NO341156B1 - System, fremgangsmåte og datamaskinlesbart medium for å gjennomføre en boreoperasjon for et oljefelt - Google Patents

Description

KRYSSREFERANSE TIL BESLEKTET SØKNAD

[0001] Denne søknaden tar prioritet, i henhold til 35 U.S.C. § 119(e), fra innleveringsdatoen til U.S.-patentsøknaden 61/014,417 med tittelen "METHOD AND SYSTEM FOR OILFIELD WELL PLANNING AND OPERATION", innlevert 17. desember 2007, som med dette inntas som referanse i sin helhet.

BAKGRUNN

[0002] Oljefeltoperasjoner, så som kartlegging, boring, kabelført testing, komplettering, produksjon, planlegging og analyse av oljefelter, blir typisk utført for å lokalisere og utvinne verdifulle brønnfluider. Forskjellige aspekter ved oljefeltet og dets tilhørende operasjoner er vist i figurene 1.1-1.4. Som vist i figur 1.1 blir kartlegging ofte utført med bruk av akkvisisjonsmetoder, så som seismiske avsøkere eller kartleggingsenheter for å generere avbildninger av undergrunnsformasjoner. Disse formasjonene blir ofte analysert for å bestemme tilstedeværelse av verdier i undergrunnen, så som verdifulle fluider eller mineraler. Denne informasjonen anvendes for å vurdere undergrunnsformasjonene og peke ut de formasjonene som inneholder de ønskede undergrunnsverdiene. Denne informasjonen kan også anvendes for å avgjøre om formasjonene har egenskaper egnet til å lagre fluider. Data innhentet gjennom akkvisisjonsmetodene kan bli evaluert og analysert for å avgjøre om slike verdifulle elementer forefinnes, og om de er rimelig tilgjengelige.

[0003] Som vist i figur 1.2-1.4 kan ett eller flere brønnfelter være plassert langs undergrunnsformasjonene for å utvinne verdifulle fluider fra

undergrunnsreservoarene. Brønnfeltene er utstyrt med verktøy som er i stand til å lokalisere og trekke ut hydrokarboner, så som olje og gass, fra undergrunnsreservoarene. Som vist i figur 1.2 blir boreverktøy typisk utplassert fra olje- og gassriggene og ført innover i jorden langs en borebane for å finne reservoarer som inneholder de verdifulle undergrunnsfluidene. Fluid, så som boreslam eller andre borefluider, blir pumpet ned brønnhullet (eller borehullet) gjennom boreverktøyet og ut borekronen. Borefluidet strømmer gjennom ringrommet mellom boreverktøyet og brønnhullet og opp til overflaten, og fører bort undergrunnsfragmenter løsgjort under boring. Borefluidene returnerer

borekaksen til overflaten, og forsegler brønnboringsveggen og hindrer at fluid i den omkringliggende jorden kommer inn i brønnhullet og forårsaker en "utblåsning".

[0004] Under boreoperasjonen kan boreverktøyet gjøre målinger nedihulls for å undersøke nedihullsforhold. Boreverktøyet kan anvendes for å ta kjerneprøver i undergrunnsformasjoner. I noen tilfeller, som vist i figur 1.3, blir boreverktøyet fjernet og et kabelført verktøy blir ført inn i brønnhullet for å gjøre ytterligere brønntester, så som logging eller prøvetaking. Stålforingsrør kan bli kjørt inn i brønnen til et ønsket dyp og sementert på plass langs brønnboringsveggen. Boringen kan fortsette inntil det ønskede totale dypet er nådd.

[0005] Etter at boreoperasjonen er avsluttet, kan brønnen bli klargjort for produksjon. Som vist i figur 1.4 blir brønnkompletteringsutstyr ført inn i brønnhullet for å komplettere brønnen i forberedelse til produksjon av fluid. Fluid tillates så å strømme fra nedihullsreservoarer, inn i brønnhullet og ut til overflaten. Produksjonsanlegg settes opp på overflaten for å samle inn hydrokarbonene fra brønnfeltet/-feltene. Fluid som produseres fra undergrunnsreservoaret/- reservoarene, går til produksjonsanleggene via transportmekanismer, så som produksjonsrør. Forskjellig utstyr kan være utplassert rundt om på oljefeltet for å overvåke oljefeltparametre, for å manipulere oljefeltoperasjoner og/eller for å separere og lede fluider fra brønnene. Overflateutstyr og kompletteringsutstyr kan også bli anvendt for å pumpe inn fluider i et reservoar enten for lagring eller på strategiske punkter for å øke produksjonen fra reservoaret.

[0006] Under oljefeltoperasjoner blir typisk data samlet inn for analyse og/eller overvåkning av oljefeltoperasjonene. Slike data kan for eksempel omfatte data om undergrunnsformasjonen, utstyrsdata, historiske data og/eller andre data. Data vedrørende undergrunnsformasjonen blir samlet inn med bruk av forskjellige kilder. Slike formasjonsdata kan være statiske eller dynamiske. Statiske data vedrører for eksempel formasjoners oppbygning og geologisk stratigrafi som definerer de geologiske strukturene i undergrunnsformasjonen. Dynamiske data vedrører for eksempel fluider som strømmer gjennom de geologiske strukturene i undergrunnsformasjonen som funksjon av tid. Slike statiske og/eller dynamiske data kan bli samlet inn for å finne ut mer om formasjonene og verdiene inneholdt i disse.

[0007] Kilder som anvendes for å samle inn statiske data kan være seismikkverktøy, så som en seismikkbil som sender kompresjonsbølger inn i undergrunnen som vist i figur 1.1. Signaler fra disse bølgene blir behandlet og tolket for å karakterisere endringer i anisotropi- og/eller elastisitetsegenskapene, så som hastighet og tetthet, i den geologiske formasjonen på forskjellige dyp. Denne informasjonen kan anvendes for å generere grunnleggende strukturelle avbildninger av undergrunnsformasjonen. Andre statiske målinger kan bli samlet inn med bruk av borehullsmålinger, for eksempel kjerneprøvetakings- og brønnloggingsmetoder. Kjerneprøver kan anvendes for å ta fysiske prøver av formasjonen på forskjellige dyp som vist i figur 1.2. Brønnlogging involverer innsetting av et brønnverktøy i brønnhullet for å samle inn forskjellige borehullsparametre, så som tetthet, resistivitet, etc, på forskjellige dyp. Slik brønnlogging kan for eksempel bli utført med bruk av boreverktøyet i figur 1.2 og/eller det kabelførte verktøyet i figur 1.3. Når brønnen er boret og komplettert, strømmer fluid til overflaten gjennom produksjonsrør og annet kompletteringsutstyr som vist i figur 1.4. Mens fluid strømmer til overflaten kan forskjellige dynamiske mål, så som fluidstrømningsmengder, trykk og sammensetning, bli overvåket. Disse parametrene kan anvendes for å bestemme forskjellige egenskaper ved undergrunnsformasjonen.

[0008] Følere kan være utplassert rundt om på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner. For eksempel kan følere i boreutstyret overvåke boreforhold, følere i brønnhullet overvåke fluidsammensetning, følere anordnet langs strømningsbanen overvåke strømningsmengder og følere ved behandlingsanlegget overvåke produserte fluider. Andre følere kan være tilveiebragt for å overvåke nedihullsforhold, overflateforhold, utstyrsforhold eller andre forhold. Slike forhold kan vedrøre typen utstyr på brønnfeltet, driftsoppsettet, formasjonsparametre eller andre variabler knyttet til oljefeltet. De overvåkede dataene anvendes ofte for å ta beslutninger på forskjellige steder på oljefeltet til forskjellige tider. Data innsamlet av disse følerne kan bli analysert og behandlet ytterligere. Data kan bli samlet inn og anvendt for pågående eller fremtidige operasjoner. Når de anvendes for fremtidige operasjoner på samme sted eller andre steder, kan slike data noen ganger bli referert til som historiske data.

[0009] Dataene kan anvendes for å predikere nedihullsforhold og ta beslutninger vedrørende oljefeltoperasjoner. Slike beslutninger kan omfatte brønnplanlegging, brønnutpeking, brønnkompletteringer, arbeidsnivåer, produksjonsmengder og andre operasjoner og/eller driftsparametere. Denne informasjonen anvendes ofte for å bestemme når en skal bore nye brønner, rekomplettere eksisterende brønner eller endre produksjon fra brønnhull. Oljefeltforhold, så som geologiske, geofysiske og reservoartekniske egenskaper, kan påvirke oljefeltoperasjoner, så som risikoanalyse, økonomisk vurdering og mekaniske betraktninger for produksjon fra undergrunnsreservoarer.

[0010] Data fra én eller flere brønnhull kan bli analysert for å planlegge eller predikere forskjellige utfall for en gitt brønnboring. I noen tilfeller kan data fra tilstøtende brønnhull eller brønnhull med tilsvarende forhold eller utstyr, anvendes for å predikere hvordan en brønn vil yte. Det er normalt et stort antall variabler og store mengder data å ta hensyn til ved analyse av oljefeltoperasjoner. Det er derfor ofte nyttig å modellere oppførselen til oljefeltoperasjonen for å bestemme de ønskede tiltak. Under pågående operasjoner kan driftsparametrene bli justert etter hvert som forholdene på oljefeltet endrer seg og ny informasjon mottas.

US 2005/0267719 A1 beskriver et system og fremgangsmåte for optimalisering av ytelsen til en boreanordning som benytter brønnlogger og boreparametere fra flere sidebrønner lokalisert i nærheten av lokaliteten av et ønsket borehull.

OPPSUMMERING

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et system for å gjennomføre en boreoperasjon for et oljefelt,

karakterisert vedat det omfatter:

et boresystem for å drive et boreverktøy innover i en undergrunnsformasjon;

et lager som lagrer:

flere kartleggingsfaktorer for minst ett brønnfelt på oljefeltet og flere borefaktorer svarende til minst én seksjon av en planlagt borebane for det minst ene brønnfeltet, hvori de flere kartleggingsfaktorene omfatter analogbrønndata for flere analogbrønner og sidebrønndata for flere sidebrønner; og

en prosessor og minne som lagrer instruksjoner som når de eksekveres av prosessoren omfatter funksjonalitet for å: identifisere en sidebrønn av de flere sidebrønnene, sidebrønnen boret nær ved det minst ene brønnfeltet for å oppnå en første del av brønndata av sidebrønndataene;

identifisere en analogbrønn av de flere analogbrønnene basert på de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, idet analogbrønnen omfatter en lignende tilstand som det minst ene brønnfeltet, hvori den lignende tilstanden er relatert til en valgt fra en gruppe bestående av litologi, formasjonsstruktur, utstyr som anvendes, grunnleggende geometri, og brønntype av det minst ene brønnfeltet;

oppnå den første delen av brønndata assosiert med sidebrønnen;

oppnå en andre del av brønndata fra analogbrønndataene assosiert med analogbrønnen;

utforme en boremodell for hvert av nevnte minst ene brønnfelt basert på de flere kartleggingsfaktorene, de flere borefaktorene, den første delen av brønndata, og den andre delen av brønndata; og

selektivt tilpasse boremodellen med henblikk på flere borescenarier for å generere en optimal boreplan.

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte ved gjennomføring av en boreoperasjon for et oljefelt, der oljefeltet har et boresystem for å drive et boreverktøy innover i en undergrunnsformasjon,

karakterisert vedat den omfatter det å:

bestemme flere kartleggingsfaktorer for minst ett brønnfelt på oljefeltet, hvori de flere kartleggingsfaktorene omfatter analogbrønndata for flere analogbrønner og sidebrønndata for flere sidebrønner;

bestemme flere borefaktorer svarende til minst én seksjon av en planlagt borebane for det minst ene brønnfeltet;

identifisere en sidebrønn av de flere sidebrønnene, sidebrønnen boret nær ved det minst ene brønnfeltet for å oppnå en første del av brønndata av sidebrønndataene;

identifisere en analogbrønn av de flere analogbrønnene basert på de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, idet analogbrønnen omfatter en lignende tilstand som det minst ene brønnfeltet, hvori den lignende tilstanden er relatert til en valgt fra en gruppe bestående av litologi, formasjonsstruktur, utstyr som anvendes, grunnleggende geometri, og brønntype av det minst ene brønnfeltet;

oppnå den første delen av brønndata assosiert med sidebrønnen;

oppnå en andre del av brønndata fra analogbrønndataene assosiert med analogbrønnen;

utforme en boremodell for hvert av nevnte minst ene brønnfelt basert på de flere kartleggingsfaktorene, de flere borefaktorene, den første delen av brønndata, og den andre delen av brønndata;

samle inn sanntids boredata for å generere en predikert boreytelse basert på boremodellen;

bestemme en målt boreytelse med bruk av sanntids boredata; og

selektivt tilpasse boremodellen for å generere en tilpasset boremodell i sanntid ved å sammenlikne den målte boreytelsen med den predikerte boreytelsen.

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer videre et datamaskinlesbart medium som lagrer instruksjoner for å utføre en boreoperasjon for et oljefelt,karakterisert vedat instruksjonene omfatter funksjonalitet for å: bestemme flere kartleggingsfaktorer for minst ett brønnfelt på oljefeltet, hvori de flere kartleggingsfaktorene omfatter analogbrønndata for flere analogbrønner og sidebrønndata for flere sidebrønner;

bestemme flere borefaktorer svarende til minst én seksjon av en planlagt borebane for det minst ene brønnfeltet;

identifisere en sidebrønn av de flere sidebrønnene, sidebrønnen boret nær ved det minst ene brønnfeltet for å oppnå en første del av brønndata av sidebrønndataene;

identifisere en analogbrønn av de flere analogbrønnene basert på de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, idet analogbrønnen omfatter en lignende tilstand som det minst ene brønnfeltet, hvori den lignende tilstanden er relatert til en valgt fra en gruppe bestående av litologi, formasjonsstruktur, utstyr

som anvendes, grunnleggende geometri, og brønntype av det minst ene brønnfeltet;

oppnå den første delen av brønndata assosiert med sidebrønnen;

oppnå en andre del av brønndata fra analogbrønndataene assosiert med analogbrønnen;

utforme en boremodell for hvert av nevnte minst ene brønnfelt basert på de flere kartleggingsfaktorene, de flere borefaktorene, den første delen av brønndata, og den andre delen av brønndata;

drive inn et boreverktøy i en undergrunnsformasjon på oljefeltet i henhold til boremodellen;

samle inn sanntids boredata fra boreverktøyet;

frembringe en riggstatus for en rigg der boreverktøyet befinner seg; og analysere ytelsen til boreverktøyet i sanntid basert på riggstatusen.

Ytterligere utførelsesformer av systemet, fremgangsmåten og det datamaskinlesbare medium fremgår av de uselvstendige patentkrav.

[0011] Det beskrives et system for å gjennomføre en boreoperasjon for et oljefelt. Systemet omfatter et boresystem for å drive et boreverktøy innover i en undergrunnsformasjon, et lager som lagrer flere kartleggingsfaktorer for minst ett brønnfelt på oljefeltet og flere borefaktorer svarende til minst én seksjon av en planlagt bane for det minst ene brønnfeltet, en prosessor og minne som lagrer instruksjoner når de eksekveres av prosessoren. Instruksjonene omfatter funksjonalitet for å sette opp en boremodell for hvert av det minst ene brønnfeltet basert på de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene og selektivt justere boremodellen med henblikk på flere borescenarier for å generere en optimal boreplan.

[0012] Andre aspekter ved oppfinnelsen vil tydeliggjøres av den følgende beskrivelsen og de vedføyde kravene.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

[0013] For at de ovenfor beskrevne trekk ved oljefelt brønnplanlegging og drift skal forstås i detalj, er en mer konkret beskrivelse av oppfinnelsens oljefelt brønnplanlegging og drift, som kort oppsummert over, gitt under henvisning til utførelsesformene av denne som er illustrert i de vedlagte figurene. Det skal imidlertid bemerkes at de vedlagte figurene kun illustrerer typiske utførelsesformer av oljefelt brønnplanlegging og drift, og derfor ikke skal forstås som en begrensning av dens ramme, ettersom oppfinnelsens oljefelt brønnplanlegging og drift kan realiseres i andre like virkningsfulle utførelser.

[0014] Figurene 1.1-1.4 viser skjematisk et oljefelt med undergrunnsstrukturer som inneholder reservoarer, mens forskjellige oljefeltoperasjoner blir utført på oljefeltet.

[0015] Figurene 2.1-2.4 viser grafiske fremstillinger av data samlet inn henholdsvis av verktøyene i figurene 1A-D.

[0016] Figur 3 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et oljefelt med flere datainnsamlingsverktøy utplassert på forskjellige steder innenfor oljefeltet for å samle inn data fra undergrunnsformasjonene.

[0017] Figur 4 viser en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av en boreoperasjon på et oljefelt.

[0018] Figur 5.1 er et skjematisk diagram som viser retningsbestemt boring av en brønn i flere seksjoner.

[0019] Figur 5.2 viser et datasystem for et verktøy for modellering av boreoperasjonen.

[0020] Figur 5.3 er et skjematisk diagram som viser antikollisjonsanalyse.

[0021] Figur 6 viser et flytdiagram av en brønndesignprosess i en boreoperasjon.

[0022] Figur 7 er et skjematisk diagram som viser et eksempel på boremodell i den scenario-baserte boreanalysen.

[0023] Figur 8.1 er et skjematisk diagram som viser en kontekstrepresentasjon i en boremodell.

[0024] Figur 8.2 er et skjematisk diagram som viser en kontekst trukket ut basert på et scenario i en boremodell.

[0025] Figur 9 er et skjematisk diagram som viser modellering av en boreoperasjon i sanntid.

[0026] Figur 10 viser et flytdiagram av en fremgangsmåte for modellering av boreoperasjoner på et oljefelt.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0027] Konkrete utførelsesformer vil nå bli beskrevet i detalj under henvisning til de vedlagte figurene. Like elementer i de forskjellige figurene er angitt med like referansenummer for å bedre oversikten.

[0028] I den følgende detaljerte beskrivelsen av utførelsesformer av oljefelt brønnplanlegging og drift er en rekke spesifikke detaljer beskrevet for å gi en mer gjennomgående forståelse. I andre tilfeller er velkjente trekk ikke beskrevet i detalj for å unngå å vanskeliggjøre forståelsen av oljefelt brønnplanlegging og drift.

[0029] Oljefelt brønnplanlegging og drift omfatter anvendelser utviklet for olje- og gassindustrien. Mer spesifikt vedrører oljefelt brønnplanlegging og drift teknologi for å utføre boreoperasjoner omfattende analyse av boreutstyr, boreforhold og andre oljefeltparametre som påvirker boreoperasjonene.

[0030] Figurene 1.1-1.4 viser forenklede, representative skjematiske skisser av et oljefelt (100) med en undergrunnsformasjon (102) som inneholder et reservoar

(104), og viser forskjellige oljefeltoperasjoner som utføres på oljefeltet (100). Figur 1.1 viseren kartleggingsoperasjon som utføres av et undersøkelsesverktøy, så som en seismikkbil (106a) for å måle egenskaper ved undergrunnsformasjonen. Kartleggingsoperasjonen er en seismisk kartleggingsoperasjon for å generere lydvibrasjoner (112). I figur 1.1 blir én slik lydvibrasjon (112) generert av en kilde

(110) og reflekteres av flere horisonter (114) i en underjordisk formasjon (116). Lydvibrasjonen(e) (112) mottas av følere (S), for eksempel geofonmottakere (118), anordnet på jordens overflate, og geofonmottakerne (118) genererer elektriske utsignaler, referert til som data mottatt (120) i figur 1.

[0031] Som reaksjon på den eller de mottatte lydvibrasjonene (112) som representerer forskjellige parametere (foreksempel amplitude og/eller frekvens) for lydvibrasjonen(e) (112), genererer geofonene (118) elektriske utsignaler som inneholder data vedrørende undergrunnsformasjonen. Dataene mottatt (120) blir forsynt som inndata til en datamaskin (122a) i seismikkbilen (106a), og basert på inndataene genererer datamaskinen (122a) seismiske utdata (124). De seismiske dataene kan bli lagret, overført eller behandlet ytterligere som ønsket, for eksempel ved datareduksjon.

[0032] Figur 1.2 viser en boreoperasjon som utføres av et boreverktøy (106b) som er opphengt fra en rigg (128) og føres innover i undergrunnsformasjonene (102) for å danne et brønnhull (136). En slamtank (130) anvendes for å trekke inn boreslam i boreverktøyet (106b) via et strømningsrør (132) for sirkulering av boreslam gjennom boreverktøyet (106b), opp brønnhullet og tilbake til overflaten. Boreverktøyet (106b) drives innover i undergrunnsformasjonene for å komme til reservoaret (104). Hver brønn kan ha ett eller flere reservoarer som mål. Boreverktøyet (106b) kan være innrettet for å måle nedihullsegenskaper med bruk av logging-under-boring-verktøy. Logging-under-boring-verktøyet (106b) kan også være innrettet for å ta en kjerneprøve (133) som vist, eller bli fjernet slik at en kjerneprøve (133) kan tas med bruk av et annet verktøy.

[0033] En overflateenhet (134) anvendes for å kommunisere med boreverktøyet (106b) og/eller virksomhet utenfor feltet. Overflateenheten (134) er i stand til å kommunisere med boreverktøyet (106b) for å sende kommandoer til boreverktøyet og for å motta data fra dette. Overflateenheten (134) kan være utstyrt med dataanordninger for å motta, lagre, behandle og/eller analysere data fra oljefeltet

(100). Overflateenheten (134) samler inn data generert under boreoperasjonen og genererer utdata (135) som kan bli lagret eller sendt ut. Dataanordninger, så som de til overflateenheten (134), kan være utplassert på forskjellige steder rundt om på oljefeltet (100) og/eller på fjerne steder.

[0034] Følere (S), for eksempel måleinstrumenter, kan være utplassert rundt om på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner som beskrevet over. Som vist er følere (S) utplassert på ett eller flere steder i boreverktøyene og/eller på riggen for å måle boreparametre, så som borkronetrykk, borekronemoment, trykk, temperaturer, strømningsmengder, sammensetninger, rotasjonshastighet og/eller andre aktuelle parametere for oljefeltoperasjonen. Følere kan også være utplassert på ett eller flere steder i sirkuleringssystemet.

[0035] Dataene innhentet av følerne (S) kan bli samlet inn av overflateenheten

(134) og/eller andre datainnsamlingskilder for analyse eller annen behandling. Dataene samlet inn av følerne (S) kan anvendes alene eller sammen med andre data. Dataene kan bli samlet i én eller flere databaser og/eller overført innenfor eller til utenfor feltet. Alle eller valgte deler av dataene kan selektivt bli anvendt for å analysere og/eller predikere oljefeltoperasjoner i den pågående og/eller andre brønnhull. Dataene kan være historiske data, sanntidsdata eller kombinasjoner av dette. Sanntidsdataene kan bli anvendt i sanntid eller lagret for senere bruk. Dataene kan også bli kombinert med historiske data eller andre innmatinger for ytterligere analyse. Dataene kan bli lagret i separate databaser eller samlet i én enkelt database.

[0036] Datautmatinger fra de forskjellige følerne (S) utplassert rundt om på oljefeltet kan bli behandlet for bruk. Dataene kan være historiske data, sanntidsdata eller kombinasjoner av dette. Sanntidsdataene kan bli anvendt i sanntid eller lagret for senere bruk. Dataene kan også bli kombinert med historiske data eller andre innmatinger for ytterligere analyse. Dataene kan bli lagret i separate databaser eller samlet i én enkelt database.

[0037] De innsamlede dataene kan anvendes for å utføre analyse, så som modelleringsoperasjoner. For eksempel kan de seismiske utdataene anvendes for å utføre geologisk, geofysisk og/eller reservoarteknisk modellering. Reservoar-, brønnborings-, overflate- og/eller prosessdataene kan anvendes for å utføre reservoarsimuleringer, brønnboringssimuleringer og geologiske, geofysiske eller andre simuleringer. Utdataene fra oljefeltoperasjonen kan bli generert direkte fra følerne (S) eller etter en forbehandling eller modellering. Disse utdataene kan tjene som inndata for ytterligere analyse.

[0038] Dataene blir samlet inn og lagret på overflateenheten (134). Én eller flere overflateenheter (134) kan være utplassert på oljefeltet (100), eller fjernforbundet med dette. Overflateenheten (134) kan være én enkelt enhet eller et sammensatt nettverk av enheter som anvendes for å utføre de nødvendige datastyringsfunksjonene på oljefeltet (100). Overflateenheten (134) kan være et manuelt eller automatisk system. Overflateenheten (134) kan betjenes og/eller justeres av en bruker.

[0039] Overflateenheten (134) kan være utstyrt med en sender/mottaker-enhet

(137) for å muliggjøre kommunikasjon mellom overflateenheten (134) og forskjellige deler av oljefeltet (100) eller andre steder. Overflateenheten (134) kan også være utstyrt med eller funksjonelt koblet til én eller flere styringsenheter for aktuatormekanismer på oljefeltet (100). Overflateenheten (134) kan da sende kommandosignaler til oljefeltet (100) som reaksjon på mottatte data. Overflateenheten (134) kan motta kommandoer via sender/mottaker-enheten, eller kan selv sende kommandoer til styringsenheten. En prosessor kan være tilveiebragt for å analysere dataene (lokalt eller fjernt) og foreta beslutninger og/eller aktivere styringsenheten. På denne måten kan oljefeltet (100) selektivt bli regulert basert på de innsamlede dataene. Denne metoden kan anvendes for å optimalisere deler av oljefeltoperasjonen, så som styring av boreprosessen, borkronetrykk, pumpemengder eller andre parametre. Disse justeringene kan bli gjort automatisk basert på en dataprotokoll og/eller manuelt av en operatør. I noen tilfeller kan brønnplaner bli justert for å velge optimale driftsforhold, eller for å unngå problemer.

[0040] Figur 1.3 viser en kabeloperasjon som utføres av et kabelført verktøy (106c) opphengt fra riggen (128) og inn i brønnhullet (136) i figur 1.2. Det kabelførte verktøyet (106c) kan være innrettet for innkjøring i et brønnhull (136) for å generere brønnlogger, foreta brønntester og/eller innhente prøver. Det kabelførte verktøyet (106c) kan anvendes for å tilveiebringe en annen fremgangsmåte og anordning for å utføre en seismisk kartleggingsoperasjon. Det kabelførte verktøyet (106c) i figur 1.3 kan for eksempel innbefatte en eksplosiv, radioaktiv, elektrisk eller akustisk energikilde (144) som sender ut og/eller mottar elektriske signaler til/fra de omkringliggende undergrunnsformasjonene (102) og fluider i disse.

[0041] Det kabelførte verktøyet (106c) kan for eksempel være operativt koblet til geofonene (118) lagret i datamaskinen (122a) i seismikkbilen (106a) i figur 1.1. Det kabelførte verktøyet (106c) kan også forsyne data til overflateenheten (134). Overflateenheten samler inn data generert under kabeloperasjonen og genererer utdata 135 som kan bli lagret eller sendt ut. Det kabelførte verktøyet (106c) kan bli utplassert ved forskjellige dyp i brønnhullet (136) for å tilveiebringe en kartlegging av eller annen informasjon vedrørende undergrunnsformasjonen.

[0042] Følere (S), for eksempel måleinstrumenter, kan være utplassert rundt om på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner som beskrevet over. Som vist er føleren S anordnet i det kabelførte verktøyet for å måle nedihullsparametre, for eksempel relatert til porøsitet, permeabilitet, fluidsammensetning og/eller andre parametere knyttet til oljefeltoperasjonen.

[0043] Figur 1.4 viser en produksjonsoperasjon som utføres av et produksjonsverktøy (106d) innkjørt fra en produksjonsenhet eller et ventiltre (129) inn i det kompletterte brønnhullet (136) i figur 1C for å trekke fluid fra nedihullsreservoarene til overflateanleggene (142). Fluid strømmer fra reservoaret

(104) gjennom perforeringer i foringsrøret (ikke vist) og inn i produksjonsverktøyet (106d) i brønnhullet (136), og videre til overflateanleggene (142) via et samlenettverk (146).

[0044] Følere (S), for eksempel måleinstrumenter, kan være utplassert rundt om på oljefeltet for å samle inn data vedrørende forskjellige oljefeltoperasjoner som beskrevet over. Som vist kan føleren (S) være anordnet i produksjonsverktøyet (106d) eller tilhørende utstyr, så som ventiltreet, samlenettverket, overflateanleggene og/eller produksjonsanlegget, for å måle fluidparametre, så som fluidsammensetning, strømningsmengder, trykk, temperaturer og/eller andre parametere knyttet til produksjonsoperasjonen.

[0045] Selv om forenklede brønnfelter er vist, vil det forstås at oljefeltet kan dekke områder på land, til havs og/eller over vann der ett eller flere brønnfelter er dannet. Produksjon kan også omfatte injeksjonsbrønner (ikke vist) for økt utvinning. Ett eller flere oppsamlingsanlegg kan være operativt forbundet med ett eller flere av brønnfeltene for selektivt å samle inn brønnfluider fra brønnfeltet/-feltene.

[0046] Selv om figurene 1.2-1.4 viser verktøy som anvendes for å måle egenskaper ved et oljefelt (100), vil det forstås at verktøyene kan anvendes i forbindelse med operasjoner andre steder enn på oljefelt, så som gruver, akvifere formasjoner, magasiner eller andre undergrunnsanlegg. Videre, selv om bestemte datainnsamlingsverktøy er vist, vil det forstås at forskjellige måleverktøy som er i stand til å avføle parametre, så som seismisk toveis gangtid, tetthet, resistivitet, produksjonsmengde, etc, for undergrunnsformasjonen og/eller dens geologiske formasjoner, kan anvendes. Forskjellige følere (S) kan være utplassert i forskjellige posisjoner langs brønnhullet og/eller dataovervåkingsverktøyene for å samle inn og/eller overvåke ønskede data. Andre datakilder kan også være anordnet på fjerne steder.

[0047] Oljefeltet i figurene 1.1-1.4 er ment å gi en kort beskrivelse av et eksempel på oljefelt som kan anvendes med oljefelt brønnplanlegging og drift. En del av, eller hele, oljefeltet (100) kan befinne seg på land og/eller til sjøs. Videre, selv om ett enkelt oljefelt beliggende på ett enkelt sted er vist, kan oljefelt brønnplanlegging og drift anvendes med en hvilken som helst kombinasjon av ett eller flere oljefelter

(100), ett eller flere behandlingsanlegg og ett eller flere brønnfelter.

[0048] Figurene 2.1-2.4 er grafiske fremstillinger av eksempler på data henholdsvis samlet inn av verktøyene i figurene 1.1-1.4. Figur 2.1 viseren seismisk trase (202) av undergrunnsformasjonen i figur 1.1 tatt av seismikkbilen (106a). Den seismiske trasen kan anvendes for å frembringe data, for eksempel en toveis respons over en tidsperiode. Figur 2.2 viser en kjerneprøve (133) tatt av boreverktøyet (106b). Kjerneprøven kan anvendes for å frembringe data, for eksempel en graf av tettheten, porøsiteten, permeabiliteten eller en annen fysisk egenskap ved kjerneprøven (133) over kjernens lengde. Tester for å bestemme tetthet og viskositet kan bli gjort på fluidene i kjernen under varierende trykk og temperaturer. Figur 2.3 viser en brønnlogg (204) av undergrunnsformasjonen i figur 1.3 tatt av det kabelførte verktøyet (106c). Kabelloggen tilveiebringer typisk en resistivitetsmåling eller en annen måling i formasjonene ved forskjellige dyp. Figur 2.4 viser en produksjonsnedgangskurve eller -graf (206) for fluid som strømmer gjennom undergrunnsformasjonen i figur 1.4 målt ved overflateanleggene (142). Produksjonsnedgangskurven (206) gir typisk produksjonsmengden Q som funksjon av tid t.

[0049] De respektive grafene i figurene 2.1-2.3 viser eksempler på statiske målinger som kan beskrive informasjon om den fysiske beskaffenheten til formasjonen og reservoarene i denne. Disse målingene kan bli analysert for bedre å definere egenskapene til formasjonen(e) og/eller bestemme nøyaktigheten av målingene og/eller for feilsjekking. Diagrammene fra hver av de respektive målingene kan bli sammenstilt og skalert for sammenlikning og verifikasjon av egenskapene.

[0050] Figur 2.4 viser et eksempel på dynamisk måling av fluidegenskapene gjennom brønnhullet. Etter hvert som fluidet strømmer gjennom brønnhullet blir det tatt målinger av fluidegenskaper, så som strømningsmengder, trykk, sammensetning, etc. Som beskrevet nedenfor kan de statiske og dynamiske målingene bli analysert og anvendes for å lage modeller av undergrunnsformasjonen for å bestemme dens beskaffenhet. Tilsvarende målinger kan også anvendes for å måle endringer i formasjonsaspekter over tid.

[0051] Figur 3 er en skjematisk skisse, delvis i tverrsnitt, av et oljefelt (300) med datainnsamlingsverktøy (302a), (302b), (302c) og (302d) anordnet på forskjellige steder langs oljefeltet for å samle inn data for en undergrunnsformasjon (304). Datainnsamlingsverktøyene (302a-302d) kan være de samme som datainnsamlingsverktøyene (106a-106d) henholdsvis i figurene 1.1-1.4, eller andre (ikke vist). Som vist genererer datainnsamlingsverktøyet (302a-302d) respektive datadiagrammer eller målinger (308a-308d). Disse datadiagrammene vises langs oljefeltet for å anskueliggjøre dataene generert av forskjellige operasjoner.

[0052] Datadiagrammene (308a-308c) er eksempler på statiske datadiagrammer som kan bli generert henholdsvis av datainnsamlingsverktøyene (302a-302d). Det statiske datadiagrammet (308a) er seismisk toveis responstid og kan være tilsvarende som den seismiske trasen (202) i figur 2.1. Det statiske diagrammet (308b) er kjerneprøvedata målt fra en kjerneprøve av formasjonen (304), tilsvarende kjerneprøven (133) i figur 2.2. Det statiske datadiagrammet (308c) er en loggingstrase, tilsvarende brønnloggen (204) i figur 2.3. Produksjonsnedgangskurven eller -grafen (308d) er et dynamisk datadiagram av fluidstrømningsmengden som funksjon av tid, tilsvarende grafen (206) i figur 2.4. Andre data kan også bli samlet inn, så som historiske data, brukerinnmatinger, finansiell informasjon og/eller andre måledata og andre aktuelle parametere.

[0053] Undergrunnsformasjonen (304) omfatter flere geologiske formasjoner (306a-306d). Som vist har strukturen har flere formasjoner eller lag, omfattende et skiferlag (306a), et karbonatlag (306b), et skiferlag (306c) og et sandlag (306d). En bruddlinje (307) går gjennom lagene (306a, 306b). Det statiske datainnsamlingsverktøyet kan være innrettet for å ta målinger og bestemme formasjonenes beskaffenhet.

[0054] Selv om en spesifikk undergrunnsformasjon (304) med spesifikke geologiske strukturer er vist, vil det forstås at oljefeltet kan inneholde en rekke forskjellige geologiske strukturer og/eller formasjoner, som noen ganger er ekstremt komplekse. På noen steder, typisk under vannlinjen, kan fluid fylle porerom i formasjonene. Hver av måleanordningene kan anvendes for å måle egenskaper ved formasjonene og/eller deres geologiske trekk. Selv om hvert datainnsamlingsverktøy er vist på spesifikke steder i oljefeltet, vil det forstås at én eller flere typer målinger kan bli tatt på ett eller flere steder rundt om på ett eller flere oljefelter eller andre steder for sammenlikning og/eller analyse.

[0055] Figur 4 er en skjematisk skisse av et brønnfelt (400), og illustrerer en boreoperasjon, så som boreoperasjonen i figur 1B, på et oljefelt i detalj.

Brønnfeltsystemet (400) omfatter et boresystem (311) og en overflateenhet (334).

I den illustrerte utførelsesformen er et borehull (313) dannet ved rotasjonsboring på en måte som er velkjent. Fagmannen gitt denne beskrivelsen vil imidlertid forstå at foreliggende oppfinnelse også finner anvendelse i andre boremetoder enn tradisjonell rotasjonsboring (f.eks. slammotorbasert, retningsbestemt boring), og ikke er begrenset til landbaserte rigger.

[0056] Boresystemet (311) omfatter en borestreng (315) opphengt inne i borehullet

(313) med en borekrone (310) i sin nedre ende. Boresystemet (311) omfatter også den landbaserte plattform- og boretårnenheten (312) anordnet over borehullet

(313) som går gjennom en undergrunnsformasjon (F). Enheten (312) omfatter et rotasjonsbord (314), et rotasjonsrør (316), en krok (318) og en rotasjonssvivel

(319). Borestrengen (315) blir rotert av rotasjonsbordet (314), drevet av en ikke vist anordning, som griper rotasjonsrøret (316) ved den øvre enden av borestrengen. Borestrengen (315) er opphengt fra kroken (318), festet til en løpeblokk (heller ikke vist), gjennom rotasjonsrøret (316) og en rotasjonssvivel

(319) som muliggjør rotasjon av borestrengen i forhold til kroken.

[0057] Boresystemet (311) omfatter videre borefluid eller -slam (320) lagret i en slamtank (322) på brønnfeltet. En pumpe (324) forsyner borefluidet (320) til innsiden av borestrengen (315) gjennom en port i svivelen (319), slik at borefluidet strømmer nedover gjennom borestrengen (315) som angitt av retningspilen (324). Borefluidet forlater borestrengen (315) gjennom porter i borekronen (310), og sirkulerer så oppover gjennom området mellom utsiden av borestrengen og borehullsveggen, kalt ringrommet (326). På denne måten smører borefluidet borekronen (310) og fører med seg borespon fra formasjonen opp til overflaten når det returnerer til tanken (322) for resirkulering.

[0058] Borestrengen (315) omfatter videre en bunnhullsenhet (BHA), referert til generelt som (330), nær ved borekronen (310) (med andre ord, innenfor noen vektrørlengder fra borekronen). Bunnhullsenheten (330) omfatter innretninger for måling, behandling og lagring av informasjon, og for kommunikasjon med overflateenheten. Bunnhullsenheten (330) omfatter videre vektrør (328) for å utføre forskjellige andre målefunksjoner.

[0059] Følere (S) er anordnet rundt om på brønnfeltet for å samle inn data, muligens i sanntid, vedrørende driften av brønnfeltet og tilstander på brønnfeltet. Følerne (S) i figur 3 kan være de samme som følerne i figurene 1 A-D. Følerne i figur 3 kan også omfatte visuelle overvåkningstrekk eller -funksjoner, så som kameraer (ikke vist), for å tilveiebringe bilder av operasjonen. Overflatefølere eller måleinstrumenter S kan være utplassert rundt om på overflatesystemene for å frembringe informasjon om overflateenheten, så som standrørtrykk, kroklast, dybde, dreiemoment ved overflaten, rotasjonshastighet og annet. Nedihulls følere eller måleinstrumenter (S) er anordnet rundt om på boreverktøyet og/eller i brønnhullet for å frembringe informasjon om nedihullsforhold, så som borehullstrykk, borekronetrykk, borekronemoment, retning, vinkling, omdreiningshastighet for vektrør, verktøytemperatur, ringromstemperatur og verktøyorientering, blant annet. Informasjonen som samles inn av følerne og kameraene, blir sendt til de forskjellige deler av boresystemet og/eller styringsenheten på overflaten.

[0060] Boresystemet (310) er operativt koblet til overflateenheten (334) for kommunikasjon med denne. Bunnhullsenheten (330) er utstyrt med en kommunikasjonsenhet (352) som kommuniserer med overflateenheten. Kommunikasjonsenheten (352) er innrettet for å sende signaler til og motta signaler fra overflaten ved hjelp av slampulstelemetri. Kommunikasjonsenheten kan for eksempel omfatte en sender som genererer et signal, for eksempel et akustisk eller elektromagnetisk signal, som representerer de målte boreparametrene. Kommunikasjon mellom nedihulls- og overflatesystemene er illustrert som slampulstelemetri, så som den beskrevet i US-patentet 5517464 overdratt til samme som foreliggende oppfinnelse. Fagmannen vil forstå at en rekke forskjellige telemetrisystemer kan anvendes, så som kablede borerør, elektromagnetiske eller andre kjente telemetrisystemer.

[0061] Brønnhullet blir typisk boret i henhold til en boreplan som er opprettet før boring. Boreplanen foreskriver typisk utstyr, trykk, borebaner og/eller andre parametere som definerer boreprosessen for brønnfeltet. Boreoperasjonen kan da bli utført i henhold til boreplanen. Etter hvert som informasjon blir samlet inn vil imidlertid boreoperasjonen kunne avvike fra boreplanen. I tillegg kan undergrunnsforholdene endre seg mens boring eller andre operasjoner blir utført. Jordmodellen kan også bli justert etter hvert som ny informasjon blir hentet inn.

[0062] Figur 5.1 er et skjematisk diagram som viser boring av en retningsbestemt brønn i flere seksjoner. Boreoperasjonen vist i figur 5.1 omfatter et brønnfelt-boresystem (500) og et tjener- og modelleringsverktøy (520) for å aksessere fluid i mål-reservoaret (570) gjennom borehullet (550) for en deviasjonsboret brønn

(517). Brønnfelt-boresystemet (500) omfatter forskjellige elementer (f.eks. en

borestreng (512), et ringrom (513), en bunnhullsenhet (BHA) (514), et rotasjonsrør

(515), en slamtank (516), etc.) som beskrevet generelt i forbindelse med brønnfelt-boresystemet (400) (f.eks. borestreng (315), ringrom (326), bunnhullsenhet (BHA)

(330), rotasjonsrør (316), slamtank (322), etc.) i figur 3 over. Som vist i figur 5.1 kan mål-reservoaret (570), som befinner seg vekk fra (i motsetning til rett under) overflateinngangen til brønnen (517), anvende spesialverktøy eller teknikker for å sikre at borehullsbanen (550) kommer til det aktuelle stedet for mål-reservoaret

(570). For eksempel kan bunnhullsenheten (514) omfatte følere (508), et styrbart rotasjonssystem (509) og borekronen (510) for å lede boreoperasjonen mot målet under styring av et forbestemt kartleggingsprogram for å måle stedsdetaljer i brønnen. Videre kan undergrunnsformasjonen som den retningsbestemte brønnen

(517) bores gjennom, omfatte flere lag (ikke vist) med varierende sammensetning, geofysiske egenskaper og geologiske forhold. Både boreplanleggingen under brønndesignfasen og den faktiske boreoperasjonen i henhold til boreplanen i borefasen kan bli utført i flere seksjoner (f.eks. seksjoner (501), (502), (503),

(504)) svarende til de flere lagene i undergrunnsformasjonen. For eksempel kan enkelte seksjoner (f.eks. seksjonene (501) og (502)) anvende sement-(507)-forsterkede foringsrør (506) som følge av den aktuelle formasjonens sammensetning, geofysiske egenskaper og geologiske forhold.

[0063] Videre, som vist i figur 5.1, kan en overflateenhet (511) (som beskrevet generelt med hensyn til overflateenheten (334) i figur 4) være operativt koblet til brønnfelt-boresystemet (500) og tjener- og modelleringsverktøyet (520) gjennom kommunikasjonsforbindelser (518). Overflateenheten (511) kan være utstyrt med funksjonalitet for å styre og overvåke boreaktivitetene i seksjoner i sanntid gjennom kommunikasjonsforbindelsene (518). Tjener- og modelleringsverktøyet

(520) kan være utstyrt med funksjonalitet for å lagre oljefeltdata (f.eks. historiske data, faktiske data, overflatedata, undergrunnsdata, utstyrsdata, geologiske data, geofysiske data, måldata, anti-måldata, etc.) og bestemme relevante faktorer for utforming av en boremodell og lage en boreplan. Oljefeltdataene, boremodellen og boreplanen kan bli overført over kommunikasjonsforbindelsen (518) i henhold til en boreoperasjonsprosess. Kommunikasjonsforbindelsen (518) kan omfatte kommunikasjonsenheten (352) beskrevet i forbindelse med figur 4 over. Detaljer ved et eksempel på boreoperasjonsprosess er beskrevet nedenfor i forbindelse med figur 6.

[0064] Tjener- og modelleringsverktøyet (520) kan realiseres på praktisk talt en hvilken som helst type datamaskin uavhengig av plattformen som anvendes. For eksempel, som vist i figur 5.2, kan tjener- og modelleringsverktøyet (520) realiseres på et datasystem (580) som omfatter en prosessor (582), tilhørende minne (584), en lagringsanordning (586) og en rekke forskjellige andre elementer og funksjonaliteter som er vanlige i dagens datamaskiner. Datasystemet (580) kan også omfatte innmatingsanordninger, så som et tastatur (688) og en mus (590), og utmatingsanordninger, så som en dataskjerm (592). Datasystemet (580) kan være koblet til et lokalt nettverk (LAN) (594) eller et regionalt nettverk (f.eks. Internett)

(594) via en nettverksgrensesnittsforbindelse. Fagmannen vil forstå at disse innmatings- og utmatingsanordningene kan ta andre former.

[0065] Videre vil fagmannen forstå at ett eller flere elementer i ovennevnte datasystem (580) kan befinne seg andre steder og være koblet til de andre elementene over et nettverk (594). Enda videre kan oppfinnelsens oljefelt brønnplanlegging og drift realiseres på et distribuert system med flere noder, der hver komponent i oppfinnelsens oljefelt brønnplanlegging og drift kan befinne seg på en egen node innenfor det distribuerte systemet. I ett eksempel svarer noden til et datasystem. Alternativt kan noden svare til en prosessor med tilhørende fysisk minne. Noden kan alternativt svare til en prosessor med delt minne og delte ressurser. Videre kan programvareinstruksjoner for å praktisere utførelsesformer være lagret på et datamaskinlesbart medium, så som en CD, en diskett, et lagringsbånd, en fil eller en hvilken som helst annen datamaskinlesbar lagringsanordning.

[0066] Figur 5.3 er et skjematisk diagram som viser antikollisjonsanalyse. Her er brønnfeltet (500) vist som et mål-brønnfelt med en planlagt borebane (551) til et planlagt mål (570) i en brønndesignfase før den faktiske boringen av brønnfeltet

(500) vist i figur 5.1 over. Usikkerhetskjegler (552) er innlemmet i analysen for å betrakte usikkerheter under faktiske boreaktiviteter fra forskjellige faktorer, så som usikkerheter og toleranser for boreverktøy, kartleggingsprogrammer, formasjonsforhold, etc. I tillegg viser brønnfeltet (560) en sidebrønn med en avviksbane (553), en usikkerhetskjegle (554) og én eller flere usikkerhetsellipsoider (555). Sidebrønnen blir typisk boret nær ved målbrønnen for å fremskaffe informasjon (f.eks. undergrunnsgeologi, trykkregimer, etc.) for å planlegge målbrønnen. Antikollisjonsanalysen kan bli utført for å sikre minimum separasjon (556) for passende operasjoner i forskjellige aspekter ved oljefeltet.

[0067] Figur 6 er et flytdiagram som illustrerer en brønndesignprosess for en boreoperasjon omfattende trinn 601-607. Prosessen kan bli utført med bruk av tjener- og modelleringsverktøyet (520) i figur 5.1 over. Innledningsvis blir oljefeltdata (f.eks. historiske data, faktiske data, overflatedata, undergrunnsdata, utstyrsdata, geologiske data, geofysiske data, måldata, antimåldata, etc.) samlet inn (601). Oljefeltdataene kan omfatte, men er ikke begrenset til grunnleggende informasjon så som overflateposisjonen til det generelle området (f.eks. det planlagte mål-brønnfeltet (570) i figur 5.3), posisjonen til et ønsket målreservoar (f.eks. det planlagte målet (570) i figur 5.3), tilgjengelighet av rigger og annet boreutstyr, formålet med mål-brønnen (f.eks. undersøkelse, avgrensning, produksjon, injeksjon, etc), finansiell informasjon (f.eks. tilgjengelig budsjett), etc. Ytterligere oljefeltdata kan fremskaffes gjennom spørringer til en database (f.eks. en distribuert database av hvilken i hvert fall en del er innrettet i tjener- og modelleringsverktøyet (520) i figur 5.1) for å finne informasjon fra sidebrønner (f.eks. sidebrønnen (560) i figur 5.3), analogbrønner, etc. Analogbrønnene kan omfatte en brønn som utviser en eller annen likhet med den planlagte mål-brønnen, der likheten kan være knyttet til sted, litologi (f.eks. den makroskopiske beskaffenheten til mineralinnholdet, kornstørrelsen, oppbygningen, etc. til formasjonssteinen), formasjonens struktur, utstyr som anvendes, boreentreprenøren som anvendes, klienten som brønnen bores for, brønnens grunnleggende geometri og type, etc.

[0068] Når dataene er samlet inn, kan en designe foringsrør basert på analyse av de innsamlede dataene (602). Foringsrørdesignet kan bli utført i seksjoner, der det tas hensyn til de forskjellige egenskapene til og forholdene i forskjellige formasjonslag som er aktuelle i de konkrete seksjonene. Som følge av dette kan det faktiske foringsrøret bli realisert separat i seksjoner under den faktiske borefasen som vist i figur 5.1 over (f.eks. seksjoner (501), (502), (503), (504)). Generelt kan den planlagte borebanen (f.eks. (551) i figur 5.3) bli bestemt ved å betrakte foringsrørdesignet i forskjellige formasjonslag for å komme til det planlagte målet (603). Bestemmelsen av planlagt borebane kan være basert på valg av kurver som deviasjonsboreren skal følge, raske endringer i borebanen (f.eks. innlemmelse av en borehullsknekk) i spesielt buede områder langs borehullet, etc.

[0069] Etter bestemmelsen av borebane blir et kartleggingsprogram bestemt for å kartlegge borehullsbanen under faktisk boring (604). Kartleggingsprogrammet kan omfatte målinger av vinkling (f.eks. fra vertikalen) og asimut (eller kompassretning) gjort langs forskjellige steder i borehullet under boreoperasjonen for å estimere den faktiske borehullsbanen for å sikre at boreoperasjonen følger den planlagte borebanen. Kartleggingen kan for eksempel bli gjennomført med bruk av en enkel, pendelliknende måleanordning eller avanserte elektroniske akselerasjonsmålere og gyroskop, blant annet. I enkle pendelmålinger blir for eksempel posisjonen til en fritt hengende pendel i forhold til et målegitter avbildet på fotografisk film, som blir fremkalt og undersøkt når verktøyet er hentet ut fra borehullet, enten med kabel eller neste gang røret trippes ut av borehullet. Målegitteret er typisk festet til verktøyhuset for å representere gjeldende relativposisjon langs borehullsbanen. I hvert fall en del av usikkerhetskjeglen for den planlagte borebanen er et resultat av toleranser for kartleggingsutstyr og -metoder. Generelt kan kartleggingsfaktorer omfatte borebaner, målposisjon, kartleggingsmålinger og anordninger som anvendes, modell for kartleggingsfeil, usikkerhetsellipse, geomagnetisk modell og innvirkning, undersøkelsesposisjoner og tilhørende usikkerhetsellipser for side brønner, leasede linjer og mål, kartleggingsprogram, etc. Kartleggingsfaktorene kan bli bestemt basert på de innsamlede oljefeltdataene gjennom de forskjellige prosesstrinnene beskrevet over.

[0070] Videre kan antikollisjonsanalyse bli utført (605) basert på borebanedesignet og kartleggingsfaktorene som vist i figur 5.3 over. Med bruk av informasjonen over kan en boreplan bli bestemt (606). Boreplanen kan angi utstyr, trykk, borebaner og/eller andre parametere som definerer boreprosessen. Boreplanen kan omfatte planlagt borebane, kartleggingsprogram, løpesylinder, plott, etc. Som beskrevet over kan boreplanen bli bestemt individuelt for hver seksjon langs den planlagte borebanen på en måte som tar hensyn til de forskjellige formasjonslagene langs den planlagte borebanen. Mange borefaktorer kan bli tatt i betraktning ved bestemmelse av boreplanen. Borefaktorene kan omfatte seksjoner som skal bores, litologi i hver seksjon, tidligere seksjonsforhold for gjeldende seksjon, borestreng som skal anvendes, foringsrørstreng, riggtype, vanndyp og luftlommer, reologi (f.eks. elastisitet, plastisitet, viskositet, etc.) og slamegenskaper, operasjonstype, strømningsmengde, slamvekt, blokkvekt, borekronetrykk, dreiemoment på overflaten, omdreiningshastighet, egenskaper ved overflateutstyr, hullstørrelse, friksjonsfaktorer, buktning, trippingsplan, etc.

[0071] Basert på boreplanen kan bunnhullsenheten bli bygget opp (607) og hydraulikk-, dreiemoment- og motstandsanalyse utført for hver seksjon (607) for å fullføre brønndesignprosessen.

[0072] En scenariobasert boreanalysemetode er beskrevet nedenfor, som tilveiebringer funksjonalitet for å integrere de forskjellige trinnene i brønndesignprosessen for å lette vurdering av innvirkning av eventuelle endringer i oljefeltdata og/eller -parametre som betraktes i hvert trinn i brønndesignprosessen. Den scenariebaserte boreanalysemetoden kobler innmatinger til analysen, den tilhørende analysen for et scenario og utmatingene fra det analyserte scenariet i en boremodell. Eventuelle endringer i oljefeltdataene som betraktes i brønndesignfasen eller observeres i en faktisk borefase kan gi et annet scenario å analysere. Borescenariene kan bli sammenliknet og boremodellen optimeres med bruk av den scenariebaserte boreanalysemetoden.

[0073] Figur 7 er et skjematisk diagram som viser et eksempel på boremodell i den scenariebaserte boreanalysen. Generelt er det mange faktorer som må betraktes under en brønndesignprosess som beskrevet i forbindelse med figur 6 over. Faktorene kan omfatte kartleggingsfaktorer og borefaktorer. Disse faktorene (f.eks. planlagt borebane, borehullsgeometri, aktivitet, rørsammenstilling, etc.) kan bli bestemt basert på spesifikke betraktninger for å formulere mange forskjellige mulige kombinasjoner (f.eks. en kombinasjon av en spesifikk planlagt borebanekandidat, en spesifikk borehullsgeometri identifisert for den planlagte borebanen, en spesifikk aktivitet identifisert for analyse, en spesifikk rørsammenstilling valgt for aktiviteten, etc). Forskjellige analyser av disse mulige kombinasjonene kan bli utført under brønndesignprosessen for å optimalisere boreplanen. I den scenariebaserte boreanalysen omfatter et scenario en gitt kombinasjon av disse faktorene, idet analysen blir utført basert på den aktuelle kombinasjonen og den resulterende boreplanen blir generert fra analysen.

[0074] Som kan sees i figur 7 omfatter boremodellen (700) forskjellige faktorer (f.eks. borebane (701), borehullsgeometri (702), aktivitet (703)), scenario (704) og scenario-overskygginger (705). Hver av disse faktorene er vist å omfatte spesifikke elementer som tilgjengelige valg. For eksempel er disse faktorene vist å omfatte borebane "I" til "III", borehullsgeometri "A" til "C" og aktivitet "1" til "3" for hver respektive borehullsgeometri. Borescenarier "a" til "e" (også referert til her som scenarier eller scenario) er satt sammen av kombinasjoner av spesifikke elementer. For eksempel kan scenario "b" være representert av koblingen (706). For hvert scenario kan scenario-overskygginger "i" til "v" bli anvendt. For eksempel kan scenario-overskygging "iii" bli anvendt på scenario "b", som er vist som koblingen (707). En scenario-overskygging representerer et sett av faktorer som overskygges av forhåndsbestemte verdier/valg eller utelates helt. Ytterligere detaljer ved scenario-overskygging er gitt nedenfor i forbindelse med sensitivitetsanalysen.

[0075] Elementene vist i figur 7 kan representeres i boremodellen (700) ved hjelp av forskjellige datamodeller. For eksempel kan domeneobjekter med hierarkiske strukturer benyttes for å representere disse elementene i boremodellen (700). Hvert domeneobjekt kan representere én enkelt entitet (f.eks. en spesifikk borebane, en spesifikk borehullsgeometri, en spesifikk aktivitet, en spesifikk rørsammenstilling) og dens attributter. Et domeneobjekt kan omfatte andre domeneobjekter (f.eks. en seksjon av en borebane, borehullsgeometrien til en seksjon av en borebane, en delaktivitet, en komponent i rørsammenstillingen, så som en rørdel eller en borekrone, etc). Et antall domeneobjekter kan også danne et høyere-nivå domeneobjekt (f.eks. en brønn).

[0076] Som også kan sees i figur 7 omfatter scenariet (706) elementer av borebane "I", borehullsgeometri "B" og tilhørende aktivitet "2". Scenariet (706) omfatter også analysen (ikke vist) utført basert på den aktuelle kombinasjonen av disse elementene og en resulterende boreplan (ikke vist). Hvert av elementene kan omfatte initielle oljefeltdata innsamlet i (601) i prosessen beskrevet i figur 6 over. De initielle oljefeltdataene kan omfatte forskjellige komponenter av kartleggingsfaktorene og borefaktorene. For eksempel kan mange felter i et domeneobjekt som implementerer disse elementene, være besatt med disse komponentene av kartleggingsfaktorene, borefaktorene eller kombinasjoner av dette. Siden de initielle dataene ikke nødvendigvis er komplette, kan domeneobjektet ha tomme felter i sine hierarkiske strukturer. Etter hvert som analyse blir utført under brønndesignprosessen kan mellomresultater bli generert fra utmatinger fra et foregående prosesstrinn og anvendes som innmatinger til et etterfølgende prosesstrinn. Disse mellomresultatene kan anvendes for å oppdatere kartleggingsfaktorene og borefaktorene samt for å fylle de innledningsvis tomme feltene i domeneobjektet. Forskjellige scenarier kan bygges opp basert på forskjellige kombinasjoner av mulig innhold i domeneobjekt-feltene (dvs. mulige verdier for hver faktor). Scenarier kan bli sammenliknet og vurdert for å optimalisere resulterende boreplanen Scenarier kan også bli forfinet etter hvert som ytterligere inngangsfaktorer blir tilgjengelige eller bestemt og supplerende analyse blir utført.

[0077] I tillegg kan sensitivitetsanalyse bli utført for hvert scenario ved anvendelse av scenario-overskygginger. Hver av scenarie-overskyggingene "i" til "v" representerer et sett av faktorer som overskygges av forhåndsbestemte verdier/valg eller utelates helt for å utføre alternativ analyse av et scenario for å sammenlikne innvirkninger som skapes av settet av overskyggede faktorer. Sensitivitetsanalysen gir prioritetsfokuset for boremodellen slik at den kan anvendes effektivt basert på faktorer som har sterkere innvirkning på analyseresultatene. For eksempel, som vist i figur 7, kan en sensitivitetsanalyse bli utført for scenariet (706) med scenario-overskygging "iii" for å generere et nytt scenario som kombinasjonen av (706) og (707). Analysen for scenariet (706) kan bli sammenliknet med den for det nye scenariet for å gjennomføre sensitivitetsanalysen.

[0078] Selv om eksempelet gitt over omfatter spesifikke komponenter (f.eks. borebane, borehullsgeometri, aktivitet og rørsammenstilling) som elementer i boremodell-faktorene, kartleggingsfaktorene, borefaktorene og scenariet, vil fagmannen forstå at én eller flere av disse faktorene kan utelates, byttes ut eller på annen måte suppleres uten å fjerne seg fra oppfinnelsens idé.

[0079] Boremodellen (700) er vanskelig å formidle til en bruker i formatet som vist i figur 7 over. Videre kan vilkårlig kombinasjon av elementer i boremodellen (700) være et fysisk umulig scenario. Kontekst kan defineres for å representere realiserbare scenarier i boremodellen i et brukervennlig format. Figur 8.1 er et skjematisk diagram som viser kontekstrepresentasjon i en boremodell. Et potensielt realiserbart scenario i boremodellen (700) kan bli representert for en bruker som en kontekst. Kontekster er vist i figur 8.1 basert på scenario #1 (805), scenario #2 (806), scenario #3 (807) og 9" foringsrør-scenario (810), som danner et trehierarki som gjenspeiler en analyseprosess. Dette hierarkiet er vist her for å analysere forskjellige scenarier i henhold til forslag #1 for den planlagte borebanen med bruk av borehullsgeometri WBG #1 (801). Her kan den planlagte borebanen bli boret i seksjoner (802) på 27 cm (10,5 tommer). WBG-aktivitet (820) omfatter rørdelsaktiviteter (eller en rørinnsetting) anvendt for å konstruere en brønn. Et sekvensielt sett av WBG-aktiviteter (f.eks. boreseksjonsaktivitet etterfulgt av BHA-innsetting eller en sekvens av foringsrøraktiviteter) anvendes for å definere tilstanden til WBG'en i den rekkefølgen den er generert. På slutten av aktiviteten, uavhengig av rørinnsettingen modellert nedenfor aktiviteten, antas WBG-aktiviteten å være ferdig og oppbygningen er eksakt den definert i WBG-aktiviteten.

[0080] Som kan sees i figur 8.1 danner kombinasjonen av boreseksjonsaktivitet

(803) og BHA-innkjøring #1 (804) som følger den bestemte borebane-/WBA-geometrien (801) og den aktuelle seksjonen (802), og den tilhørende analysen scenario #1. Kombinasjonen av boreseksjonsaktivitet (803) og BHA-innkjøring #2

(811) som følger den bestemte borebane-/WBA-geometrien (801) og den bestemte seksjonen (802), og den tilhørende analysen, danner scenario #2. Kombinasjonen av boreseksjonsaktivitet (803) og BHA-innkjøring #2 (811) som følger den bestemte borebane-/WBA-geometrien (801) og den bestemte seksjonen (802), og den tilhørende analysen, danner scenario #3 med en scenario-overskygging. Kombinasjonen av 9" foringsrør-innkjøring (808) og foringsrør-innkjøring (809) som følger den bestemte borebane-/WBA-geometrien

(801) og den bestemte seksjonen (802), og den tilhørende analysen, danner scenario (810).

[0081] Scenariene blir følgelig presentert som kontekster for å la brukeren modellere spesifikke tilfeller for en gitt rørinnkjøring. For eksempel kan det i en BHA-innkjøring være interessant å vite hva kroklasten og spenningen er i borestrengen ved uttrekking på tidspunktet TD. Det tilhørende scenariet kan beskrives som "Uttrekking ved tiden TD". Andre scenarier kan beskrives som "Rotasjon på bunnen ved 3200 meter", "Høyt ROP nær tiden TD for å sjekke hullopprensking", etc. Disse scenariene kan bli vist for brukeren som kontekster i hele trehierarkiet under brønndesignfasen slik at brukeren skal kunne forstå og navigere i konstruksjonsalternativene for en gitt brønn. Under en faktisk borefase blir det i alminnelighet fokusert på én enkelt seksjon om gangen (f.eks. WBG #1 - 27cm seksjon). I dette tilfellet kan konteksten bli presentert på en mer konsis måte som vist i figur 8.2 for å representere en seksjon som er under boring, som skal bores eller som akkurat er boret. Med bruk av denne konsise konteksten kan en bruker gi passende innmatinger for en gitt oppgave, for eksempel en dreiemoment- og motstandsanalyse for å supplere scenariet.

[0082] Ett av problemene forbundet med boring er at den faktiske ytelsen til utstyret i felten ikke nødvendigvis svarer til den modellerte (eller forventede) ytelsen. Siden ytelse kan avhenge av faktorer som kan være ukjente på planleggingstidspunktet, kan boreplanen være suboptimal. Den scenariebaserte boreanalysemetoden muliggjør forbedringer som tillater dynamisk omplanlegging gjennom kalibrering av en boremodell i sanntid. Som et forklarende eksempel, betrakt ytelsen til en roterende, styrbar BHA. Ytelsen med hensyn til evnen til å endre borebane og ROP avhenger av RSS-verktøyet, borebanen, formasjonens egenskaper, borekronetype og slitasjen på borekronen, samt boreparametrene (f.eks. borekronetrykk, rotasjonshastighet, osv). Under brønndesignfasen kan en ytelsesmodell for RSS-bunnhullsenheten anvendes. Denne modellen kan innledningsvis være kalibrert med data fra sidebrønner og analogbrønner, mens det kan være gjort antagelser vedrørende faktorer som forventet litologi i den planlagte brønnen. Etter hvert som brønnen blir boret under den faktiske borefasen kan informasjon vedrørende den faktiske ytelsen og detaljer ved den aktuelle litologien bli tilgjengelig. Denne nye informasjon kan anvendes for å rekalibrere ytelsesmodellen. De nye modellen kan så bli gjort tilgjengelig for omplanlegging av de gjenværende seksjonene av brønnen.

[0083] Figur 9 er et skjematisk diagram som viser modellering av en boreoperasjon i sanntid. Boremodellen (901) kan være den samme som boremodellen (700) i figur 7. Initielle oljefeltdata (902), så som sidebrønn- og analogbrønndata, forventede litologier, planlagte borebaner, tilgjengelige valg av borekrone og bunnhullsenhet, etc, kan bli samlet inn ved oppbygging av boremodellen (901). For eksempel kan denne forskjellige informasjonen bli lagret i datafeltene i domeneobjekter som anvendes for å representere entiteter (f.eks. en spesifikk borebane, en spesifikk borehullsgeometri, en spesifikk aktivitet, en spesifikk rørsammenstilling, som beskrevet i forbindelse med figur 7 over) knyttet til boreoperasjonen. En innledende boreplan (ikke vist) kan bli bestemt basert på disse initielle dataene. Boring kan så bli utført i henhold til den innledende boreplanen. Sanntidsinnmatinger (903), så som vinkling og asimut, litologi, boreparametre, slamegenskaper, ringromstrykk, etc, kan bli forsynt til boremodellen (901) under den faktiske borefasen. Disse sanntidsinnmatingene kan erstatte eller supplere deler av de initielle oljefeltdataene, og for eksempel lagres i datafelter i domeneobjektene (som f.eks. representerer entiteter så som en spesifikk borebane, en spesifikk borehullsgeometri, en spesifikk aktivitet, en spesifikk rørsammenstilling, som beskrevet i forbindelse med figur 7 over) i boremodellen (901).

[0084] Sanntidsutmatinger (904), så som borekroneslitasje, borekronelevetid, effektivitet, osv. så vel som predikert verktøyytelse (907), kan bli generert fra disse sanntidsinnmatingene basert på funksjonaliteter innrettet i boremodellen (901). Den predikerte ytelsen kan omfatte ytelsesindikatorer så som kraklast, vinkling, asimut, strømningsmengde, oppbyggingsrate, omdreiningshastighet, verktøyflatevinkel, kraftinnstilling, fall i borekronetrykket, spyleslagkraft, bias-tid, borekronetrykk, nedihulls borekronetrykk, rotasjonshastighet på overflaten, rotasjonshastighet for borekronen, boremoment, "off bottom-dreiemoment", nedihulls dreiemoment, standrørtrykk, etc. Den predikerte ytelsen kan så bli overvåket og sammenliknet med den faktisk målte ytelsen (907) for å foreta tilpasninger (906) av modellen. Følgelig kan en korrigert plan (905) bli generert av boremodellen (901) basert på den scenariebaserte boreanalysemetoden beskrevet i forbindelse med figur 7 over. I én utførelsesform kan den korrigerte planen bli generert automatisk i sanntid basert på funksjonaliteter innrettet i boremodellen (901).

[0085] Siden boremodellen kan anvende detaljerte ytelsesmodeller supplert med sanntidsdata kan den også innrettes for å generere detaljerte fremdriftsrapporter med en forklaring av gjeldende ytelse og nye prediksjoner for fremtidig aktivitet i brønnhullet. Disse rapportene vil være basert på tekniske modeller og data, og således redusere omfanget av subjektivitet og tvetydighet. Sluttresultatet vil være en forbedret forståelse av rådende brønnforhold og mer nøyaktige prediksjoner av fremtidig fremdrift. Disse rapportene kan bli knyttet til scenariet de ble generert fra. Når et element omfattet i dette scenariet er endret, for eksempel av brukeren, vil rapporten bli flagget og kan bli generert på nytt automatisk.

[0086] Et eksempel på rapport er et boreblad som omfatter statistikk for viktige ytelsesindikatorer om suksessiv rotasjon eller glidning (consecutive rotating or sliding) for en spesifikk BHA-kjøring. Et boreblad blir tradisjonelt generert manuelt av retningsboreren etter en BHA-kjøring, og kan lyde som følger: Roterte i 2 timer fra 03.00 til 05.00, fra 0 meter til 73,2 meter med en gjennomsnittlig ROP på 36,6 meter/time. Gled så i 10 minutter med en gjennomsnittlig ROP på 9,15 meter/time, med gjennomsnittlig strømningsmengde 200, maksimal DLS (Dog Leg Severity) på 3 grader, etc. Roterte så igjen ytterligere 610 meter med en gjennomsnittlig ROP på 18,30 meter/time (dette kan være en annen formasjon).

[0087] Status for en borerigg (f.eks. roterer, glir, etc.) blir gjerne referert til som riggstatus. En fremgangsmåte for å bestemme riggstatus (f.eks. roterer, glir, etc.) fra sanntidsinformasjon under en boreprosess er beskrevet i US-patentet 7,128,167 av Dunlop m.fl., overdratt til Schlumberger Technology Corporation. Sanntidsdataene kan bli analysert med henblikk på riggstatusen for rapportering til brukeren. Basert på sanntidsinnmatingene (903), funksjonalitet innrettet i boremodellen (901) og fremgangsmåten for å bestemme riggstatus, kan et boreblad bli generert automatisk med ytterligere ytelsesindikatorer for hver periode av rotasjon eller glidning identifisert av riggstatusen, så som kraklast, vinkling, asimut, strømningsmengde, oppbyggingsrate, rotasjonshastighet, verktøyflatevinkel, kraftinnstilling, fall i borekronetrykket, spyleslagkraft, bias-tid, borekronetrykk, nedihulls borekronetrykk, rotasjonshastigheten på overflaten, rotasjonshastigheten til borekronen, boremoment, "off bottom-dreiemoment", nedihulls dreiemoment, standrørtrykk, etc.

[0088] Figur 10 viser et flytdiagram av en fremgangsmåte, omfattende trinn 1001-1010, for modellering av en boreoperasjon på et oljefelt. Fremgangsmåten kan for eksempel utføres med bruk av boremodellen (700) i figur 7 for en boreoperasjon som vist i figur 5.1. Innledningsvis kan kartleggingsfaktorer bli bestemt basert på oljefeltdata (1001). Kartleggingsfaktorene kan omfatte borebaner, målets posisjon, kartleggingsmålinger og anvendte anordninger, feilmodell for undersøkelsen, usikkerhetsellipse, geomagnetisk modell og innvirkning, undersøkelsesposisjoner og tilhørende usikkerhetsellipser for sidebrønner, leasede linjer og mål, etc. Kartleggingsfaktorene kan bli bestemt for å danne et kartleggingsprogram i brønndesignfasen, for eksempel som beskrevet i forbindelse med figur 5.3. Kartleggingsprogrammet kan bli utført for å estimere områder i borehullet under den faktiske borefasen, for eksempel som beskrevet i forbindelse med figur 5.1. Brønndesignfasen og borefasen kan bli utført i seksjoner langs den planlagte borebanen for en planlagt brønn.

[0089] Borefaktorer kan bli bestemt for bruk i én eller flere seksjoner (1002). Borefaktorene kan omfatte seksjoner som skal bores, litologien i hver seksjon, tidligere seksjoners status for pågående seksjon, borestreng som skal anvendes, foringsrørstreng, riggtype, vanndyp og luftrom, reologi (f.eks. elastisitet, plastisitet, viskositet, etc.) og slamegenskaper, operasjonstype, strømningsmengde, slamvekt, blokkvekt, borekronetrykk, dreiemoment på overflaten, rotasjonshastighet, egenskaper ved overflateutstyr, hullstørrelse, friksjonsfaktorer, buktning, trippingsplan, etc.

[0090] Kartleggingsfaktorene og borefaktorene kan så anvendes for å utforme en boremodell, for eksempel boremodellen (700) i figur 7 (1003). Kartleggingsfaktorene og borefaktorene kan svare til datafelter i domeneobjekter som representerer entiteter knyttet til boreoperasjonen. Spesifikke bestemmelser av disse faktorene kan bli lagret i disse datafeltene for å danne forskjellige kombinasjoner av spesifikke domeneobjekter. Scenarier kan så bli satt sammen fra disse kombinasjonene sammen med tilhørende analyse og resulterende boreplan.

[0091] Scenariene kan bli sammenliknet med ytterligere analyse utført for å supplere boremodellen og bestemme en optimal boreplan (1004). Følgelig kan boreaktivitetene bli utført i henhold til den optimale boreplanen (1005). Sanntids boredata kan bli samlet inn under boreoperasjonen for innmating til boremodellen

(1006). Som følge av dette kan predikerte ytelsesindikatorer bli generert av boremodellen for sammenlikning med den faktisk målte ytelsen for å tilpasse boremodellen i sanntid (1007). Boresystemet kan så bli justert basert på den tilpassede boremodellen i sanntid (1008). Under boretrinnet kan riggstatuser bli bestemt basert på en riggstatusdetektor (1009). Boreverktøyets ytelse kan bli analysert i forbindelse med de predikerte ytelsesindikatorer som skal korreleres med riggstatusene for automatisk å generere et boreblad med detaljert informasjon (1010).

[0092] Trinnene i fremgangsmåten er vist i en spesifikk rekkefølge. Det vil imidlertid forstås at trinnene kan bli utført samtidig eller i en annen rekkefølge eller sekvens. I fremgangsmåten kan videre oljefeltdataene bli vist, skjermvinduene kan tilveiebringe en rekke forskjellige fremvisninger for de forskjellige dataene som er samlet inn og/eller generert, og fremvisningen kan ha brukerinnmatinger som lar brukere skreddersy innsamlingen, behandlingen og fremvisningen av oljefeltdata.

[0094] Denne beskrivelsen er kun ment for illustrasjonsformål, og skal ikke forstås i en begrensende forstand. Rammen til denne oppfinnelsen skal kun bestemmes av ordlyden i de vedføyde kravene. Ordet "omfattende" i kravene er ment å bety "omfatter i hvert fall", slik at den beskrevne opplistingen av elementer i et krav er en åpen gruppe. Bruken av "et", "en" og andre entallsformer er ment å omfatte den motsvarende flertallsformen dersom denne ikke spesifikt er utelukket.

Claims (20)

1. System for å gjennomføre en boreoperasjon for et oljefelt,karakterisert vedat det omfatter: et boresystem for å drive et boreverktøy innover i en undergrunnsformasjon; et lager som lagrer: flere kartleggingsfaktorer for minst ett brønnfelt på oljefeltet og flere borefaktorer svarende til minst én seksjon av en planlagt borebane for det minst ene brønnfeltet, hvori de flere kartleggingsfaktorene omfatter analogbrønndata for flere analogbrønner og sidebrønndata for flere sidebrønner; og en prosessor og minne som lagrer instruksjoner som når de eksekveres av prosessoren omfatter funksjonalitet for å: identifisere en sidebrønn av de flere sidebrønnene, sidebrønnen boret nær ved det minst ene brønnfeltet for å oppnå en første del av brønndata av sidebrønndataene; identifisere en analogbrønn av de flere analogbrønnene basert på de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, idet analogbrønnen omfatter en lignende tilstand som det minst ene brønnfeltet, hvori den lignende tilstanden er relatert til en valgt fra en gruppe bestående av litologi, formasjonsstruktur, utstyr som anvendes, grunnleggende geometri, og brønntype av det minst ene brønnfeltet; oppnå den første delen av brønndata assosiert med sidebrønnen; oppnå en andre del av brønndata fra analogbrønndataene assosiert med analogbrønnen; utforme en boremodell for hvert av nevnte minst ene brønnfelt basert på de flere kartleggingsfaktorene, de flere borefaktorene, den første delen av brønndata, og den andre delen av brønndata; og selektivt tilpasse boremodellen med henblikk på flere borescenarier for å generere en optimal boreplan.

2. System ifølge krav 1, der instruksjonene, når de eksekveres av prosessoren, videre omfatter funksjonalitet for å: gjennomføre boring med bruk av boresystemet i henhold til den optimale boreplanen; samle inn sanntids boredata for å generere en predikert boreytelse basert på boremodellen; frembringe en målt boreytelse; og selektivt tilpasse boremodellen for å generere en justert boremodell i sanntid ved å sammenlikne den målte boreytelsen med den predikerte boreytelsen.

3. System ifølge krav 2, der instruksjonene, når de eksekveres av prosessoren, videre omfatter funksjonalitet for å: justere boresystemet i sanntid basert på den tilpassede boremodellen.

4. System ifølge krav 1, der instruksjonene, når de eksekveres av prosessoren, videre omfatter funksjonalitet for å: gjennomføre boring med bruk av boresystemet i henhold til den optimale boreplanen; frembringe en riggstatus for en rigg der boresystemet befinner seg; og analysere ytelsen til boreverktøyet i sanntid basert på riggstatusen.

5. System ifølge krav 1, der de flere kartleggingsfaktorene omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av borebane, mål-posisjon, kartleggingsmåling og anvendt anordning, feilmodell for undersøkelsen, usikkerhetsellipse, geomagnetisk modell og innvirkning samt undersøkelsesposisjon, og de flere borefaktorene omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av en seksjon som skal bores, seksjonens litologi, en seksjonstilstand for seksjonen, borestrengen som skal anvendes, foringsrørstreng, riggtype, vanndyp og luftlomme, reologi, slambeskaffenhet, operasjonstype, strømningsmengde, slamvekt, blokkvekt, borekronetrykk, dreiemoment på overflaten, rotasjonshastighet, egenskaper ved overflateutstyr, hullstørrelse, friksjonsfaktor, buktning og trippingsplan.

6. System ifølge krav 1, der boremodellen omfatter flere domeneobjekter for å lagre de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, og minst ett av de flere borescenariene omfatter en kombinasjon som er bestemt basert på de flere domeneobjektene og analyse i tilknytning til kombinasjonen.

7. System ifølge krav 1, der den optimale boreplanen omfatter flere boreplaner svarende til flere seksjoner som skal bores.

8. Fremgangsmåte ved gjennomføring av en boreoperasjon for et oljefelt, der oljefeltet har et boresystem for å drive et boreverktøy innover i en undergrunnsformasjon, karakterisert vedat den omfatter det å: bestemme flere kartleggingsfaktorer for minst ett brønnfelt på oljefeltet, hvori de flere kartleggingsfaktorene omfatter analogbrønndata for flere analogbrønner og sidebrønndata for flere sidebrønner; bestemme flere borefaktorer svarende til minst én seksjon av en planlagt borebane for det minst ene brønnfeltet; identifisere en sidebrønn av de flere sidebrønnene, sidebrønnen boret nær ved det minst ene brønnfeltet for å oppnå en første del av brønndata av sidebrønndataene; identifisere en analogbrønn av de flere analogbrønnene basert på de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, idet analogbrønnen omfatter en lignende tilstand som det minst ene brønnfeltet, hvori den lignende tilstanden er relatert til en valgt fra en gruppe bestående av litologi, formasjonsstruktur, utstyr som anvendes, grunnleggende geometri, og brønntype av det minst ene brønnfeltet; oppnå den første delen av brønndata assosiert med sidebrønnen; oppnå en andre del av brønndata fra analogbrønndataene assosiert med analogbrønnen; utforme en boremodell for hvert av nevnte minst ene brønnfelt basert på de flere kartleggingsfaktorene, de flere borefaktorene, den første delen av brønndata, og den andre delen av brønndata; samle inn sanntids boredata for å generere en predikert boreytelse basert på boremodellen; bestemme en målt boreytelse med bruk av sanntids boredata; og selektivt tilpasse boremodellen for å generere en tilpasset boremodell i sanntid ved å sammenlikne den målte boreytelsen med den predikerte boreytelsen.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8, videre omfattende det å selektivt tilpasse boremodellen med henblikk på flere borescenarier for å generere en optimal boreplan.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der den optimale boreplanen omfatter flere boreplaner svarende til flere seksjoner som skal bores.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 8, videre omfattende det å justere boresystemet i sanntid basert på den tilpassede boremodellen.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 8, videre omfattende det å: frembringe en riggstatus for en rigg der boresystemet befinner seg; og analysere ytelsen til boreverktøyet i sanntid basert på riggstatusen.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 8, der: de flere kartleggingsfaktorene omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av borebane, mål-posisjon, kartleggingsmåling og anvendt anordning, feilmodell for undersøkelsen, usikkerhetsellipse, geomagnetisk modell og innvirkning samt undersøkelsesposisjon, og de flere borefaktorene omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av en seksjon som skal bores, seksjonens litologi, en seksjonstilstand for seksjonen, borestrengen som skal anvendes, foringsrørstreng, riggtype, vanndyp og luftlomme, reologi, slambeskaffenhet, operasjonstype, strømningsmengde, slamvekt, blokkvekt, borekronetrykk, dreiemoment på overflaten, rotasjonshastighet, egenskaper ved overflateutstyr, hullstørrelse, friksjonsfaktor, buktning og trippingsplan.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 8, der: boremodellen omfatter flere domeneobjekter for å lagre de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, og minst ett av de flere borescenariene omfatter en kombinasjon som er bestemt basert på de flere domeneobjektene og analyse i tilknytning til kombinasjonen.

15. Datamaskinlesbart medium som lagrer instruksjoner for å utføre en boreoperasjon for et oljefelt, karakterisert vedat instruksjonene omfatter funksjonalitet for å: bestemme flere kartleggingsfaktorer for minst ett brønnfelt på oljefeltet, hvori de flere kartleggingsfaktorene omfatter analogbrønndata for flere analogbrønner og sidebrønndata for flere sidebrønner; bestemme flere borefaktorer svarende til minst én seksjon av en planlagt borebane for det minst ene brønnfeltet; identifisere en sidebrønn av de flere sidebrønnene, sidebrønnen boret nær ved det minst ene brønnfeltet for å oppnå en første del av brønndata av sidebrønndataene; identifisere en analogbrønn av de flere analogbrønnene basert på de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, idet analogbrønnen omfatter en lignende tilstand som det minst ene brønnfeltet, hvori den lignende tilstanden er relatert til en valgt fra en gruppe bestående av litologi, formasjonsstruktur, utstyr som anvendes, grunnleggende geometri, og brønntype av det minst ene brønnfeltet; oppnå den første delen av brønndata assosiert med sidebrønnen; oppnå en andre del av brønndata fra analogbrønndataene assosiert med analogbrønnen; utforme en boremodell for hvert av nevnte minst ene brønnfelt basert på de flere kartleggingsfaktorene, de flere borefaktorene, den første delen av brønndata, og den andre delen av brønndata; drive inn et boreverktøy i en undergrunnsformasjon på oljefeltet i henhold til boremodellen; samle inn sanntids boredata fra boreverktøyet; frembringe en riggstatus for en rigg der boreverktøyet befinner seg; og analysere ytelsen til boreverktøyet i sanntid basert på riggstatusen.

16. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 15, der instruksjonene videre omfatter funksjonalitet for å: selektivt tilpasse boremodellen med henblikk på flere borescenarier for å generere en optimal boreplan, der boreverktøyet blir drevet innover i undergrunnsformasjonen i henhold til den optimale boreplanen.

17. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 16, der: de flere kartleggingsfaktorene omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av borebane, mål-posisjon, kartleggingsmåling og anvendt anordning, feilmodell for undersøkelsen, usikkerhetsellipse, geomagnetisk modell og innvirkning samt undersøkelsesposisjon, og de flere borefaktorene omfatter minst én valgt fra en gruppe bestående av en seksjon som skal bores, seksjonens litologi, en seksjonstilstand for seksjonen, borestrengen som skal anvendes, foringsrørstreng, riggtype, vanndyp og luftlomme, reologi, slambeskaffenhet, operasjonstype, strømningsmengde, slamvekt, blokkvekt, borekronetrykk, dreiemoment på overflaten, rotasjonshastighet, egenskaper ved overflateutstyr, hullstørrelse, friksjonsfaktor, buktning og trippingsplan.

18. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 16, der: boremodellen omfatter flere domeneobjekter for å lagre de flere kartleggingsfaktorene og de flere borefaktorene, og minst ett av de flere borescenariene omfatter en kombinasjon som er bestemt basert på de flere domeneobjektene og analyse i tilknytning til kombinasjonen.

19. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 16, der den optimale boreplanen omfatter flere boreplaner svarende til flere seksjoner som skal bores.

20. Datamaskinlesbart medium ifølge krav 15, der instruksjonene videre omfatter funksjonalitet for å: generere en predikert boreytelse basert på boremodellen; bestemme en målt boreytelse med bruk av sanntids boredata; selektivt tilpasse boremodellen for å generere en justert boremodell i sanntid ved å sammenlikne den målte boreytelsen med den predikerte boreytelsen; og justere boresystemet i sanntid basert på den tilpassede boremodellen.