высокий риск = 90,

Средний риск = 70,

Низкий риск = 10,

Цветовой код высокого риска = красный,

Цветовой код среднего риска = желтый,

Цветовой код низкого риска = зеленый.

Если Логические выражения оценивания риска присваивают ранг Высокий риск конкретному Результату вычисления входных данных, то Алгоритмы оценивания риска присваивают этому Результату вычисления входных данных значение 90 и этому Результату вычисления входных данных цвет красный. Если Логические выражения оценивания риска присваивают ранг Средний риск конкретному Результату вычисления входных данных, то Алгоритмы оценивания риска присваивают этому Результату вычисления входных данных значение 70 и этому Результату вычисления входных данных цвет желтый. Если Логические выражения оценивания риска присваивают ранг Низкий риск конкретному Результату вычисления входных данных, то Алгоритмы оценивания риска присваивают этому Результату вычисления входных данных значение 10 и этому Результату вычисления входных данных цвет зеленый.

Поэтому, в соответствии с Упорядоченными индивидуальными рисками из Логических выражений, Алгоритмы оценивания риска присваивают каждому из Упорядоченных индивидуальных рисков значение 90 и цвет красный для высокого риска, значение 70 и цвет желтый для среднего риска и значение 10 и цвет зеленый для низкого риска. Однако, дополнительно, в соответствии с Упорядоченными индивидуальными рисками из Логических выражений, Алгоритмы оценивания риска также генерируют совокупность упорядоченных Категорий рисков и совокупность упорядоченных Подкатегорий рисков.

Выходные данные оценивания риска могут включать в себя: восемь Категорий рисков, четыре Подкатегории рисков и пятьдесят четыре Индивидуальных риска [т.е. 54 индивидуальных риска плюс 2 доходы плюс 2 потери плюс 2 застревание плюс 2 механические плюс 1 полный = 63 риска].

Вычисление риска #2 - Средний индивидуальный риск

Среднее всех Значений риска можно вычислить следующим образом:

^Значение риска.

Средний индивидуальный риск = —--—------.

п

Для определения Среднего индивидуального риска суммируют вышеупомянутые Значения риска и сумму делят на количество таких Значений риска, где ί = количество выборочных точек. Значение Среднего индивидуального риска отображается в нижней части окрашенной дорожки индивидуальных рисков.

Вычисление риска #3 - Подкатегория риска

- 16 013660

Согласно вышеупомянутым Выходным данным оценивания риска определены следующие Подкатегории рисков: доходы, потери, застревание и механические риски, где Риск подкатегории (или Подкатегорию риска) можно определить следующим образом:

У”(Значениериска, хстепень,

Подкатегория рисков = — ----у----------г-------,

У _у (тяжесть _у х Ν,)

.) = количество индивидуальных рисков, 0< Степень <5, и

N = 1 или 0 в зависимости от того, участвует ли Значение риска в подкатегории,

Тяжесть _,= из каталога матриц риска.

Красный индикатор риска означает Подкатегория риска >40;

Желтый индикатор риска означает 20< Подкатегория риска <40;

Зеленый индикатор риска означает Подкатегория риска <20.

Вычисление риска #4 - Средний риск подкатегории

^.(подкатегория рисков, х коэффициент риска,) Средний риск подкатегории = ~,

У коэффициэнтриска, η = количество выборочных точек.

Значение среднего риска подкатегории отображается в нижней части окрашенной дорожки риска подкатегории.

Коэффициент риска = 3 означает Подкатегория риска >40;

Коэффициент риска = 2 означает 20 < Подкатегория риска <40;

Коэффициент риска = 1 означает Подкатегория риска <20.

Вычисление риска #5 - Полный риск

Полный риск можно вычислять на основании следующих категорий: доходы, потери, застревание и механические риски.

^/Подкатегория рисков_к

Полный риск —----------, где к = количество подкатегорий.

Красный индикатор риска означает Полный риск >40.

Желтый индикатор риска означает 20 < Полный риск <40; Зеленый индикатор риска означает Полный риск <20.

Вычисление риска #6 - Средний полный риск

У (подкатегория риска, х коэффициент риска)

Средний полный риск — -----------,

У коэффициентриска, η = количество выборочных точек.

Вычисление риска #7 - Риски на задачу проектирования

Можно задать следующие 14 задач проектирования: Сценарий, Траектория, Механическая Модель геологической среды, Буровая установка, Стабильность ствола скважины, Вес бурового раствора и глубины установки обсадной колонны, Размеры ствола скважины, Обсадная колонна, Цемент, Буровой раствор, Долото, Бурильная колонна, Гидравлика и Время. В настоящее время задано 54 индивидуальных риска, но специалисту в данной области техники очевидно, что можно использовать больше или меньше рисков.

Вычисление риска #7А - Потенциальный максимальный риск на задачу проектирования Σ -I ^{Х степе}^^ьк } ^Х ^к,у )

Потенциальный риск_к = —_я ^:, хЛ^) к = индекс задач проектирования, существует 14 задач проектирования,

N = 0 или 1 в зависимости от того, участвует ли Значение риска в задаче проектирования. 0< Степень <5.

Вычисление риска #7В - Фактический риск на задачу проектирования

У⁵\ (средний индивидуальный риск_} х Степень_; х Ν_);>у) Фактический риск_к - ——-----_; ^:, ^(Степень, хЛГ_м) к = индекс задач проектирования, существует 14 задач проектирования,

- 17 013660 е [0,...,М],

0< Степень <5.

Степень в вышеприведенных уравнениях можно задать следующим образом:

Риск	Степень
Н23_СО2	2.67
Нуйгщез	3.33
ννβΙΜΛ/Ο	3.67
ОБЗ	3
ТОЕТ	3
ννθιι_Μ0	4.33
(ΝΟ	3
ΗθΓ„ρίδρ	4.67
ΩΩΙ	4.33
РР_Н1дЬ	4.33
ΡΡ_Ιθνν	2.67
КоскНагй	2
КоскЗой	1.33
ТатрН1дЬ	3
	5
Н!д„МО	5
55_ЙОР	3.67
МУОЧСк	4
	3
ЛМЦЕгас	3.33
МИМ/	3.33
УУВ5	3
ννβδίν	3.33
НЗБепдЕЬ	3
Но1е_В!д	2
Но1е_5т	2.67
Но1е_Сзд	2.67
СздцСад	2.33
Сед_Вк	1.67
СздДЭР	4
Сзд ννΐ	3
С5д_МОР	2.67
Сзд_Шеаг	1.33
С5д_Соип(	4.33
ТОС_Боу/	1.67
СтЦКюк	3.33
Спгй__1_О55	2.33
СтИРгас	3.33
ВЦ_Ж	2.33
Вф.\Л/кХ8	2.33
ВЙ_Р1д	2.33
ВЙ_НГ5	2
Вк_Кгеу	2
Вй_НОР	2
ви_исз	3
□5_МОР	3.67
О8_РаН	3
Кюк ΤσΙ	4.33
О_СШ	2.67
а_Мах	3.33
СиШпд	3.33
Р_Мах
ΤΕΑ_ί_ονν	1.33
ЕСО_Ргас	4
ЕСО_Бо55	3.33

- 18 013660

Средний индивидуальный риск можно вычислять на основании Значений риска следующим образом:

\ Значение риска,

Средний индивидуальный риск = —---.

п

Риск подкатегории или Подкатегорию риска можно вычислять на основании Значений риска и Степени, как определено выше, следующим образом:

^(Значениериска_} хстепень_> хЛ',)

Подкатегория риска = ——----=-7-----------!-------.

2^.[степень _] хΝρ

Средний риск подкатегории можно вычислять на основании Подкатегории риска следующим образом:

'У'''(Подкатегория риска_ί х коэффициент риска)

Средний риск подкатегории = —--------------------------------------п

У коэффициент риска,

Полный риск можно вычислять на основании Подкатегории риска следующим образом:

У„⁴ Подкатегория риска_к

Полный риск — —^!--------.

Средний полный риск можно вычислять на основании Подкатегории риска следующим образом:

УЧПодкатегория риска, хкоэффициент риска,)

Средний полный риск = --------С—С---!----------СЦ п

^коэффициент риска,

Потенциальный риск можно вычислять на основании Степени, как определено выше, следующим образом:

У” ,(90х степень_к] хП_к)

Потенциальный риск* =—⁷ _и >

{степень.,.

Фактический риск можно вычислять на основании Среднего индивидуального риска и Степени, как определено выше, следующим образом:

у⁵^ (Средний индивидуальный риск_/ х Степень_} хЛу) Фактический риск_к = ——--------------------------------------—

Х”,(степенъ₇хЛГ^.)

На фиг. 5 показан графический интерфейс пользователя 500 в геонаучном приложении для отображения оценивания рисков, связанных с проектной скважиной. ГИП 500 может отображаться из геонаучного приложения, которое можно использовать для настройки и отображения трехмерных отображений различных свойств, связанных с проектной скважиной. ГИП 500 включает в себя панель 502 задач, инструментальную панель 504, встроенный дисплей 506, входной диалог СПС 508 и графическую визуализацию 510. Каждый из вышеупомянутых компонентов ГИП 500 подробно описан ниже.

Панель 502 задач ГИП 500 может включать в себя список совокупности задач оценивания риска, которые пользователь может выбирать для ввода данных, задания геометрии ствола скважины, задания параметров бурения и вывода результирующих параметров, например времени и стоимости, связанных с проектной скважиной. Как отмечено выше, совокупность задач организована в виде упорядоченной последовательности операций системы, в которой выход предыдущей задачи является входом следующей задачи. Благодаря выбору задач, которым пользователь желает передавать данные, и которые он желает отображать, пользователь может указывать, какие задачи связаны с оцениванием рисков, осуществляемым посредством СПС.

Каждая из задач оценивания риска может быть связана с входными данными, используемыми для вычисления информации риска. Инструментальная панель 504, показанная в ГИП 500, используется для выбора СПС из иерархического отображения различных функциональных возможностей, которые могут быть объединены с геолого-геофизическим приложением. Специалистам в данной области техники очевидно, что выбор СПС с использованием инструментальной панели 504 объединяет СПС с геологогеофизическим приложением.

Согласно фиг. 5, при выборе СПС из инструментальной панели 504, пользователю отображается входной диалог СПС 508 для ввода траектории и свойств геологической среды, связанных с проектной скважиной. На основании траектории и свойств геологической среды, введенных во входной диалог СПС 508, СПС вычисляет геометрию ствола скважины, параметры бурения, оценивание рисков, вероятностные распределения времени и стоимости проектной скважины. Вышеупомянутые характеристики, вычисленные посредством СПС, отображаются на встроенном дисплее 506 ГИП 500. Кроме того, графическая визуализация 510 отображает кодированное цветом оценивание рисков, вычисленное посредством СПС в геологическом контексте. Согласно фиг. 5 графический дисплей 510 может отображать контур

- 19 013660 геологической поверхности, на которой будет пробурена проектная скважина, совместно с вычисленным риском для каждого участка геологической поверхности. Как показано выше, чем больше количество рисков, тем больше риск при создании проектной скважины.

Вышеописанные категории рисков и подкатегории рисков и индивидуальные риски можно визуализировать в двух измерениях 2Ό [или, потенциально, в трех изменениях 3Ό] по глубине в стволе скважины, отображая полностью упорядоченные категории рисков, упорядоченные подкатегории рисков и упорядоченные индивидуальные риски. Вид рисков в двух измерениях можно отображать двумя способами: первый способ - это отображение параметра риска, категории рисков и сводки рисков в зависимости от глубины; второй способ - это отображение полного риска в зависимости от задачи последовательности операций, указывающее относительный вклад риска в каждую техническую задачу проектирования в последовательности операций.

Исходя из способа вычисления рисков, создается массив значений риска, которые можно визуализировать как каротажную диаграмму. Каротажные диаграммы являются стандартным способом визуализации данных в нефтяной и газовой промышленности, которые также являются естественным средством визуализации риска. Эти каротажные диаграммы можно строить в двух или трех измерениях. Каротажные диаграммы в двух измерениях имеют любое количество способов отображения, что обеспечивает неограниченную гибкость, однако отображение в трех измерениях дает нечто особенное. Отображение данных риска в трех измерениях, с цветовой шкалой или без нее, также может быть очень полезно для создания визуальных объемов риска вдоль траектории. Специалистам в данной области техники очевидно, что данные риска также можно отображать в четырех измерениях, добавляя измерение времени.

Эти методы визуализации рисков, отвечающие настоящему изобретению, используются для визуализации рисков в трех измерениях геолого-геофизической модели и для выявления совпадения уровней риска и геологических особенностей. Это позволяет пользователям выявлять корреляции из позиционного совпадения риска и геофизических атрибутов, геологических особенностей, результатов моделирования коллектора (наподобие трубок тока), механических напряжений и позиционной неопределенности траектории. На основании любого обнаружения корреляции или иного соотношения пользователи могут оценивать преимущества и недостатки изменения положения или конструкции скважины для снижения стоимости и/или рисков, связанных со скважиной.

Информация риска, соответствующая траектории и свойствам геологической среды, показана в виде дисплея в трех измерениях в геологическом контексте в геолого-геофизическом приложении. Таким образом, кодированные цветом уровни риска, соответствующие различным траекториям для проектной скважины, отображаются совместно с путем траектории, геологическими пластами и любой другой необходимой информацией, которая представляется графически в геолого-геофизическом приложении. Специалистам в данной области техники очевидно, что использование геолого-геофизических приложений для создания трехмерных графических представлений скважин концептуального бурения хорошо известно в технике.

На фиг. 6-11 показаны примеры отображения информации риска в геологическом контексте. На фиг. 6 показан пример ГИП 512, отображающий трехмерное изображение, представляющее скважину концептуального бурения в геологическом пласте, где различные цвета представляют диапазон глубины каждой показанной области. На фиг. 6 показана карта изолиний поверхности земли, где производится бурение. В частности, на фиг. 6 показано изменение высоты геологического маркирующего горизонта (т.е. геологической поверхности). Таким образом, одна изолиния в изображении на фиг. 6 представляет постоянную высоту вдоль формы геологического маркирующего горизонта. Кроме того, имеется пять траекторий (представленных пятью линиями, заканчивающихся в красных точках) для пяти разных траекторий бурения, которые начинаются из одного начального положения. Изображение, показанное на фиг. 6, представляет типичное изображение, создаваемое геолого-геофизическим приложением при моделировании данных модели геологической среды, геомеханических свойств геологической среды и входных траекторий, обеспеченных пользователем.

На фиг. 7 показан ГИП 514 с информацией риска, отображаемой в геологическом контексте. В частности, информация риска, отображаемая на фиг. 7, основана на графическом представлении скважины концептуального бурения, созданном геолого-геофизическим приложением и показанным на фиг. 6. Таким образом, кодированная цветом информация риска (например, красный = высокий риск, желтый = средний риск и зеленый = низкий риск) накладывается на изображение, показанном на фиг. 6. Таким образом, пользователь, рассматривающий графическое представление информации риска, сразу может понять, какие геологические области связаны с высоким риском для бурения скважины, и какие геологические области связаны со средним или низким риском для бурения скважины. В частности, на фиг. 7 показан риск на каждом участке пласта и вдоль каждой траектории, при движении вверх. Специалистам в данной области техники очевидно, что визуальное отображение информации риска также можно кодировать цветом с помощью непрерывного перехода цветов, не ограничиваясь дискретными цветами. Таким образом, любую комбинацию цветов можно использовать для отображения информации, связанной с бурением скважины. Кроме того, на фиг. 7 показана информация риска, графически представленная вдоль каждой траектории.

- 20 013660

На фиг. 8 показан ГИП 516 вида сверху для фиг. 7. В частности, на фиг. 8 показана информация риска на постоянной глубине (представленной вертикальным поперечным сечением, показанным в изображении). Информация риска может отображаться в множественных вертикальных поперечных сечениях. Аналогично, на фиг. 9 показан ГИП 518, который отображает риск, связанный с множественными вертикальными поперечными сечениями геологического маркирующего горизонта, которые сгруппированы/собраны в одной плоскости. Это предоставляет наблюдателю средний риск всех или некоторых вертикальных поперечных сечений, что позволяет наблюдать области наибольшего и наименьшего риска в сравнении с конкретной глубиной.

На фиг. 10 и 11 показаны ГИП 520 и ГИП 522, соответственно, где информация риска отложена по интерфейсу х и у (где ζ - это вертикальный интерфейс, рассмотренный на фиг. 8 и 9). Таким образом, пользователь может графически наблюдать информацию риска вдоль интерфейса х-у для изучения рисков, имеющих место вдоль длины и ширины геологического маркирующего горизонта.

Риски, связанные с планированием скважины в геологическом контексте, которые могут перекрываться или быть независимыми, удобно отображаются. Кроме того, изобретение позволяет видеть обобщенный уровень риска для скважины на каждой глубине (т.е. в геологическом контексте). Кроме того, изобретение позволяет пользователю видеть категории рисков и индивидуальные риски по отдельности или одновременно на двухмерных или трехмерных видах. Кроме того, изобретение обеспечивает визуализацию трехмерной траектории, оптимизированной в отношении рисков в трехмерном геологическом контексте (т.е. трехмерные модели геологической среды).

Изобретение можно реализовать на практически любом типе компьютера независимо от используемой платформы. Например, согласно фиг. 12 компьютерная система 900 включает в себя процессор 902, оперативную память 904, запоминающее устройство 906 и многие другие элементы и функциональные блоки, типичные для современных компьютеров (не показаны). Компьютер 900 также может включать в себя средство ввода, например клавиатуру 908 и мышь 910, и средство вывода, например монитор 912. Компьютерная система 900 подключена к локальной сети (ЬЛ№) или глобальной сети (например, Интернету) (не показан) через сеть интерфейсного соединения (не показано). Специалистам в данной области техники очевидно, что эти средства ввода и вывода могут принимать другие формы.

Кроме того, специалистам в данной области техники очевидно, что один или несколько элементов вышеупомянутой компьютерной системы 900 могут располагаться в удаленном месте и соединяться с другими элементами по сети. Кроме того, изобретение можно реализовать на распределенной системе, имеющей совокупность узлов, где каждая часть изобретения (например, СПС, геологическая программа и т.д.) может располагаться на отдельном узле в распределенной системе. Узел соответствует компьютерной системе. Альтернативно, узел может соответствовать процессору с соответствующей физической памятью. Альтернативно, узел может соответствовать процессору с памятью и/или ресурсами общего пользования. Кроме того, программные инструкции для осуществления вариантов осуществления изобретения могут храниться на компьютерно-считываемом носителе, например компакт-диске, дискете, ленте, файле или любом другом компьютерно-считываемом запоминающем устройстве.

Хотя изобретение было описано применительно к ограниченному количеству вариантов осуществления, специалисты в данной области техники на основании этого раскрытия смогут предложить другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема раскрытого здесь изобретения. Соответственно, объем изобретения ограничивается только прилагаемой формулой изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, содержащий следующие этапы:

сбор данных, содержащих траекторию проектной скважины и свойства геологической среды для геолого-геофизического моделирования для получения геолого-геофизической модели;

применение системы планирования скважины, объединенной с геолого-геофизическим моделированием;

получение траектории проектной скважины и свойств геологической среды из геологогеофизической модели;

определение информации риска для проектной скважины на основании полученных траектории и свойств геологической среды;

построение графика информации риска как функции глубины проектной скважины вдоль ее полученной траектории;

отображение информации риска, связанной с проектной скважиной, в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из подземного коллектора, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.

- 21 013660
2. Способ по п.1, который дополнительно содержит определение и отображение времени, необходимого для заканчивания проектной скважины, и стоимости проектной скважины.
3. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап вычисления геометрии ствола скважины и параметров бурения для проектной скважины на основании полученных траектории проектной скважины и свойств геологической среды.
4. Способ по п.2, в котором время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимость проектной скважины содержат вероятностное распределение времени заканчивания скважины и стоимости проектной скважины.
5. Способ по п.2, в котором информация риска содержит по меньшей мере одну упорядоченную категорию рисков и по меньшей мере одну упорядоченную подкатегорию рисков.
6. Способ по п.5, в котором категория рисков содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из среднего индивидуального риска, риска подкатегории, среднего риска подкатегории, полного риска, среднего полного риска, потенциального риска для каждой задачи проектирования и фактического риска для каждой задачи проектирования.
7. Способ по п.5, в котором подкатегория рисков содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из риска потери доходов, риска потерь, риска застревания трубы и механического риска.
8. Способ по п.1, в котором свойства геологической среды содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и прочности породы на неограниченное сжатие.
9. Способ по п.2, в котором информация риска отображается в геологическом контексте в виде по меньшей мере одной, выбранной из группы, состоящей из трехмерной и четырехмерной информации.
10. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап выбора совокупности задач оценивания риска, связанных с траекторией проектной скважины и свойствами геологической среды.
11. Способ по п.10, в котором совокупность задач оценивания риска организована в виде последовательности операций системы, причем выход каждой из совокупности задач управления рисками используется в качестве входа в следующую задачу управления рисками.
12. Способ по п.10, в котором совокупность задач оценивания риска используется для осуществления вычисления рисков.
13. Способ по п.1, в котором траектория проектной скважины и свойства геологической среды представлены в трех измерениях.
14. Графический интерфейс пользователя, связанный с геолого-геофизическим моделированием, для осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, содержащий диспетчер задач, способный отображать совокупность задач оценивания риска для выбора, каждая из которых связана с траекторией и свойствами геологической среды, используемыми для вычисления информации риска, и инструментальную панель, способную отображать систему планирования скважины для выбора, объединенную с геолого-геофизическим моделированием после выбора, при этом графический интерфейс пользователя способен отображать информацию риска как функцию глубины проектной скважины вдоль полученной ее траектории в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из коллектора, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.
15. Графический интерфейс пользователя по п.14, который способен отображать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимости проектной скважины.
16. Графический интерфейс пользователя по п.14, который дополнительно способен отображать геометрию ствола скважины и параметры бурения, связанные с проектной скважиной.
17. Графический интерфейс пользователя по п.14, в котором при выборе системы планирования скважины отображается диалоговое окно конфигурации, способное принимать траекторию проектной скважины и свойства геологической среды, введенные пользователем.
18. Графический интерфейс пользователя по п.14, в котором свойства геологической среды содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и неограниченной прочности породы на сжатие.
19. Графический интерфейс пользователя по п.14, в котором совокупность задач управления рисками организована в виде последовательности операций системы, причем выход каждой из совокупности задач управления рисками используется в качестве входа в следующую задачу управления рисками.
20. Графический интерфейс пользователя по п.14, в котором информация риска отображается на графике вдоль траектории проектной скважины по меньшей мере в одном, выбранном из группы, состоящей из трехмерного графического дисплея и четырехмерного графического дисплея.
21. Графический интерфейс пользователя по п.14, в котором траектория проектной скважины и свойства геологической среды представлены в трех измерениях.

- 22 013660
22. Система планирования скважины для осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, содержащая входное устройство, способное получать траекторию проектной скважины и свойства геологической среды из геолого-геофизической модели при геолого-геофизическом моделировании, вычислительное устройство, способное вычислять геометрию ствола скважины, параметры бурения и информацию риска, связанную с проектной скважиной, с использованием траектории проектной скважины и свойств геологической среды, и устройство отображения, способное отображать информацию риска как функцию глубины проектной скважины вдоль ее траектории, в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из коллектора, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды, причем планирование скважины объединено с геолого-геофизическим моделированием.
23. Система по п.22, в которой вычислительное устройство дополнительно способно вычислять время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимость проектной скважины.
24. Система по п.23, в которой время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимость проектной скважины, вычисленные вычислительным устройством, содержат вероятностное распределение указанных времени и стоимости.
25. Система по п.23, в которой информация риска содержит по меньшей мере одну упорядоченную категорию рисков и по меньшей мере одну упорядоченную подкатегорию рисков.
26. Система по п.25, в которой категория рисков содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из среднего индивидуального риска, риска подкатегории, среднего риска подкатегории, полного риска, среднего полного риска, потенциального риска для каждой задачи проектирования и фактического риска для каждой задачи проектирования.
27. Система по п.25, в которой подкатегория рисков содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из риска потери доходов, риска потерь, риска застревания трубы и механического риска.
28. Система по п.22, в которой свойства геологической среды, связанной с траекторией проектной скважины, содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и неограниченной прочности породы на сжатие.
29. Система по п.23, в которой информация риска отображается в геологическом контексте в виде по меньшей мере одной, выбранной из группы, состоящей из трехмерной и четырехмерной информации.
30. Система по п.22, в которой траектория проектной скважины и свойства геологической среды представлены в трех измерениях.
31. Компьютерный носитель данных для осуществления нефтепромысловых операций для нефтяного месторождения, имеющего геологический пласт, содержащий коллектор, и снабженного по меньшей мере одной буровой площадкой с нефтепромысловым оборудованием для добычи текучей среды из коллектора, в котором на компьютерном носителе данных воплощен компьютерно-считываемый программный код, который предписывает компьютерной системе собирать данные, содержащие траекторию проектной скважины и свойства геологической среды для геолого-геофизического моделирования для получения геолого-геофизической модели, применять систему планирования скважины, объединенную с геолого-геофизическим моделированием, получать траекторию проектной скважины и свойства геологической среды из геолого-геофизической модели, определять информацию риска на основе полученных траектории скважины и свойств геологической среды, построить график информации риска как функции глубины проектной скважины вдоль полученной ее траектории, отображать информацию риска, связанную с проектной скважиной, в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования для усовершенствования проектной скважины для эффективной добычи текучей среды из подземного коллектора, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.
32. Компьютерный носитель данных по п.31, в котором компьютерно-считываемый программный код, который дополнительно предписывает компьютерной системе отображать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, и стоимость проектной скважины.
33. Способ концептуального планирования скважины, содержащий следующие этапы: применение плагин риска, объединенного с геолого-геофизическим моделированием; введение параметров, связанных с бурением скважины, в геолого-геофизическое моделирование; осуществление совокупности вычислений рисков с использованием параметров для получения информации риска;

отображение времени, необходимого для заканчивания проектной скважины, стоимости проектной скважины и информации риска как функции глубины проектной скважины вдоль ее траектории, связанных с бурением скважины, в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.

- 23 013660
34. Способ по п.33, в котором информация риска содержит по меньшей мере одну упорядоченную категорию рисков и по меньшей мере одну упорядоченную подкатегорию рисков.
35. Способ по п.34, в котором категория рисков содержит один, выбранный из группы, состоящей из среднего индивидуального риска, риска подкатегории, среднего риска подкатегории, полного риска, среднего полного риска, потенциального риска для каждой задачи проектирования и фактического риска для каждой задачи проектирования.
36. Способ по п.34, в котором подкатегория рисков содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из рисков потери доходов, рисков потерь, рисков застревания трубы и механических рисков.
37. Способ по п.33, в котором параметры, связанные с бурением скважины, содержат по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из траектории проектной скважины и данных модели геологической среды.
38. Способ по п.37, в котором отображение информации риска содержит построение графика информации риска вдоль траектории, связанной с бурением скважины.
39. Способ по п.38, в котором данные модели геологической среды содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и прочности породы на неограниченное сжатие.
40. Способ по п.33, в котором информация риска отображается в геологическом контексте в трех измерениях.
41. Способ по п.33, дополнительно содержащий этап выбора совокупности задач оценивания риска, каждая из которых связана с входными данными.
42. Способ по п.41, в котором совокупность задач оценивания риска организована в виде последовательности операций системы, причем выход каждой из совокупности задач управления рисками используется в качестве входа в следующую задачу управления рисками.
43. Способ по п.41, в котором совокупность задач оценивания риска используется для осуществления вычисления рисков.
44. Графический интерфейс пользователя, связанный с геологическим приложением, для концептуального планирования скважины, содержащий диспетчер задач, способный отображать совокупность задач оценивания риска для выбора, каждая из которых связана с входными данными, используемыми для вычисления информации риска, и инструментальную панель, способную отображать плагин риска для выбора, объединенный с геолого-геофизическим моделированием, при этом графический интерфейс пользователя способен отображать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, стоимость проектной скважины и информацию риска как функцию глубины проектной скважины вдоль ее в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования, вычисляемые выбранным плагином риска, с использованием выбранной задачи оценивания риска из совокупности задач оценивания риска и входных данных, связанных с выбранной задачей оценивания риска из совокупности задач оценивания риска, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.
45. Графический интерфейс пользователя по п.44, в котором при выборе плагина риска отображается диалоговое окно конфигурации, способное принимать параметры бурения скважины.
46. Графический интерфейс пользователя по п.45, в котором параметры бурения скважины содержат по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из траектории и данных модели геологической среды.
47. Графический интерфейс пользователя по п.46, в котором данные модели геологической среды содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и неограниченной прочности породы на сжатие.
48. Графический интерфейс пользователя по п.44, в котором совокупность задач управления рисками организована в виде последовательности операций системы, причем выход каждой из совокупности задач управления рисками используется в качестве входа в следующую задачу управления рисками.
49. Графический интерфейс пользователя по п.46, в котором информация риска отображается на графике вдоль траектории проектной скважины на трехмерном графическом дисплее.
50. Система для концептуального планирования скважины, содержащая входное устройство, способное принимать совокупность входных данных, связанных с бурением скважины и включающих в себя совокупность результатов вычисления входных данных, вычислительное устройство, способное сравнивать каждый результат вычисления из совокупности результатов вычисления входных данных с каждым логическим выражением из совокупности логических выражений, упорядочивая, посредством логического выражения, результат вычисления, создавая совокупность упорядоченных значений риска в соответствии с ними, причем каждое из совокупности упорядоченных значений риска представляет результат вычисления входных данных, упорядоченных посредством логического выражения как высокий риск, средний риск или низкий риск, устройство риска, способное создавать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, стоимость проектной скважины и информацию риска в соответствии с совокупностью упорядоченных значений риска и объединенное с геолого-геофизическим моделированием, и

- 24 013660 устройство отображения, предназначенное для отображения времени заканчивания проектной скважины, стоимости проектной скважины и информации риска как функции глубины проектной скважины вдоль ее траектории в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию и полученные свойства геологической среды.
51. Система по п.50, в которой информация риска содержит по меньшей мере одну упорядоченную категорию рисков и по меньшей мере одну упорядоченную подкатегорию рисков.
52. Система по п.51, в которой упорядоченная категория рисков содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из среднего индивидуального риска, риска подкатегории, среднего риска подкатегории, полного риска, среднего полного риска, потенциального риска для каждой задачи проектирования и фактического риска для каждой задачи проектирования.
53. Система по п.51, в которой подкатегория рисков содержит по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из рисков потери доходов, рисков потерь, рисков застревания трубы и механических рисков.
54. Система по п.50, в которой входные данные, связанные с бурением скважины, содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из траектории проектной скважины и данных модели геологической среды.
55. Система по п.50, в которой отображение информации риска содержит построение графика информации риска вдоль траектории проектной скважины.
56. Система по п.50, в которой данные модели геологической среды содержат по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из порового давления, градиента давления гидроразрыва и неограниченной прочности породы на сжатие.
57. Система по п.50, в которой информация риска отображается в геологическом контексте в трех измерениях.
58. Компьютерный носитель данных, на котором воплощен компьютерно-считываемый программный код, предписывающий компьютерной системе применять плагин риска, объединенный с геологогеофизическим моделированием, вводить параметры, связанные с бурением скважины, в геологогеофизическое моделирование, осуществлять совокупность вычислений рисков с использованием параметров для получения информации риска и отображать время, необходимое для заканчивания проектной скважины, стоимость проектной скважины и информацию риска как функцию глубины проектной скважины вдоль ее траектории, скважины, в геологическом контексте геолого-геофизического моделирования, при этом геологический контекст содержит, по меньшей мере, полученную траекторию проектной скважины и полученные свойства геологической среды.