RU2016117319A

RU2016117319A - Замкнутый цикл управления параметрами бурения

Info

Publication number: RU2016117319A
Application number: RU2016117319A
Authority: RU
Inventors: Ричард Томас Хэй; Даниэль УИНСЛОУ; Неелеш ДЕОЛАЛИКАР; Майкл СТРЭЧЕН
Original assignee: Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date: 2013-12-20
Filing date: 2013-12-20
Publication date: 2017-11-13
Also published as: RU2639219C2; AU2013408249B2; WO2015094320A1; US20150369030A1; CN105683498A; CA2931099A1; GB2537259A; BR112016010704A2; GB2537259B; AU2013408249A1; NO20160809A1; CA2931099C; BR112016010704B1; US10907465B2; MX2016006626A

Claims

1. Способ управления буровой компоновкой, содержащий:

получение данных измерений по меньшей мере от одного датчика, присоединенного к элементу буровой компоновки, расположенному в пласте;

определение эксплуатационного ограничения по меньшей мере для участка буровой компоновки, основанного по меньшей мере частично на модели пласта и наборе данных отклонения;

генерирование управляющего сигнала для изменения одного или более параметров бурения буровой компоновки, основанных по меньшей мере частично на данных измерения и эксплуатационном ограничении; и

передачу управляющего сигнала к регулируемому элементу буровой компоновки.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что генерирование управляющего сигнала для изменения одного или более параметров бурения включает генерирование управляющего сигнала для изменения одного или более из указанных: параметра осевой нагрузки на долото (WOB), параметра момента вращения долота (ТОВ), частоты вращения бурового долота, частоты потока бурового раствора и угла торца долота указанного элемента буровой компоновки.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что

получение данных измерений по меньшей мере от одного датчика включает получение первого значения измерения угла торца долота в составе блока управления;

определение эксплуатационного ограничения по меньшей мере для участка буровой компоновки включает определение верхнего и нижнего пределов числа поворотов в колонне бурильных труб буровой компоновки; и

генерирование управляющего сигнала для изменения одного или более параметров бурения буровой компоновки включает

определение текущего числа поворотов на основании первого угла торца долота и второго угла торца долота участка колонны бурильных труб вблизи поверхности; и

генерирование управляющего сигнала для изменения одного или более из указанных: ТОВ, WOB и частоты вращения бурового долота, если текущее число поворотов находится вне верхнего и нижнего пределов.

4. Способ по п. 2, отличающийся тем, что

получение данных измерения по меньшей мере от одного датчика включает получение значения измерений WOB и значения измерений ТОВ;

определение эксплуатационного ограничения по меньшей мере для участка буровой компоновки включает определение комбинации параметров бурения WOB и ТОВ для буровой компоновки, которая минимизирует биение бурового долота; и

генерирование управляющего сигнала для изменения одного или более параметров бурения буровой компоновки включает генерирование управляющего сигнала для изменения одного или более из указанных параметров бурения, ТОВ и WOB, таким образом, что измененные параметры бурения ТОВ и WOB содержат одну из комбинаций параметров бурения WOB и ТОВ, которая минимизирует биение бурового долота.

5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что передача управляющего сигнала к регулируемому элементу буровой компоновки включает передачу управляющего сигнала по меньшей мере к одному из указанных: регулируемому элементу буровой компоновки, расположенному на поверхности пласта, и регулируемому элементу буровой компоновки, расположенному в пласте.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что регулируемый элемент буровой компоновки, расположенный на поверхности, содержит по меньшей мере один из указанных: крюк в сборе, насос, и верхний силовой привод.

7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что регулируемый элемент буровой компоновки, расположенный в пласте, содержит по меньшей мере один из указанных: забойный двигатель и блок управления тягой.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что

забойный двигатель содержит объёмный забойный двигатель и

блок управления тягой содержит по меньшей мере одну выдвижную консоль для крепления блока управления тягой к пласту.

9. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий

обновление модели при помощи полученных данных измерений, если полученные данные измерений находятся вне набора ожидаемых данных измерений, образованных из модели и набора данных отклонения; и

определение новых эксплуатационных ограничений, основанных по меньшей мере частично на обновленной модели.

10. Способ по п. 1 или 2, дополнительно включающий

определение по меньшей мере одного параметра бурения буровой компоновки на основании полученных данных измерений и

выявление неисправности в одном или более элементах буровой компоновки, основанное по меньшей мере частично на определённом параметре бурения.

11. Система управления буровой компоновкой, содержащая:

датчик внутри ствола скважины в пласте;

регулируемый элемент и

процессор, коммуникационно присоединенный к датчику и регулируемому элементу, при этом процессор присоединен к запоминающему устройству, содержащему набор команд, выполнение которых процессором побуждает процессор

получать данные измерений от датчика;

определять эксплуатационное ограничение для буровой компоновки, основанное по меньшей мере частично на модели пласта и наборе данных отклонения;

генерировать управляющий сигнал для изменения одного или более параметров бурения буровой компоновки, основанный по меньшей мере частично на данных измерений и эксплуатационном ограничении; и

передавать управляющий сигнал к регулируемому элементу.

12. Система по п. 11, отличающаяся тем, что один или более параметров бурения включают по меньшей мере один из указанных: параметр осевой нагрузки на долото (WOB), параметр момента вращения долота (ТОВ), частота вращения бурового долота, частота потока бурового раствора, и угол торца долота в составе элемента буровой компоновки.

13. Система по п. 11 или 12, отличающаяся тем, что:

процессор и регулируемый элемент по меньшей мере частично находятся внутри ствола скважины; и

регулируемый элемент содержит по меньшей мере один из указанных: забойный двигатель или блок управления тягой.

14. Система по п. 13, отличающаяся тем, что

забойный двигатель содержит объёмный забойный двигатель;

15. Система по п. 11 или 12, отличающаяся тем, что

процессор расположен на поверхности пласта; и

регулируемый элемент содержит по меньшей мере один из указанных: крюк в сборе, насос, и верхний силовой привод.

16. Система по п. 11 или 12, отличающаяся тем, что

регулируемый элемент расположен на поверхности пласта;

процессор расположен либо на поверхности пласта, либо внутри ствола скважины и

набор команд, который побуждает процессор передавать управляющий сигнал к регулируемому элементу, дополнительно побуждает процессор

передавать первый управляющий сигнал к регулируемому элементу; и

передавать второй управляющий сигнал ко второму регулируемому элементу внутри ствола скважины.

17. Система по п. 12, отличающаяся тем, что

данные измерения включают значение измерений первого угла торца долота в составе блока управления, к которому присоединен датчик;

эксплуатационное ограничение содержит верхний и нижний пределы числа поворотов в колонне бурильных труб буровой компоновки; и

набор команд, который побуждает процессор генерировать управляющий сигнал, дополнительно побуждает процессор

определять текущее число поворотов на основании первого угла торца долота и второго угла торца долота участка колонны бурильных труб вблизи поверхности и

генерировать управляющий сигнал для изменения одного или более из указанных: ТОВ, WOB и частоты вращения бурового долота, если текущее число поворотов находится вне верхнего и нижнего пределов.

18. Система по п. 12, отличающаяся тем, что

данные измерений включают значение измерений WOB и значение измерений ТОВ;

эксплуатационное ограничение содержит комбинации параметров бурения WOB и ТОВ для буровой компоновки, которая минимизирует биение бурового долота; и

набор команд, который побуждает процессор генерировать управляющий сигнал, дополнительно побуждает процессор генерировать управляющий сигнал для изменения одного или более из указанных параметров бурения, ТОВ и WOB таким образом, что измененные параметры бурения ТОВ и WOB включают одну из комбинаций параметров бурения WOB и ТОВ, которая минимизирует биение бурового долота.

19. Система по любому из пп. 11 или 12, отличающаяся тем, что набор команд дополнительно побуждает процессор

обновлять модель при помощи полученных данных измерения, если полученные данные измерения находится за пределами набора ожидаемых данных измерения, сгенерированных исходя из модели и набора данных отклонения; и

определять новые эксплуатационные ограничения, основанные по меньшей мере частично на обновленной модели.

20. Система по любому из пп. 11 или 12, отличающаяся тем, что набор команд дополнительно побуждает процессор

определять по меньшей мере один параметр бурения буровой компоновки на основании полученных данных измерения и

выявлять неисправность в одном или более элементах буровой компоновки по меньшей мере частично на основании определенного параметра бурения.