Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб



Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб
Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб
Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб
Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб
Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб
Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб
Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб
Бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб

 


Владельцы патента RU 2565299:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к способу бурения ствола скважины. Способ включает бурение ствола скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб, измерение по меньшей мере одного параметра посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода, и регулирование штуцера, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины или потерю флюида из ствола скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют приток или потерю флюида. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится по существу к используемому оборудованию и выполняемым операциям в бурении скважин, и в варианте осуществления, описанном в данном документе, в частности обеспечивается бурение с оптимизацией давления непрерывной бурильной колонной насосно-компрессорных труб.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

В обычных операциях бурения можно использовать датчики на поверхности и в компоновке низа бурильной колонны для определения различных параметров, влияющих на операции бурения. Однако такие датчики не измеряют параметры вдоль бурильной колонны и имеют ограниченную применимость в определении притока флюида в ствол скважины, или в определении потери флюида из ствола скважины.

Поэтому следует понимать, что требуются улучшения в технике измерения параметров в операциях бурения. Данные улучшения могут быть полезны в рассмотренных выше и других ситуациях.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг. 1 показана частично в сечении скважинная система и соответствующий способ осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 2 показана блок-схема системы управления технологическим процессом, которую можно использовать со скважинной системой и способом по фиг. 1.

На фиг. 3 показана другая конфигурация скважинной системы.

На фиг. 4 показана с увеличением в местном разрезе скважинная система.

На фиг. 5 показан график зависимости температуры от глубины в стволе скважины, причем, график содержит индикацию потери флюида из ствола скважины.

На фиг. 6 показан график зависимости температуры от глубины вдоль ствола скважины, график содержит индикацию притока флюида в ствол скважины.

На фиг. 7 показана блок-схема последовательности операций способа определения притока и ответного регулирования штуцера при осуществлении настоящего изобретения.

На фиг. 8 показана блок-схема последовательности операций способа определения потери флюида и ответного регулирования штуцера при осуществлении настоящего изобретения.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На фиг. 1 показана скважинная система 10 и соответствующий способ осуществления настоящего изобретения. В системе 10 ствол 12 скважины бурится вращающимся буровым долотом 14 на конце трубной бурильной колонны 16. Циркуляция бурового раствора 18, обычно называемого промывочным раствором, осуществляется вниз через бурильную колонну 16 с выходом из бурового долота 14 и вверх через кольцевое пространство 20, образованное между бурильной колонной и стволом 12 скважины, для охлаждения бурового долота, смазки бурильной колонны, удаления бурового шлама и обеспечения управления давлением на забое скважины. Обратный клапан 21 (в общем, обратный клапан типа заслонки) предотвращает проход бурового раствора 18 вверх через бурильную колонну 16.

Управление давлением в забойной зоне скважины является очень важным в бурении под управляемым давлением, в бурении на депрессии и в бурении с оптимизацией давления других типов. Предпочтительно, давление в забойной зоне скважины оптимизируют для предотвращения чрезмерной потери флюида в пласт 64 породы, окружающей ствол 12 скважины, нештатного гидроразрыва пласта, нештатного притока пластового флюида в ствол скважины и т.д.

В обычном бурении под управляемым давлением, требуется поддерживать давление в забойной зоне скважины выше порового давления пласта 64, но ниже давления гидроразрыва пласта. В обычном бурении на депрессии требуется поддерживать давление в забойной зоне скважины несколько ниже порового давления, при этом, получая управляемый приток флюида из пласта 64.

Азот или другой газ, или другой более легкий флюид можно добавлять в буровой раствор 18 для управления давлением. Данная методика является особенно полезной, например, в бурении на депрессии, или бурении под управляемым давлением с разделенной плотностью (например, с двойным градиентом).

В системе 10 дополнительное управление давлением в забойной зоне скважины получают посредством изоляции кольцевого пространства 20 (например, изоляции от сообщения с атмосферой и обеспечения герметизации кольцевого пространства на или вблизи поверхности) с использованием вращающегося управляющего устройства 22 (RCD). Вращающееся управляющее устройство 22 уплотняется на бурильной колонне 16 над оборудованием 24 устья скважины. Хотя это не показано на фиг. 1, бурильная колонна 16 должна проходить вверх через вращающееся управляющее устройство 22 для соединения, например, с линией 26 стояка и/или другим обычным буровым оборудованием.

Буровой раствор 18 выходит из оборудования 24 устья скважины через шиберную задвижку 28, сообщающуюся с кольцевым пространством 20 ниже вращающегося управляющего устройства 22. Флюид 18 затем протекает через обратную линию 30 флюида в штуцерный манифольд 32, который включает в себя дублированные штуцера 34. Противодавление прикладывается к кольцевому пространству 20 посредством изменения дросселирования потока флюида 18 через работающий (работающие) дублированные штуцера 34.

Чем больше дросселирование потока через штуцер (штуцера) 34, тем больше противодавление, приложенное к кольцевому пространству 20 для заданного расхода. Таким образом, давление в забойной зоне скважины можно успешно регулировать посредством изменения противодавления, приложенного к кольцевому пространству 20, изменяя дросселирование потока через штуцер (штуцера) 34. Можно использовать модель гидравлической системы, описанную более полно ниже, для определения давления, приложенного к кольцевому пространству 20 на или вблизи поверхности, указанное давление должно обеспечивать создание требуемого давления в забойной зоне скважины, так что оператор (или автоматизированная система управления) может легко определять способ регулирования давления, приложенного к кольцевому пространству на или вблизи поверхности (которое можно успешно измерять) для получения требуемого давления в забойной зоне скважины.

Также может потребоваться управление давлением в других местах вдоль ствола 12 скважины. Например, давлением на башмаке обсадной колонны, на пятке бокового ствола скважины, в общем на вертикальном или горизонтальном участках ствола 12 скважины или в любом другом месте можно управлять с использованием принципов настоящего изобретения.

Давление, приложенное к кольцевому пространству 20, можно измерять на поверхности или вблизи поверхности посредством различных датчиков 36, 38, 40 давления, каждый из которых сообщается с кольцевым пространством. Датчик 36 давления измеряет давление ниже вращающегося управляющего устройства 22, но выше блока 42 противовыбросовых превенторов. Датчик 38 давления измеряет давление в оборудовании устья скважины ниже блока 42 противовыбросовых превенторов. Датчик 40 давления измеряет давление в обратной линии 30 флюида выше по потоку от штуцерного манифольда 32.

Другой датчик 44 давления измеряет давление в линии 26 стояка. Еще один датчик 46 давления измеряет давление ниже по потоку от штуцерного манифольда 32, но выше по потоку от сепаратора 48, вибросита 50 и емкости 52 бурового раствора. Дополнительные датчики включают в себя датчики 54, 56 температуры, расходомер 58 Кориоллиса и расходомеры 62, 66.

Не все указанные датчики являются обязательными. Например, система 10 может включать в себя только один из расходомеров 62, 66. Вместе с тем, входные данные с датчиков нужны для модели гидравлической системы для определения давления, которое должно прикладываться к кольцевому пространству 20 во время бурения.

Кроме того, бурильная колонна 16 может включать в себя свои собственные датчики 60, например, для прямого измерения давления в забойной зоне скважины. Такие датчики 60 могут являться известными специалистам в данной области техники датчиками систем измерения давления во время бурения (PWD), измерений во время бурения (MWD) и/или каротажа во время бурения (LWD). Указанные системы датчиков бурильной колонны обеспечивают по меньшей мере измерение давления и могут также обеспечивать измерение температуры, определение параметров работы бурильной колонны (таких как вибрация, осевая нагрузка на долото, прихват и проскальзывание и т.д.), параметров пласта (таких как удельное сопротивление, плотность и т.д.) и/или другие измерения. Различные формы телеметрии (акустическую, по импульсам давления, электромагнитную, оптическую, проводную и т.д.) можно использовать для передачи измерений скважинных датчиков на поверхность. Бурильную колонну 16 можно оборудовать электропроводами, оптическими волноводами и т.д. для передачи данных и/или команд между датчиками 60 и системой 74 управления технологическим процессом, описанной ниже (см. фиг. 2).

Дополнительные датчики можно включить в систему 10, если требуется. Например, другой расходомер 67 можно использовать для измерения расхода флюида 18, выходящей из оборудования 24 устья скважины, другой расходомер Кориолиса (не показано) можно присоединить напрямую выше по потоку или ниже по потоку от бурового насоса 68 и т.д.

Меньше датчиков можно включать в состав системы 10, если требуется. Например, производительность на выходе бурового насоса 68 можно определять подсчетом ходов насоса, вместо использования расходомера 62 или любых других расходомеров.

Необходимо отметить, что сепаратор 48 может являться трех или четырехфазным сепаратором, или газосепаратором бурового раствора (иногда называется «дегазатором»). Вместе с тем, сепаратор 48 не обязательно используется в системе 10.

Буровой раствор 18 перекачивается через линию 26 стояка и во внутренний объем бурильной колонны 16 буровым насосом 68. Насос 68 принимает флюид 18 из емкостей 52 бурового раствора и подает через манифольд 86 стояка (не показано на фиг. 1, см. фиг. 3) в линию 26 стояка. Затем осуществляется циркуляция флюида 18 вниз через бурильную колонну 16, вверх через кольцевое пространство 20, через обратную линию 30 бурового раствора, через штуцерный манифольд 32 и затем через сепаратор 48 и вибросито 50 в емкость 52 бурового раствора для доведения до нужной кондиции и рециркуляции.

Необходимо отметить, что в системе 10, описанной выше, штуцер 34 нельзя использовать для управления противодавлением, приложенным к кольцевому пространству 20 для управления давлением в забойной зоне скважины, если флюид 18 не протекает через штуцер. В обычном бурении на репрессии, прекращение циркуляции может возникать, когда производится соединение в бурильной колонне 16 (например, для наращивания звеньев бурильных труб в бурильной колонне по мере углубления ствола 12 скважины), и прекращение циркуляции требует регулирования давления в забойной зоне скважины только с использованием плотности флюида 18.

В системе 10, вместе с тем, подачу флюида 18 через штуцер 34 можно поддерживать, даже если отсутствует циркуляция флюида через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20. Таким образом, может продолжаться приложение давления к кольцевому пространству 20 посредством дросселирования потока флюида 18 через штуцер 34. Данная возможность может являться полезной, например, при спуске/подъеме бурильной колонны 16 в ствол и из ствола 12 скважины.

В системе 10, как показано на фиг. 1, можно использовать насос 70 противодавления для подачи флюида в обратную линию 30 выше по потоку от штуцерного манифольда 32 с перекачкой флюида в кольцевое пространство 20 или другое место выше по потоку от штуцерного манифольда. Как показано на фиг. 1, насос 70 соединяется с кольцевым пространством 20 через блок 42 противовыбросовых превенторов, но в других примерах насос 70 может соединяться с обратной линией 30 или со штуцерным манифольдом 32.

Альтернативно или в дополнение флюид может отводиться из манифольда стояка (или в ином случае из бурового насоса 68) в обратную линию 30, когда требуется, как описано в заявке PCT US08/87686, в заявке US 13/022,964, или с использованием других методик.

Дросселирование штуцером 34 такого потока флюида из бурового насоса 68 и/или насоса 70 противодавления должно обеспечивать приложение давления к кольцевому пространству 20. Если используется насос 70 противодавления, расходомер 72 можно использовать для измерения производительности насоса.

Штуцер 34 и насос 70 противодавления являются примерами устройств управления давлением, которые можно использовать для управления давлением в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности. Устройства управления давлением других типов (такие как описанные в PCT/US08/87686, и в US 13/022,964 и т.д.) можно использовать, если требуется.

На фиг. 2 показана блок-схема одного примера системы 74 управления технологическим процессом. В других примерах система 74 управления может включать в себя другие количества, типы, комбинации и т.д., элементов, и любые элементы могут устанавливаться в различных местах или интегрироваться с другим элементом, в объеме настоящего изобретения.

Как показано на фиг. 2, система 74 управления включает в себя интерфейс 118 сбора данных и управления, модель 120 гидравлической системы, прогнозирующее устройство 122, блок 124 проверки достоверности данных и контроллер 126. Указанные элементы могут являться аналогичными описанным в международной заявке PCT/US10/56433, опубликованной 12 ноября 2010г.

Модель 120 гидравлической системы используется для определения требуемого давления в кольцевом пространстве 20 для получения требуемого давления в конкретном месте в стволе 12 скважины. Модель 120 гидравлической системы, используя такие данные, как глубина ствола скважины, частота вращения бурильной колонны, скорость спуска, тип бурового раствора и т.д., моделирует ствол 12 скважины, бурильную колонну 16, поток флюида через бурильную колонну и кольцевое пространство 20 (в том числе эквивалентную плотность циркуляции вследствие такого потока) и т.д.

Интерфейс 118 сбора данных и управления принимает данные с различных датчиков 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 66, 67, 72, вместе с данными буровой установки и скважинными данными, и передает указанные данные в модель 120 гидравлической системы и блок 124 проверки достоверности данных. Кроме того, интерфейс 118 передает данные требуемого давления в кольцевом пространстве из модели 120 гидравлической системы в блок 124 проверки достоверности данных.

Прогнозирующее устройство 122 можно включать в состав в указанном примере для определения, на основе статистических данных, данные каких датчиков следует принимать в данный момент и какое требуется давление в кольцевом пространстве. Прогнозирующее устройство 122 может содержать нейронную сеть, генетический алгоритм, нечеткую логику и т.д., или любые комбинации прогнозирующих элементов для получения прогнозов данных датчиков и требуемого давления в кольцевом пространстве.

Блок 124 проверки достоверности данных использует указанные прогнозы для определения достоверности любых конкретных данных датчиков, приемлемости требуемого давления в кольцевом пространстве, выдаваемого моделью 120 гидравлической системы и т.д. Если указанное приемлемо, блок 124 проверки достоверности данных передает данные требуемого давления в кольцевом пространстве на контроллер 126 (такой как контроллер с программируемой логической схемой, который может включать в себя пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор (ПИД-регулятор)), который управляет работой штуцера 34, насоса 70 и различных устройств 128 управления потоком (таких как клапаны и т.д.).

Таким образом штуцером 34, насосом 70 и устройством 128 управления потоком можно автоматически управлять для получения и поддержания требуемого давления в кольцевом пространстве 20. Фактическое давление в кольцевом пространстве 20 обычно измеряется на или вблизи оборудования 24 устья скважины (например, с использованием датчиков 36, 38, 40), которое может располагаться на сухопутной или подводной площадке.

На фиг. 3 схематично показана другая конфигурация системы 10 бурения скважины. В данной конфигурации устройство 76 управления потоком соединяется выше по потоку от манифольда 86 стояка буровой установки. Устройство 76 управления потоком можно присоединить между буровым насосом 68 и манифольдом 86 стояка с использованием, например, быстроразъемных соединений 84 (таких как, резьба-гайка и т.д.). Указанное должно обеспечивать устройству 76 управления потоком удобство присоединения к насосным линиям различных буровых установок.

Специально адаптированное полностью автоматизированное устройство 76 управления потоком (например, одно из устройств 128 управления потоком управляемое автоматическим контроллером 126) можно использовать для регулирования подачи в линии 26 стояка, вместо использования обычного клапана в манифольде 86 стояка буровой установки. Устройство 76 управления потоком, вместе с одним или несколькими дополнительными устройствами 78, 80, 82 управления потоком можно использовать для отвода потока флюида 18 от бурового насоса (насосов) 68 в штуцерный манифольд 32 по обходной магистрали 75.

На фиг. 4 показана дополнительная конфигурация скважинной системы 10. В данной конфигурации бурильная колонна 16 содержит гибкую насосно-компрессорную трубу или иную непрерывную насосно-компрессорную трубу, которая имеет по меньшей мере один оптический волновод 88 (такой как, оптическое волокно, лента и т.д.) проходящий по длине.

На фиг. 4 показан волновод 88 проходящий через внутренний продольный канал 90 потока бурильной колонны 16, но в других примерах волновод может проходить в боковой стенке бурильной колонны, снаружи бурильной колонны и т.д. Волновод 88 может иметь форму петли, начинающейся сверху гибкой насосно-компрессорной трубы, продолжающейся до низа, разворачивающейся и возвращающейся на поверхность для улучшения показателей работы по измерению температуры.

Несколько оптических волноводов 88 можно создавать вместе с линиями других типов (например, электролиниями и/или гидравлическими линиями и т.д.). Различные линии можно включать в состав кабеля с дополнительными компонентами, такими как броня, изоляция, оболочка, электрические линии, гидравлические линии и/или экранирование и т.д., или их можно отдельно устанавливать в бурильной колонне 16.

Оптический волновод 88 можно устанавливать в трубе или линии управления в бурильной колонне 16. Предпочтительно, оборудуются как одномодовые, так и многомодовые оптические волноводы 88, но указанное не обязательно должно соответствовать принципам настоящего изобретения.

Бурильная колонна 16 предпочтительно является непрерывной (например, не из звеньев или секций) по меньшей мере от оборудования 24 устья скважины до места вблизи компоновки низа бурильной колонны (например, включающей в себя без ограничения этим датчики 60, невозвратный клапан 21, буровое долото 14, гидравлический забойный двигатель 92 (см. фиг. 1), который вращает буровое долото под действием потока флюида 18, проходящего через бурильную колонну и т.д.). Волновод 88 можно устанавливать в бурильной колонне 16 до спуска бурильной колонны в ствол 12 скважины или после спуска.

Слева на фиг. 4 показана ситуация потери флюида 18 в пласт 64. Здесь флюид 18 протекает из ствола 12 скважины в пласт 64.

Данная ситуация может возникать, например, когда давление в стволе 12 скважины больше давления гидроразрыва пласта 64. Такой ситуации, в общем, следует избегать, но можно использовать с выгодой (например, для удобства определения давления гидроразрыва и т.д.), как описано подробно ниже.

Справа на фиг. 4 показана другая ситуация, в которой пластовый флюид 94 протекает в ствол 12 скважины из пласта 64. Данная ситуация может возникать, например, когда давление в стволе 12 скважины меньше порового давления пласта 64.

В общем, такая ситуация требуется в бурении на депрессии (например, с регулируемым притоком пластовой флюида 94 в ствол 12 скважины во время бурения), но является нежелательной в бурении других типов (например, бурении под управляемым давлением, обычном бурении на репрессии и т.д.). В методике, описанной более подробно ниже, приток пластовой флюида 94 в ствол 12 скважин можно использовать для удобного определения порового давления пласта 64.

Необходимо отметить, что флюид 18 не должен протекать в пласт 64 (как показано слева на фиг. 4) одновременно с проходом флюида 94 в ствол 12 скважины (как показано справа на фиг. 4). Таким образом, ситуации, показанные слева и справа на фиг. 4, не должны возникать одновременно, но вместо этого используются для показа отдельных ситуаций которые могут возникать во время бурения.

На фиг. 5 показан график 96 зависимости температуры от глубины для секции ствола 12 скважины фиг. 4 и для ситуации потери флюида 18, показанной слева на фиг. 4. Необходимо отметить, что уменьшение 98 температуры обнаруживается в положении, где флюид 18 входит в пласт 64.

Уменьшение 98 температуры происходит вследствие локального охлаждения флюидом 18 пласта 64 в положении, где флюид входит в пласт. Такую аномалию уменьшения 98 температуры можно использовать для определения места и времени возникновения потери флюида 18 и можно использовать для определения момента достижения давления гидроразрыва пласта 64.

На фиг. 6 показан график 100 зависимости температуры от глубины для секции ствола 12 скважины фиг. 4, и для ситуации притока флюида 94, показанной справа на фиг. 4. Необходимо отметить, что увеличение 102 температуры обнаруживается в положении, где флюид 94 входит в ствол 12 скважины.

Увеличение 102 температуры происходит вследствие локального нагревания флюидом 94 ствола 12 скважины в положении, где флюид входит в ствол скважины. Такую аномалию увеличения 102 температуры можно использовать для определения места и времени возникновения притока флюида 94, и можно использовать для определения момента, когда давление в стволе скважины становится меньше порового давления пласта 64.

Предпочтительно, температуру измеряют посредством оптического волновода 88 с использованием общеизвестной методики распределенного измерения температуры (DTS). Распределенное измерение температуры является технологией, которую можно использовать для измерения распределения температуры вдоль оптического волновода 88.

Импульсный лазерный источник можно использовать для передачи импульса света через оптический волновод 88, и свойства возвращающегося отраженного света можно записывать. Возвращающийся свет («отраженный свет») содержит поглощение и рассеяние световой энергии.

Отраженный свет включает в себя различные спектральные компоненты, например, полосы рассеяния Релея, Бриллюэна и Рамана. Полосу комбинированного рассеяния Рамана можно использовать для получения температурной информации по волокну.

Отражение в полосе комбинационного рассеяния Рамана имеет две компоненты, стоксовую и антистоксовую, первая слабо зависит от температуры и вторая сильно зависит от температуры. Относительная интенсивность между стоксовой и антистоксовой компонентами является функцией температуры, при которой возникает обратное излучение.

Поскольку скорость света в стекле известна, возможно определение, при отслеживании времени прибытия отраженного и обратного рассеянного света, точного местоположения возникновения обратного рассеянного света. Дорожка или профиль распределенного измерения температуры (такой как графики 96, 100 фиг. 5 и 6) является группой измерений температуры или точками выборки, разнесенными на равные интервалы по длине волновода 88.

Длина волны обратного излучения с рассеиванием Бриллюэна также зависит от температуры, и указанное можно использовать для распределенного измерения температуры. Вместе с тем, обратное излучения с рассеиванием Бриллюэна также зависит от локализованного напряжения в волноводе 88, и поэтому для измерений температуры, компонент напряжения можно исключить (например, обеспечивая отсутствие напряжения в волноводе), не учитывать и т.д.

В примере фиг. 4, оптический волновод 88 используется для мониторинга с распределенным измерением температуры. Вместе с тем, другие методики распределенных измерений в оптическом диапазоне можно использовать, если требуется. Например, распределенное акустическое измерение (DAS), распределенное измерение напряжения (DSS) или распределенное измерение вибрации (DVS) можно использовать.

Как рассмотрено выше, измерение комбинационного рассеяния Рамана в обратном излучении используют для мониторинга распределенного измерения температуры, но измерение оптического рассеяния Бриллюэна в обратном излучении также можно использовать, если требуется. Измерение рассеяния Бриллюэна или Релея можно использовать для мониторинга распределенного акустического измерения, распределенного измерения напряжения или распределенного измерения вибрации, предпочтительно с измерением усиления рассеяния Бриллюэна или когерентного рассеяния Релея в обратном излучении. Интерферометрическое оптическое измерение можно также (или альтернативно) использовать.

В одном примере распределенное акустическое измерение можно использовать для измерения акустического сигнала при протекании флюида 94 в ствол 12 скважины из пласта 64 (например, притока флюида), или уменьшенной акустической амплитуды вследствие вытекания флюида 18 из ствола скважины в пласт (например, потери флюида). Другие характеристики бурения (такие как вибрация бурильной колонны 16, прихват и проскальзывание, вихревое движение, напряжение и т.д.) можно также, или альтернативно, измерять с использованием оптического волновода 88.

Распределенное акустическое измерение можно использовать для определения акустической сигнатуры газа, поступающего в ствол 12 скважины из пласта 64, и/или газа, протекающего через кольцевое пространство 20. Например, волновод 88 должен указывать уменьшенное демпфирование акустических затухающих колебаний на участках бурильной колонны 16, подверженных воздействию газа в стволе 12 скважины, так что оптическое оборудование, соединенное с волноводом можно использовать для определения распределенного акустического резонанса в бурильной колонне для данной цели.

Посредством указанного можно оборудовать систему раннего обнаружения газа, где не только событие притока может обнаруживаться, но также местоположение притока в стволе 12 скважины, и местоположение и скорость газа в кольцевом пространстве 20. Такая информация может давать персоналу буровой установки возможность выполнения надлежащих регулировок в нужные моменты времени для осуществления циркуляции газа с выпуском из ствола 12 скважины и для предотвращения дополнительных притоков.

Распределенное акустическое измерение можно использовать для определения акустических волн, производимых другой бурильной колонной (не показано) в другом близком стволе скважины (не показано). Когда другой бурильной колонной бурят другой ствол скважины, волновод 88 обнаруживает акустические волны, производимые другой бурильной колонной, так что местоположение другого ствола скважины относительно ствола 12 скважины можно легко определить для направления стволов скважины с целью встречи или с целью разведения одного с другим.

Распределенное акустическое измерение можно использовать для определения других событий в стволе 12 скважины или за его пределами, которые могут передавать акустический сигнал. Например, эрозию, возникающую в стволе 12 скважины можно обнаруживать посредством волновода 88. Как другой пример, сейсмический источник можно активировать на поверхности, в другом стволе скважины и т.д., и сейсмические колебания можно обнаруживать посредством волновода 88.

В дополнение к распределенным измерениям точечное измерение свойств можно выполнять с использованием одного или нескольких датчиков 104. Например, датчики 104 могут включать в себя датчик давления, датчик химических ионов или показателя pH, датчик ионизирующей радиации, датчик напряженности магнитного поля и т.д. Датчики 104 могут являться оптическими или датчиками других типов, и могут соединяться или не соединяться с волноводом 88 или его частью.

В других примерах датчики 104 не обязательно оптически соединяются с волноводом 88. Вместо этого датчики 104 могут иметь акустическую связь с волноводом 88. В данном примере датчики 104 могут передавать акустические сигналы, в которых их измерения являются модулированными (например, с использованием частотной, фазовой или амплитудной манипуляций и т.д.), акустические сигналы могут приниматься волноводом 88 и передаваться оптически (как вариации отраженного сигнала) на удаленную площадку (такую как, земная поверхность, буровая установка, оборудование устья скважины на морском дне и т.д.).

Дополнительно можно создавать одну или несколько линий 106, если требуется. В одном примере линия 106 содержит электрический проводник, который служит антенной, создающей магнитное поле в пласте 64. Изменения магнитного поля указывают изменения удельного сопротивления в пласте 64.

Общеизвестный эффект Фарадея в волноводе 88 можно обнаруживать, как индикацию изменения магнитного поля в пласте 64. В данном примере бурильную колонну 16 можно выполнять из композитного или другого немагнитного материала, не создающей помех распространению магнитного поля в пласте 64, и определению изменения напряженности магнитного поля в пласте.

В одном примере каротаж можно выполнять посредством волновода 88 в процессе бурения. Волновод 88 может, например, обнаруживать гамма-излучение из пласта 64. В данном способе оператор может определять момент проходки конкретного подземного слоя, слои смежные с бурильной колонной 16 можно коррелировать с прогнозными подземными слоями и т.д. В данном примере бурильная колонна 16 должна предпочтительно выполняться из композитного или другого неметаллического материала.

Ионизирующую радиацию можно обнаруживать вдоль волновода 88, создавая фосфоресцирующую или флуоресцентную оболочку на волноводе. Различные слои могут иметь различные сигнатуры спектрального поглощения, что обеспечивает идентификацию и подтверждение слоев на основе сигнатур.

Только некоторые примеры методик распределенного и точечного измерения с использованием волновода 88 описаны выше, но ясно, что любые методики измерения, и любое число или комбинацию методик измерения, можно использовать согласно принципам настоящего изобретения.

На фиг. 7 способ 108, который можно использовать со скважинной системой 10 в конфигурации по фиг. 4 показан в форме блок-схемы последовательности операций. Конечно, способ 108 можно практически реализовать в других скважинных системах, согласно принципам настоящего изобретения.

В способе 108 приток пластовой флюида 94 обнаруживается по индикации порового давления пласта 64. Когда давление в стволе 12 скважины на некотором месте меньше порового давления пласта 64 в данном месте, перепад давления вызывает приток пластовой флюида 94 к стволу и в ствол скважины.

Таким образом, точкой начала притока является точка, в которой давление в стволе 12 скважины становится меньше порового давления пласта 64. Давление в стволе 12 скважины можно легко измерить (например, с использованием датчиков 60, 104 и т.д.), и давление в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности удобно измерять (например, с использованием датчиков 38, 40 и т.д.), когда такой приток возникает.

Необходимо отметить, что давление в стволе 12 скважины в положении притока может включать в себя потери давления на трение вследствие потока флюида 18 (также известное как эквивалентная плотность циркуляции), так что данные потери давления (если имеется) предпочтительно учитываются при определении фактического давления в стволе скважины в положении притока. Не является обязательной, вместе с тем, циркуляция флюида 18 по бурильной колонне 16 и кольцевому пространству 20 при выполнении способа 108. Вместо этого, насос 70 (см. фиг. 1) и/или буровой насос 68 (см. фиг. 3) можно использовать для подачи потока через штуцер 34 в способе 108, когда нет циркуляции флюида 18 через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20.

На этапе 110 способа 108 штуцер 34 регулируют для постепенного уменьшения давления в стволе 12 скважины. При уменьшении сопротивления потоку через штуцер 34 (например, посредством постепенного открытия штуцера) давление выше по потоку от штуцера уменьшают, при этом давление, приложенное к кольцевому пространству 20 вблизи поверхности, уменьшается.

На этапе 112 обнаруживают приток. Например, с использованием распределенного акустического измерения или распределенного измерения температуры посредством волновода 88, как описано выше, акустическую или тепловую индикацию притока можно легко обнаруживать (например, как показано на фиг. 6).

Давление в стволе 12 скважины в положении притока можно измерять (например, с использованием датчиков 60, 104 и т.д.), и/или давление в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности можно измерять (например, с использованием датчиков 38, 40 и т.д.) в момент возникновения притока. Данные измерения давления должны указывать поровое давление пласта 64 в положении притока.

На этапе 114 штуцер 34 регулируют надлежащим образом для конкретной операции бурения. Например, в бурении под управляемым давлением, штуцер 34 можно регулировать для поддержания давления в стволе 12 скважины несколько выше порового давления пласта 64 (что может впоследствии подтверждаться отсутствием обнаружения притока посредством волновода 88 после регулирования штуцера). В бурении на депрессии штуцер 34 можно регулировать так, что регулируемый объем притока создается во время бурения (что может впоследствии подтверждаться посредством волновода 88 после регулирования штуцера).

В дополнение на фиг. 8, показан другой способ 130, который можно использовать в скважинной системе 10 в конфигурации по фиг. 4 в форме блок-схемы последовательности операций. Конечно, способ 130 можно практически реализовать в других скважинных системах, согласно принципам настоящего изобретения.

В способе 130, потеря флюида 18 в пласт 64 обнаруживается, как индикация давления гидроразрыва пласта. Когда давление в стволе 12 скважины в некотором месте больше давления гидроразрыва пласта 64 в данном месте, в пласте могут раскрываться трещины и флюид 18 может легко уходить в пласт.

Таким образом, точка, в которой начинается потеря флюида 18, является точкой, в которой давление в стволе 12 скважины становится больше давления гидроразрыва пласта 64. Давление в стволе 12 скважины можно легко измерить (например, с использованием датчиков 60, 104 и т.д.), и давление в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности удобно измерять (например, с использованием датчиков 38, 40 и т.д.) при потере флюида 18.

Необходимо отметить, что давлении в стволе 12 скважины в положении потери флюида может включать в себя потери давления на трение вследствие подачи флюида 18 (также известное, как эквивалентная плотность циркуляции), так что данные потери давления (если имеются) предпочтительно учитываются при определении фактического давления в стволе скважины в положении потери флюида. Не является обязательной, вместе с тем, циркуляция флюида 18 по бурильной колонне 16 и кольцевому пространству 20 при выполнении способа 130. Вместо этого, насос 70 (см. фиг. 1) и/или буровой насос 68 (см. фиг. 3) можно использовать для подачи потока через штуцер 34 в способе 130, когда нет циркуляции флюида 18 через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20.

На этапе 132 способа 130 штуцер 34 регулируют для постепенного увеличения давления в стволе 12 скважины. При увеличении сопротивления потоку через штуцер 34 (например, посредством постепенного закрытия штуцера), давление выше по потоку от штуцера увеличивается, при этом давление, приложенное к кольцевому пространству 20 вблизи поверхности, увеличивается.

На этапе 134 обнаруживают потерю флюида 18. Например, с использованием распределенного акустического измерения или распределенного измерения температуры посредством волновода 88, как описано выше, акустическую или тепловую индикацию потери флюида 18 можно легко обнаруживать (например, как показано на фиг. 5).

Давление в стволе 12 скважины в положении потери флюида можно измерять (например, с использованием датчиков 60, 104 и т.д.) и/или давление в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности можно измерять (например, с использованием датчиков 38, 40 и т.д.) при потере. Данные измерения давления должны указывать давление гидроразрыва пласта 64 в положении потери флюида.

На этапе 136 штуцер 34 регулируют надлежащим образом для конкретной операции бурения. Например, в бурении под управляемым давлением штуцер 34 можно регулировать для поддержания давления в стволе 12 скважины несколько выше порового давления пласта 64 (что может впоследствии подтверждаться отсутствием обнаружения притока посредством волновода 88 после регулирования штуцера) и меньше давления гидроразрыва пласта. В бурении на депрессии штуцер 34 можно регулировать так, что регулируемый объем притока создается во время бурения (что может впоследствии подтверждаться посредством волновода 88 после регулирования штуцера).

Следует понимать, что описанное выше изобретение создает несколько преимуществ по сравнению с известными техническими решениями регулирования давления в стволе скважины и измерения параметров в операциях бурения. В примере по фиг. 4, гибкая насосно-компрессорная труба или иная бурильная колонна 16 в виде непрерывной насосно-компрессорной трубы включает в себя оптический волновод 88, который обеспечивает распределенное и/или точечное измерение различных параметров. Использование бурильной колонны 16 в виде непрерывной насосно-компрессорной трубы с оптическим волноводом 88 здесь обеспечивает удобный спуск бурильной колонны и волновода в ствол 12 скважины и их подъем из ствола, не требуя прикрепления волновода к наружной поверхности, или открепления волновода от наружной поверхности бурильной колонны при соединении секций бурильной колонны с колонной или их отсоединения от колонны.

Приведенное выше изобретение описывает способ бурения ствола 12 скважины. Способ может включать в себя этапы, на которых бурят ствол 12 скважины посредством бурильной колонны 16 насосно-компрессорных труб, и измеряют по меньшей мере один параметр посредством оптического волновода 88 в бурильной колонне 16.

Бурильная колонна 16 может являться непрерывной по меньшей мере от оборудования на поверхности до компоновки низа бурильной колонны 16.

Измерение по меньшей мере одного параметра может содержать измерение параметра, распределенного вдоль бурильной колонны 16.

Распределенное акустическое измерение (DAS), распределенное измерение температуры (DTS), распределенное измерение вибрации (DVS) и/или распределенное измерение напряжения (DSS) может быть включено в измерение по меньшей мере одного параметра.

Измеряемый параметр можно выбрать из группы, включающей давление, температуру, ион химреагента, ионизирующее излучение, pH, магнитное поле и гамма-излучение. Конечно, любой другой параметр (параметры), и любое число или комбинацию параметров, можно измерять согласно принципам настоящего изобретения.

Способ 108 может включать в себя этапы, на которых регулируют штуцер 34, тем самым создавая приток флюида 94 в ствол 12 скважин, при этом измерение по меньшей мере одного параметра может включать в себя этап, на котором определяют приток. Способ 108 может также включать в себя этап, на котором измеряют давление в стволе 12 скважины при определении притока при корреляции давления в стволе 12 скважины с поровым давлением в пласте 64, пройденным стволом 12 скважины. Способ 108 может также включать в себя этап, на котором регулируют штуцер 34 в ответ на определение притока.

Способ 130 может включать в себя этап, на котором регулируют штуцер 34, тем самым вызывая потери флюида 18 из ствола 12 скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра может включать в себя этап, на котором определяют потери флюида 18. Способ 130 может также включать в себя этап, на котором измеряют давление в стволе 12 скважины при определении потери флюида 18 при корреляции давления в стволе 12 скважины с давлением гидроразрыва в пласте 64, пройденном стволом 12 скважин. Способ 130 может также включать в себя этап, на котором регулируют штуцер 34 в ответ на определение потери флюида 18.

Оптический волновод 88 может быть расположен во внутреннем канале 90 потока бурильной колонны 16.

Также в приведенном выше описании раскрыта скважинная система 10. Скважинная система 10 может содержать непрерывную бурильную колонну 16 насосно-компрессорных труб, и оптический волновод 88 в бурильной колонне 16. Оптический волновод 88 может измерять по меньшей мере один параметр вдоль бурильной колонны 16.

Следует понимать, что различные варианты осуществления настоящего изобретения, описанные в данном документе, можно использовать в различных ориентациях, таких как наклонная, перевернутая, горизонтальная, вертикальная и т.д. и в различных конфигурациях без отхода от принципов настоящего изобретения. Варианты осуществления описаны только как примеры полезного применения принципов изобретения, которые не ограничены любыми конкретными деталями данных вариантов осуществления.

Специалисту в данной области техники после тщательного рассмотрения приведенного выше описания вариантов осуществления изобретения должно быть понятно, что многие модификации, дополнения, замены, исключения и другие изменения можно выполнять в конкретных вариантах осуществления, и такие изменения согласуются с принципами настоящего изобретения. Соответственно, приведенное выше подробное описание следует понимать исключительно как иллюстрацию и пример, причем, сущность и объем настоящего изобретения ограничены только прилагаемой формулой изобретения и его эквивалентами.

1. Способ бурения ствола скважины, включающий в себя этапы, на которых:
бурят ствол скважины посредством непрерывной бурильной колонны насосно-компрессорных труб;
измеряют по меньшей мере один параметр посредством оптического волновода в бурильной колонне, причем измерение включает в себя этап, на котором определяют оптическое обратное рассеяние вдоль оптического волновода; и
регулируют штуцер, тем самым вызывая приток флюида в ствол скважины или потерю флюида из ствола скважины, при этом измерение по меньшей мере одного параметра дополнительно включает в себя этап, на котором определяют приток или потерю флюида.

2. Способ по п. 1, в котором бурильная колонна является непрерывной по меньшей мере от положения на поверхности до компоновки низа бурильной колонны.

3. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором измеряют параметр как распределенный вдоль бурильной колонны.

4. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное акустическое измерение.

5. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение температуры.

6. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение вибрации.

7. Способ по п. 1, в котором измерение по меньшей мере одного параметра включает в себя этап, на котором осуществляют распределенное измерение напряжения.

8. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере один параметр выбирают из группы, включающей: давление, температуру, ион химреагента, ионизирующее излучение, pH, магнитное поле и гамма-излучение.

9. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором измеряют давление в стволе скважины при определении притока, причем давление в стволе скважины коррелировано с поровым давлением в пласте, пройденном стволом скважины.

10. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором регулируют штуцер в ответ на определение притока.

11. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором измеряют давление в стволе скважины при определении потери флюида, причем давление в стволе скважины коррелировано с давлением гидроразрыва в пласте, пройденном стволом скважины.

12. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором регулируют штуцер в ответ на определение потери флюида.

13. Способ по п. 1, в котором оптический волновод расположен во внутреннем канале потока бурильной колонны.

14. Скважинная система, содержащая:
непрерывную бурильную колонну насосно-компрессорных труб и оптический волновод в бурильной колонне, причем оптический волновод измеряет по меньшей мере один параметр вдоль бурильной колонны посредством определения оптического обратного рассеяния вдоль оптического волновода, и
штуцер, регулирование которого вызывает приток флюида в ствол скважины или потерю флюида из ствола скважины, причем по меньшей мере один параметр представляет собой индикацию притока или потери флюида.

15. Система по п. 14, в которой бурильная колонна является непрерывной по меньшей мере от положения на поверхности до компоновки низа бурильной колонны.

16. Система по п. 14, в которой оптический волновод измеряет по меньшей мере один параметр как распределенный вдоль бурильной колонны.

17. Система по п. 14, в которой по меньшей мере один параметр представляет собой распределенные акустические волны.

18. Система по п. 14, в которой по меньшей мере один параметр представляет собой распределенную температуру.

19. Система по п. 14 в которой по меньшей мере один параметр представляет собой распределенную вибрацию.

20. Система по п. 14, в которой по меньшей мере один параметр представляет собой распределенное напряжение.

21. Система по п. 14, в которой по меньшей мере один параметр выбран из группы, включающей: давление, температуру, ион химреагента, ионизирующее излучение, pH, магнитное поле и гамма-излучение.

22. Система по п. 14, в которой давление в стволе скважины при индикации притока коррелировано с поровым давлением в пласте, пройденном стволом скважины.

23. Система по п. 14, в которой штуцер регулируется в ответ на индикацию притока.

24. Система по п. 14, в которой давление в стволе скважины при индикации потери флюида коррелировано с давлением гидроразрыва в пласте, пройденном стволом скважины.

25. Система по п. 14, в которой штуцер регулируется в ответ на индикацию потери флюида.

26. Система по п. 14, в которой оптический волновод расположен во внутреннем канале потока бурильной колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности.

Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине.

Изобретение относится к средствам питания скважинной аппаратуры. Техническим результатом является повышение надежности и ресурса работы устройства, а также упрощение конструкции и его эксплуатации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при расчетах технологических процессов, происходящих в наклонно-направленных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке нефти и природного газа. Электромагнитная расстановка содержит множество размещенных по оси электромагнитов, расположенных в немагнитном корпусе.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов. Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.

Изобретение относится к способам бурения скважин, а именно способу бурения высокопроницаемых горных пород. Техническим результатом является повышение скорости проходки при разбуривании высокопроницаемых горных пород в наклонном и горизонтальном бурении.

Изобретение относится к области бурового оборудования и может применяться в нефтяной, газовой и горной промышленности для автоматизации подачи долота при бурении скважин с промывкой.

Изобретение относится к способу управления работой буровой установки, в котором определяют расход потока промывочной среды буровой установки и управляют работой буровой установки на основании этого расхода потока промывочной среды.

Изобретение относится к способу, установке и клапану для управления бурением по породе. .

Изобретение относится к двигателям, приводимым в действие текучей средой. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии бурения скважин, и предназначено для автоматического регулирования забойного давления промывочной жидкости и поддержания его на уровне пластового.

Изобретение относится к контролю параметров в процессе бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями. .

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам создания и контроля необходимой нагрузки на долото при бурении горизонтальных стволов и наклонно направленных скважин винтовым забойным двигателем с большими смещениями забоев от устья скважин.

Изобретение относится к способу и устройству управления подачей машины для бурения горной породы, приводимой в действие напорной текучей средой, когда бурильный молоток подают вперед посредством двигателя подачи, приводимого в действие напорной текучей средой и выполнения вспомогательных операций, обеспечивающих подготовку машины к процессу выполнения операции бурения.

Изобретение относится к способу оптимизации скорости бура, приводимого в действие от ротора и статора гидравлически или пневматически, при бурении им ствола скважины в толще пород. Причем способ включает: (a) измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая нагрузку, приложенную к буровому долоту, скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени, (б) генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы обеспечить прогнозируемость скорости ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров, (в) определение скорости бурения для первого периода времени, исходя из измерения нагрузки, приложенной к долоту, и скорости вращения, (г) определение следующего: может ли любое другое сочетание нагрузки, приложенной к долоту, и скорости вращения долота, обусловленное соотношениями, установленными на этапе (б), обеспечить более высокую скорость бурения, и (д) регулирование, по меньшей мере, одного эксплуатационного параметра для изменения нагрузки, приложенной к долоту, и/или скорости вращения долота в направлении сочетания, которое обеспечивает первую более высокую скорость бурения. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.
Наверх