EA025004B1 - Выполняемый компьютером способ оптимизации скважины и постоянное устройство с программой, в котором реально имеются выполняемые компьютером команды для оптимизации скважины - Google Patents
Выполняемый компьютером способ оптимизации скважины и постоянное устройство с программой, в котором реально имеются выполняемые компьютером команды для оптимизации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA025004B1 EA025004B1 EA201300032A EA201300032A EA025004B1 EA 025004 B1 EA025004 B1 EA 025004B1 EA 201300032 A EA201300032 A EA 201300032A EA 201300032 A EA201300032 A EA 201300032A EA 025004 B1 EA025004 B1 EA 025004B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- casing
- path
- submodel
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 42
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 30
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 16
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 14
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 241000220479 Acacia Species 0.000 description 1
- 235000010643 Leucaena leucocephala Nutrition 0.000 description 1
- 238000007630 basic procedure Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000005381 magnetic domain Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geometry (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Design And Manufacture Of Integrated Circuits (AREA)
- Testing Or Measuring Of Semiconductors Or The Like (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
Системы и способы для оптимизации скважины, которые включают в себя численные процедуры выбора оптимальной траектории скважины и укрепление профиля скважины обсадными трубами, исходя из потенциала нагрузки пласта.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системам и способам для оптимизации скважин. Более конкретно, настоящее изобретение относится к численной процедуре выбора оптимальной траектории скважины и наклона обсадной колоннами, исходя из потенциала нагрузки пласта.
Уровень техники
Оптимизация траектории - это фундаментальный аспект проектирования скважин. Обдуманно оптимизированная траектория скважины позволяет осуществить бурение под минимальными геострессовыми нагрузками и способствует большему сроку службы обсадных труб. Оптимизация траектории особенно важна для проектов, в которых скважины спроектированы для данной платформы. Несмотря на то что бурение с платформы исторически рассматривают на шельфе, увеличивающееся число проектов разработки месторождений включает в себя скважины, пробуренные с одного места на поверхности. Следовательно, возрастает необходимость оптимизации траектории при условии, что с фиксированной площадки ведут разработку геометрически неправильного резервуара.
Все скважины, пробуренные для добычи нефти/газа (или нагнетания материалов в подземные пласты), должны быть укреплены материалом соответствующей прочности и функционального назначения. Обсадные колонны и колонны насосно-компрессорных труб являются основными структурными компонентами конструкции скважин. Обсадные трубы нужны, чтобы поддерживать стабильность ствола скважины, предотвращать загрязнение водоносным песком, отделять воду от продуктивного пласта и управлять давлением в скважине во время бурения, добычи и при выполнении ремонтных работ. Дополнительно, обсадные трубы обеспечивают места для установки противовыбросового оборудования, обвязки устья скважины, эксплуатационного пакера и эксплуатационной насосно-компрессорной колонны. Стоимость установки обсадных труб - основная часть общей стоимости скважины, так что выбор размера обсадных труб, сорта, соединителей и глубины установки - это основной инженерный и экономический фактор.
Фундаментальная основа конструкции обсадных труб состоит в том, что если будет превышен предел пластичности стенки материала обсадной трубы, то возникает условие разрушения. Следовательно, предел пластичности является мерой максимально допустимой нагрузки на обсадную трубу. Чтобы вычислить прочность трубы при комбинированных условиях нагружения, соосный предел текучести сравнивают с условием пластичности. Вероятно, самое широко распространенное условие пластичности основано на теории максимальной энергии формоизменения, известно как условие текучести ГубераХенки-Мизеса, и обычно называемое напряжением по фон Мизесу. Напряжение по фон Мизесу не является истинным напряжением. Это теоретическая величина, которая позволяет сравнивать состояние обобщенного трехмерного напряжения с соосным критерием отказа (предел пластичности). Другими словами, если напряжение по фон Мизесу превышает предел пластичности, то это означает, что имеет место разрушение, обусловленное пластической текучестью.
Выражение напряжения по фон Мизесу имеет следующий вид:
где Υρ - минимальный предел пластичности;
Пуме - напряжение по фон Мизесу; σζ - осевое напряжение;
σθ - тангенциальное или кольцевое напряжение; σΓ - радиальное напряжение.
Хотя общепризнанно, что условие фон Мизеса является самым точным способом представления поведения при упругой деформации, при использовании этого условия в трубчатых конструкциях часто не удается учесть, что для большинства труб, используемых в нефтепромысле, смятие является частым отказом вследствие неустойчивости характеристик, которое происходит до того, как вычисленный максимум напряжения по фон Мизесу достигнет предела пластичности. Таким образом, использование условия напряжения по фон Мизесу неприемлемо. Пластическая деформация возникает до смятия только в толстостенных трубах. Дополнительно, точность анализа с использованием условия фон Мизеса зависит от точного отображения условий как для установленной в скважине трубы, так и для интересующих результирующих нагрузок. Часто самым важным при анализе напряжения является изменение в условиях нагрузок. Таким образом, точное знание всех температур и давлений, возникающих в течение срока службы скважины, может являться критическим для точного анализа с использованием условия фон Мизеса.
В прошлом попытки улучшения анализа повреждений обсадной трубы с использованием моделирования в масштабе месторождений и резервуара были сложными, если вообще возможными, из-за трудности сочетания двух моделей. На самом деле существующие примеры численного анализа повреждений обсадной трубы выполнялись либо в масштабе резервуара без непосредственной связи с поведением в масштабе месторождения, либо выполнялись в намного большем масштабе в ущерб требуемому разрешению моделирования.
- 1 025004
Поэтому имеется потребность в способе численного анализа повреждений обсадной трубы и в масштабе месторождения, и в масштабе резервуара без ущерба для разрешения моделирования. Более того, имеется потребность рассмотреть дополнительные параметры в процессе оптимизации траектории скважины.
Сущность изобретения
Поэтому настоящее изобретение удовлетворяет вышеуказанные потребности и преодолевает один или несколько недостатков известного уровня техники путем предоставления систем и способов для оптимизации скважины.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение включает в себя выполняемый компьютером способ оптимизации скважины, включающий: ί) вычисление с использованием компьютерного процессора модели в масштабе месторождения для множества путей скважины в месторождении, при этом каждый путь скважины отображает потенциальную траекторию буровой скважины; ίί) вычисление потенциала нагрузки пласта для модели в масштабе месторождения и нанесение на график распределения потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины; ίίί) выбор пути скважины, имеющего наименьшее пиковое значение потенциала нагрузки пласта, при этом выбранный путь скважины показывает оптимальную траекторию для скважины; ίν) вычисление первичной подмодели, используя выбранный путь скважины, при этом первичная подмодель содержит участок скважины, включающий указанное пиковое значение потенциала нагрузки пласта для выбранного пути скважины; ν) вычисление вторичной подмодели участка скважины, при этом вторичная подмодель содержит заданную обсадную трубу скважины и значение упругопластического прогноза повреждения для заданной обсадной трубы; νί) определение оптимальной прочности обсадной трубы для скважины; νίί) отображение вторичной подмодели для участка графически воспроизведенной обсадной трубы.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение включает в себя постоянное устройство с программой, в котором реально имеются выполнимые компьютером команды для оптимизации скважины. Команды при их выполнении обеспечивают реализацию следующих операций: ί) вычисление с использованием компьютера модели в масштабе месторождения для множества путей скважины в месторождении, при этом каждый путь скважины отображает потенциальную траекторию буровой скважины; ϊϊ) вычисление потенциала нагрузки пласта для модели в масштабе месторождения и нанесение на график распределения потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины; ίίί) выбор пути скважины, имеющего наименьшее пиковое значение потенциала нагрузки пласта, при этом выбранный путь скважины показывает оптимальную траекторию для скважины; ίν) вычисление первичной подмодели, используя указанный выбранный путь скважины, при этом первичная подмодель содержит участок скважины с указанным пиковым значением потенциала нагрузки пласта для выбранного пути скважины; ν) вычисление вторичной подмодели участка скважины, при этом вторичная подмодель содержит заданную обсадную трубу скважины и значение упругопластического прогноза повреждения для заданной обсадной трубы; νί) определение оптимальной прочности обсадной трубы для скважины; νίί) отображение вторичной подмодели для участка графически воспроизведенной обсадной трубы.
Дополнительные аспекты, преимущества и варианты осуществления изобретения станут очевидными специалистам в области техники из последующего описания различных вариантов осуществления и относящихся к ним чертежей.
Краткое описание чертежей
Патент или файл приложения содержат по меньшей мере один чертеж, выполненный в цвете. Копии этого патента или опубликованной патентной заявки с цветным чертежом (чертежами) будет предоставлена Бюро США по патентам и торговым знакам по запросу и после уплаты необходимого денежного взноса.
Настоящее изобретение описано ниже со ссылкой на сопровождающие чертежи, в которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми ссылочными позициями и в которых:
на фиг. 1 приведена блок-схема, иллюстрирующая один вариант осуществления компьютерной системы для реализации настоящего изобретения;
на фиг. 2 приведен схематический вид, показывающий геоструктуру и ствол скважины в месторождении Экофиск;
на фиг. 3 приведена блок-схема последовательности операций одного варианта осуществления способа реализации настоящего изобретения;
на фиг. 4 приведена модель в масштабе месторождения для показанного на фиг. 2 месторождения Экофиск;
на фиг. 5 приведен частичный вид фиг. 4 в разрезе вдоль плоскости 5-5;
на фиг. 6 приведено графическое представление, показывающее зависимость модуля Юнга от напряжения для свойства материала резервуара на фиг. 5;
на фиг. 7 приведено графическое представление, показывающее зависимость коэффициента Пуассона от напряжения для свойства материала резервуара на фиг. 5;
на фиг. 8 приведен вид в разрезе модели в масштабе месторождения на фиг. 4, показывающий для рассмотрения три варианта пути скважины между конечными точками 202 и 204 на фиг. 2;
- 2 025004 на фиг. 9 показано распределение потенциала нагрузки пласта для модели в масштабе месторождения на фиг. 4;
на фиг. 10 приведено графическое представление, показывающее изображенное на графике распределение потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины на фиг. 8 после снижения давления возле скважины в результате истощения пласта;
на фиг. 11 приведено графическое представление, показывающее изображенное на графике распределение потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины на фиг. 8 после снижения давления в результате истощения пласта на всем месторождении;
на фиг. 12 приведена первичная подмодель модели в масштабе месторождения на фиг. 4, показывающая различные нагрузки на первичную подмодель и выбранный на фиг. 8 оптимальный путь скважины;
на фиг. 13 приведен вид в разрезе первичной подмодели на фиг. 12, показывающий контурное распределение потенциала нагрузки пласта для оптимального пути скважины;
на фиг. 14 приведено графическое представление, показывающее изображенное на графике распределение потенциала нагрузки пласта вдоль оптимального пути скважины для модели в масштабе месторождения на фиг. 4 и первичной подмодели на фиг. 12;
на фиг. 15 приведено графическое представление, показывающее изображенное на графике распределение результирующего оседания пород вдоль оптимального пути скважины для модели в масштабе месторождения на фиг. 4 и первичной подмодели на фиг. 12;
на фиг. 16А приведена вторичная подмодель модели в масштабе месторождения на фиг. 4, показывающая распределение потенциала нагрузки пласта внутри пласта (меловой резервуар);
на фиг. 16В показана увеличенная область возле верхнего конца вторичной подмодели на фиг. 16А; на фиг. 17 изображен воспроизведенный графически участок обсадной трубы, показывающий распределение пластической деформации участка обсадной трубы.
Осуществление изобретения
Сущность настоящего изобретения описана конкретно, тем не менее, само описание не предполагает ограничения объема изобретения. Таким образом, объект изобретения также может быть осуществлен другими способами, чтобы включить в себя другие этапы или сочетания этапов аналогично тем, что описаны в этом документе, совместно с другими существующими или будущими технологиями. Более того, хотя термин этап может быть использован в этом документе, чтобы описать различные элементы применяемых способов, термин не должен интерпретироваться как означающий какой-либо конкретный порядок среди или между различными описанными здесь этапами, если только в описании специально не задан конкретный порядок. Хотя нижеизложенное описание относится к нефтяной и газовой отрасли, системы и способы настоящего изобретения этим не ограничены и могут также применяться в других отраслях для получения аналогичных результатов.
Описание системы
Настоящее изобретение может быть реализовано в виде компьютерной программы, например в виде программных модулей, обычно называемых программным обеспечением или прикладными программами, выполняемыми компьютером. Программное обеспечение может включать в себя, например, процедуры, программы, объекты, компоненты и структуры данных, которые выполняют конкретные задачи или реализуют конкретные абстрактные типы данных. Программное обеспечение формирует интерфейс, чтобы позволить компьютеру реагировать в соответствии с источниками входных данных. Для реализации настоящего изобретения в качестве интерфейсного приложения может использоваться АЪацик™ коммерческое приложение, выпускаемое компанией Эа55аи11 ЗуЧсшс. Программное обеспечение также может взаимодействовать с другими сегментами кода, чтобы запускать различные задачи в ответ на полученные данные в сочетании с источником полученных данных. Программное обеспечение может храниться и/или содержаться на различных носителях информации, таких как СЭ-ΚΘΜ, магнитный диск, память на цилиндрических магнитных доменах и полупроводниковая память (например, различные типы оперативной или постоянной памяти). Более того, программное обеспечение и результаты его работы могут передавать через различные физические каналы передачи, такие как оптическое волокно, металлические провода и/или через любые сети, например через Интернет.
Более того, специалисты в области техники поймут, что изобретение может использоваться на множестве конфигураций компьютерных систем, включая портативные устройства, многопроцессорные системы, микропроцессорную или программируемую электронику, мини-компьютеры, мейнфреймы и т.п. Для использования с настоящим изобретением допустимо любое число компьютерных систем и компьютерных сетей. Изобретение может использоваться в среде распределенных вычислений, где задачи выполняют устройства удаленной обработки, которые подключены через сеть связи. В среде распределенных вычислений программные модули могут располагаться и на локальном, и на удаленном носителе, включая запоминающие устройства. Поэтому настоящее изобретение может быть реализовано с использованием различных аппаратных средств, программного обеспечения или их сочетания в компьютерной системе или другой системе обработки.
Обращаясь теперь к фиг. 1, показана блок-схема системы, предназначенной для реализации на- 3 025004 стоящего изобретения на компьютере. Система включает в себя вычислительный блок, иногда именуемый компьютерной системой, который содержит память, прикладные программы, клиентский интерфейс, видеоинтерфейс и процессор. Вычислительный блок - это только один пример подходящей вычислительной среды, при этом не подразумевается налагать какие-либо ограничения на область использования или функциональность изобретения.
Память, главным образом, хранит прикладные программы, которые также можно описать, как программные модули, содержащие исполняемые команды, выполняемые вычислительным блоком для реализации настоящего изобретения, описанного в этом документе и показанного на фиг. 3-18. Поэтому память, главным образом, включает в себя модуль оптимизации скважины, который выполняет этапы 304, 306, 316, 318 и 320, показанные на фиг. 3. Хотя для взаимодействия с модулем оптимизации скважины может использоваться приложение ЛЬас|и5™. чтобы выполнить этапы 302, 304, 308 и 312 на фиг. 3, вместо ЛЬас|115™ могут использоваться другие интерфейсные приложения, либо модуль оптимизации скважины может использоваться как отдельное приложение.
Хотя вычислительный блок показан как имеющий универсальную память, обычно вычислительный блок включает в себя множество машинных носителей информации. В качестве примера, но не ограничения, машинный носитель информации может содержать носитель для хранения информации. Память компьютерной системы может включать в себя машинный носитель информации в виде энергозависимой и/или энергонезависимой памяти, такой как постоянная память (КОМ) и оперативная память (КЛМ). Базовая система ввода/вывода (ВЮ8), содержащая основные процедуры, которые помогают передавать информацию между элементами в пределах компьютерной системы, например, во время запуска, обычно хранится в КОМ. КАМ обычно содержит данные и/или программные модули, которые непосредственно доступны и/или выполняются в текущий момент времени процессором. В качестве примера, но не ограничения, вычислительный блок включает в себя операционную систему, прикладные программы, другие программные модули и данные программ.
Компоненты, показанные в памяти, также могут содержаться в других съемных/несъемных, энергозависимых/энергонезависимых машинных носителях информации, или они могут быть реализованы в вычислительном блоке через прикладной программный интерфейс (АР1), который может находиться на отдельном вычислительном блоке, подключенном через компьютерную систему или сеть. Только в качестве примера, жесткий диск с возможностью записи и чтения - несъемный, энергонезависимый магнитный носитель, накопитель на магнитных дисках с возможностью записи и чтения - съемный, энергонезависимый магнитный диск, а привод оптических дисков с возможностью записи и чтения - съемный, энергонезависимый оптический диск или другой оптический носитель. Другие съемные/несъемные, энергозависимые/энергонезависимые машинные носители информации, которые могут использоваться в типовой операционной среде, могут включать в себя, но, не ограничиваясь, кассеты с магнитной пленкой, карты флэш-памяти, ΌνΌ-диски, цифровую видеопленку, твердотельные запоминающие устройства с произвольным доступом, твердотельные постоянные запоминающие устройства и т.п. Приводы и относящиеся к ним машинные носители информации, о которых говорилось выше, обеспечивают хранение машинных команд, структур данных, программных модулей и других данных для вычислительного блока.
Клиент может вводить команды и информацию в вычислительный блок через клиентский интерфейс, который может представлять собой такие устройства, как клавиатура и указательное устройство, обычно именуемое мышью, шаровой манипулятор или сенсорная панель. Устройства ввода могут включать в себя микрофон, джойстик, спутниковую тарелку, сканер и т.п. Эти и другие устройства ввода зачастую подключают к вычислительному блоку через системную шину, но могут подключать через другой интерфейс и системы шин, такие как параллельный порт или универсальная последовательная шина (И8В).
Монитор или устройство отображения другого типа может подключаться к системной шине через интерфейс, такой как видеоинтерфейс. С видеоинтерфейсом может также использоваться графический пользовательский интерфейс (ОШ), чтобы принимать команды от клиентского интерфейса и передавать команды процессору. В дополнение к монитору компьютеры также могут включать в себя другие периферийные устройства вывода, такие как громкоговорители и принтер, которые могут быть подключены через выводной периферийный интерфейс.
Хотя многие другие внутренние компоненты вычислительного блока не показаны, специалисты в области техники поймут, что такие компоненты и их взаимная связь хорошо известны.
Описание способа
На траекторию скважины и конструкцию обсадных труб влияет множество факторов и условий. Тем не менее, настоящее изобретение сфокусировано на увеличивающейся нагрузке, которой подвергается обсадная труба вследствие напряжения и уплотнения пород. Эта нагрузка отражает нагрузку в дополнение к другим нагрузкам и условиям традиционного конструктивного решения и далее в этом документе именуется как потенциал нагрузки пласта. С использованием потенциала нагрузки пласта предполагается, что нагрузки начального напряжения пород пластов являются первичными нагрузками, кото- 4 025004 рым должна удовлетворять обсадная труба, и что другие нагрузки имеют вторичное значение. После того, как была определена подходящая траектория, может быть проверено предположение наихудших условий (наибольшая возможная нагрузка, которую может выдержать обсадная труба) путем проведения традиционного анализа обсадной трубы.
Поэтому последующее описание демонстрирует:
ί) как вычислять распределения потенциала нагрузки пластов вдоль возможных путей скважины; и ίί) как оценивать целостность обсадной трубы вдоль оптимальной траектории обсадной трубы.
Г лавная проблема заключается в выборе потенциала нагрузки пласта в качестве показателя для указания на возможные нагрузки пластов на обсадную трубу вдоль траектории скважины. Чтобы оценить потенциал нагрузки пласта на целостность обсадной трубы вдоль траектории скважины в качестве механического показателя может использоваться соответствующий, хорошо известный, потенциал пластической деформации, такой как потенциал пластической деформации по фон Мизесу и/или потенциал пластической деформации по Мору-Кулону, но не ограничиваясь этим. Следующее уравнение показывает пример потенциала нагрузки пласта по фон Мизесу:
где σ1, ί = 1, 2, 3 - три основные компоненты напряжения в пространстве действующего напряжения для заданной материальной точки.
Пример потенциала нагрузки пласта по Мору-Кулону показан в следующем уравнении:
Θ + + ί со^ + у где (φ) - внутренний фрикционный угол скальной породы/песка пласта;
(с|) - эквивалентное напряжение по Мизесу в пространстве действующего напряжения;
(р) - среднее действующее напряжение;
(θ) - девиаторный полярный угол точки напряжений в пространстве действующего главного напряжения, соответствующий заданному состоянию напряжения пород пласта.
Чем меньше потенциал нагрузки пласта вдоль траектории скважины, тем более стабильной будет скважина, и, следовательно, нагрузка пласта на обсадную трубу будет меньше. Распределения потенциала нагрузки пласта вдоль варианта пути скважины могут быть нанесены на график, чтобы продемонстрировать связь между траекторией скважины и нагрузками пласта на обсадную трубу.
При наиболее стабильном окружении пласта эта оптимизированная траектория скважины предоставит наименьшее сопротивление бурению и гарантирует, что система обсадных труб будет претерпевать минимальные нагрузки от пласта и сможет выдержать изменения порового давления и напряжения на месте, вызванные ближними и дальними изменениями, связанными с добычей. Таким образом, вдоль оптимальной траектории скважины обсадная труба будет иметь больший ожидаемый срок эксплуатации, чем вдоль тех траекторий скважины, которые не оптимизированы с использованием настоящего изобретения.
Из-за сложной геологии и неравномерного распределения нефти, повреждения обсадной трубы были обычным происшествием на месторождении Экофиск в Северном море. В результате повреждений обсадной трубы и поиска решения Экофиск изучалось различными исследователями с 1970-х годов. В описании настоящего изобретения Экофиск используется в качестве примера, но настоящее изобретение не ограничивается применением в месторождении Экофиск. Терминология, используемая в этом документе, описана в таблице ниже.
| А = | параметр модели ползучести |
| С — | прочность сцепления, Р/Ь2, Па |
| Е - | модуль Юнга, Р/Ь2, Па |
| к- | коэффициент внутренней магнитной проницаемости, дарси, ά |
| т = | параметр модели ползучести |
| п = | параметр модели ползучести |
| начальный коэффициент пористости | |
| { = | переменная величина суммарного времени, с |
| Ρώαΐΐο ~ | плотность обломочной породы, т/Ι?, кг/м3 |
| РЬуег-ΐ = | плотность слоя-2, т/1?, кг/м3 |
| Р/Оуег-3 ~ | плотность слоя -2, т/Ι?, кг/м3 |
- 5 025004
| РгЖГКАГ | плотность слоя -2, ш/Ь3, кг/м3 |
| V = | коэффициент Пуассона |
| <7,= | начальная пластическая прочность, Р/Ι?, Па |
| ф= | фрикционный угол, ° |
| е - | эквивалентная скорость деформации ползучести, ί'1, а’1 |
| σ = | напряжение по фон Мизесу, Р/Ι?, Па |
Обращаясь теперь к фиг. 2, показана геоструктура и распределение скважины в области месторождения Экофиск. Цель - выбрать оптимизированную траекторию для пути скважины между точками 202 и 204. Эта оптимизированная траектория пути скважины должна предоставить наименьшее сопротивление бурению и гарантировать, что система обсадных труб сможет выдержать изменения порового давления и напряжения на месте, вызванные ближними и дальними изменениями, связанными с добычей. Для управления разбросом в обусловленных масштабом в пределах месторождения-резервуара используют технологии построения подмоделей ЛЪадик™, которые являются хорошо известными в области численных методов.
Технологии построения подмоделей, реализованные настоящим изобретением, используют крупномасштабную глобальную модель, чтобы вывести граничные условия для подмодели более мелкого масштаба. Таким образом, иерархические уровни подмодели не ограничены. Таким образом, высоко инклюзивный анализ в масштабе месторождения может быть связан с очень подробным анализом напряжений обсадной трубы в намного меньшем масштабе. Преимущества получаются по двум направлениям, так как, извлекая пользу из связи, моделирование производят и в большем и в меньшем масштабе.
Обращаясь теперь к фиг. 3, показан один вариант осуществления способа 300 реализации настоящего изобретения.
На этапе 302 с использованием хорошо известных методов конечных элементов для множества путей скважины вычисляют модель в масштабе месторождения, которая включает в себя анализ вязкостной упругопластической деформации и уменьшение потока пористой текучей среды относительно давления. Вычисление модели в масштабе месторождения на этапе 302 используют, чтобы оценить распределение потенциала нагрузки пласта и его изменение при уменьшении давления. Эту информацию используют, чтобы выбрать оптимальную траекторию скважины, исходя из потенциала нагрузки пласта, которому будет подвергнута обсадная труба. На этапе 302 не существует фактической скважины, а только варианты путей скважины.
Один пример модели в масштабе месторождения показан на фиг. 4, которая представляет модель 400 в масштабе месторождения Экофиск для показанного на фиг. 2 месторождения Экофиск. Общая глубина модели 400 в масштабе месторождения составляет 4000 м, общая ширина - 5500 м, а общая длина 9000 м. Распределение мелового резервуара показано красным. В модели используется четыре слоя перекрывающих пород. Толщина первого слоя (обломочной породы) составляет 1500 м, второй слой имеет толщину 800 м, толщина третьего слоя от 435 до 800 м из-за изменений его формы, а толщина нижнего слоя от 900 до 1265 м. Уровень резервуара, толщина которого от 50 до 150 м, расположен в нижней части слоя 3.
Как показано на фиг. 2, расстояние по горизонтали между конечными точками 202 и 204 пересечения резервуара составляет приблизительно 2000 м. Это расстояние предполагает, что радиальное смещение от каждой скважины, где можно ожидать появления эффекта снижения давления, составляет приблизительно 1000 м. Следовательно, предполагается, что локальное снижение давления вокруг скважины имеет круговую зону влияния, которая показана на фиг. 4 в виде мелового резервуара, изображенного красным. Расстояние по горизонтали между конечными точками 202 и 204 на фиг. 2 составляет 2100 м. Конечная точка 204 расположена в центре точек на фиг. 5, которые отображают зону снижения давления.
Меловой слой в месторождении Экофиск сложный, что создает проблемы, связанные с вязкостной пластичностью и совместимостью. Более того, модуль упругости мела изменяется при изменении давления в пространстве действующего напряжения. Поэтому настоящее изобретение применяет широко известное в геомеханике модифицированное условие пластичности Друкера-Прагера, чтобы вычислить показанную на фиг. 4 модель 400 в масштабе месторождения Экофиск. Прочность сцепления и фрикционный угол заданы следующими значениями:
с = ХМРа φ= 25’
Принят закон ползучести, заданный следующим уравнением, популярным при моделировании скальных пород:
- 6 025004 где ε отображает скорость деформации ползучести;
σ отображает напряжение по фон Мизесу; ΐ - переменная величина суммарного времени;
А, п, т - три параметра модели, значения которых заданы следующим образом:
А=10-21'8, п=2.667, т=-0.2.
Свойство уплотнения мелового резервуара на фиг. 5 моделируют линейным законом увеличения прочности. Графическое представление изменений модуля Юнга и коэффициента Пуассона структуры мела относительно давления в пространстве действующего напряжения показаны на фиг. 6 и 7 соответственно для мелового резервуара на фиг. 5.
Характеристика зависимости от давления для мела выполнено с использованием для вычислений подпрограммы Акация™. Эту характеристику можно построить, используя различные другие хорошо известные способы и, таким образом, не ограничиваясь применением подпрограммы ЛЬас|и5|Л1. Параметры пористости мела заданы следующими значениями: начальный коэффициент пористости К = 0.5 и коэффициент внутренней магнитной проницаемости к = 2 Иагсу.
Полагается, что слой обломочной породы наверху модели 400 в масштабе месторождения и материал нижнего слоя модели 400 в масштабе месторождения являются упругими. Материалы слоя-2 и слоя-3 полагаются вязкостными упругопластическими.
Нагрузки и граничные условия модели 400 в масштабе месторождения также должны быть определены. Глубина перекрывающей морской воды равна 100 м. Морская вода создает равномерное давление, равное 0,96 МПа на перекрывающие породы модели 400 в масштабе месторождения. Поле напряжения пород уравновешивается в вертикальном направлении гравитационным полем, а компоненты поперечного напряжения заданы равными 90% от вертикальной компоненты. Значения плотности резервуара и четырех слоев модели заданы следующим образом:
Рг^,г =2100^ /щ3 Рм = 2200*2/»?3
-2250^/щ3 Л^-э=2250А?/т3 Рьопот = 2500*£/ли}
Начальное поровое давление в резервуаре полагается равным 34 МПа. Таким образом, могут иметь место два сценария снижения давления. Первый, локальное снижение порового давления с 34 до 10 МПа может использоваться для моделирования оседания, вызванного добычей из изучаемой скважины. Второй, снижение порового давления в масштабе месторождения с 34 до 20 МПа может использоваться для моделирования влияния добычи из близлежащих скважин, показанных красными точками на фиг. 5. Обращаясь к фиг. 8, вид в разрезе модели 400 в масштабе месторождения на фиг. 4 показывает результаты этапа 302, которые включают в себя для рассмотрения три варианта пути скважины между конечными точками 202 и 204 на фиг. 2.
На этапе 304 для всей модели 400 в масштабе месторождения вычисляют распределения потенциала нагрузки пласта с использованием хорошо известных методов конечных элементов и наносят на график вдоль каждого варианта пути скважины, как показано на фиг. 8. Несмотря на то что оптимальная траектория скважины может быть определена путем выбора пути скважины с наименьшим пиковым значением потенциала нагрузки пласта, необходимо рассмотреть изображенное на графике распределение потенциала нагрузки пласта вдоль вариантов пути скважины после снижения давления, чтобы гарантировать целостность обсадной трубы вдоль траектории скважины во время работ по добыче.
Обращаясь к фиг. 9, контур потенциала нагрузки пласта с начальным полем напряжения показывает, что при этом начальном условии потенциал нагрузки пласта изменяется в основном с глубиной. Изменение цвета отображает значения потенциала нагрузки пласта от 5,76 до 0,2763 млн. Пиковые значения потенциала нагрузки пласта вдоль трех вариантов пути скважины одинаковы, так как конец каждого пути скважины является самой глубокой точкой. Таким образом, в этом случае оптимизация траектории скважины осуществляется в основном относительно снижения порового давления во время добычи. Потенциал нагрузки пласта вдоль варианта с невозмущенным режимом напряжения и давления определяет хрупкость скважины.
Обращаясь теперь к фиг. 10 и 11, изображенные на графике результаты этапа 304 для трех путей скважины, изображенных на фиг. 8, показаны после снижения давления возле каждого пути скважины (фиг. 10) и после снижения давления на всем месторождении (фиг. 11).
На этапе 306 выбирают путь скважины с наименьшим пиковым значением потенциала нагрузки пласта. Как показано на фиг. 10, пиковое значение потенциала нагрузки пласта вдоль пути-1 является
- 7 025004 наименьшим из всех трех вариантов. Более того, на фиг. 11 показано, что максимальное значение снижается по мере снижения порового давления снаружи локальной области. Так как потенциал нагрузки пласта является потенциальным показателем деформации, ситуация с деформацией будет улучшаться по мере развития близлежащих скважин. Эти результаты подтверждают, что путь-1 является оптимальным, и при его использовании будет иметь место минимальная потенциальная нагрузка на обсадную трубу. Чтобы оценить целостность обсадной трубы вдоль оптимальной траектории скважины, вместо того, чтобы проводить вычисления вдоль всего выбранного пути, могут быть выполнены вычисления по методу трехмерных упругопластических конечных элементов на участке скважины, содержащем пиковое значение потенциала нагрузки пласта для выбранного пути скважины.
На этапе 308 вычисляют первичную подмодель, используя хорошо известные методы конечных элементов и выбранный на этапе 306 путь скважины. Первичная подмодель включает в себя влияние на поверхность скважины давления жидкости и участок скважины, содержащий пиковое значение потенциала нагрузки пласта для выбранного пути (пути-1) скважины.
Обращаясь к фиг. 12, первичную подмодель 1200 вычисляют, используя путь-1 в качестве выбранного на этапе 306 пути скважины. Область, рассматриваемая первичной подмоделью 1200, намного меньше, чем модель 400 в масштабе месторождения. В первичной подмодели 1200 показан только верхний правый угол на фиг. 4. По вертикали глубина первичной подмодели 1200 приведена только над резервуаром. Вычисления в масштабе месторождения предоставляют граничные условия для первичной подмодели 1200, которые могут точно учитывать влияние снижения давления в резервуаре. Для простоты, в модели 400 в масштабе месторождения вычисляют только деформацию и поток пористой среды.
Нагрузки на первичную подмодель 1200 включают в себя следующее: поле напряжения на месте, обусловленное гравитационной нагрузкой, напряжение по вертикали, созданное нагрузкой морской воды, и гидравлическое давление, оказываемое на поверхность скважины. Скважина (показана красным) встроена в первичную подмодель 1200 вдоль пути-1 на фиг. 12.
Граничные условия первичной подмодели устанавливают путем применения ограничений перемещений, полученных из численных результатов модели 400 в масштабе месторождения, на четырех боковых сторонах и снизу первичной подмодели 1200. Так как резервуар не включают в первичную подмодель 1200, то вычисления охватывают только вязкостную упругопластическую статичную деформацию. Поток пористой текучей среды не рассматривают.
Обращаясь к фиг. 13, показано контурное распределение потенциала нагрузки пласта на участке 1300 первичной подмодели для пути-1. Изменение цвета отображает значения потенциала нагрузки пласта от максимального до минимального. На фиг. 14 показано сравнение распределения потенциала нагрузки пласта вдоль пути-1 для модели 400 в масштабе месторождения и первичной подмодели 1200. Локальные значения потенциала нагрузки пласта в нескольких точках ниже, чем значения, полученные в модели 400 в масштабе месторождения. Для дополнительного понимания результатов первичной подмодели, на фиг. 15 показано сравнение результатов оседания, полученных в модели 400 в масштабе месторождения и первичной подмодели 1200. Два набора результатов близко совпадают, не смотря на то, что результаты первичной подмодели будут более точными из-за более высокого разрешения.
Как показано на фиг. 13 и 14, наибольшее значение потенциала нагрузки пласта возникает в районе 400 м над резервуаром вдоль пути-1. Этот вывод показывает, что это место имеет наибольший потенциал для деформации обсадной трубы.
На этапе 312 с использованием хорошо известных методов конечных элементов вычисляют вторичную подмодель участка скважины, содержащего пиковое значение потенциала нагрузки пласта для пути скважины, выбранного на этапе 306, которая включает в себя заданную обсадную трубу для крепления скважины и упругопластический прогноз повреждения обсадной трубы. Это гарантирует, что выбранная труба выдержит напряжение, оказываемое на выбранном пути скважины.
Вторичную подмодель используют, чтобы сделать упругопластический прогноз повреждения и деформации обсадной трубы, чтобы дополнительно уточнить решетку по длине глубины, показанной белой линией 1302 на фиг. 13. Вдоль всей длины выбранного пути скважины (пути-1) устанавливают обсадную трубу, которая имеет внутренний диаметр 0,254 м (10 дюймов) и толщину стенки 0,015 м (приблизительно 3/5 дюйма). Предполагается, что материал обсадной трубы является упругопластическим и имеет следующие значения параметров упругости и прочности:
£ = 2χΙ0ΗΡα ν = 0.3 σ, = 8χ108Ρα
На фиг. 16А результаты вторичной подмодели 1600а показывают распределение потенциала нагрузки пласта внутри пласта (мелового резервуара). На фиг. 16В показана увеличенная область (1600Б) верхнего конца вторичной подмодели 1600а. Изменение цвета отображает эквивалентные значения пластической деформации от 0 до положительного значения.
На этапе 316 способ 300 определяет, удовлетворительна ли прочность обсадной трубы. Если прочность обсадной трубы удовлетворительна, то способ 300 выполняет этап 318. Если прочность обсадной
- 8 025004 трубы неудовлетворительна, то способ 300 выполняет этап 320. Удовлетворительна ли прочность обсадной трубы, зависит от заданного критерия, такого как, например, допустимое значение напряжения разрушения для обсадной трубы. Если, например, упругопластический прогноз повреждения обсадной трубы выше, чем допустимое значение напряжения разрушения для обсадной трубы, то прочность обсадной трубы неудовлетворительна.
На этапе 318, используя клиентский интерфейс и/или видеоинтерфейс, описанный со ссылкой на фиг. 1, отображают результаты этапа 312, которые включают в себя заданную обсадную трубу для укрепления профиля скважины и упругопластический прогноз повреждения обсадной трубы. На фиг. 17, например, показаны результаты этапа 312 для заданной обсадной трубы 1700, а также показано распределение пластической деформации на воспроизведенном графически участке 1700 обсадной трубы. Пластическая деформация возникает на небольшом участке обсадной трубы, на правом ее конце (на верхнем конце, так как ось ζ направлена вверх). Максимальное значение пластической деформации равно 0,0095. Хотя это значение больше, чем стандартное значение начальной пластической деформации, равное 0,002 для стали, оно меньше, чем допустимое значение напряжения разрушения 3,5% (т.е. 0,035) для обсадной трубы из вязкой стали. Поскольку модель в масштабе месторождения (включающая в себя геометрию и нагрузки) не симметрична, то деформация обсадной трубы также не симметрична. Таким образом, вывод на этапе 316 способа 300 положительный, потому что величина деформации обсадной трубы удовлетворительна.
На этапе 320 увеличивают прочность обсадной трубы путем выбора более толстой обсадной трубы или более прочного материала и возвращаются на этап 312 до тех пор, пока прочность обсадной трубы не будет удовлетворительной.
Была выполнена оптимизация траектории скважины между поверхностью платформы и пересечением с резервуаром в месторождении Экофиск. Индивидуальный анализ в масштабе участка обсадной трубы и анализ в масштабе месторождения были преднамеренно разделены, чтобы преодолеть несовместимость масштабов и увеличить точность вычислений. Чтобы связать задачи в масштабе месторождения и резервуара/обсадной трубы и увеличить общую эффективность оптимизации скважины, были применены технологии построения подмоделей. Оседание моделировалось в масштабе месторождения, тогда как повреждение обсадной трубы вычислялось локально. Неупругая вязкостная деформация резервуара и поток пористой текучей среды вычислялись в модели в масштабе месторождения и связаны с локальным уровнем через построение подмодели. Показатель потенциала нагрузки пласта в пределах пласта/мела при различных условиях нагрузки, таких как снижение давления и гравитация, использовался, чтобы из трех вариантов пути получить предпочтительный вариант пути скважины. Это исследование подтверждает, что оптимизированная траектория скважины может быть получена, если выбран путь-1, так как это позволяет получить минимальную деформацию обсадной трубы.
Предложенная численная процедура предоставляет эффективный инструмент для выбора оптимизированной траектории скважины для эффективного бурения и для максимизации стабильности обсадной трубы и скважины. Как результат увеличенной стабильности скважины будет увеличена общая рентабельность от снижения непродуктивных затрат времени, снижения стоимости бурения и увеличенной отдачи резервуара.
В то время как настоящее изобретение было описано по отношению к предпочтительным в настоящее время вариантам осуществления, специалистам в области техники будет понятно, что не предполагается ограничивать изобретение этими вариантами осуществления. Хотя показанные варианты осуществления настоящего изобретения относятся к нефтяным и газовым скважинам, настоящее изобретение может применяться к любому типу скважин в других областях и дисциплинах. Поэтому предполагается, что к описанным вариантам осуществления могут быть добавлены альтернативные варианты осуществления и внесены модификации, не отходя от сущности и объема изобретения, заданного прилагаемой формулой изобретения и эквивалентами.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Выполняемый компьютером способ оптимизации скважины, включающий вычисление с использованием компьютерного процессора модели в масштабе месторождения для множества путей скважины в месторождении, при этом каждый путь скважины отображает потенциальную траекторию буровой скважины;вычисление потенциала нагрузки пласта для модели в масштабе месторождения и нанесение на график распределения потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины;выбор пути скважины, имеющего наименьшее пиковое значение потенциала нагрузки пласта, при этом выбранный путь скважины показывает оптимальную траекторию для скважины;вычисление первичной подмодели, используя указанный выбранный путь скважины, при этом первичная подмодель содержит участок скважины, включающий указанное пиковое значение потенциала нагрузки пласта для выбранного пути скважины;вычисление вторичной подмодели участка скважины, при этом вторичная подмодель содержит за- 9 025004 данную обсадную трубу скважины и значение упругопластического прогноза повреждения для заданной обсадной трубы;определение оптимальной прочности обсадной трубы для скважины путем увеличения прочности заданной обсадной трубы и вычисления другой вторичной подмодели участка скважины, пока упомянутая прочность обсадной трубы не станет приемлемой, при этом указанная вторичная подмодель содержит другую заданную обсадную трубу для скважины; и отображение вторичной подмодели для участка графически воспроизведенной обсадной трубы.
- 2. Способ по п.1, в котором заданная обсадная труба имеет заданную длину, диаметр, толщину и материал.
- 3. Способ по п.2, в котором увеличивают прочность заданной обсадной трубы путем выбора более толстой обсадной трубы и/или более прочного материала, причем вторичную подмодель основывают на указанном выборе более толстой обсадной трубы и/или более прочного материала и значении упругопластического прогноза повреждения обсадной трубы.
- 4. Способ по п.3, в котором прочность обсадной трубы является приемлемой, если значение упругопластического прогноза повреждения обсадной трубы меньше, чем допустимое значение напряжения разрушения для указанной заданной обсадной трубы или указанной другой заданной обсадной трубы.
- 5. Способ по п.1, в котором первичная подмодель дополнительно содержит влияние на поверхность скважины давления жидкости.
- 6. Способ по п.1, в котором указанная модель в масштабе месторождения включает в себя анализ вязкостной упругопластической деформации и уменьшение потока пористой текучей среды относительно давления для месторождения.
- 7. Способ по п.6, в котором распределение потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины отображают после снижения давления в результате истощения пласта на месторождении.
- 8. Способ по п.6, в котором распределение потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины отображают после снижения давления в результате истощения пласта возле каждого пути скважины.
- 9. Способ по п.1, в котором указанное отображение включает в себя распределение пластической деформации в пределах графически воспроизведенного участка заданной обсадной трубы.
- 10. Компьютерный носитель информации с программой, в котором реально имеются выполняемые компьютером команды для оптимизации скважины, причем команды при их выполнении обеспечивают реализацию следующих операций:вычисление с использованием компьютера модели в масштабе месторождения для множества путей скважины в месторождении, при этом каждый путь скважины отображает потенциальную траекторию буровой скважины;вычисление потенциала нагрузки пласта для модели в масштабе месторождения и нанесение на график распределения потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины;выбор пути скважины, имеющего наименьшее пиковое значение потенциала нагрузки пласта, при этом выбранный путь скважины показывает оптимальную траекторию для скважины;вычисление первичной подмодели, используя указанный выбранный путь скважины, при этом первичная подмодель содержит участок скважины с указанным пиковым значением потенциала нагрузки пласта для выбранного пути скважины;вычисление вторичной подмодели участка скважины, при этом вторичная подмодель содержит заданную обсадную трубу скважины и значение упругопластического прогноза повреждения для заданной обсадной трубы;определение оптимальной прочности обсадной трубы для скважины путем увеличения прочности заданной обсадной трубы и вычисления другой вторичной подмодели участка скважины, пока упомянутая прочность обсадной трубы не станет приемлемой, при этом указанная вторичная подмодель содержит другую заданную обсадную трубу для скважины; и отображение вторичной подмодели для участка графически воспроизведенной обсадной трубы.
- 11. Компьютерный носитель информации с программой по п.10, в котором заданная обсадная труба имеет заданную длину, диаметр, толщину и материал.
- 12. Компьютерный носитель информации с программой по п.11, в котором прочность заданной обсадной трубы увеличена путем выбора более толстой обсадной трубы и/или более прочного материала, причем вторичная подмодель основана на указанном выборе более толстой обсадной трубы и/или более прочного материала и значении упругопластического прогноза повреждения обсадной трубы.
- 13. Компьютерный носитель информации с программой по п.12, в котором прочность обсадной трубы является приемлемой, если значение упругопластического прогноза повреждения обсадной трубы меньше, чем допустимое значение напряжения разрушения для указанной заданной обсадной трубы или указанной другой заданной обсадной трубы.
- 14. Компьютерный носитель информации с программой по п.10, в котором первичная подмодель дополнительно содержит влияние давления жидкости на поверхность скважины.
- 15. Компьютерный носитель информации с программой по п.10, в котором модель в масштабе ме- 10 025004 сторождения включает в себя анализ вязкостной упругопластической деформации и уменьшение потока пористой текучей среды относительно давления для месторождения.
- 16. Компьютерный носитель информации с программой по п.15, в котором распределение потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины отображается после снижения давления в результате истощения пласта на месторождении.
- 17. Компьютерный носитель информации с программой по п.15, в котором распределение потенциала нагрузки пласта вдоль каждого пути скважины отображается после снижения давления в результате истощения пласта возле каждого пути.
- 18. Компьютерный носитель информации с программой по п.10, в котором указанное отображение включает в себя распределение пластической деформации в пределах графически воспроизведенного участка заданной обсадной трубы.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2010/039156 WO2011159307A1 (en) | 2010-06-18 | 2010-06-18 | Systems and methods for wellbore optimization |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201300032A1 EA201300032A1 (ru) | 2013-06-28 |
| EA025004B1 true EA025004B1 (ru) | 2016-11-30 |
Family
ID=45348484
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201300032A EA025004B1 (ru) | 2010-06-18 | 2010-06-18 | Выполняемый компьютером способ оптимизации скважины и постоянное устройство с программой, в котором реально имеются выполняемые компьютером команды для оптимизации скважины |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9689207B2 (ru) |
| EP (1) | EP2583214B1 (ru) |
| CN (1) | CN103262094B (ru) |
| AU (1) | AU2010355268B2 (ru) |
| CA (1) | CA2796911C (ru) |
| EA (1) | EA025004B1 (ru) |
| MX (1) | MX2012012854A (ru) |
| WO (1) | WO2011159307A1 (ru) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9416652B2 (en) | 2013-08-08 | 2016-08-16 | Vetco Gray Inc. | Sensing magnetized portions of a wellhead system to monitor fatigue loading |
| CN103556977B (zh) * | 2013-10-27 | 2016-01-13 | 长江大学 | 一种多层分注管柱通过性分析方法 |
| CN108729911A (zh) * | 2017-04-24 | 2018-11-02 | 通用电气公司 | 用于资源生产系统的优化装置、系统和方法 |
| US11416650B2 (en) | 2017-06-16 | 2022-08-16 | Landmark Graphics Corporation | Optimized visualization of loads and resistances for wellbore tubular design |
| CN109555512A (zh) * | 2017-09-26 | 2019-04-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 套管所受应力的计算方法和装置 |
| US11162356B2 (en) | 2019-02-05 | 2021-11-02 | Motive Drilling Technologies, Inc. | Downhole display |
| CA3133783A1 (en) | 2019-03-18 | 2020-09-24 | Magnetic Variation Services, Llc | Steering a wellbore using stratigraphic misfit heat maps |
| US11946360B2 (en) | 2019-05-07 | 2024-04-02 | Magnetic Variation Services, Llc | Determining the likelihood and uncertainty of the wellbore being at a particular stratigraphic vertical depth |
| US11287788B2 (en) | 2019-06-27 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Field development optimization through direct rig equipment control |
| US11118422B2 (en) * | 2019-08-28 | 2021-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Automated system health check and system advisor |
| WO2021194475A1 (en) | 2020-03-24 | 2021-09-30 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for borehole tubular design |
| CN112966023B (zh) * | 2021-03-12 | 2024-06-14 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种井筒的完整性预判方法 |
| CN114036703B (zh) * | 2021-04-23 | 2024-06-18 | 西南石油大学 | 一种盐膏岩层深井石油套管强度分析方法 |
| CN113283069B (zh) * | 2021-05-18 | 2022-10-14 | 长江大学 | 一种钻井套管可靠性预测方法及系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7412368B2 (en) * | 2004-11-15 | 2008-08-12 | Landmark Graphics Corporation | Methods and computer-readable media for determining design parameters to prevent tubing buckling in deviated wellbores |
| US20080289875A1 (en) * | 2004-09-03 | 2008-11-27 | The Robert Gordon University | Method and System for the Design of an Oil Well |
| US20090319243A1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-12-24 | Terratek, Inc. | Heterogeneous earth models for a reservoir field |
| US7653488B2 (en) * | 2007-08-23 | 2010-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Determination of point of sand production initiation in wellbores using residual deformation characteristics and real time monitoring of sand production |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6612382B2 (en) * | 1996-03-25 | 2003-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making |
| US6354373B1 (en) * | 1997-11-26 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing for a well bore hole and method of expanding |
| AU2002303481A1 (en) * | 2001-04-24 | 2002-11-05 | Shell Oil Company | In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons |
| US7181380B2 (en) * | 2002-12-20 | 2007-02-20 | Geomechanics International, Inc. | System and process for optimal selection of hydrocarbon well completion type and design |
| RU2321064C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2008-03-27 | Мурманский государственный технический университет | Способ построения обратимой трехмерной гидродинамической модели земли, калибруемой в реальном времени в процессе бурения |
| US7630872B2 (en) * | 2004-09-16 | 2009-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for visualizing distances between wellbore and formation boundaries |
| US7366616B2 (en) * | 2006-01-13 | 2008-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Computer-based method for while-drilling modeling and visualization of layered subterranean earth formations |
| CN101392647B (zh) | 2008-11-14 | 2012-11-21 | 北京石大联创石油新技术有限公司 | 一种适用于气体钻井的井壁稳定性预测方法 |
-
2010
- 2010-06-18 WO PCT/US2010/039156 patent/WO2011159307A1/en active Application Filing
- 2010-06-18 MX MX2012012854A patent/MX2012012854A/es active IP Right Grant
- 2010-06-18 EA EA201300032A patent/EA025004B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-06-18 AU AU2010355268A patent/AU2010355268B2/en not_active Ceased
- 2010-06-18 EP EP10853367.0A patent/EP2583214B1/en active Active
- 2010-06-18 CA CA2796911A patent/CA2796911C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-18 CN CN201080067517.2A patent/CN103262094B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-18 US US13/805,257 patent/US9689207B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080289875A1 (en) * | 2004-09-03 | 2008-11-27 | The Robert Gordon University | Method and System for the Design of an Oil Well |
| US7412368B2 (en) * | 2004-11-15 | 2008-08-12 | Landmark Graphics Corporation | Methods and computer-readable media for determining design parameters to prevent tubing buckling in deviated wellbores |
| US7653488B2 (en) * | 2007-08-23 | 2010-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Determination of point of sand production initiation in wellbores using residual deformation characteristics and real time monitoring of sand production |
| US20090319243A1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-12-24 | Terratek, Inc. | Heterogeneous earth models for a reservoir field |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2010355268B2 (en) | 2015-03-26 |
| AU2010355268A1 (en) | 2012-11-08 |
| CN103262094B (zh) | 2016-01-13 |
| CA2796911A1 (en) | 2011-12-22 |
| US9689207B2 (en) | 2017-06-27 |
| CN103262094A (zh) | 2013-08-21 |
| CA2796911C (en) | 2017-06-27 |
| MX2012012854A (es) | 2013-01-11 |
| WO2011159307A1 (en) | 2011-12-22 |
| EP2583214B1 (en) | 2019-07-17 |
| US20130166263A1 (en) | 2013-06-27 |
| EP2583214A4 (en) | 2017-10-18 |
| EP2583214A1 (en) | 2013-04-24 |
| EA201300032A1 (ru) | 2013-06-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA025004B1 (ru) | Выполняемый компьютером способ оптимизации скважины и постоянное устройство с программой, в котором реально имеются выполняемые компьютером команды для оптимизации скважины | |
| US9091141B2 (en) | Systems and methods for dynamically developing wellbore plans with a reservoir simulator | |
| RU2687668C1 (ru) | Способ и система комбинированного сопровождения процесса бурения скважины | |
| CN103959100A (zh) | 用于预测盐下井段泥浆比重窗口的增强型1-d方法 | |
| EP2973429B1 (en) | Basin-to-reservoir modeling | |
| AU2014384595B2 (en) | Estimation and monitoring of casing wear during a drilling operation using casing wear maps | |
| US20150276978A1 (en) | System, Method and Computer Program Product For Determining Placement of Perforation Intervals Using Facies, Fluid Boundaries, Geobodies and Dynamic Fluid Properties | |
| NO20161688A1 (en) | Improving well survey performance | |
| NO20180030A1 (en) | Integrated workflow for feasibility study of cuttings reinjection based on 3-d geomechanics analysis | |
| Omagbon et al. | Experiences in developing a dual porosity model of the Leyte geothermal production field | |
| Shen | Subsidence prediction and casing integrity with respect to pore-pressure depletion with 3-D finite-element method | |
| Ibekwe et al. | Magnolia casing design for compaction | |
| Sobolik | Analysis of Cavern and Well Stability at the Bryan Mound SPR Site Using the MD Salt Creep Model. | |
| Howard et al. | History, Evolution, and Future of Casing Design Theory and Practice | |
| Al-Hamad et al. | Drilling with 3d Geomechanical Modeling-Efficient Simulation Method | |
| Dymov et al. | Drilling Optimization in Achimov Horizontal Wells by Integrating Geomechanics and Drilling Practices | |
| Hollinger et al. | Transformation of Mindset-Cost-Effective Collaborative Well Engineering & Operation Delivers Record Horizontal Appraisal Well in the Barents | |
| Kristiansen | Well Design Changes Extend Well Life in Subsiding Overburden at Valhall From 7 to 24 Years | |
| Chowdhury et al. | Mechanical borehole stability analysis using phase2 | |
| Das et al. | A model for well reliability analysis throughout the life of a well using barrier engineering and performance | |
| Rommetveit et al. | Experiences from use of a Managed Pressure Drilling & ECD Management System during drilling of a challenging HPHT well | |
| Kristiansen et al. | 60 Days Ahead of Schedule—Reducing Drilling Risk at Valhall Using Computational Geomechanics | |
| Glebov et al. | Drilling record ERD wells at Yamal region | |
| Abou-Sayed et al. | Modeling of reservoir compaction and casing integrity evaluation using reservoir simulation | |
| Lian et al. | A 3D Simulation Technology for the Dynamic Process of Pipe String Tripping in Borehole |
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 RU |