Claims (27)
1. Способ управления компоновкой направленного бурения, которая выполнена с возможностью бурения ствола скважины в промежуточном участке зоны подземного пласта, где промежуточный участок зоны подземного пласта проходит между площадкой на поверхности и коллектором, расположенным в подземной зоне, в котором осуществляют:1. A method of controlling a directional drilling arrangement that is capable of drilling a wellbore in an intermediate section of an underground formation zone, where an intermediate section of an underground formation zone extends between a surface site and a reservoir located in an underground zone in which:
продолжение длины ствола скважины для расположения компоновки направленного бурения на выбранном месте в промежуточном участке зоны подземного пласта;extension of the length of the wellbore for the location of the directional drilling arrangement at a selected location in the intermediate section of the subterranean zone
обнаружение прослеживаемого давления на выбранном месте;detection of traceable pressure at a selected location;
определение ожидаемого давления на выбранном месте, при этом определение по меньшей мере частично основано на опорном давлении, ранее обнаруженном в промежуточном участке зоны подземного пласта;determining the expected pressure at the selected location, the determination being at least partially based on the reference pressure previously found in the intermediate portion of the subterranean formation zone;
сравнение обнаруженного давления с ожидаемым давлением; иcomparison of the detected pressure with the expected pressure; and
коррекцию ориентации компоновки направленного бурения по меньшей мере частично на основе сравнения.the orientation correction of the directional drilling arrangement is at least partially based on comparison.
2. Способ по п. 1, в котором дополнительно осуществляют обнаружение опорного давления.2. The method according to p. 1, in which additionally carry out the detection of reference pressure.
3. Способ по п. 2, в котором ствол скважины является вторым стволом скважины, и дополнительно обнаружение опорного давления включает в себя обнаружение опорного давления в первом стволе скважины, который продолжается в промежуточном участке зоны подземного пласта, при этом первый ствол скважины размещают на расстоянии от второго ствола скважины.3. The method of claim 2, wherein the wellbore is a second wellbore, and further detecting a reference pressure includes detecting a reference pressure in a first wellbore that continues in an intermediate portion of a subterranean formation zone, wherein the first wellbore is spaced apart from the second wellbore.
4. Способ по п. 2, в котором обнаружение опорного давления включает в себя обнаружение опорного давления на опорной точке в промежуточном участке зоны подземного пласта, и дополнительно определяют опорную глубину опорной точки.4. The method of claim 2, wherein detecting the reference pressure includes detecting the reference pressure at the reference point in an intermediate portion of the subterranean formation zone, and further determining the reference depth of the reference point.
5. Способ по п. 2, в котором обнаружение опорного давления включает в себя обнаружение множества значений опорного давления в множестве опорных точек в промежуточном участке зоны подземного пласта, при этом дополнительно определяют множество опорных глубин множества опорных точек, причем каждое из множества значений опорного давления обнаруживают на5. The method of claim 2, wherein detecting the reference pressure includes detecting a plurality of reference pressure values at a plurality of reference points in an intermediate portion of an underground formation zone, further determining a plurality of reference depths of the plurality of reference points, each of the plurality of reference pressure values discover on
соответствующей одной из множества опорных глубин.corresponding to one of the many reference depths.
6. Способ по п. 2, в котором обнаружение опорного давления дополнительно включает в себя определение вертикального профиля давления в промежуточном участке зоны подземного пласта.6. The method of claim 2, wherein detecting the reference pressure further includes determining a vertical pressure profile in the intermediate portion of the subterranean formation zone.
7. Способ по п. 2, в котором дополнительно определяют выбранную глубину выбранного места.7. The method according to p. 2, which further determines the selected depth of the selected location.
8. Способ по п. 7, в котором обнаружение опорного давления включает в себя обнаружение опорного давления на опорной точке в промежуточном участке зоны подземного пласта, которое определяет опорную глубину в подземной зоне, причем опорная глубина равна выбранной глубине, при этом дополнительно определение ожидаемого давления включает в себя приравнивание ожидаемого давления к опорному давлению.8. The method according to claim 7, wherein detecting the reference pressure includes detecting the reference pressure at the reference point in an intermediate section of the subterranean formation zone, which determines the reference depth in the underground zone, the reference depth being equal to the selected depth, further determining the expected pressure involves equating the expected pressure with the reference pressure.
9. Способ по п. 7, в котором обнаружение опорного давления включает в себя определение вертикального профиля давления в промежуточном участке зоны подземного пласта, и дополнительно, определение ожидаемого давления включает в себя вычисление ожидаемого давления по определенному вертикальному профилю давления в промежуточном участке зоны подземного пласта и определенной выбранной глубины выбранного места.9. The method according to claim 7, wherein detecting the reference pressure includes determining a vertical pressure profile in the intermediate section of the subterranean formation zone, and further, determining the expected pressure includes calculating the expected pressure from the determined vertical pressure profile in the intermediate section of the subterranean formation zone and the specific selected depth of the selected location.
10. Способ по п. 1, в котором сравнение включает в себя вычисление разности между измеренным давлением и опорным давлением.10. The method of claim 1, wherein the comparison includes calculating a difference between the measured pressure and the reference pressure.
11. Способ по п. 10, в котором сравнение включает в себя определение, когда разность между опорным давлением и обнаруженным давлением больше пороговой разности давлений.11. The method of claim 10, wherein the comparison includes determining when the difference between the reference pressure and the detected pressure is greater than a threshold pressure difference.
12. Способ по п. 1, в котором коррекция включает в себя коррекцию траектории ствола скважины компоновкой направленного бурения.12. The method according to p. 1, in which the correction includes the correction of the trajectory of the wellbore layout directional drilling.
13. Способ по п. 1, в котором коррекция включает в себя по меньшей мере одно из следующего:13. The method according to p. 1, in which the correction includes at least one of the following:
(I) увеличение зенитного угла компоновки направленного бурения в ответ на обнаруженное давление, превышающее ожидаемое давление; и(I) an increase in the zenith angle of the directional drilling arrangement in response to a detected pressure in excess of the expected pressure; and
(II) уменьшение зенитного угла компоновки направленного бурения в ответ на обнаружение давления меньше ожидаемого(II) a decrease in the zenith angle of the directional drilling arrangement in response to a detection of pressure less than expected
давления.pressure.
14. Способ по п. 1, в котором коррекция дополнительно включает в себя определение величины коррекции ориентации.14. The method of claim 1, wherein the correction further includes determining an amount of orientation correction.
15. Способ по п. 14, в котором определение величины коррекции ориентации включает в себя вычисление величины коррекции ориентации по меньшей мере частично на основе величины разности между опорным давлением и обнаруженным давлением.15. The method of claim 14, wherein determining the amount of orientation correction includes calculating an amount of orientation correction at least partially based on a difference value between the reference pressure and the detected pressure.
16. Способ по п. 14, в котором определение величины коррекции ориентации включает в себя увеличение величины коррекции ориентации пропорционально величине разности между опорным давлением и обнаруженным давлением.16. The method of claim 14, wherein determining the amount of orientation correction includes increasing the amount of orientation correction in proportion to the difference between the reference pressure and the detected pressure.
17. Способ по п. 14, в котором определение величины коррекции ориентации включает в себя вычисление величины коррекции ориентации по меньшей мере частично на основе по меньшей мере одного из следующего: (I) плотности текучей среды в промежуточном участке зоны подземного пласта, (II) плотности текучей среды в промежуточном участке зоны подземного пласта вблизи выбранного места и (III) плотности текучей среды в промежуточном участке зоны подземного пласта, являющемся выбранным местом.17. The method according to p. 14, in which the determination of the correction value of the orientation includes calculating the correction value of the orientation at least partially based on at least one of the following: (I) the density of the fluid in the intermediate section of the subterranean formation zone, (II) the density of the fluid in the intermediate portion of the subterranean formation zone close to the selected location; and (III) the density of the fluid in the intermediate portion of the subterranean formation zone, which is the selected location.
18. Способ по п. 1, в котором дополнительно осуществляют многократное повторение продолжения, обнаружения прослеживаемого давления, определения ожидаемого давления, сравнения и коррекции для продолжения ствола скважины, проходящего через промежуточный участок и с площадки на поверхности в коллектор.18. The method of claim 1, further comprising repeatedly repeating the continuation, detecting the traceable pressure, determining the expected pressure, comparing and correcting the continuation of the wellbore passing through the intermediate section and from the surface site to the reservoir.
19. Способ по п. 1, в котором промежуточный участок зоны подземного пласта включает в себя множество промежуточных пластов, при этом дополнительно осуществляют обнаружение соответствующего опорного давления в каждом из множества промежуточных пластов.19. The method according to claim 1, wherein the intermediate portion of the subterranean formation zone includes a plurality of intermediate formations, while additionally detecting a corresponding reference pressure in each of the plurality of intermediate formations.
20. Способ по п. 19, в котором осуществляют повторение продолжения, обнаружения прослеживаемого давления, определения ожидаемого давления, сравнения и коррекции в каждом из множества промежуточных пластов, и дополнительно определение ожидаемого давления включает в себя определение ожидаемого давления в соответствующем промежуточном пласте из множества промежуточных пластов по меньшей мере частично на основе соответствующего опорного давления, обнаруженного в соответствующем промежуточном пласте.20. The method according to p. 19, in which the continuation is repeated, detecting the traced pressure, determining the expected pressure, comparing and correcting each of the plurality of intermediate reservoirs, and further determining the expected pressure includes determining the expected pressure in the corresponding intermediate reservoir from the plurality of intermediate formations at least partially based on the corresponding reference pressure found in the corresponding intermediate formation.
21. Способ по п. 1, в котором дополнительно осуществляют продолжение ствола скважины в коллекторе.21. The method according to p. 1, in which additionally carry out the continuation of the wellbore in the reservoir.
22. Способ по п. 21, в котором коллектор образует газонасыщенную зону, нефтенасыщенную зону и зону газонефтяного контакта, при этом нижний водоносный слой расположен по вертикали ниже нефтенасыщенной зоны и образует зону контакта нефть-вода, и дополнительно перед продолжением осуществляют определение глубины газонефтяного контакта зоны газонефтяного контакта и определение глубины контакта нефть-вода зоны контакта нефть-вода.22. The method according to p. 21, in which the collector forms a gas-saturated zone, an oil-saturated zone and a gas-oil contact zone, wherein the lower aquifer is located vertically below the oil-saturated zone and forms an oil-water contact zone, and additionally, gas-oil contact depth is determined before continuing. gas-oil contact zones and determining the oil-water contact depth of the oil-water contact zone.
23. Способ по п. 22, в котором ствол скважины является вторым стволом скважины, при этом обнаружение опорного давления включает в себя обнаружение опорного давления в первом стволе скважины, который продолжается в газонасыщенной зоне, в нефтенасыщенной зоне и в нижнем водоносном слое, при этом первый ствол скважины размещают на расстоянии от второго ствола скважины, и дополнительно определение глубины газонефтяного контакта и определение глубины контакта нефть-вода включает в себя обнаружение по меньшей мере одного давления газа в газонасыщенной зоне, обнаружение по меньшей мере одного давления нефти в нефтенасыщенной зоне, и обнаружение по меньшей мере одного давления воды в нижнем водоносном слое.23. The method according to p. 22, in which the wellbore is the second wellbore, wherein detecting the reference pressure includes detecting the reference pressure in the first wellbore, which continues in the gas-saturated zone, in the oil-saturated zone and in the lower aquifer, the first wellbore is placed at a distance from the second wellbore, and further determining a gas-oil contact depth and determining an oil-water contact depth includes detecting at least one gas pressure in the gas pump saturated zone, detecting at least one oil pressure in the oil saturated zone, and detecting at least one water pressure in the lower aquifer.
24. Способ по п. 23, в котором определение глубины газонефтяного контакта и определение глубины контакта нефть-вода включает в себя определение вертикального профиля давления в газонасыщенной зоне, определение вертикального профиля давления в нефтенасыщенной зоне и определение вертикального профиля давления в нижнем водоносном слое, при этом определение глубины газонефтяного контакта включает в себя определение точки пересечения между вертикальным профилем давления в газонасыщенной зоне и вертикальным профилем давления в нефтенасыщенной зоне, и дополнительно определение глубины контакта нефть-вода включает в себя определение точки пересечения между вертикальным профилем давления в нефтенасыщенной зоне и вертикальным профилем давления в нижнем водоносном слое.24. The method according to p. 23, in which determining the depth of the gas-oil contact and determining the depth of the oil-water contact includes determining a vertical pressure profile in the gas-saturated zone, determining a vertical pressure profile in the oil-saturated zone and determining a vertical pressure profile in the lower aquifer, The determination of the gas-oil contact depth includes the determination of the intersection point between the vertical pressure profile in the gas-saturated zone and the vertical pressure profile in the oil-saturated determination of the oil-water contact depth includes determining the point of intersection between the vertical pressure profile in the oil-saturated zone and the vertical pressure profile in the lower aquifer.
25. Способ по п. 22, в котором дополнительно осуществляют определение проектной глубины для ствола скважины в коллекторе, при этом проектная глубина по меньшей мере частично основана на глубине газонефтяного контакта и глубине контакта нефть-вода, и дополнительно способ включает в себя определение проектного давления в коллекторе на проектной глубине.25. The method of claim 22, further comprising determining a design depth for the wellbore in the reservoir, wherein the design depth is at least partially based on the gas-oil contact depth and the oil-water contact depth, and further comprising determining the design pressure in the reservoir at design depth.
26. Способ по п. 25, в котором дополнительно осуществляют:26. The method according to p. 25, in which additionally carry out:
(I) продолжение длины ствола скважины для расположения компоновки направленного бурения в коллектор;(I) extending the length of the wellbore to position the directional drilling assembly into the reservoir;
(II) обнаружение давления в коллекторе внутри коллектора;(Ii) manifold pressure detection within the manifold;
(III) сравнение давления в коллекторе с проектным давлением; и (IV) коррекцию ориентации компоновки направленного бурения по меньшей мере частично на основе сравнения давления в коллекторе с проектным давлением.(Iii) comparing manifold pressure to design pressure; and (IV) correcting the orientation of the directional drilling arrangement at least in part by comparing the pressure in the reservoir with the design pressure.
27. Процесс проводки скважины с большим отходом от вертикали, содержащий:27. The process of posting a well with a large departure from the vertical, containing:
коллектор, находящийся в подземной зоне;a collector located in the underground zone;
ствол скважины, проходящий между площадкой на поверхности и коллектором;a wellbore extending between a surface site and a reservoir;
компоновку наклонно-направленного бурения; иdirectional drilling layout; and
контроллер, который программируется для управления работой компоновки наклонно-направленного бурения с применением способа по п. 1.
a controller that is programmed to control the operation of the directional drilling layout using the method of claim 1.