Определение нейтральной точки буровой колонны на основании гидравлического фактора



Определение нейтральной точки буровой колонны на основании гидравлического фактора
Определение нейтральной точки буровой колонны на основании гидравлического фактора
Определение нейтральной точки буровой колонны на основании гидравлического фактора
Определение нейтральной точки буровой колонны на основании гидравлического фактора

 

E21B44 - Системы автоматического управления или регулирования процессом бурения, т.е. самоуправляемые системы, осуществляющие или изменяющие процесс бурения без участия оператора, например буровые системы, управляемые ЭВМ (неавтоматическое регулирование процесса бурения см. по виду процесса; автоматическая подача труб со стеллажа и соединение бурильных труб E21B 19/20; регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08); системы, специально предназначенные для регулирования различных параметров или условий бурового процесса (средства передачи сигналов измерения из буровой скважины на поверхность E21B 47/12)

Владельцы патента RU 2490447:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (CN)

Изобретение относится к определению нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины на основании гидравлического фактора и/или факторов скручивающих и осевых нагрузок. Техническим результатом является определение нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины. Способ содержит получение каротажных данных глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, каротажные данные глубина-время, включающие в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; и определение нейтральной точки буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлического фактора. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится в основном к разработке резервуара, и более конкретно к определению нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины на основании гидравлического фактора и/или факторов скручивающих и осевых нагрузок.

Предшествующий уровень техники

При разработке нефтяного пласт-коллектора используется буровая колонна для бурения скважины.

Термин "буровая колонна" обозначает комбинацию буровой трубы, компоновки низа буровой колонны и любых других инструментов, используемых для вращения бурового долота в забое скважины. Во время бурения нейтральная точка буровой колонны должна приниматься во внимание по многим причинам, таким как управление и уменьшение напряжения. Нейтральная точка является точкой, в которой буровая колонна переходит из состояния напряжения сжатия в состояние напряжения растяжения. Компоненты буровой колонны ниже нейтральной точки подвергаются напряжению сжатия, так что они должны иметь высокую жесткость на изгиб для противодействия, например, изгибу. В дополнение, если в буровой колонне имеется яс, то яс должен быть расположен или ниже, или выше нейтральной точки, в зависимости от типа яса (т.е. сжатия или растяжения), так чтобы, например, можно было бы избежать внезапного подрыва яса.

Обычно, нейтральная точка определяется и считается в компоновке низа буровой колонны (КНБК), проектируемой на этапе планирования скважины. КНБК относится к нижней части буровой колонны, включающей в себя, если таковые есть, снизу вверх в вертикальной скважине, буровое долото, переводник долота, забойный мотор (в определенных случаях), стабилизаторы, утяжеленные буровые трубы, стальная буровая труба, ясы и переходники для различных форм резьбы. Нейтральная точка вычисляется с использованием средства для расчета скручивающих и осевых нагрузок. Обычно, входные параметры для средства для расчета скручивающих и осевых нагрузок включают в себя спроектированную КНБК, геометрию скважины, наблюдения (например, тип скважины) и оценки/моделирования различных факторов, относящихся к буровому процессу. Однако оценка/моделирование может отклоняться от ситуаций при фактическом бурении. По существу, при бурении, фактическая нейтральная точка может отличаться от заранее рассчитанной нейтральной точки. В дополнение, в фактическом буровом процессе, нейтральная точка может перемещаться вследствие, например, изменений значений факторов скручивающих и осевых нагрузок, и других важных факторов.

Сущность изобретения

Первый аспект изобретения касается способа определения нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины, способ, содержащий этапы, на которых: получают каротажные данные глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, каротажные данные глубина-время, включающие в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; определяют гидравлический фактор, основываясь на эффективной плотности, заданной в виде:

Эффективная плотность = у * Плотность бурового шлама + (1-у) * Плотность бурового раствора;

где у представляет относительное количество бурового шлама по объему к объему флюида в кольцеобразном зазоре и определяется следующим уравнением:

у=(Tbu*(dD/dt)(PI*dbit*dbit/4))/Vbu;

где Tbu соответствует времени подъема для выбранной скорости перекачивания насоса, и Vbu соответствует объему кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения;

dbit является диаметром бурового долота;

и определяют нейтральную точку буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлического фактора.

Второй аспект изобретения касается системы для определения нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины, системе, содержащей средство для получения каротажных данных глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, каротажных данных глубина-время, включающих в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; средство для определения гидравлического фактора, на основе эффективной плотности, заданной в виде:

Эффективная плотность = у * Плотность бурового шлама + (1-у) * Плотность бурового раствора;

где у представляет относительное количество бурового шлама по объему к объему флюида в кольцеобразном зазоре, и определяется следующим уравнением:

у=(Tbu*(dD/dt)(PI*dbit*dbit/4))/Vbu;

где Tbu соответствует времени подъема для выбранной скорости перекачивания насоса, и Vbu соответствует объему кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения;

dbit является диаметром бурового долота;

и средство для определения нейтральной точки буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлического фактора.

Третий аспект изобретения касается используемого компьютером носителя, хранящего компьютерно-используемый программный код, выполнение которого компьютерной системой позволяет компьютерной системе получать каротажные данные глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, каротажные данные глубина-время, включающие в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; определять гидравлический фактор, основываясь на эффективной плотности, заданной в виде:

Эффективная плотность = у * Плотность бурового шлама + (1-у) * Плотность бурового раствора;

где у представляет относительное количество бурового шлама по объему к объему флюида в кольцеобразном зазоре, и определяется следующим уравнением:

у=(Tbu*(dD/dt)(PI*dbit*dbit/4))/Vbu;

где Tbu соответствует времени подъема для выбранной скорости перекачивания насоса, и Vbu соответствует объему кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения;

dbit является диаметром бурового долота; и определять нейтральную точку буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлического фактора.

Четвертый аспект изобретения касается способа обеспечения системы для определения нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины, способ, содержащий этапы, на которых:

выполняют, по меньшей мере, одно из создания, обслуживания, размещения и поддержки компьютерной инфраструктуры, предназначенной для выполнения: получения каротажных данных глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, каротажных данных глубина-время, включающих в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; определения гидравлического фактора, основываясь на эффективной плотности, заданной в виде:

Эффективная плотность = у * Плотность бурового шлама + (1-у) * Плотность бурового раствора;

где у представляет относительное количество бурового шлама по объему к объему флюида в кольцеобразном зазоре, и определяется следующим уравнением:

у=(Tbu*(dD/dt)(PI*dbit*dbit/4))/Vbu;

где Tbu соответствует времени подъема для выбранной скорости перекачивания насоса, и Vbu соответствует объему кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения;

dbit является диаметром бурового долота;

и определения нейтральной точки буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок. Другие аспекты и признаки настоящего изобретения, исключительно определенные формулой изобретения, и дополнительные преимущества изобретения станут понятны специалистам в данной области техники при обращении к следующему не ограничивающему подробному описанию, взятому в соединении с прилагаемыми чертежами.

Краткое описание чертежей

Изобретение проиллюстрировано примерами и не предназначено быть ограниченным изображениями прилагающихся чертежей, на которых одинаковые ссылки обозначают аналогичные элементы, и на которых:

Фиг.1 показывает схематично систему, согласно изобретению;

Фиг.2 показывает варианты осуществления работы центра обработки;

Фиг.3 показывает пример схемы компоновки низа буровой колонны и каротажных данных глубина-время;

Фиг.4 показывает изображение определенной нейтральной точки на схеме компоновки низа буровой колонны.

Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения

Преимущества и признаки настоящего изобретения могут быть легче поняты при обращении к следующему подробному описанию примерных вариантов осуществления и прилагающихся чертежей. Однако настоящее изобретение может быть воплощено во множестве различных форм и не должно восприниматься как ограниченное изложенными здесь вариантами осуществления. Наоборот, эти варианты осуществления представлены так, что это изобретение будет обстоятельным и полным, и будет полностью передавать концепцию изобретения специалистам в данной области техники, и что настоящее изобретение будет определено только прилагающейся формулой изобретения.

На Фиг.1 показана схема системы 10 для определения нейтральной точки буровой колонны 12 при бурении скважины 14 в пласт-коллекторе 16. На Фиг.1 скважина 14 показана в виде вертикальной скважины, но может также быть скважиной других типов, таких как наклонная скважина, включающая в себя горизонтальную скважину. Пласт-коллектор 16 может включать в себя любой пласт-коллектор, включающий в себя, но не ограниченный, нефтяной пласт-коллектор, газовый пласт-коллектор, угольный пласт-коллектор, и подземный водоносный пласт-коллектор. Буровая колонна 12 управляется управляющим механизмом 18, который может быть интегрирован в буровую колонну 12 или может быть от нее отделен. Измерительное устройство 20 расположено вдоль скважины 14 для получения информации (данных), относящихся к буровому процессу, например, каротажным данным не обсаженной скважины. Измерительное устройство 20 может быть любым решением для получения требуемой информации. В приведенном здесь описании, термин "решение" обозначает любые ныне известные или разработанные в будущем подходы к достижению цели. Например, измерительное устройство 20 может включать в себя переносные измерители скручивающих нагрузок, индикатора веса, каротажные устройства, зонды отбора проб, наблюдательный зонд, и/или им подобные. Как было сказано, измерительное устройство 20 может быть размещено вдоль скважины 14 и/или может быть опущено в скважину с 14 вместе с буровой колонной 12. Фиг.1 показывает, что измерительное устройство 20 расположено в земной формации пласт-коллектора 16, что не является необходимым. Измерительное устройство 20 может быть расположено в скважине 14.

Информация, полученная измерительным устройством 20, передается в центр 22 обработки посредством любого коммуникационного решения. Центр 22 обработки включает в себя узел 24 приема данных; узел 26 отображения; узел 28 определения нейтральной точки, включающей в себя средство 30 для расчета скручивающих и осевых нагрузок и узел 32 определения гидравлического фактора; узел 34 локализации нейтральной точки; узел 36 анализа временной картины; и узел 38 оптимизации буровой колонны. В соответствии с вариантом осуществления, центр 22 обработки может быть воплощен в компьютерной системе. Компьютерная система может содержать любое вычислительное изделие общего назначения, способное выполнять компьютерный программный код, установленный на нем для выполнения описанного здесь процесса. Компьютерная система может также содержать любое вычислительное изделие специального назначения, содержащее оборудование и/или компьютерный программный код для выполнения конкретных функций, любое вычислительное изделие, которое содержит комбинацию оборудования/программного обеспечения специального и общего назначения, или тому подобное. В каждом случае, программный код и оборудование могут быть созданы с использованием стандартных программных и инженерных методик, соответственно.

В дополнение к данным, передаваемым от измерительного устройства 20, центр 22 обработки может также собирать другие доступные, данные 40, такие как конструкция компоновки низа для. буровой колонны 12.

Выходные данные 42 центра 22 обработки могут быть переданы пользователю 44 и/или управляющему механизму 18 для соответствующего действия. Например, управляющий механизм 18 манипулирует буровой колонной 12 для перемещения/расположения ее нейтральной точки в требуемом месте. Пользователь 44 может анализировать зависящую от времени картину нейтральной точки на основании компонента буровой колонны 12 для дальнейшего обновления конструкции буровой колонны.

Следует понимать, что компоненты центра 22 обработки могут быть расположены в различных местах или могут быть расположены в одном месте. Далее будет подробно изложена работа центра 22 обработки.

На Фиг.2 показан вариант осуществления работы центра 22 обработки. На этапе S1 узел 24 обработки данных принимает/собирает информацию от измерительного устройства 20. Информация может включать в себя каротажные данные глубина-время во время бурения скважины 14 с помощью буровой колонны 12. Каротажные данные глубина-время могут включать в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору. Факторы скручивающих и осевых нагрузок обозначают факторы, используемые в средстве для расчета скручивающих и осевых нагрузок для расчета нейтральной точки буровой колонны 12. Данные, относящиеся к скручивающим и осевым нагрузкам, обозначают данные, требующиеся для определения скручивающих и осевых нагрузок. Например, эффективный вес (вес в погруженном состоянии) может быть скручивающими и осевыми нагрузками в определении нейтральной точки, и плотность бурового раствора формации резервуара 16 может быть данными, требующимися для расчета эффективного веса. Гидравлический фактор означает гидравлическое свойство земной формации резервуара 16, которое может быть использовано в определении нейтральной точки буровой колонны 12, как здесь описывается. Данные, относящиеся к гидравлическому фактору, означают данные, требующиеся для вычисления гидравлического фактора. Например, эффективная плотность может быть гидравлическим фактором в определении нейтральной точки буровой колонны 12, и время подъема на поверхности (Tbu), объем кольцеобразного зазора (Vbu), скорость проникновения (dD/dt) могут быть данными, требующимися для расчета эффективной плотности. В соответствии с вариантом осуществления, предоставление и получение информации от измерительного устройства 20 может быть осуществлено практически в режиме реального времени. Любое решение может быть использовано для предоставления и получения данных практически в режиме реального времени, например, "Integrated Drilling Evaluation and Logging" (Ideal) и "Real-time Monitoring and Data Delivery" (Interact).

На этапе S1 узел 24 приема данных может также принимать данные от других доступных данных 40. Например, данные о конструкции компоновки низа буровой колонны 12 могут быть собраны для дальнейшей обработки. Например, узел 24 приема данных может принимать данные, относящиеся к компонентам буровой колонны 12, которые могут быть обработаны редактором КНБК для генерации схемы КНБК.

На этапе S2, отображающий узел 26 может отображать схему КНБК вместе с принятыми каротажными данными глубина-время. Любое решение может быть использовано для осуществления отображения. Например, Фиг.3 обеспечивает распечатку отображаемой примерной КНБК рядом с примерными каротажными данными глубина-время.

На этапе S3 узел 28 определения нейтральной точки определяет нейтральную точку буровой колонны 12 на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлического фактора. В соответствии с вариантом осуществления, определенный гидравлический фактор может быть использован в расчете факторов скручивающих и осевых нагрузок для нейтральной точки. Конкретно, определенные гидравлические факторы могут быть использованы для замещения скручивающих и осевых нагрузок, используемых в вычислении нейтральной точки для скручивающих и осевых нагрузок и/или могут быть использованы для определения скручивающими и осевыми нагрузками. Например, эффективный вес (вес в погруженном состоянии) является одним из фундаментальных факторов скручивающих и осевых нагрузок в вычислениях нейтральной точки. Эффективный вес в вертикальной секции скважины 14 задается следующим уравнением:

W e f f = W a i r ( 1 П л о т н о с т ь б у р о в о г о р а с т в о р а / П л о т н о с т ь м е т а л л а ) ( 1 )

где Weff представляет эффективный вес; Wair представляет вес в воздухе. С другой стороны, эффективная плотность флюида, допускающая взвешивание шлама, может быть гидралическим фактором. Эффективная плотность задается следующим уравнением:

Эффективная плотность = у * Плотность бурового шлама + (1-у) * Плотность бурового раствора

где у представляет относительное количество/отношение бурового шлама (по объему) к объему флюида в кольцеобразном зазоре, и определяется следующим уравнением:.

у=(Tbu*(dD/dt)(PI*dbit*dbit/4))/Vbu

где Tbu, Vbu - соответствующие время подъема (для выбранной скорости перекачивания насоса) и объема кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения; dbit является диаметром бурового долота. Эффективная плотность (гидравлический фактор) может быть использована для замещения плотности бурового раствора, используемой в вычислении эффективного веса с использованием скручивающих и осевых нагрузок в уравнении (1), что может сделать определение эффективного веса и, таким образом, нейтральной точки, более точным. Эффективная плотность является только одним примером гидравлических факторов. Другие гидравлические факторы могут быть также включены в вычисление нейтральной точки с использованием скручивающих и осевых нагрузок. Например, этап S3 может включать в себя два подэтапа. На подэтапе S3-1 узел 32 определения гидравлического фактора определяет значение (количество) для каждого гидравлического фактора на основании каротажных данных глубина-время от измерительного устройства 20. На подэтапе S3-2, средство 30 для вычисления скручивающих и осевых нагрузок определяет нейтральную точку на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлических факторов, которые используются для замещения факторов скручивающих и осевых нагрузок или для вычисления факторов скручивающих и осевых нагрузок. В соответствии с вариантом осуществления, этап S3 воплощен практически в режиме реального времени с помощью центра 22 обработки, и определенная нейтральная точка соответствует конкретному моменту времени в буровом процессе. На этапе S4 узел 34 нахождения нейтральной точки находит нейтральную точку на компоненте буровой колонны 12. Любое решение может быть использовано для нахождения. Например, длина каждого компонента буровой колонны 12 может быть определена практически в режиме реального, времени вместе с определением нейтральной точки. Затем нейтральная точка может быть найдена на конкретном компоненте. Следует отметить, что нейтральная точка определяется как точка на буровой колонне 12 относительно ее длины. В соответствии с вариантом осуществления, определенная нейтральная точка может быть изображена на схеме КНБК, как показано на Фиг.4, снимке экрана примерного изображения.

На этапе S5, узел 36 анализа временной картины анализирует зависящую от времени картину нейтральной точки, находящейся на компоненте. Следует отметить, что во время процесса бурения нейтральная точка может перемещаться. Например, нейтральная точка может сначала находится на компоненте А, затем перемещаться на компонент В и затем перемещаться обратно на компонент А. Любая зависящая от времени картина может быть проанализирована. Например, в соответствии с вариантом осуществления, узел 36 анализа временной картины может анализировать, когда нейтральная точка остается на компоненте, как долго нейтральная точка остается на нем, и когда нейтральная точка возвращается. Узел 36 анализа временной картины может также анализировать, как часто компонент испытывает переключение между состоянием сжатия и состоянием растяжения вследствие перемещения нейтральной точки. На этапе S6 узел 38 оптимизации буровой колонны управляет оптимизацией буровой колонны 12 на основании результатов, по меньшей мере, одного из этапов S3-S5. Например, узел 38 оптимизации буровой колонны может давать инструкции управляющему механизму 18 для манипулирования нейтральной точкой, чтобы нейтральная точка оставалась в требуемом положении/компоненте буровой колонны 12. Узел 38 оптимизации буровой колонны может также выдавать результаты пользователю 44 для изменения конструкции буровой колонны 12. Например, если определено, что компонент изначально сконструирован для пребывания в состоянии сжатия, в реальности испытывает напряжение растяжения, конструкция компонента может быть изменена для удовлетворения требований среды с напряжением сжатия. Также возможны другие решения по оптимизации буровой колонны 12.

Несмотря на показанное и описанное здесь в качестве способа и системы для определения нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины, следует понимать, что изобретение дополнительно обеспечивает различные дополнительные признаки. Например, в варианте осуществления, изобретение обеспечивает программный продукт, хранящийся на компьютерно-читаемом носителе, который при выполнении позволяет компьютерной инфраструктуре определять нейтральную точку буровой колонны при бурении скважины. Например, компьютерно-читаемый носитель включает в себя программный код, который при исполнении компьютерной системой позволяет компьютерной системе воплощать центр 22 обработки (Фиг.1), который управляет описанным здесь процессом. Следует понимать, что термин "компьютерно-читаемый носитель" содержит одно или более материальных воплощений любого типа для программного кода. В частности, компьютерно-читаемый носитель может содержать программный код, воплощенный в одном или более переносных изделиях для хранения (например, компакт диск, магнитный диск, лента, и так далее), в одной или более частей хранения данных в вычислительном, устройстве, таких как память и/или другая система хранения, и/или в виде сигнала данных, распространяющегося через сеть (например, во время проводного/беспроводного. электронного распространения программного продукта).

В дополнение, реализуется способ для обеспечения системы для определения нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины. В этом случае, компьютерная инфраструктура, такая как центр 22 обработки (Фиг.1), может быть получена (например, создана, поддерживаема, делаема доступной, и так далее), и одна или более систем для выполнения описанного здесь процесса могут быть получены (например, созданы, куплены, используемы, изменены, и так далее) и размещены в компьютерной инфраструктуре. Например, размещение каждой системы может содержать одно или более из: (1) установки программного кода на вычислительное устройство, такое как центр 22 обработки (Фиг.1), с компьютерно-читаемого носителя; (2) добавления одного или более вычислительных устройств к компьютерной инфраструктуре; и (3) включения и/или изменения одной или более существующих систем компьютерной инфраструктуры, позволяющее компьютерной инфраструктуре выполнять процессы изобретения.

Как здесь используется, следует понимать, что термин "программный код" и "компьютерный программный код" являются синонимами и означают любое выражение, на любом языке, коде или нотации, набора инструкций, которые заставляют вычислительное устройство, имеющее возможности обработки информации, выполнять конкретную функцию или непосредственно ли после любой комбинации из следующего: (а) конвертации на другой язык, код или нотацию;

(b) воспроизведение в другой материальной форме; и/или (с) декомпрессию. Например, программный код может быть воплощен в виде одного или нескольких типов программных продуктов, таких как приложение/программное обеспечение, компонент программного обеспечения/библиотека функций, операционная система, базовая система ввода/вывода/драйвер для конкретного вычислительного устройства или устройства ввода/вывода, и тому подобное. Далее, следует понимать, что термины "компонент" и "система" являются синонимами, как здесь используется, и представляют комбинацию оборудования и/или программного обеспечения, способного выполнять некоторую функцию(и).

Блок-схемы и блок-диаграммы на чертежах иллюстрируют архитектуру, функциональность и работу возможных вариантов осуществления систем, способов и компьютерных программных продуктов в соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения. В связи с этим, каждый блок в блок-схемах или блок-диаграммах может представлять модуль, сегмент, или часть кода, который содержит одну или более исполнимые инструкции для воплощения конкретной логической функции(и). Следует также отметить, что в некоторых альтернативных вариантах осуществления функции, отмеченные в блоках, могут находиться не в том порядке, что отмечен на чертежах. Например, два блока, показанные последовательно, могут, по факту, выполняться практически одновременно, или блоки могут иногда выполняться в обратном порядке, в зависимости от используемой функциональности. Следует также понимать, что каждый блок в иллюстрации блок-диаграмм и/или блок-схем, и комбинация блоков в иллюстрации блок-диаграмм и/или блок-схем, может быть осуществлена системами на основе оборудования специального назначения, которые выполняют конкретные функции или действия, или комбинации оборудования специального назначения и компьютерных инструкций.

Используемая здесь терминология используется только в целях описания конкретных вариантов осуществления и не предназначена для ограничения изобретения. Как здесь используется, формы единственного числа предназначены включать также и множественные формы, если контекст ясно не показывает обратное. Следует также понимать, что термины "содержит" и/или "содержащий" при использовании в данном описании обозначают присутствие упоминаемых признаков, чисел, этапов, операций, элементов и/или компонентов, но не препятствуют присутствию или добавлению одного или более других признаков, чисел, этапов, операций, элементов, компонентов и/или их групп.

Несмотря на то, что изобретение было конкретно показано и обсуждено со ссылкой на примерные варианты его осуществления, специалистам в данной области техники следует понимать, что различные изменения в форме и подробностях могут быть сделаны без выхода за пределы сущности и объема изобретения, как это определено формулой изобретения. В дополнение, специалисты в данной области техники оценят, что любое средство, которое рассчитывается для достижения тех же целей, может быть использовано вместо показанных конкретных вариантов осуществления, что изобретение имеет другие приложения в других средах.

1. Способ определения нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины, содержащий этапы, на которых:
получают каротажные данные глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, причем каротажные данные глубина-время включают в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; и
определяют гидравлический фактор, основываясь на эффективной плотности, заданной в виде:
эффективная плотность = y · плотность бурового шлама + (1-y) · плотность бурового раствора;
где y представляет относительное количество бурового шлама по объему к объему флюида в кольцеобразном зазоре, и определяется следующим уравнением:
y=(Tbu·(dD/dt)(PI·dbit·dbit/4))/Vbu;
где Tbu соответствует времени подъема для выбранной скорости перекачивания насоса, и Vbu соответствует объему кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения; dbit является диаметром бурового долота;
определяют нейтральную точку буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлического фактора.

2. Способ по п.1, в котором дополнительно определяют местоположение определенной нейтральной точки в этот момент времени на компоненте буровой колонны.

3. Способ по п.2, в котором дополнительно
отображают схему компоновки низа буровой колонны вместе с каротажными данными глубина-время; и
отображают определенную нейтральную точку на схеме компоновки низа буровой колонны.

4. Способ по п.2, в котором дополнительно анализируют зависящую от времени картину нейтральной точки, находящейся на компоненте.

5. Способ по п.1, в котором этапы, по меньшей мере, получения и определения реализованы практически в режиме реального времени.

6. Способ по п.1, в котором этап определения включает в себя этап, на котором гидравлический фактор включают в расчет скручивающих и осевых нагрузок для нейтральной точки.

7. Система для определения нейтральной точки при бурении скважины, содержащая:
средство для получения каротажных данных глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, каротажных данных глубина-время, включающих в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; и
средство для определения гидравлического фактора, на основе эффективной плотности, заданной в виде:
эффективная плотность = y · плотность бурового шлама + (1-y) · плотность бурового раствора;
где y представляет относительное количество бурового шлама по объему к объему флюида в кольцеобразном зазоре, и определяется следующим уравнением:
y=(Tbu·(dD/dt)(PI·dbit·dbit/4))/Vbu;
где Tbu соответствует времени подъема для выбранной скорости перекачивания насоса, и Vbu соответствует объему кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения; dbit является диаметром бурового долота;
средство для определения нейтральной точки буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлического фактора.

8. Система по п.7, дополнительно содержащая средство для определения местоположения определенной нейтральной точки в этот момент времени на компоненте буровой колонны.

9. Система по п.8, дополнительно содержащая средство для отображения схемы компоновки низа буровой колонны вместе с каротажными данными глубина-время для отображения определенной нейтральной точки на схеме компоновки низа буровой колонны.

10. Система по п.8, дополнительно содержащая средство для анализа зависящей от времени картины нейтральной точки, находящейся на компоненте.

11. Система по п.7, в которой, по меньшей мере, одно из средства получения и средства определения реализует соответственно получение и определение практически в режиме реального времени.

12. Система по п.7, в которой средство определения включает гидравлический фактор в расчет скручивающих и осевых нагрузок для нейтральной точки.

13. Используемый компьютером носитель, имеющий сохраненный на нем компьютерно-используемый программный код, который, при выполнении компьютерной системой, позволяет компьютерной системе:
получать каротажные данные глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, каротажные данные глубина-время, включающие в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; и
определяют гидравлический фактор, основываясь на эффективной плотности, заданной в виде:
эффективная плотность = y · плотность бурового шлама + (1-y) · плотность бурового раствора;
где y представляет относительное количество бурового шлама по объему к объему флюида в кольцеобразном зазоре, и определяется следующим уравнением:
y=(Tbu·(dD/dt)(PI·dbit·dbit/4))/Vbu;
где Tbu соответствует времени подъема для выбранной скорости перекачивания насоса, и Vbu соответствует объему кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения; dbit является диаметром бурового долота;
определять нейтральную точку буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок и гидравлического фактора.

14. Носитель по п.13, в котором программный код дополнительно сконфигурирован,
чтобы позволить компьютерной системе определять местоположение определенной нейтральной точки в этот момент времени на компоненте буровой колонны.

15. Носитель по п.14, в котором программный код дополнительно сконфигурирован, чтобы позволить компьютерной системе отображать схему компоновки низа буровой колонны вместе с каротажными данными глубина-время и отображать определенную нейтральную точку на схеме компоновки низа буровой колонны.

16. Носитель по п.14, в котором программный код дополнительно сконфигурирован, чтобы позволить компьютерной системе анализировать зависящую от времени картину нейтральной точки, находящейся на компоненте.

17. Носитель по п.13, в котором программный код дополнительно сконфигурирован, чтобы позволить компьютерной системе определять нейтральную точку путем включения гидравлического фактора в расчет скручивающих и осевых нагрузок для нейтральной точки.

18. Способ обеспечения системы для определения нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины, содержащий этапы, на которых:
выполняют, по меньшей мере, одно из создания, обслуживания, размещения и поддержки компьютерной инфраструктуры, предназначенной для выполнения:
получения каротажных данных глубина-время для бурения скважины с помощью буровой колонны, каротажных данных глубина-время, включающих в себя данные, относящиеся к факторам скручивающих и осевых нагрузок, и данные, относящиеся к гидравлическому фактору; и
определения гидравлического фактора, основываясь на эффективной плотности, заданной в виде:
эффективная плотность = y · плотность бурового шлама + (1-y) · плотность бурового раствора;
где y представляет относительное количество бурового шлама по объему к объему флюида в кольцеобразном зазоре, и определяется следующим уравнением:
y=(Tbu·(dD/dt)(PI·dbit·dbit/4))/Vbu;
где Tbu соответствует времени подъема для выбранной скорости перекачивания насоса, и Vbu соответствует объему кольцеобразного зазора, dD/dt является скоростью проникновения; dbit является диаметром бурового долота; и
определения нейтральной точки буровой колонны в момент времени во время бурения на основании факторов скручивающих и осевых нагрузок.

19. Способ по п.18, в котором компьютерная инфраструктура дополнительно способна определять местоположение определенной нейтральной точки в этот момент времени на компоненте буровой колонны.

20. Способ по п.19, в котором компьютерная инфраструктура дополнительно способна анализировать зависящую от времени картину нейтральной точки, находящейся на компоненте.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизических исследований в нефтегазовых скважинах. .

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для обеспечения контакта электровводов с обсадной колонной в многоэлектродном скважинном зонде электрического каротажа через металлическую колонну.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к методам и средствам мониторинга текущего состояния технологического процесса добычи углеводородов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при электрическом каротаже скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов и может быть использовано для добывающих насосных скважин для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации нескольких пластов одной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может использоваться в скважинных установках электроцентробежных насосов - УЭЦН для контроля текущих характеристик погружных электродвигателей - ПЭД и нефтяных пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. .

Изобретение относится к способу демпфирования колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне. .

Изобретение относится к способу и устройству демпфирования колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне. .

Изобретение относится к способу и системе непрерывного бурения. .

Изобретение относится к бурению скважин и может найти применение при регулировании условий бурения. .

Изобретение относится к скважинному инструменту для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) таких как, например: установка или извлечение пробки, открытие/закрытие клапана, резка труб, выполнение работ по очистке скважины.

Изобретение относится к способу и системе для использования при выполнении работ на нефтяном месторождении. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин с давлением продуктивного пласта ниже гидростатического. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении и для управления процессом бурения.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом. Техническим результатом является увеличение точности управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по минимуму вибрации бурильной колонны. Технический результат достигается предложенным способом оперативного оптимального управления процессом бурения скважин, при котором осуществляют адаптацию модели к условиям на забое изменением ее коэффициентов, вычислением оптимальных параметров и бурением скважины на оптимальных режимах, достижение которых определяется по минимуму частоты вибрации бурильной колонны. Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов степенной модели по результатам скважинных измерений, расчет оптимальных параметров управления по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны. Помимо модели бурения способ использует модель промывки, с помощью которой обеспечивается равновесное бурение и очистка ствола скважины от выбуренной породы, а также модель пластов, которая характеризует способность пород к разбуриванию. 3 ил.
Наверх