EA023468B1 - Способ определения давления гидроразрыва пласта и оптимальных параметров бурения во время бурения - Google Patents
Способ определения давления гидроразрыва пласта и оптимальных параметров бурения во время бурения Download PDFInfo
- Publication number
- EA023468B1 EA023468B1 EA201170748A EA201170748A EA023468B1 EA 023468 B1 EA023468 B1 EA 023468B1 EA 201170748 A EA201170748 A EA 201170748A EA 201170748 A EA201170748 A EA 201170748A EA 023468 B1 EA023468 B1 EA 023468B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- wellbore
- pressure
- drilling
- fluid
- annular space
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 187
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 176
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 24
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 18
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 9
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 8
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 101000875582 Homo sapiens Isoleucine-tRNA ligase, cytoplasmic Proteins 0.000 description 1
- 102100036015 Isoleucine-tRNA ligase, cytoplasmic Human genes 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 210000005069 ears Anatomy 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Согласно способу определения давления гидроразрыва пласта во время бурения ствола скважины определяют давление текучей среды в кольцевом пространстве в стволе скважины во время его бурения. Давление в кольцевом пространстве регулируют на заданную величину. Интенсивность потока бурового раствора в ствол скважины сравнивают с интенсивностью потока бурового раствора из ствола скважины. Поровое давление в пласте и/или пластовое давление гидроразрыва определяют по давлению в кольцевом пространстве, когда сравниваемые интенсивности потоков отличаются на выбранную величину. Как вариант определения порового давления и/или давления гидроразрыва согласно способу определяют ответную реакцию ствола скважин на отрегулированное давление текучей среды и определяют оптимальное давление в кольцевом пространстве текучей среды по ответной реакции ствола скважины.
Description
Изобретение относится в общем к области бурения стволов скважин через пласты подземной породы. Более конкретно, изобретение относится к способам определения и поддержания оптимального давления текучей среды в стволе скважины во время бурения и использование измерений ответной реакции давления текучей среды в стволе скважин для определения давления гидроразрыва пласта и оптимальных рабочих параметров бурения.
Уровень техники изобретения
Разведка и добыча углеводородов из пластов подземной породы требует устройств для достижения и извлечения углеводородов из пластов породы. Такими устройствами обычно являются стволы скважин, пробуренные с поверхности земли к нефтегазоносным пластам породы под землей. Стволы скважин бурят с использованием буровых установок. В своей простейшей форме, буровая установка является устройством, используемым для несения бурового долота, установленного на конце трубы, называемой бурильная колонна. Бурильная колонна обычно выполнена из звеньев бурильной трубы или аналогичных трубных секций, соединенных резьбовыми замками в непрерывную цепь. Бурильную колонну в продольном направлении несет конструкция буровой установки на поверхности, и колонну можно вращать устройствами, относящимися к буровой установке, такими как верхний привод, или компоновка ведущая бурильная труба/вкладыш ротора под ведущую бурильную трубу. Буровой раствор, состоящий из базовой жидкости, обычно воды или нефти и различных добавок, закачивается в центральный канал в бурильной колонне. Текучая среда выходит из бурильной колонны через отверстия, называемые сопла в корпусе вращающегося бурового долота. Буровой раствор затем циркулирует назад к поверхности в кольцевом пространстве, образованном между стенкой ствола скважины и бурильной колонной, унося шлам от бурового долота, очищая ствол скважины.
Буровой раствор также имеет такую рецептуру, что гидростатическое давление бурового раствора обычно больше давления текучей среды окружающего пласта, что предотвращает поступление пластовых текучих сред в ствол скважины и обрушение ствола скважины. Вместе с тем, такая рецептура также должна обеспечивать отсутствие превышения гидростатическим давлением давления разрушения (гидроразрыва) пласта, вскрытого стволом скважины.
В технике известно, что фактическое давление, производимое буровым раствором (гидродинамическое давление), связано с его рецептурой, как описано выше, его другими реологическими свойствами, такими как вязкость, и интенсивность подачи бурового раствора через бурильную колонну в ствол скважины. Также известно в технике, что при соответствующем управлении выпуском бурового раствора из ствола скважины через кольцевое пространство, возможно производство давления в кольцевом пространстве между бурильной колонной и стенкой ствола скважины, превосходящего гидростатическое и гидродинамическое давление на выбранную величину. Разработан ряд бурильных систем, называемых системами управления динамическим давлением в кольцевом пространстве (ИАРС), выполняющих вышеупомянутое управление выпуском текучей среды. Одна такая система раскрыта, например, в патенте США № 6904981, выдан уаи ΡίοΙ и переуступлен патентообладателю настоящего изобретения. Система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве, раскрытая в указанном патенте, включает в себя систему противодавления текучей среды, в которой выпуск текучей среды из ствола скважины избирательно регулируют для поддержания выбранного давления на забое ствола скважины, и текучую среду перекачивают через систему возврата бурового раствора для поддержания давления в кольцевом пространстве в периоды времени, когда буровые насосы выключены (и буровой раствор не прокачивают через бурильную колонну). Система мониторинга давления дополнительно создана для мониторинга детектируемых давлений в стволе скважины, моделирования прогнозных давлений в стволе скважины для дополнительного бурения, и управления системой противодавления текучей среды. Патент США № 7395878, выдан Кейзша е! а1. и переуступлен патентообладателю настоящего изобретения, описывает отличающуюся форму системы управления динамическим давлением в кольцевом пространстве.
Разработка рецептуры бурового раствора и, при использовании, вспомогательное управление выпуском текучей среды такое, как с использованием системы управления динамическим давлением в кольцевом пространстве, направлены на создание выбранного давления текучей среды в стволе скважины во время бурения. Такое давление текучей среды выбирают, как объяснено выше, таким, что текучая среда в поровых пространствах под давлением некоторых подземных пластов не поступает в ствол скважины, так что ствол скважины сохраняет механическую устойчивость во время продолжающихся операций бурения, и вскрытые пласты породы не испытывают гидравлического разрыва во время операций бурения. Системы управления динамическим давлением в кольцевом пространстве, в частности, дают расширенные возможности управления давлением текучей среды в стволе скважины во время операций бурения, исключая необходимость экстенсивного изменения рецептуры бурового раствора. Как описано в патентах, ссылки на которые даны выше, использование систем управления динамическим давлением в кольцевом пространстве может также обеспечивать бурение стволов скважин через пласты, имеющие такие давления текучей среды и давления гидроразрыва, что бурение с использованием только состав- 1 023468 ленного по рецептуре бурового раствора и неуправляемого выпуска текучей среды из ствола скважины, по существу, невозможно.
Выбор подходящего давления текучей среды в стволе скважины, даже при использовании систем управления динамическим давлением в кольцевом пространстве, вместе с тем, требует, по меньшей мере, априорной оценки давлений текучей среды и давлений гидроразрыва пластов, подлежащих бурению. Методики, известные в технике, для оценки таких давлений включают в себя анализ данных сейсморазведки и гравиметрических исследований.
Другие методики могут включать в себя оценки оптимизации, выполненные по результатам сейсмических и гравиметрических исследовании с использованием фактических измерений при бурении и/или измерений давления текучей среды в расположенных поблизости стволах скважин. Вне зависимости от методик, используемых для оценки пластовых давлений текучей среды и давлений гидроразрыва, фактические давления текучей среды и давления гидроразрыва, полученные во время бурения ствола скважины, могут отличаться от прогнозных или оценочных давлений. Неточная оценка давлений текучей среды и давлений гидроразрыва может давать в результате уменьшенный КПД бурения, увеличенный риск гидроразрыва пласта, увеличенный риск обрушения ствола скважин, увеличенный риск осложнений при бурении, таких как прихват колонны труб в стволе скважины, и увеличенный риск установки трубы крепления ствола или обсадной колонны на неправильных глубинах в отношении к фактическим пластовым давлениям текучей среды и давлениям гидроразрыва.
Существует необходимость создания методик оценки поровых давлений текучей среды пласта и давлений гидроразрыва пласта во время бурения для лучшего определения давления гидроразрыва пласта, для правильного выбора глубины установки обсадной колонн и для лучшего выбора рабочих параметров бурения для эффективного бурения.
Сущность изобретения
Способ определения давления гидроразрыва пласта во время бурения ствола скважины согласно одному аспекту изобретения включает в себя определение давления текучей среды в кольцевом пространстве в стволе скважины во время его бурения. Давление в кольцевом пространстве регулируют на заданную величину. Интенсивность потока бурового раствора в ствол скважины сравнивают с интенсивностью потока бурового раствора из ствола скважины. По меньшей мере, одно из порового давления в пласте и пластового давления гидроразрыва определяют, когда сравниваемые интенсивности отличаются на выбранную величину.
Способ определения оптимальных рабочих параметров бурения во время бурения ствола скважины согласно другому аспекту изобретения включает в себя определение давления текучей среды в кольцевом пространстве в стволе скважины во время его бурения. Давление в кольцевом пространстве регулируют на заданную величину. Измеряют по меньшей мере одно из следующего: нагрузку на крюке, крутящий момент на бурильной колонне, интенсивность подачи бурового раствора в ствол скважины и скорость углубления ствола скважины. Интенсивность подачи изменяют, поддерживая давление текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины вблизи забоя ствола скважин, по существу, постоянным. Повторно измеряют по меньшей мере одно из следующего: нагрузку на крюке, крутящий момент на бурильной колонне и скорость углубления. Оптимальные величины интенсивности потоков и давления в кольцевом пространстве ствола скважины определяют, используя измеренные нагрузку на крюке, крутящий момент на бурильной колонне и скорость углубления.
Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показан пример буровой установки, включающей в себя систему управления динамическим давлением в кольцевом пространстве (ΌΛΡΟ).
На фиг. 2 показан пример порового давления и давления гидроразрыва пластов подземной породы и пределов давления на забое скважины, установленных являющимся примером способом.
На фиг. 3 показан пример порового давления и давления гидроразрыва пластов подземной породы и пределов давления на забое скважины и механических пределов, установленных являющимся примером способом.
На фиг. 4 показана блок-схема последовательности операций одного примера способа.
На фиг. 5 показана блок-схема последовательности операций другого примера способа.
Подробное описание изобретения
Способы согласно изобретению в общем используют систему управления динамическим давлением в кольцевом пространстве (ΌΛΡΟ) во время бурения ствола скважины для корректировки давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины по выбранным величинам во время бурения, и тестирования ответной реакции в стволе скважины на такую корректировку. Тестирование ответной реакции в стволе скважины может включать в себя определение, имеется ли поступление текучей среды в ствол скважины или фильтрация текучей среды из ствола скважины. Тестирование ответной реакции в стволе скважины может также включать в себя определение ответной реакции бурильной системы на изменение давления для выбора, например оптимального давления текучей среды и интенсивности пода- 2 023468 чи бурового раствора.
Пример буровой установки, ведущей бурение ствола скважины через пласты подземной породы, включающей в себя систему управления динамическим давлением в кольцевом пространстве (ЭАРС), схематично показан на фиг. 1. Работа и детали системы управления динамическим давлением в кольцевом пространстве могут, по существу, соответствовать описанным в патенте США № 7395878, выдан Кейкта с1 а1. и переуступлен патентообладателю настоящего изобретения, или могут соответствовать описанным в патенте США № 6904981, выдан уаи Р|е1 и переуступлен патентообладателю настоящего изобретения.
Бурильная система 100 включает в себя подъемное устройство, известное как буровая установка 102, используемое для осуществления операций бурения через пласты подземной породы, показанные позицией 104. Многие компоненты, используемые на буровой установке 102, такие как ведущая бурильная труба (или верхний привод), механические трубные ключи, клинья ротора, буровые лебедки и другое оборудование не показано для ясности иллюстрации. Ствол скважины 106 показан в процессе бурения через пласты 104 породы. Бурильная колонна 112 подвешена на буровой установке 102 и проходит в ствол 106 скважины, при этом, образуя кольцевое пространство 115 между стенкой ствола скважины и бурильной колонной 112, и/или между обсадной колонной 101 (при включении в состав ствола скважины) и бурильной колонной 112. Одна из функций бурильной колонны 112 состоит в подаче бурового раствора 150 (показан в емкости хранения или мернике 136), использование которого служит целям, описанным в разделе Предпосылки изобретения в данном документе, на забой ствола 106 скважины и в кольцевое пространство 115 ствола скважины.
Бурильная колонна 112 несет компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 113 на своем нижнем конце, включающую в себя буровое долото 120, и может включать в себя забойный гидравлический двигатель 118, блок 119 датчиков, обратный клапан (не показано) для предотвращения обратного потока бурового раствора из кольцевого пространства 115 в бурильную колонну 112. Блок 119 датчиков может представлять собой, например, систему датчиков измерений во время бурения и каротажа во время бурения (Μνθ/Ενθ). В частности, КНБК 113 может включать в себя измерительный датчик 116 давления для измерения давления бурового раствора в кольцевом пространстве 115 вблизи забоя ствола 106 скважины. КНБК 113, показанная на фиг. 1, может также включать в себя передатчик 122 телеметрии, который можно использовать для передачи измерений давления, выполненных измерительным датчиком 116, данных измерений/ каротажа во время бурения, а также информации по бурению, принимаемой на поверхности. Память для хранения данных, включающая в себя память для хранения данных давления может быть создана в удобном месте в КНБК 113 для временного хранения измеренных данных давления и других данных (например, данных измерений/ каротажа во время бурения) до передачи данных с использованием передатчика 122 телеметрии. Передатчик 122 телеметрии может, например, представлять собой управляемый клапан, модулирующий параметры потока бурового раствора, проходящего через бурильную колонну 112 для создания изменений давления, детектируемых на поверхности. Изменения давления можно кодировать для передачи сигналов от системы измерений/ каротажа во время бурения и измерительного датчика 116 давления.
Буровой раствор 150 может сохраняться в емкости 136, показанной в виде емкости бурового раствора или мерника. Емкость 136 сообщается текучей средой с заборным отверстием одного или нескольких буровых насосов 138, при работе перекачивающих буровой раствор 150 через напорный трубопровод 140. Устанавливаемый, если необходимо, расходомер 152 может быть оборудован последовательно с одним или несколькими буровыми насосами 138, как выше по потоку, так и ниже по потоку от них. Напорный трубопровод 140 соединен с работающим под давлением вертлюгом (не показано), соединенным с самой верхней секцией (звеном) бурильной колонны 112. Во время работы буровой раствор 150, забираемый из емкости 136 насосами 138, перекачивается по бурильной колонне 112 и КНБК 113 и выходит через сопла или насадки (не показано) в буровом долоте 120, где уносит шлам от долота 120 и с шламом возвращается на поверхность через кольцевое пространство 115. Буровой раствор 150 возвращается на поверхность и проходит через выпускной напорный трубопровод 124 бурового раствора и, если необходимо, через различные промежуточные резервуары и системы телеметрии (не показано) для возвращения, в итоге, в емкость 136.
Герметичное уплотнение, работающее под давлением, для кольцевого пространства 115 создано в форме вращающегося устьевого оборудования скважины, являющегося частью противовыбросового превентора 142. Бурильная колонна 112 проходит через противовыбросовый превентор 142 и связанное с ним вращающееся устьевое оборудование скважины. Когда приведено в действие, вращающееся устьевое оборудование скважины на противовыбросовом превенторе 142 уплотняется вокруг бурильной колонны 112, изолируя текучую среду под давлением под собой, но обеспечивает вращение и продольное перемещение бурильной колонны. Альтернативно, вращающийся противовыбросовый превентор (не показано) можно использовать, по существу, для такой цели. Герметичное уплотнение, работающее под давлением, образует часть системы регулирования противодавления, используемой для поддержания выбранного давления текучей среды в кольцевом пространстве 115.
Буровой раствор при возвращении на поверхность проходит через боковое выходное отверстие под
- 3 023468 герметичным уплотнением, работающим под давлением (вращающееся устьевое оборудование скважины), в систему регулирования противодавления, выполненную с возможностью создания регулируемого противодавления в буровом растворе в кольцевом пространстве 115. Система регулирования противодавления содержит дроссельное устройство изменения расхода, в виде подходящего износостойкого штуцера 130. Должно быть ясно, что существуют штуцера, выполненные с возможностью работы в среде, где буровой раствор 150 содержит много бурового шлама и других твердых частиц. Штуцер 130 принадлежит к такому типу и дополнительно выполнен с возможностью работы при изменяемом давлении, расходах и при многочисленных рабочих циклах.
Буровой раствор 150 выходит из штуцера 130 и проходит через установленный, если необходимо, расходомер 126 для направления через установленный, если необходимо, дегазатор 1 и оборудование 129 отделения твердых частиц. Дегазатор 1 и оборудование 129 отделения твердых частиц выполнены с возможностью удаления избыточного газа и других загрязнителей, включающих в себя буровой шлам, из бурового раствора 150. После прохождения через оборудование 129 отделения твердых частиц, буровой раствор 150 возвращается в емкость 136.
Расходомер 126 может относиться к типу с весовой компенсацией или являться другим расходомером высокого разрешения. Датчик 147 давления может быть оборудован, если необходимо, в выпускном напорном трубопроводе 124 бурового раствора выше по потоку от дроссельного устройства изменения расхода (например, штуцер 130). Расходомер, аналогичный расходомеру 126, может быть размещен выше по потоку от средства 131 противодавления в дополнение к датчику 147 противодавления. Средство управления противодавлением, включающее в себя систему 146 мониторинга давления, создано для мониторинга данных, относящихся к давлению в кольцевом пространстве, и создания сигналов управления, по меньшей мере, для системы регулирования противодавления 131 и, если необходимо, также для системы нагнетания текучей среды и/или основного насоса.
В общих чертах, требуемое противодавление для получения необходимого давления в кольцевом пространстве вблизи забоя ствола 106 скважины можно определять, получая в выбранные интервалы времени информацию по существующему давлению бурового раствора в кольцевом пространстве 115 в окрестности КНБК 113, именуемому давлением на забое скважины, сравнивая информацию с необходимым давлением на забое скважины и используя перепад давлений для определения уставки противодавления. Уставку противодавления используют для управления системой противодавления для установления противодавления вблизи уставки противодавления. Информация, касающаяся давления текучей среды в кольцевом пространстве 115 вблизи КНБК 113, может быть определена с использованием гидравлической модели и измерений давления бурового раствора и интенсивности подачи при закачке в бурильную колонну (например, с использованием расходомера или счетчика ходов которым обычно оборудованы поршневые буровые насосы). Полученную, таким образом, информацию по давлению на забое скважины можно периодически проверять и/или калибровать с использованием измерений, выполняемых измерительным датчиком 116 давления.
Давление нагнетаемой текучей среды в канале 143 подачи нагнетаемой текучей среды представляет собой относительно точный индикатор давления бурового раствора в интервале бурового раствора на глубине, где нагнетаемая текучая среда закачивается в интервал бурового раствора. Поэтому, сигнал давления, генерируемый датчиком давления нагнетания текучей среды в некотором месте в канале подачи нагнетаемой текучей среды, например, позиции 156, можно, соответственно, использовать для создания входного сигнала управления системой регулирования противодавления, и для мониторинга давления бурового раствора в кольцевом пространстве 115 ствола скважины.
Сигнал давления может, если необходимо получать поправку на плотность столба нагнетаемой текучей среды и/или потерю динамического давления, которое может создаваться в текучей среде нагнетания между датчиком давления нагнетаемой текучей среды в канале подачи нагнетаемой текучей среды и где нагнетание в канал возврата бурового раствора имеет место, например, для получения точной величины давления нагнетания в канале возврата бурового раствора на глубине, где нагнетаемая текучая среда закачивается в интервал бурового раствора.
Давление нагнетаемой текучей среды в канале 141 подачи нагнетаемой текучей среды предпочтительно используется для получения информации, необходимой для определения текущего давления на забое скважины. Поскольку нагнетаемая текучая среда закачивается в обратный поток бурового раствора, давление нагнетаемой текучей среды на глубине нагнетания можно принять равным давлению бурового раствора в точке 144 нагнетания. Следовательно, давление, определенное датчиком 156 давления нагнетаемой текучей среды, можно предпочтительно использовать для генерирования сигнала давления для использования, как сигнал обратной связи для управления или регулировки системы регулирования противодавления.
Следует отметить, что изменение гидростатической составляющей давления в скважине, которое должно быть результатом возможных изменений интенсивности подачи нагнетаемой текучей среды, в близком приближении компенсируется вышеописанной управляемой повторной корректировкой работы средств противодавления. Таким образом, с управлением средством противодавления согласно изобретению, давление текучей среды в стволе скважины является почти независимым от интенсивности пода- 4 023468 чи нагнетаемой текучей среды.
Одним возможным путем использования сигнала давления, соответствующего давлению нагнетаемой текучей среды, является управление системой регулирования противодавления для поддержания давления нагнетаемой текучей среды на некоторой подходящей постоянной величине в течение всего времени операции бурения или закачивания. Точность увеличивается, когда точка 144 нагнетания находится вблизи забоя ствола скважины.
Когда точка 144 нагнетания не находится близко к забою ствола 106 скважины, величина перепада давления на части пути возврата бурового раствора, проходящем между точкой 144 нагнетания и забоем ствола 106 скважины, предпочтительно должна быть установлена. Для этого может быть использована гидравлическая модель, как описано ниже.
В одном примере перепад давления бурового раствора на пути возврата бурового раствора в нижней части ствола 106 скважины, проходящем между точкой закачки нагнетаемой текучей среды и забоем ствола скважины, может быть рассчитан с использованием гидравлической модели, учитывающей, кроме всего прочего, геометрию скважины. Поскольку гидравлическую модель, в общем, используют только для расчета перепада давления на относительно небольшой секции ствола 106 скважины, прогнозируют гораздо лучшую точность, чем когда должны подсчитывать перепад давления по всей длине ствола скважины.
В настоящем примере система 131 регулирования противодавления может быть создана с насосом 128 противодавления, параллельно сообщающимся текучей средой с кольцевым пространством 115 ствола скважины и штуцером 130, для нагнетания давления в буровом растворе в выпускном напорном трубопроводе 124 бурового раствора выше по потоку от устройств 130 дросселирования потока. Заборное отверстие насоса 128 противодавления соединено, через напорный трубопровод 119, с запасом бурового раствора, в емкости 136. Запорный клапан 125 может быть создан в напорном трубопроводе 119А/В для изоляции насоса 128 противодавления от подачи бурового раствора. Установленный, если необходимо, клапан 123 может быть создан для избирательной изоляции насоса 128 противодавления от системы выпуска бурового раствора.
Насос 128 противодавления может быть использован для обеспечения достаточной интенсивности подачи с проходом через штуцер 130, способной к поддержанию противодавления, даже когда недостаточный приток имеется из кольцевого пространства 115 ствола скважины для поддержания давления на штуцере 130. Вместе с тем, в некоторых операциях бурения часто может быть достаточным увеличение веса текучей среды, содержащейся в верхней части 149 кольцевого пространства ствола скважины с уменьшением интенсивности закачки нагнетаемой текучей среды, когда уменьшена интенсивность циркуляции бурового раствора 150 через бурильную колонну 112 или циркуляция остановлена.
Система управления противодавлением в настоящем примере может генерировать сигналы управления для системы регулирования противодавления, надлежащим образом корректируя работу не только штуцера 130 регулирующего давление, но также насоса 128 противодавления и/или клапана 123.
В настоящем примере емкость 136 бурового раствора снабжена доливной емкостью 2, дополняющей емкость бурового раствора или мерник. Доливную емкость обычно используют на буровой установке для мониторинга поступления и поглощения бурового раствора во время спуска бурильной колонны в ствол 106 скважины и подъема из него (известно как спускоподъемные операции). Отмечаем, что доливную емкость можно не использовать экстенсивно при бурении с использованием системы мультифазной текучей среды, такой как описана выше в данном документе, включающей в себя нагнетание газа в обратный поток бурового раствора, поскольку ствол 106 скважины может часто оставаться продуктивным, или уровень бурового раствора в скважине падает, когда давление от нагнетания газа сбрасывают. Вместе с тем, в настоящем варианте осуществления функциональность доливной емкости поддерживается, например, для случаев, когда закачивают буровой раствор высокой плотности вместо нагнетания газа в скважины высокого давления.
Клапанный манифольд может быть оборудован ниже по потоку от системы 131 регулирования противодавления для обеспечения выбора емкости, в которую направляют буровой раствор, возвращающийся из ствола 106 скважины. В настоящем примере клапанный манифольд может включать в себя двухходовой клапан 5, обеспечивающий направление бурового раствора, возвращающегося из скважины, в емкость 136 бурового раствора или доливную емкость 2.
Клапанный манифольд может также включать в себя двухходовой клапан 125, оборудованный для подачи бурового раствора 150 либо из емкости 136 через напорный трубопровод 119А или из емкости 2 через напорный трубопровод 119В на насос 128 противодавления, установленный, если необходимо, в параллельном сообщении текучей средой с путем 115 возврата бурового раствора и штуцером 130.
В работе клапаном 125 должны управлять, выбирая либо напорный трубопровод 119А, либо напорный трубопровод 119В, и насос 128 противодавления, используемый для обеспечения достаточной интенсивности подачи через штуцерную систему для поддержания противодавления, даже когда отсутствует приток из кольцевого пространства 115. В отличие от прохода бурового раствора внутри бурильной колонны, канал подачи нагнетаемой текучей среды может предпочтительно иметь одно назначение, заключающееся в подаче нагнетаемой текучей среды для закачки в интервал бурового раствора. Таким
- 5 023468 путем, его гидростатическое и гидродинамическое взаимодействие с текучей средой нагнетания может быть точно определено и сохраняться постоянным во время работы, так что вес нагнетаемой текучей среды и потеря динамического давления в проходе подачи могут быть точно установлены.
Описание бурильной системы, показанной на фиг. 1, приведенное выше, дает пример бурения ствола скважины с использованием системы управления динамическим давлением в кольцевом пространстве, с возможностью поддержания выбранного давления текучей среды в кольцевом пространстве вблизи забоя ствола 106 скважины, т.е. описанного выше давления на забое скважины. Такая система может включать в себя модель гидравлической системы, в которой используют, как описано выше, на входе реологические свойства бурового раствора 150, скорость подачи бурового раствора в ствол скважины, конфигурацию ствола скважины и конфигурацию бурильной колонны, давление в выпускном напорном трубопроводе и, если имеются, данные измерений давления текучей среды в кольцевом пространстве (например, от измерительного датчика 116) вблизи забоя ствола скважины для дополнения или уточнения расчетов, выполненных по модели гидравлической системы.
В способах согласно изобретению система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве может работать в особом режиме с обеспечением измерения давления гидроразрыва пласта во время выполнения операций бурения, и также может работать в особом режиме с обеспечением индикации оптимальных величин рабочих параметров бурения. Рабочими параметрами бурения при использовании в данном документе обозначают средние параметры, находящиеся в рамках управления оператором буровой установки, и такие параметры могут включать в себя, например, осевую нагрузку на буровое долото 120 (с приложением части осевой нагрузки бурильной колонны 112 на долото 120). Рабочие параметры бурения могут также включать в себя величину крутящего момента, приложенного для вращения бурильной колонны 112 с выбранной скоростью. Рабочие параметры бурения могут также включать в себя интенсивность подачи бурового раствора 150 в бурильную колонну (измеренную, например, мониторингом расходомера 152) и выбранное давление на забое скважины.
Показанные на фиг. 2 соотношения между пластовым давлением текучей среды (поровое давление) в поровых пространствах пластов породы (например, позиция 104 на фиг. 1) и давлением текучей среды (давление гидроразрыва), которые, если присутствуют в стволе скважины, могут вызывать обрушение или гидроразрыв пластов, описаны ниже для иллюстрации одного примера способа изобретения. Как описано выше, буровой раствор (150 на фиг. 1) перемещается через бурильную колонну (112 на фиг. 1) для осуществления циркуляции бурового шлама и создания давления текучей среды в кольцевом пространстве (115 на фиг. 1). Давление текучей среды в кольцевом пространстве (115 на фиг. 1) необходимо для предотвращения поступления текучих сред, находящихся в поровых пространствах некоторых проницаемых пластов породы, в ствол скважины (106 на фиг. 1), и для предотвращения кавернообразования или обрушения ствола скважины. Такую функцию выполняют, создавая буровой раствор с выбранной плотностью, и, как описано в указанном выше патенте, например, управляя давлением бурового раствора в выпускном напорном трубопроводе (например, с использованием системы регулирования противодавления), объединяя работу штуцера, нагнетание текучей среды и применение противодавления. Иначе говоря, должно быть предотвращено превышение давлением текучей среды в кольцевом пространстве давления гидроразрыва, иначе произойдет потеря бурового раствора в пласт от гидроразрыв в результате превышения давления гидроразрыва.
В общем, считается, что давление гидроразрыва любого конкретного подземного пласта связано с весом пластов породы, находящихся над конкретным пластом под землей (называемых покрывающая порода), и давлением текучей среды в поровых пространствах пласта (поровое давление). Кривая 12 на фиг. 2 показывает, что прогнозное давление гидроразрыва в общем увеличивается относительно глубины под землей. Поровое давление в пласте показано кривой 10. В общем, пластовое давление увеличивается относительно глубины, вместе с тем, известно, что некоторые пласты могут иметь более низкие поровые давления, чем перекрывающие пласты. Такая ситуация отражена кривой 10, как начинающаяся на глубине около 9900 футов (3000 м). Соотношения давления, показанные на фиг. 2, являются обычными, например, в пластах подземной породы в Мексиканском заливе в США, где пласты, имеющие поровые давления выше гидростатического градиента рассола (называемые пластами аномально высокого давления), имеют залегающие под ними пласты, с поровыми давлениями, последовательно более близкими к гидростатическому градиенту рассола. Ситуация, показанная на фиг. 2, известна как реверс порового давления. На фиг. 2 ясно показано, что давление гидроразрыва больше не увеличивается линейно относительно глубины. Если давление на забое скважины (зависящее от плотности бурового раствора и противодавления) поддерживается по прогнозу более высокого давления гидроразрыва, чем фактически имеющееся, в пластах может произойти гидроразрыв. Должно быть ясно, что кривые, показанные на фиг. 2, выполнены в масштабе единиц давления. Кривые, показанные на фиг. 2, также известны в технике, как дифференцируемые по градиенту давления. Градиент давления обычно выражается в единицах эквивалентных плотности бурового раствора (весу бурового раствора); такие единицы, известные в технике бурения стволов нефтегазовых скважин, включают фунты веса на галлон объема бурового раствора (ррд/(фунт/галлон) (120 кг/м3).
Кривые графика фиг. 2 можно оценивать перед началом бурения ствола скважины. Такую оценку
- 6 023468 можно выполнять, например, посредством анализа данных гравиметрической и сейсмической разведки для оценки веса пластов породы относительно глубины, и анализа скоростей в сейсморазведке для оценки давления текучей среды. Такие методики хорошо известны в технике. Другая информация, которая имеется, такая как данные испытаний пластового давления текучей среды и данные бурения находящихся поблизости стволов скважин, можно использовать для уточнения оценок, выполненных гравиметрической и сейсмической разведкой. Изобретение направлено на дополнительное уточнение оценок давления гидроразрыва и порового давления во время выполнения операций бурения.
Например, важным элементом строительства ствола скважины в ситуациях, таких, как показанная на фиг. 2, является установка обсадной трубы или обсадной колонны (например, 101 на фиг. 1) на правильной глубине для максимально возможной защиты пластов, подвергающихся гидроразрыву, для гидравлической изоляции пластов, имеющих пониженные давления текучей среды, для предотвращения прихвата бурильной колонны в стволе скважины под действием перепада давления. Правильная глубина установки обсадной колонны связана с поровым давлением вскрытых пластов и давлением гидроразрыва вскрытых пластов, среди других факторов.
В примере способа согласно изобретению, система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве, например, такая как описано выше и показано на фиг. 1, работает во время бурения, увеличивая давление на забое скважины выше выбранной уставки. Увеличение давления на забое скважины можно выполнять, например, любым объединением увеличения производительности подачи бурового насоса (138 на фиг. 1), увеличения производительности подачи нагнетаемой текучей среды нагнетательным насосом (143 на фиг. 1), уменьшения дроссельного отверстия штуцера (130 на фиг. 1) и работы насоса противодавления (128 на фиг. 1). Система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве может работать, увеличивая давление с выбранным приращениям, например, 100 фунтов/дюйм2 (690 кПа) или другим выбранным приращением. При последовательном увеличении давления на забое скважины измерение производительности подачи по объему или массе бурового раствора в ствол скважины (подачи), например, с использованием расходомера (152 на фиг. 1), или с использованием счетчика ходов где буровые насосы (138 на фиг. 1) являются поршневыми насосами возвратно-поступательного действия, сравнивают с измерением производительности выпуска по объему или массе бурового раствора (выпуска) из ствола скважин, например, с использованием расходомера 126. По индикации, что выпуск бурового раствора из ствола скважины, меньше подачи в ствол скважины с выбранной пороговой величиной или больше можно сделать заключение, что давление на забое скважины является близким к давлению гидроразрыва или давлением гидроразрыва. Такую индикацию можно использовать для установления безопасного верхнего предела для давления на забое скважины, например, по кривой 13 на фиг. 2.
Система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве может также работать с избирательным уменьшением давления на забое скважины. Такое уменьшение можно также выполнять с выбранными отрицательными приращениями, например, 100 фунтов/дюйм2 (кПа). Измерения выпуска и подачи выполняют и сравнивают для каждого приращения. Измерения выпуска, превышающие измерения подачи на выбранную пороговую величину или больше могут показывать поступление текучей среды в ствол скважины в результате недостаточного давления на забое скважины. Такие определения можно использовать для установления безопасного нижнего предела давления на забое скважины, например, по кривой 11 на фиг. 2.
Упомянутые выше процедуры можно выполнять во время активного бурения ствола скважин (т.е. при углублении ствола скважины действием бурового долота). Как ясно специалисту в данной области техники, когда продолжается бурение, можно достичь глубины, при которой самое низкое безопасное давление может приближаться к самому высокому безопасному давлению или превышать его. На такой глубине обычно необходимо устанавливать обсадную трубу или обсадную колонну в ствол скважины для защиты вскрытого пласта подземной породы для безопасного продолжения бурения. Посредством определения максимального и минимального безопасного давления во время бурения ствола скважины по контрасту с опорой на оценки до бурения, прогнозируют максимально возможную глубину, достигаемую обсадной колонной. При определении максимально возможной глубины обсадной колонны с использованием упомянутой выше методики возможно предотвращение двух событий, имеющих негативное воздействие на ствол скважины. Первое, возможно предотвращение установки обсадной колонны на слишком малой глубине. Установка обсадной колонны на слишком малой глубине может дать эффект оставления пластов открытыми ниже глубины обсадной колонны, которые невозможно бурить безопасно, поскольку возникают условия пласта, такие как вышеописанный реверс порового давления, или большие увеличения градиента порового давления. В таких обстоятельствах может быть необходима установка дополнительных обсадных колонн коаксиально в существующей обсадной колонне. Такие дополнительные коаксиальные обсадные колонны могут существенно уменьшать возможный диаметр ствола скважины и итоговую продуктивность ствола скважины. Другая ситуация, которую можно предотвратить, является потеря ствола скважины по причине подземного выброса или разрушение гидроразрывом бурящихся пластов. Описанный выше способ может помогать оператору бурения скважины минимизировать возможность вышеописанных двух ситуаций при определении наилучшей возможной
- 7 023468 глубины обсадной колонны.
Показанная на фиг. 4 блок-схема последовательности операций, описанной выше процедуры, включает в себя следующее. В блоке 40 проводят операции бурения ниже башмака обсадной колонны с возобновлением бурения ствола скважины. В блоке 42 может работать система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве (фиг. 1), обуславливая увеличение давления в кольцевом пространстве (115 на фиг. 1) на выбранную величину. В блоке 44 подачу сравнивают с выпуском. Если выпуск, по существу, одинаков с подачей, система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве работает так, что давление в кольцевом пространстве вновь увеличивается. Упомянутое выше повторяется, до получения в блоке 46 индикации, что выпуск меньше подачи. Давление в кольцевом пространстве вблизи забоя ствола скважины в данное время должно быть использовано для установления, также в блоке 46, безопасного максимального давления текучей среды на забое ствола скважины (давление на забое скважины или ВНР).
В ином случае, в блоке 48 на фиг. 4, система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве может работать, уменьшая давление с выбранными отрицательными приращениями. В блоке 50 сравнивают измерения подачи и выпуска бурового раствора. Также в блоке 50, если подача и выпуск бурового раствора являются по существу одинаковыми, система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве может работать с дополнительными отрицательными приращениями давления на забое скважины. Упомянутое выше продолжается, пока в блоке 50 выпуск становится превышающим подачу бурового раствора. В блоке 52 в таком случае давление на забое скважины, определенное в данное время можно использовать для установления нижнего предела безопасного давления.
Другой аспект изобретения показан на фиг. 3 и описан ниже. Фиг. 3 включает в себя кривые 10 и 11 порового давления и давления гидроразрыва, соответственно, являющиеся, по существу, одинаковыми с показанными на фиг. 2 и описанными выше. Пределы давления, показанные кривыми 11 и 13 также являются, по существу, одинаковыми с показанными на фиг. 2. Максимальные и минимальные давления, которые можно безопасно поддерживать в стволе скважины, показанные кривыми 14, и 15, дополнительно описаны ниже. В настоящем примере оптимальные величины для некоторых рабочих параметров бурения (определенных выше) можно определять во время бурения. Как показано в блок-схеме последовательности операций на фиг. 5, в блоке 60, проводят операции бурения ствола скважины с возобновлением бурения ниже башмака обсадной колонны. В блоке 62 система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве работает с приращениями давления. В блоке 64 измеряют некоторые рабочие параметры бурения, такие как вес на крюке (вес бурильной колонны, подвешенной на буровой установке), величину крутящего момента, приложенного к бурильной колонне, и интенсивность подачи бурового раствора. Параметр ответной реакции на бурение, такой как скорость углубления ствола скважины (скорость проходки) также может быть измерен. Описанные выше приращения и измерения в некоторых примерах можно повторять до индикации получения давления гидроразрыва (как описано выше и показано на фиг. 2 и 4). В блоке 66 система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве может работать с отрицательными приращениями давления. В блоке 68 могут быть измерены рабочие параметры бурения, такие как крутящий момент, вес на крюке, расход бурового раствора и параметры ответной реакции, такие как скорость проходки. Такие отрицательные приращения и измерения некоторым образом повторяются до получения индикации порового давления (как описано выше и показано на фиг. 2 и 4).
В блоке 70 можно корректировать расход бурового раствора, например, уменьшая интенсивность подачи бурового раствора в бурильную колонну. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что расход бурового раствора обычно должен поддерживаться, по меньшей мере, с величиной, необходимой для подъема бурового шлама от забоя ствола скважины (нижний предел очистки скважины). Система управления динамическим давлением в кольцевом пространстве должна работать, поддерживая давление на забое скважины, по существу, постоянным при корректировке интенсивности подачи. В блоке 72 можно измерять нагрузку на крюке, крутящий момент и скорость проходки. Указанное выше может повторяться в диапазоне интенсивности подачи бурового раствора.
Вышеупомянутые измерения, выполненные при выбранных величинах давления на забое скважины и интенсивности подачи, можно анализировать для создания оптимальных величин некоторых рабочих параметров бурения, таких как расход бурового раствора и давление на забое скважины так, что параметры ответной реакции на бурение, например, скорость проходки максимизируются. Вышеупомянутый анализ может также давать минимальную величину интенсивности подачи бурового раствора (и следовательно гидравлическую мощность, подаваемую на буровое долото), соответствующую безопасным операциям бурения. Вышеупомянутые измерения, т.е. измерения приращений и отрицательных приращений давления на забое скважины, если проходят до пределов давления, как описано выше, могут обеспечивать определение максимального и минимального механических пределов давления в стволе скважины, например, по кривым 14 и 15 на фиг. 5. В самом общем смысле, различные примеры изобретения включают в себя корректировку давления на забое скважины и определение ответной реакции ствола скважины на такую корректировку. Ответная реакция ствола скважины используется как общий термин, обозначающий определение как порового давления в пласте, так и давления гидроразрыва и ответную реак- 8 023468 цию бурения (например, изменения в скорости проходки с поддержанием постоянными других рабочих параметров бурения).
Использование способов согласно различным аспектам изобретения может обеспечивать лучшее определение глубины обсадной колонны в стволе скважины и более эффективное бурение.
Хотя изобретение описано для ограниченного числа вариантов осуществления, специалисту в данной области техники, воспользовавшемуся данным изобретением, должно быть ясно, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, не отходящие от объема изобретения, описанного в данном документе. Соответственно, объем изобретения должен ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ определения давления гидроразрыва пласта во время бурения ствола скважины, согласно которому:a) определяют давление текучей среды в кольцевом пространстве в стволе скважины во время бурения ствола скважины;b) изменяют давление в кольцевом пространстве на заданную величину;c) сравнивают расход бурового раствора в ствол скважины с расходом бурового раствора из ствола скважины;й) повторяют операции (Ь) и (с) до тех пор, пока сравниваемые расходы бурового раствора не будут отличаться на заданную величину;е) определяют поровое давление в пласте и/или пластовое давление гидроразрыва по давлению в кольцевом пространстве.
- 2. Способ по п.1, согласно которому при осуществлении операции (Ь) увеличивают давление в кольцевом пространстве и пластовое давление гидроразрыва определяют, когда расход бурового раствора в ствол скважины превышает расход бурового раствора из ствола скважины.
- 3. Способ по п.1, согласно которому при осуществлении операции (Ь) уменьшают давление в кольцевом пространстве, и поровое давление в пласте определяют, когда расход бурового раствора из ствола скважины превышает расход бурового раствора в ствол скважины.
- 4. Способ по п.1, согласно которому дополнительно используют определяемое давление гидроразрыва или поровое давление для оценки глубины установки обсадной колонны в стволе скважины.
- 5. Способ определения рабочих параметров бурения, включающих в себя по меньшей мере одно из осевой нагрузки на буровое долото, крутящего момента, приложенного для вращения бурильной колонны, и интенсивности подачи бурового раствора в бурильную колонну, при бурении ствола скважины, согласно которому определяют давление текучей среды в кольцевом пространстве в стволе скважины во время его бурения;изменяют давление в кольцевом пространстве на заданную величину;осуществляют первое измерение по меньшей мере одного из нагрузки на крюке, крутящего момента на бурильной колонне, расхода бурового раствора в ствол скважины и скорости углубления ствола скважины;изменяют расход бурового раствора на заданную величину при сохранении, по существу, постоянным давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины вблизи забоя ствола скважин;осуществляют второе измерение по меньшей мере одного из нагрузки на крюке, крутящего момента на бурильной колонне и скорости углубления;повторно изменяют давление в кольцевом зазоре, осуществляют первое измерение, изменяют расход при сохранении давления в кольцевом пространстве вблизи забоя скважины и осуществляют второе измерение, и на основе упомянутого измерения выбирают такие значения расхода и давления в кольцевом пространстве ствола скважины, при которых обеспечивается механическая стабильность скважины и не происходит гидроразрыв пласта породы при бурении скважины.
- 6. Способ определения давления текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины во время бурения ствола скважины, согласно которому во время бурения ствола скважины определяют давление текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины вблизи забоя ствола скважины;изменяют давление текучей среды в кольцевом пространстве на заданную величину посредством работы системы регулирования противодавления;определяют ответную реакцию ствола скважины на изменение давления текучей среды; повторяют изменение давление текучей среды и определение ответной реакции ствола скважины до тех пор, пока по ответной реакции ствола скважины не определят, что давление текучей среды в кольцевом пространстве меньше давления разрыва пласта и больше порового давления в пласте.
- 7. Способ по п.6, согласно которому ответная реакция ствола скважины представляет собой поступление текучей среды в ствол скважины из подземного пласта породы.- 9 023468
- 8. Способ по п.6, согласно которому ответная реакция ствола скважины представляет собой фильтрацию текучей среды в подземный пласт породы, пройденный стволом скважины.
- 9. Способ по п.6, согласно которому ответная реакция ствола скважины представляет собой изменение крутящего момента, приложенного к бурильной колонне, используемой для бурения ствола скважины.
- 10. Способ по п.6, согласно которому ответная реакция ствола скважины представляет собой изменение скорости проходки ствола скважины бурением.
- 11. Способ по п.6, согласно которому ответная реакция ствола скважины представляет собой изменение нагрузки на подвеску бурильной колонны, используемой для бурения ствола скважины.
- 12. Способ по п.6, согласно которому дополнительно изменяют расход бурового раствора в ствол скважины при сохранении, по существу, постоянным давления текучей среды в кольцевом пространстве вблизи забоя ствола скважины, определяют ответную реакцию ствола скважины на изменение расхода бурового раствора, повторяют изменение расхода и определение ответной реакции ствола скважины до тех пор, пока по ответной реакции ствола скважины на измененный расход бурового раствора не определят расход бурового раствора, обеспечивающий давление текучей среды в кольцевом пространстве меньше давления разрыва пласта и больше порового давления в пласте.
- 13. Способ по п.12, согласно которому ответная реакция ствола скважины представляет собой изменение крутящего момента, приложенного к бурильной колонне, используемой для бурения ствола скважины.
- 14. Способ по п.12, согласно которому ответная реакция ствола скважины представляет собой изменение скорости проходки ствола скважины бурением.
- 15. Способ по п.12, согласно которому ответная реакция ствола скважины представляет собой изменение нагрузки на подвеску бурильной колонны, используемой для бурения ствола скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/326,925 US7984770B2 (en) | 2008-12-03 | 2008-12-03 | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling |
| PCT/US2009/066422 WO2010065646A2 (en) | 2008-12-03 | 2009-12-02 | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201170748A1 EA201170748A1 (ru) | 2011-12-30 |
| EA023468B1 true EA023468B1 (ru) | 2016-06-30 |
Family
ID=42221778
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201170748A EA023468B1 (ru) | 2008-12-03 | 2009-12-02 | Способ определения давления гидроразрыва пласта и оптимальных параметров бурения во время бурения |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7984770B2 (ru) |
| EP (1) | EP2368009B1 (ru) |
| CN (1) | CN102272410B (ru) |
| BR (1) | BRPI0922775B1 (ru) |
| CL (1) | CL2011001337A1 (ru) |
| EA (1) | EA023468B1 (ru) |
| EG (1) | EG26416A (ru) |
| MX (1) | MX2011005780A (ru) |
| MY (1) | MY154155A (ru) |
| PE (1) | PE20120369A1 (ru) |
| WO (1) | WO2010065646A2 (ru) |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8490719B2 (en) * | 2006-10-23 | 2013-07-23 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
| US9435162B2 (en) | 2006-10-23 | 2016-09-06 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for controlling bottom hole pressure in a subterranean formation during rig pump operation |
| CA2867376C (en) | 2006-11-07 | 2016-01-12 | Charles R. Orbell | Method of constructing a riser string by installing a valve and an annular seal |
| US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| US9567843B2 (en) | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
| WO2011106004A1 (en) | 2010-02-25 | 2011-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control device with remote orientation relative to a rig |
| CA2792031C (en) * | 2010-03-05 | 2014-06-17 | Safekick Americas Llc | System and method for safe well control operations |
| US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
| US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
| US8684109B2 (en) * | 2010-11-16 | 2014-04-01 | Managed Pressure Operations Pte Ltd | Drilling method for drilling a subterranean borehole |
| CA2819318C (en) | 2010-12-13 | 2020-03-24 | Schlumberger Canada Limited | Drilling optimization with a downhole motor |
| MX2013011657A (es) | 2011-04-08 | 2013-11-01 | Halliburton Energy Serv Inc | Control de presion automatico del tubo estabilizador en perforacion. |
| US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| MY172254A (en) | 2011-09-08 | 2019-11-20 | Halliburton Energy Services Inc | High temperature drilling with lower temperature drated tools |
| US9033048B2 (en) * | 2011-12-28 | 2015-05-19 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Apparatuses and methods for determining wellbore influx condition using qualitative indications |
| AU2012370472B2 (en) * | 2012-02-24 | 2015-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling systems and methods with pump drawing fluid from annulus |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| US11802480B2 (en) * | 2014-04-15 | 2023-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of downhole conditions using circulated non-formation gasses |
| CN104500054B (zh) * | 2014-12-15 | 2017-07-07 | 中国石油天然气集团公司 | 地层孔隙压力的确定方法及装置 |
| WO2016099483A1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-06-23 | National Oilwell Dht L.P. | Method of pressure testing a wellbore |
| US11377917B2 (en) | 2016-12-22 | 2022-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Staged annular restriction for managed pressure drilling |
| US11746276B2 (en) | 2018-10-11 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Conditioning drilling fluid |
| CN111852441B (zh) * | 2019-04-29 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井垮塌判断方法及设备 |
| GB2582841B (en) * | 2019-08-19 | 2021-09-08 | Clear Solutions Holdings Ltd | Automated fluid system |
| US11028648B1 (en) * | 2020-11-05 | 2021-06-08 | Quaise, Inc. | Basement rock hybrid drilling |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030079912A1 (en) * | 2000-12-18 | 2003-05-01 | Impact Engineering Solutions Limited | Drilling system and method |
| US6926081B2 (en) * | 2002-02-25 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of discovering and correcting subterranean formation integrity problems during drilling |
| US7185719B2 (en) * | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US20070227774A1 (en) * | 2006-03-28 | 2007-10-04 | Reitsma Donald G | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3859543B2 (ja) * | 2002-05-22 | 2006-12-20 | レーザーフロントテクノロジーズ株式会社 | レーザ加工装置 |
| WO2007005822A2 (en) * | 2005-07-01 | 2007-01-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | System, program products, and methods for controlling drilling fluid parameters |
| MX2008008658A (es) * | 2006-01-05 | 2008-11-28 | At Balance Americas Llc | Metodo para determinar la entrada de fluidos de yacimientos o la perdida de fluidos de perforacion de un agujero de pozo usando un sistema de control de presion anular dinamico. |
| CA2679649C (en) * | 2007-02-27 | 2012-05-08 | Precision Energy Services, Inc. | System and method for reservoir characterization using underbalanced drilling data |
-
2008
- 2008-12-03 US US12/326,925 patent/US7984770B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-12-02 MY MYPI2011002504A patent/MY154155A/en unknown
- 2009-12-02 MX MX2011005780A patent/MX2011005780A/es active IP Right Grant
- 2009-12-02 CN CN200980154288.5A patent/CN102272410B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-12-02 BR BRPI0922775A patent/BRPI0922775B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-12-02 EA EA201170748A patent/EA023468B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-12-02 EP EP09831057.6A patent/EP2368009B1/en not_active Not-in-force
- 2009-12-02 PE PE2011001153A patent/PE20120369A1/es active IP Right Grant
- 2009-12-02 WO PCT/US2009/066422 patent/WO2010065646A2/en active Application Filing
-
2011
- 2011-06-02 EG EG2011060905A patent/EG26416A/en active
- 2011-06-03 CL CL2011001337A patent/CL2011001337A1/es unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030079912A1 (en) * | 2000-12-18 | 2003-05-01 | Impact Engineering Solutions Limited | Drilling system and method |
| US7185719B2 (en) * | 2002-02-20 | 2007-03-06 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| US6926081B2 (en) * | 2002-02-25 | 2005-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of discovering and correcting subterranean formation integrity problems during drilling |
| US20070227774A1 (en) * | 2006-03-28 | 2007-10-04 | Reitsma Donald G | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2011005780A (es) | 2011-09-06 |
| BRPI0922775B1 (pt) | 2019-09-03 |
| CN102272410A (zh) | 2011-12-07 |
| EA201170748A1 (ru) | 2011-12-30 |
| BRPI0922775A2 (pt) | 2016-09-06 |
| EG26416A (en) | 2013-10-22 |
| WO2010065646A2 (en) | 2010-06-10 |
| EP2368009B1 (en) | 2019-11-20 |
| US7984770B2 (en) | 2011-07-26 |
| CN102272410B (zh) | 2014-06-18 |
| US20100133007A1 (en) | 2010-06-03 |
| EP2368009A4 (en) | 2013-05-22 |
| WO2010065646A3 (en) | 2010-07-29 |
| MY154155A (en) | 2015-05-15 |
| PE20120369A1 (es) | 2012-05-13 |
| CL2011001337A1 (es) | 2011-09-02 |
| EP2368009A2 (en) | 2011-09-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA023468B1 (ru) | Способ определения давления гидроразрыва пласта и оптимальных параметров бурения во время бурения | |
| US9328574B2 (en) | Method for characterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations | |
| RU2586129C1 (ru) | Система и способ управления давлением в кольцевом пространстве ствола скважины с применением газлифта в линии возврата бурового раствора | |
| EP1664478B1 (en) | Drilling system and method | |
| US20070227774A1 (en) | Method for Controlling Fluid Pressure in a Borehole Using a Dynamic Annular Pressure Control System | |
| MX2008008658A (es) | Metodo para determinar la entrada de fluidos de yacimientos o la perdida de fluidos de perforacion de un agujero de pozo usando un sistema de control de presion anular dinamico. | |
| MX2012002169A (es) | Metodo para determinar eventos de control de fluido de formacion en un orificio usando un sistema de control de presion anular dinamico. | |
| WO2012122468A1 (en) | Method for automatic pressure control during drilling including correction for drill string movement | |
| US9284799B2 (en) | Method for drilling through nuisance hydrocarbon bearing formations | |
| US11199061B2 (en) | Closed hole circulation drilling with continuous downhole monitoring | |
| RU2577345C2 (ru) | Способ управления давлением в стволе скважины при бурении с оптимизацией давления | |
| RU2748179C2 (ru) | Применение сигнала давления для определения объема кольцевого пространства |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |