Способ и система бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события



Способ и система бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события
Способ и система бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события
Способ и система бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события
Способ и система бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события
Способ и система бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события

 

E21B44/00 - 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 2586363:

Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. (US)

Изобретение относится к способам и системам бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события. Техническим результатом является повышение эффективности бурения. Способ бурения скважины содержит детектирование события бурения путем сравнения сигнатуры параметров, созданной в процессе бурения, с сигнатурой события, сигнализирующей об указанном событии бурения, и автоматическое управление операцией бурения в ответ на, по меньшей мере, частичное совпадение по результатам сравнения указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события. Причем при сигнализации о событии резкого увеличения давления выполняется автоматическое переключение между (а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и (b) поддержанием требуемого давления в стояке. Система бурения скважины содержит систему управления, сравнивающую сигнатуру параметров для операции бурения с сигнатурой события, сигнализирующей об указанном событии бурения, и контроллер, автоматически управляющий операцией бурения в ответ на указанное событие бурения, о котором сигнализирует, по меньшей мере, частичное совпадение указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события. Причем указанная система управления выполнена с возможностью, при сигнализации о событии резкого увеличения давления, автоматического переключения между (а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и (b) поддержанием требуемого давления в стояке. 2 н. и 68 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение в целом относится к используемому оборудованию и выполняемым действиям, связанным с подземной скважиной и, в частности, согласно нижеописанному варианту осуществления изобретения к способам бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события.

Уровень техники

При выполнении операций бурения некоторые наступившие события желательно детектировать сразу, как только они наступили, чтобы как можно быстрее предпринять необходимые корректирующие действия. События также могут быть нормальными, ожидаемыми событиями, при этом желательно иметь возможность управлять операциями бурения на основе идентификации таких событий.

Таким образом, ясно, что усовершенствование решений уровня техники является актуальной задачей.

Осуществление изобретения

В своем первом аспекте настоящее изобретение заключается в том, что предложен способ бурения скважины, содержащий детектирование события бурения путем сравнения сигнатуры параметров, созданной в процессе бурения, с сигнатурой события, сигнализирующей о данном событии бурения; и автоматическое управление операцией бурения в ответ на, по меньшей мере, частичное совпадение по результатам сравнения указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события, причем при сигнализации о событии резкого увеличения давления выполняется автоматическое переключение между (а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и (b) поддержанием требуемого давления в стояке.

В своем втором аспекте настоящее изобретение заключается в том, что предложена система бурения скважины, содержащая систему управления, сравнивающую сигнатуру параметров для операции бурения с сигнатурой события, сигнализирующей о событии бурения; и контроллер, автоматически управляющий операцией бурения в ответ на событие бурения, о котором сигнализирует по меньшей мере частичное совпадение указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события, причем система выполнена с возможностью, при сигнализации о событии резкого увеличения давления, автоматического переключения между (а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и (b) поддержанием требуемого давления в стояке.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 показана схема скважинной системы, в которой могут быть осуществлены принципы настоящего изобретения.

На фиг. 2 показана блок-схема, представляющая способ, в котором осуществлены принципы настоящего изобретения.

На фиг. 3 показана блок-схема примера процесса создания сигнатуры параметров, который может быть использован в способе, проиллюстрированном на фиг. 2.

На фиг. 4 показана блок-схема примера процесса создания сигнатур событий и идентификации событий, который может быть использован в способе, проиллюстрированном на фиг. 2.

На фиг. 5 показана таблица событий и соответствующие сигнатуры событий, которые могут быть использованы в способе, проиллюстрированном на фиг. 2.

Подробное описание изобретения

На фиг. 1 наглядно и схематично проиллюстрирована система 10 бурения скважины и соответствующий способ, в которых могут быть осуществлены принципы настоящего изобретения. В системе 10 бурение ствола 12 скважины осуществляют посредством вращающегося бурового долота 14, установленного на конце трубчатой буровой колонны 16. Буровая текучая среда 18, известная как буровой раствор, циркулирует вниз через буровую колонну 16, из бурового долота 14 и вверх через кольцевое пространство 20, образованное между буровой колонной и стволом 12 скважины, для охлаждения бурового долота, смазывания буровой колонны, удаления бурового шлама и измерения давления на забое скважины. Обратный клапан 21 (обычно невозвратный клапан с заслонкой) предотвращает течение буровой текучей среды 18 вверх по буровой колонне 16 (например, при выполнении соединений в буровой колонне).

Управление забойным давлением является очень важным аспектом при бурении с контролем давления, а также в других типах буровых операций. Предпочтительно забойным давлением управляют с высокой точностью для предотвращения чрезмерных утечек текучей среды в земляной пласт, окружающий ствол 12 скважины, образования нежелательных разрывов пласта и создания нежелательного притока пластовых текучих сред в ствол скважины и так далее.

В типичном варианте бурения с контролем давления требуется поддерживать забойное давление просто выше порового давления пласта, но не выше давления разрыва пласта.

В типичном бурении с отрицательным дифференциальным давлением необходимо поддерживать забойное давление чуть ниже порового давления, получая тем самым управляемый приток текучей среды из пласта.

Для управления давлением в буровую текучую среду 18 может быть добавлен азот, или другой газ, или другая более легкая по массе текучая среда. Данная технология полезна, например, в буровых операциях с отрицательным дифференциальным давлением.

В системе 10 дополнительное управление забойным давлением осуществляют путем закрытия кольцевого пространства 20 (например, путем изолирования его от связи с атмосферой на поверхности и обеспечения возможности повышения давления кольцевого пространства на поверхности или вблизи нее) с использованием вращающегося превентора 22 (RCD - от англ. rotating control device). Вращающийся превентор 22 герметизирует пространство вокруг буровой колонны 16 над устьем 24 скважины. Хотя это не показано на фиг. 1, буровая колонна 16 будет проходить вверх через вращающийся превентор 22 для соединения с, например, роторным столом (не показан), линией 26 стояка, приводом ведущей трубы (не показан), верхним приводом и/или другим типичным буровым оборудованием.

Буровая текучая среда 18 вытекает из устья 24 скважины через боковую задвижку 28, связанную с кольцевым пространством 20 ниже вращающегося превентора 22. Текучая среда 18 затем протекает через линии 30, 73 возврата текучей среды к дроссельному манифольду 32, который содержит резервированные дроссели 34 (одновременно может быть использован только один). Противодавление прикладывают к кольцевому пространству 20 путем переменного ограничения потока текучей среды 18 через задействованный дроссель (дроссели) 34.

Чем больше ограничение потока через задействованный дроссель 34, тем больше противодавление, приложенное к кольцевому пространству 20. Таким образом, давление в забое скважины можно удобным образом регулировать, изменяя противодавление, прикладываемое к кольцевому пространству 20. Для определения давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20 на поверхности или вблизи нее, можно использовать гидравлическую модель, чтобы получить требуемое давление в забое скважины так, что оператор (или автоматическая система управления) может без труда определить, как регулировать давление, приложенное к кольцевому пространству, на поверхности или вблизи нее (которое можно легко измерить) для достижения требуемого давления в забое скважины.

Давление, приложенное к кольцевому пространству 20, может быть измерено на поверхности или близи поверхности посредством различных датчиков 36, 38, 40 давления, каждый из которых имеет связь с указанным кольцевым пространством. Датчик 36 давления измеряет давление ниже вращающегося превентора 22, но выше блока 42 противовыбросовых превенторов (ВОР - от англ. blowout preventer stack). Датчик 38 давления измеряет давление в устье скважины ниже блока 42 противовыбросовых превенторов. Датчик 40 давления измеряет давление в линиях 30, 73 возврата текучей среды выше по потоку от дроссельного манифольда 32.

Другой датчик 44 давления измеряет давление в линии 26 ввода буровой текучей среды (стояка). Еще один датчик 46 давления измеряет давление ниже по потоку от дроссельного манифольда 32, но выше по потоку от сепаратора 48, вибросита 50 и резервуара 52 бурового раствора. К дополнительным датчикам относятся термометры 54, 56, кориолисов расходомер 58 и расходомеры 62, 64, 66.

Не все указанные датчики являются необходимыми. К примеру, система 10 может содержать только два из трех расходомеров 62, 64, 66. Однако входные сигналы с указанных датчиков полезны для гидравлической модели при определении того, каким должно быть давление в кольцевом пространстве 20 в процессе выполнения буровых операций.

Кроме того, буровая колонна 16 может быть оснащена своими собственными датчиками 60, например, для прямого измерения давления в забое скважины. Такие датчики 60 могут быть такого известного специалистам данной области техники типа, как системы измерения давления в процессе бурения (PWD - от англ. pressure while drilling), скважинных измерений в процессе бурения (MWD - от англ. measurement while drilling) и/или каротажа в процессе бурения (LWD - от англ. logging while drilling). Данные системы датчиков буровой колонны по существу обеспечивают по меньшей мере измерение давления, но могут также обеспечивать измерение температуры, детектирование характеристик буровой колонны (например, вибрации, крутящий момент, количества оборотов в минуту, нагрузки на долото, прилипания-проскальзывания и так далее), характеристик пласта (сопротивления, плотности и так далее), характеристик текучей среды и/или производить другие измерения. Для передачи измерений скважинных датчиков на поверхность можно применять различные виды телеметрии (акустическую, на основе импульсов давления, электромагнитную и так далее).

При необходимости в систему 10 могут быть введены дополнительные датчики. Например, еще один расходомер 67 можно использовать для измерения расхода потока текучей среды 18, вытекающей через устье 24 скважины, другой кориолисовый расходомер (не показан) может быть напрямую подключен выше по потоку или ниже по потоку от насоса 68 бурового раствора буровой установки и так далее. Вместе с сепаратором 48 могут быть использованы датчики давления и уровня, причем датчики уровня могут быть использованы для индикации объема буровой текучей среды в резервуаре 52 бурового раствора и т.д.

При необходимости в систему 10 может быть установлено и меньшее количество датчиков. Например, вместо применения расходомера 62 или каких-либо других расходомеров производительность насоса 68 бурового раствора буровой установки может быть определена путем подсчета числа ходов поршня насоса.

Необходимо иметь в виду, что сепаратор 48 может быть как трехфазным, так и четырехфазным или газовым сепаратором бурового раствора (иногда называемым «буровым дегазатором»). Однако применение сепаратора 48 в системе 10 не является обязательным.

Буровую текучую среду 18 перекачивают через линию 26 стояка внутрь буровой колонны 16 посредством насоса 68 бурового раствора буровой установки. Насос 68 забирает текучую среду 18 из резервуара 52 бурового раствора и через манифольд 70 стояка перекачивает его в стояк 26. Затем текучая среда циркулирует вниз сквозь буровую колонну 16, наверх через кольцевое пространство 20 по линиям 30, 73 возврата буровой текучей среды через дроссельный манифольд 32, а затем через сепаратор 48 и вибросито 50 в резервуар 52 бурового раствора для обработки и рециркуляции.

Необходимо иметь в виду, что в системе 10, как до сих пор описывалось выше, дроссель 34 не может быть использован для управления противодавлением, прикладываемым к кольцевому пространству 20, с целью управления давлением в забое скважины, если текучая среда 18 не течет через указанный дроссель. В обычном бурении с положительным дифференциальным давлением такая ситуация возникнет, например, при выполнении соединений в буровой колонне 16 (например, при добавлении отрезка буровой трубы к буровой колонне при бурении ствола скважины 12 глубже), и недостаток циркуляции потребует регулирования давления в забое скважины только путем изменения плотности текучей среды 18.

Однако в системе 10 может быть сохранен поток текучей среды 18 через дроссель 34 даже при отсутствии циркуляции текучей среды через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20 во время выполнения соединения в буровой колонне. Таким образом, к кольцевому пространству 20 все еще может быть приложено давление путем ограничения потока текучей среды 18 через дроссель 34, даже если отдельный насос противодавления не используют.

Вместо этого, при выполнении соединительной операции в буровой колонне 16 буровую текучую среду 18 перекачивают от насоса 68 к дроссельному манифольду 32 по обводной линии 72, 75. Таким образом, текучая среда 18 может быть пущена в обход линии 26 стояка, буровой колонны 16 и кольцевого пространства 20 и может течь из насоса 68 напрямую к линии 30 возврата бурового раствора, которая сохраняет связь с кольцевым пространством 20. Ограничение указанного потока дросселем 34, таким образом, создаст давление в кольцевом пространстве 20.

Как показано на фиг. 1, и обводная линия 75, и линия 30 возврата бурового раствора имеют связь с кольцевым пространством 20 посредством единственной линии 73. Однако вместо этого, обводная линия 75 и линия 30 возврата бурового раствора могут быть соединены с устьем 24 скважины по отдельности, например, с использованием дополнительной боковой задвижки (к примеру, ниже вращающегося превентора 22), и в таком случае каждая из линий 30, 75 будет иметь прямую связь с кольцевым пространством 20. Хотя это может потребовать установки дополнительных трубопроводов на буровой площадке, воздействие на давление в кольцевом пространстве по существу будет таким же, как в случае подключения обводной линии 75 и линии 30 возврата бурового раствора к общей линии 73. Таким образом, следует учитывать, что можно применять различные конфигурации компонентов системы 10 без отступлений от принципов раскрытого изобретения.

Поток текучей среды 18 через обводную линию 72, 75 регулируют дросселем или устройством 74 управления потоком другого типа. Линия 72 расположена выше по потоку от устройства 74 управления обводным потоком, и линия 75 расположена ниже по потоку от устройства управления обводным потоком.

Потоком текучей среды 18 в стояке 26 по существу управляют посредством клапана или устройства 76 управления потоком другого типа. Следует иметь в виду, что устройства 74, 76 управления потоком выполнены с возможностью независимого управления, что обеспечивает значительные преимущества для системы 10, как более подробно описано ниже.

Поскольку расход текучей среды 18, протекающей через каждый стояк и обводные линии 26, 72 полезен при определении того, как указанные потоки влияют на забойное давление, расходомеры 64, 66 изображены на фиг. 1 подключенными в указанные линии. Однако расход потока, протекающего через стояк 26, можно определить даже при использовании только расходомеров 62, 64, а расход потока, проходящего через обводную линию 72, можно определить даже при использовании только расходомеров 62, 66. Таким образом, следует понимать, что система 10 необязательно должна содержать все датчики, изображенные на фиг. 1 и описанные здесь, а также, наоборот, что указанная система может содержать дополнительные датчики, различные их комбинации и/или типы и так далее.

Для заполнения стояка 26 и буровой колонны 16 после выполнения соединения и для уравнивания давления между стояком и линиями 30, 73 возврата бурового раствора перед открытием устройства 76 управления потоком может быть использовано устройство 78 управления обводным потоком и ограничитель 80 потока. В противном случае, резкое открытие устройства 76 управления потоком до заполнения линии 26 стояка и буровой колонны 16 текучей средой и создания в них давления может служить причиной нежелательного нестационарного давления в кольцевом пространстве 20 (например, по причине временного отсутствия потока на дроссельном манифольде 32 во время заполнения текучей средой стояка и буровой колонны и так далее).

Посредством открытия устройства 78 управления обводным потоком после выполнения соединения обеспечивается возможность заполнения стояка 26 и буровой колонны 16 текучей средой 18, в то время как по существу большая часть текучей среды продолжает течь через обводную линию 72, тем самым позволяя непрерывно осуществлять управляемое приложение давления к кольцевому пространству 20. После выравнивания давлений в линии 26 стояка, линиях 30, 76 возврата бурового раствора и обводной линии 75, устройство 74 управления потоком можно закрыть для того, чтобы медленно перенаправить большую часть текучей среды 18 из обводной линии 72 в линию 26 стояка.

Перед выполнением соединения в буровой колонне 16, такие же действия, только в обратном порядке, можно выполнить для постепенного перенаправления потока текучей среды 18 из линии 26 стояка в обводную линию 72 для подготовки к добавлению буровых труб к буровой колонне 16. То есть устройство 74 управления потоком может быть постепенно открыто для медленного перенаправления большей части текучей среды 18 из линии 26 стояка в обводную линию 72, и затем устройство 76 управления потоком может быть закрыто.

Следует отметить, что устройство 78 управления потоком и ограничитель 80 потока могут быть встроены в единый элемент (например, в устройство управления потоком, содержащим ограничитель потока), а устройства 76, 78 управления потоком могут быть встроены в единое устройство 81 управления потоком (например, в один дроссель, который может быть постепенно открыт для медленного заполнения и нагнетания давления в линии 26 стояка и буровой колонне 16 после выполнения соединения буровой трубы и затем открыт полностью для обеспечения максимального потока во время бурения). Однако, поскольку типичные буровые установки оборудованы устройством 76 управления потоком в виде клапана в нагнетательном манифольде 70, и применение клапана стояка внедрено в обычную практику бурения, в настоящее время предпочтительно использование индивидуально функционирующих устройств 76, 78 управления потоком. Дальше по тексту устройства 76, 78 управления потоком упоминаются как единое устройство 81 управления потоком, однако следует понимать, что устройство 81 управления потоком может содержать отдельные устройства 76, 78 управления потоком.

Следует отметить, что для создания давления в кольцевом пространстве 20 и в линии 30 возврата буровой текучей среды выше по потоку от дроссельного манифольда 32 система 10 при необходимости может содержать насос противодавления (не показан). Указанный насос противодавления может быть использован вместо обводной линии 72 и устройства 74 управления потоком или в дополнение к ним для обеспечения гарантированного продолжения течения буровой текучей среды через дроссельный манифольд 32 при таких событиях, как выполнение соединительных операций в буровой колонне 16. В этом случае могут быть использованы дополнительные датчики, например, для мониторинга давления и расхода потока на выходе насоса противодавления.

Применение насоса противодавления описано в международной заявке №PCT/US10/38586, поданной 15 июня 2010 года. В указанной заявке также описан способ корректировки заданного значения давления в кольцевом пространстве при бурении.

В других примерах, в буровой колонне могут не выполнять соединительные операции при бурении, например, если буровая колонна содержит гибкие трубы. Буровая колонна 16 может содержать провода и/или другие линии (например, устанавливаемые на боковой стенке или внутри буровой колонны), предназначенные для передачи данных, команд, давления и так далее между забоем скважины и поверхностью (например, для связи с датчиками 60).

Способы управления давлением и потоком при выполнении буровых операций, в том числе использование устройства валидации данных и прогнозирования, описаны в международной заявке №PCT/US10/56433, поданной 12 ноября 2010 года.

На фиг. 2 показана схема, иллюстрирующая способ 90 бурения скважины, в котором может использоваться система 10, приведенная на фиг. 1. Однако следует четко понимать, что способ 90 можно использовать вместе с другими системами без отклонения от принципов раскрытого изобретения.

Способ 90 содержит процесс детектирования события, который можно использовать для оповещения оператора о произошедшем событии, например, путем приведения в действие оповещения об опасности или отображения предупреждения в случае нежелательного события (например, при недопустимой утечке текучей среды в пласт, недопустимом притоке текучей среды из пласта в скважину и так далее), а также путем отображения информации об этом событии в случае нормального, прогнозируемого или желательного события и так далее. Способы бурения скважины, содержащие детектирование событий, описаны в международной заявке №PCT/US09/52227, поданной 30 июля 2009 года.

Одно событие может быть предвестником наступления другого события, при этом детектирование первого события может быть использовано в качестве сигнализации о высокой вероятности наступления второго события или на то, что второе событие уже происходит. Кроме того, о высокой вероятности наступления другого события может сигнализировать серия событий. Таким образом, в качестве источника данных, на основе которых определяют возможность наступления другого события, может быть использовано одно или более предшествующих событий.

В рамках способа 90 может быть детектировано множество различных событий и различные типы событий. Указанные события могут содержать следующие события, но не только: резкое увеличение давления (приток), частичная утечка текучей среды, полная утечка текучей среды, падение давления в стояке, закупорка дросселя, размыв дросселя, неудовлетворительная очистка ствола скважины (закупорка ствола скважины вокруг буровой колонны), переток в забое скважины, размыв ствола скважины, потеря диаметра ствола скважины, резкое увеличение скорости проходки при бурении, выпучивание при циркуляции, выпучивание при выключенном буровом насосе, прихват труб, повреждение трубы вследствие скручивания, развинчивание, закупорка насадки долота, размыв насадки долота, утечка в наземном обрабатывающем оборудовании, отказ насоса буровой установки, отказ насоса противодавления, отказ скважинного датчика 60, размыв буровой колонны, отказ обратного клапана, начало присоединения буровой трубы, завершение присоединения буровой трубы и так далее.

Для детектирования указанных событий «сигнатуры» параметров бурения, создаваемые в реальном времени, сравнивают с набором «сигнатур» событий, чтобы определить, происходят ли события, представленные указанными сигнатурами событий. Таким образом, то, что происходит в текущий момент в операции бурения (сигнатуры параметров бурения) сравнивают с набором сигнатур, соответствующих событиям бурения, и наличие совпадений указывает на то, что событие, соответствующее совпавшей сигнатуре события, происходит.

Характеристики бурения (например, давление, температура, расход потока и так далее) считывают посредством датчиков, а выходные сигналы датчиков используют для поступления данных, указывающих на характеристики бурения. Указанные данные о характеристиках бурения используют для определения интересующих параметров бурения.

Данные могут представлять собой данные из соседних скважин (например, других скважин, пробуренных поблизости или в породах сходного литологического типа, в сходных условиях и так далее). Предыдущий опыт бурильщиков также может служить источником необходимых данных. Данные могут быть введены оператором до операции бурения или во время операции бурения.

Параметр бурения может содержать данные, относящиеся к одной характеристике бурения, или параметр может содержать отношение, произведение, разность, сумму или другую функциональную зависимость данных, относящихся ко множеству характеристик бурения. Например, во время операций бурения полезно осуществлять мониторинг разности между расходом потока буровой текучей среды, вводимой в скважину (например, через линию 26 стояка с установленным в ней расходомером 66), и расходом потока буровой текучей среды, возвращаемой из скважины (например, через линию 30 возврата буровой текучей среды, измеренным расходомером 67). Таким образом, интересующий параметр, который может быть использован для определения части или сегмента сигнатуры, может представлять собой указанную разность характеристик бурения (расход входного потока - расход выходного потока).

В процессе операции бурения считывают характеристики бурения с течением времени, непрерывно или через промежутки времени. Таким образом, данные, относящиеся к характеристикам бурения, доступны в динамике и можно оценить поведение каждого параметра бурения в реальном времени. В частности, особый интерес в рамках выполнения алгоритма способа 90 представляет изменение параметров бурения с течением времени, то есть увеличивается ли каждый параметр, уменьшается, остается по существу неизменным, остается в определенном диапазоне, превышает максимум, падает ниже минимума и так далее.

Указанным поведениям параметра присваивают соответствующие значения и объединяют эти значения для создания сигнатур параметров, указывающих на то, что происходит в реальном времени во время операции бурения. Например, один сегмент сигнатуры параметров может указывать на увеличение давления в стояке (например, измеряемого датчиком 44), а другой сегмент сигнатуры параметров может указывать на снижение давления выше по потоку от дроссельного манифольда (например, измеряемого датчиком 40).

Сигнатура параметров может содержать множество (предположительно 20 или более) указанных сегментов. Таким образом, сигнатура параметров может обеспечивать «снимок» того, что происходит в реальном времени в процессе операции бурения.

С другой стороны, сигнатура события не дает представления о том, что происходит в реальном времени в процессе операции бурения. Напротив, сигнатура события представляет то, какими будут поведения параметров бурения, когда соответствующее событие наступит. Сигнатура каждого события является отличительной, так как каждое событие характеризуется своим отличительным сочетанием характеров изменения параметров.

Как сказано выше, одно событие может быть предвестником другого события. В этом случае сигнатура первого события может являться отличительным сочетанием поведений параметров, которые указывают, что второе событие вскоре (или по меньшей мере в итоге) произойдет.

События могут представлять собой параметры, например при вышеуказанных обстоятельствах, в которых серия событий может указывать на то, что другое событие собирается произойти. В этом случае соответствующее поведение параметра может указывать на то, наступило или не наступило событие-предвестник (события-предвестники).

Сигнатуры событий могут быть созданы до начала операции бурения и могут быть основаны на опыте, полученном при бурении сходных скважин при сходных условиях и так далее. Сигнатуры событий могут быть уточнены по мере выполнения операции бурения и приобретения нового опыта в отношении пробуриваемой скважины.

Вкратце, используют датчики для считывания характеристик бурения в процессе операции бурения; используют данные, относящиеся к считанным характеристикам, для определения интересующих параметров бурения; объединяют значения, указывающие на поведение указанных параметров, в сигнатуры параметров; указанные сигнатуры параметров сравнивают с заданными сигнатурами событий для детектирования того, наступило ли какое-либо соответствующее событие или по существу вероятно наступит.

Этапы процесса детектирования события схематично показаны на фиг. 2 в виде блок-схемы. Однако следует понимать, что способ 90 может содержать дополнительные, альтернативные или опциональные этапы, и необязательно все показанные этапы должны быть выполнены для соответствия принципам раскрытого изобретения.

На первом этапе 92, показанном на фиг. 2, получают данные. В этом примере данные получают из центральной базы данных, такой как база данных INSITE™, применяемая компанией Halliburton Energy Services, Inc. (г.Хьюстон, шт. Техас, США), однако при необходимости могут быть использованы другие базы данных.

Указанные данные обычно имеют вид результатов измерений характеристик бурения, считанных различными датчиками в процессе операции бурения. Например, датчики 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67, а также другие датчики производят показания различных характеристик (например, давления, температуры, массового или объемного расхода потока, плотности, удельного электрического сопротивления, количества оборотов в минуту, крутящего момента, веса, положения и так далее), которые будут храниться в базе данных. До получения указанных данных из базы данных указанные данные могут быть подвергнуты калибровке, преобразованию и/или другим операциям.

Указанные данные могут быть введены оператором вручную. В качестве альтернативы, данные могут быть получены непосредственно от одного или более датчиков или от другой системы сбора данных, независимо от того, получены ли данные по результатам измерения при помощи датчиков, и без предварительного их хранения в отдельной базе данных. Кроме того, как сказано выше, указанные данные можно взять с соседней скважины, из прошлого опыта и так далее. В соответствии с принципами раскрытого изобретения может быть использован любой источник данных.

На этапе 94 вычисляют различные значения параметра для дальнейшего использования в способе 90. Например, может потребоваться вычислить отношение значений данных, сумму значений данных, разность значений данных, произведение значений данных и так далее. Однако в некоторых случаях используют данные, как они есть, без каких-либо дополнительных вычислений.

На этапе 96 производят валидацию значений параметра и могут быть использованы методики сглаживания, чтобы гарантировать использование на дальнейших этапах способа 90 показательных значений параметров. Например, значение параметра может быть исключено, если данное значение является необоснованно высоким или низким для рассматриваемого параметра, и могут быть использованы методики сглаживания для предотвращения искажения результатов последующего анализа недопустимыми скачками значений параметров. Как сказано выше, значение параметра может соответствовать тому, что другое событие наступило или не наступило.

На этапе 98 определяют сегменты сигнатур параметров. Данный этап может содержать вычисление значений, указывающих на поведения параметров. Например, если параметр имеет тенденцию к увеличению, то соответствующему сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 1; если параметр имеет тенденцию к уменьшению, то сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 2; если параметр не изменяется, сегменту может быть присвоено значение 0 и так далее. Для определения характера изменения параметра можно применить статистические вычисления (алгоритмы) к значениям параметра, полученным на этапе 96.

Для определения конкретного сегмента сигнатуры параметров также могут быть выполнены сравнения между параметрами. Например, если один параметр больше другого параметра, то сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 1; если первый параметр меньше второго параметра, то сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 2; если указанные параметры по существу равны, то сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 0.

На этапе 100 сегменты сигнатур параметров комбинируют в сигнатуры параметров. Каждая сигнатура параметров представляет собой комбинацию сегментов сигнатуры параметров и представляет происходящее в реальном времени в процессе операции бурения.

На этапе 102 сигнатуры параметров сравнивают с предварительно заданными сигнатурами событий для того, чтобы увидеть, есть ли совпадение. Поскольку в процессе операции бурения данные создаются непрерывно (или по меньшей мере через определенные промежутки времени) в реальном времени, в рамках способа 90 также можно создавать соответствующие сигнатуры параметров для сравнения с сигнатурами событий в реальном времени. Таким образом, в процессе операции бурения оператор может быть незамедлительно информирован о том, происходит ли событие.

Этап 104 представляет собой задание сигнатур событий, которое, как описано выше, может быть выполнено до операции бурения и/или в процессе операции бурения. На фиг. 5 показаны примеры сигнатур событий, подробнее рассмотренные ниже.

На этапе 106 если есть совпадение между сигнатурой события и сигнатурой параметра, то сигнализируют о событии. Сигнализация оператору может быть обеспечена, например, путем отображения информации, связанной с событием, на экране компьютера, путем отображения предупреждения об опасности, путем озвучивания сигнала тревоги и так далее. Сигнализация также может иметь вид записи данных о наступлении события в базе данных, запоминающем устройстве компьютера и так далее. Как подробнее описано ниже, дополнительно или альтернативно в ответ на сигнализацию о событии может реагировать система управления.

На этапе 108 сигнализируют о вероятности наступления события в случае частичного совпадения сигнатуры события с сигнатурой параметров. Например, если сигнатура события содержит сочетание из 30 поведений параметров, и в созданной сигнатуре параметров 28 или 29 поведений параметров совпадают с соответствующими поведениями в сигнатуре события, это может говорить о высокой вероятности того, что указанное событие происходит, даже если отсутствует полное совпадение между сигнатурой параметров и сигнатурой события. В такой ситуации может быть полезно сигнализировать оператору о высокой вероятности того, что указанное событие происходит.

Другой полезной сигнализацией может быть сигнализация о вероятности наступления события в будущем. Например, если, как в вышеописанном примере, в сигнатуре параметров и сигнатуре событий существенное большинство поведений параметров совпадает, а несовпадающие поведения параметров имеют тенденцию к совпадению, может быть полезным (в частности, в случае нежелательного события) сигнализировать оператору о том, что событие вероятно наступит, для обеспечения возможности предпринять необходимые корректирующие действия (например, предотвратить наступление нежелательного события).

На фиг. 3 показана блок-схема другого примера процесса создания сигнатур параметров в рамках способа 90. Процесс начинается с получения данных, как на вышеописанном этапе 92. Затем выполняют вычисления значений параметров, как на вышеописанном этапе 94.

На этапе 110 выполняют операции по предварительной обработке значений параметров. Например, в отношении некоторых параметров могут использовать ограничения по максимуму и по минимуму для исключения ошибочно высоких или низких значений указанных параметров.

На этапе 112 значения параметров, прошедшие предварительную обработку, сохраняют в буфере данных. Буфер данных используют для создания очереди значений параметров с целью их последующей обработки.

На этапе 114 со значениями параметров осуществляют подготовительные вычисления. Например, может быть использовано сглаживание (например, усреднение по методу скользящего окна, сглаживание по методу Савицкого-Голея и т.д.), как описано выше в отношении этапа 96.

На этапе 116 подготовленные значения параметров сохраняют в буфере данных.

На этапе 118 в отношении значений параметров выполняют статистические вычисления. Например, для описания характера изменения параметра можно использовать анализ тенденции изменения (например, аппроксимация прямой линией, определение направления тенденции изменения во времени, нахождение производной первого и второго порядков и так далее). Значения, присваиваемые характеристикам изменения параметров, становятся сегментами результирующих сигнатур параметров, как сказано выше в отношении этапа 98.

На этапе 120 сегменты сигнатуры параметров выдают в базу данных для хранения, последующего анализа и так далее. В данном примере сегменты сигнатуры параметра заносят в базу данных INSITE™ для операции бурения.

Как сказано выше, на этапе 100 сегменты сигнатуры параметров объединяют в сигнатуры параметров.

На фиг. 4 наглядно проиллюстрирована блок-схема примера процесса идентификации того, что событие наступило или наступит в рамках способа 90. Указанный процесс начинается с этапа 122, на котором конфигурируют базу данных сигнатур событий. База данных может быть сконфигурирована таким образом, что содержит любое количество сигнатур событий для обеспечения возможности идентификации любого количества соответствующих событий в процессе операции бурения. Предпочтительно база данных сигнатур событий может быть сконфигурирована отдельно для различных типов операций бурения, таких как бурение с отрицательным дифференциальным давлением, бурение с положительным дифференциальным давлением, бурение в породах разных литологических типов и так далее.

На этапе 124 требуемый набор сигнатур событий загружают в базу данных сигнатур событий. Как сказано выше, в рамках способа 90 может быть использовано любое количество, любой вид и/или любое сочетание сигнатур событий.

На этапе 126 делают запросы в базу данных на предмет выявления совпадений с сигнатурами параметров, созданными на этапе 100. Как сказано выше, опционально могут быть также идентифицированы частичные совпадения.

На этапе 128 идентифицируют события, соответствующие сигнатурам событий, совпадающим (или по меньшей мере частично совпадающим) с какими-либо сигнатурами параметров. Выдача результатов на этапе 130 может принимать различные формы, которые зависят от идентифицированного события. Как сказано выше при описании этапа 106, может быть выдан сигнал тревоги, предупреждение об опасности, отображена информация и так далее. Как минимум, наступление события должно быть записано, а в данном примере предпочтительно, что наступление события записывают в базу данных INSITE™ для операции бурения.

На фиг. 5 в таблице приведены четыре примера сигнатур событий, а также поведения параметров, соответствующие сегментам указанных сигнатур. На практике количество сигнатур событий может быть намного большим, а для определения сегментов сигнатур может быть использовано большее или меньшее количество поведений параметров.

Необходимо отметить, что каждая сигнатура события отличается от других. Таким образом, о событии резкого увеличения давления (приток) сигнализирует конкретное сочетание поведений параметров, в то время как о событии утечки текучей среды сигнализирует другое конкретное сочетание поведений параметров.

Если в процессе операции бурения создана сигнатура параметров, совпадающая (или по меньшей мере частично совпадающая) с какой-либо из сигнатур событий, показанных на фиг. 5, будет осуществлена сигнализация о том, что наступило соответствующее событие. Если создана сигнатура параметров, до определенной степени совпадающая с сигнатурой события, или если сегменты сигнатуры параметров имеют тенденцию к совпадению, может быть осуществлена сигнализация о том, что соответствующее событие по существу вероятно наступит. Это может происходить даже без вмешательства человека, в связи с чем буровая система характеризуется большей степенью автоматизации, точности и безопасности.

Сигнализация о событиях, обеспечиваемая способом 90, может быть использована для управления операцией бурения. Например, при сигнализации о событии резкого увеличения давления задействованный(ые) дроссель(и) 34 можно настроить на ответное увеличение давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20 в системе 10. При детектировании утечки текучей среды дроссель(и) (34) можно настроить на ответное уменьшение давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20. В начале присоединения буровой трубы устройства 81, 74 управления потоком могут быть надлежащим образом настроены на поддержание требуемого давления в кольцевом пространстве 20 в процессе присоединения, а при детектировании события завершения процесса присоединения буровой трубы указанные устройства управления потоком могут быть надлежащим образом настроены на возобновление циркуляции потока через буровую колонну 16 в рамках подготовки к продолжению бурения.

При помощи способа 90 на основе детектирования соответствующих событий можно при необходимости автоматически и без вмешательства человека реализовать указанные и другие виды управления операцией бурения. В одном варианте для реализации управления операцией бурения может быть использована система управления, описанная, например, в международной заявке №PCT/US08/87686.

В некоторых вариантах осуществления изобретения вмешательство человека может быть использовано, например, для определения, требуется ли управление операцией бурения в ответ на детектирование событий в рамках способа 90. Таким образом, при детектировании события (или при сигнализации о том, что указанное событие вероятно произойдет) перед ответным осуществлением автоматического управления операцией бурения может быть затребована авторизация человеком.

Как показано на фиг. 1, с системой 86 управления (такой как система управления, описанная в международной заявке №PCT/US08/87686 или в международной заявке №PCT/US 10/56433) соединен контроллер 84 (например, программируемый логический контроллер или контроллер другого типа, выполненный с возможностью управления работой бурового оборудования). С контроллером 84 также соединены устройства 34, 74, 81 управления потоком для регулирования потока, вводимого в буровую колонну 16, потока, протекающего через линию 30 возврата буровой текучей среды, и потока, протекающего между линией 26 ввода стояка и линией 30 возврата.

Система 86 управления может содержать различные элементы, например одно или более вычислительных устройств/процессоров, гидравлическую модель, модель ствола скважины, базу данных, программные средства в различных форматах, запоминающее устройство, машиночитаемый код и так далее. Указанные и другие элементы могут быть выполнены в одной конструкции или в одном месте, а также могут быть распределены между множеством конструкций или мест.

С системой 86 управления соединены датчики 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67, которые считывают соответствующие характеристики бурения в процессе операции бурения. Как сказано выше, в систему 86 управления могут быть введены данные, полученные из соседних скважин, данные, полученные из прошлого опыта операторов, данные, предоставляемые другими операторами, и так далее. Для выполнения вышеописанных этапов способа 90 система 86 управления может содержать программные средства, программируемое и предварительно запрограммированное запоминающее устройство, машиночитаемый код и так далее.

Система 86 управления может быть расположена на буровой площадке, где с указанной системой управления могут быть соединены датчики 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 проводным или беспроводным способом. Альтернативно, система 86 управления может быть расположена в удаленном месте, где она может получать данные посредством спутниковой связи, через Интернет, беспроводным способом или любыми другими подходящими средствами. Контроллер 84 также может быть соединен с системой 86 управления различными способами, независимо от того расположена указанная система управления локально или удаленно.

В одном примере система 86 управления в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что наступило или по существу вероятно наступит резкое увеличение давления (приток), может автоматически вызвать закрытие одного или более дросселей 34 (например, увеличивая ограничение потока текучей среды 18 через линию 30 возврата) до заданной степени. Например, при совпадении (или по существу совпадении) сигнатуры параметров с сигнатурой события резкого увеличения давления система управления 86 выдаст сигнал контроллеру 84 на закрытие задействованного(ых) дросселя(ей) 34 до заданной степени (например, в процентном отношении от рабочего диапазона дросселя, например, на 1-10% от указанного диапазона).

Указанная заданная степень может быть запрограммирована в системе 86 управления, и/или указанная заданная степень может быть введена, например, через интерфейс человек-машина. После закрытия дросселя(ей) 34 до заданной степени управление дросселем(ями) 34 может быть возвращено автоматизированной системе, в результате чего поддерживают заданное значение давления в стволе скважины или в стояке (причем заданное значение давления может быть получено, например, из гидравлической модели или может быть введено вручную), дроссель(ями) могут управлять вручную, или может быть реализовано иное управление дросселем(ями).

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что наступило или по существу вероятно наступит событие утечки текучей среды, система 86 управления может автоматически вызвать открытие одного или более дросселей 34 (например, уменьшая ограничение потока текучей среды 18 через линию 30 возврата) до заданной степени. Например, при совпадении (или по существу совпадении) сигнатуры параметров с сигнатурой события утечки текучей среды система управления 86 выдаст сигнал контроллеру 84 на открытие задействованного(ых) дросселя(ей) 34 до заданной степени (например, в процентном отношении от рабочего диапазона дросселя, например, на 1-10% от указанного диапазона).

Указанная заданная степень может быть запрограммирована в системе 86 управления, и/или указанная заданная степень может быть введена, например, через интерфейс человек-машина. После открытия дросселя(ей) 34 до заданной степени управление дросселем(ями) 34 может быть возвращено автоматизированной системе, в результате чего поддерживают заданное значение давления в стволе скважины или стояке (указанное заданное значение может быть получено из гидравлической модели или может быть введено вручную), дросселем(ями) могут управлять вручную, или может быть реализовано другое управление дросселем(ями).

В другом примере система 86 управления может выдавать предупреждение об опасности или сигнал тревоги оператору о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит. После этого оператор может предпринять необходимые корректирующие действия, основанные на предупреждении об опасности/сигнале тревоги, или может осуществить ручную коррекцию любого действия, автоматически предпринятого системой 86 управления в ответ на выдачу сигнализации на этапе 130. Если действие системой 86 управления уже предпринято, оператор может при необходимости отменить или обратить его.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит, система 86 управления может осуществлять переключение между поддержанием требуемого давления в стволе скважины и поддержанием требуемого давления в стояке. Методика, согласно которой система управления может поддерживать давление в стволе скважины, описана в международных заявках №PCT/US 10/38586 и №PCT/US10/56433; методика, согласно которой система управления может поддерживать давление в стояке, описана в международной заявке №PCT/US11/31767.

В ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит, система 86 управления может осуществлять переключение между режимами заданного значения давления в стволе скважины и заданного значения давления в стояке 26. Например, при детектировании события резкого увеличения давления (притока) система 86 управления может осуществить переключение с поддержания требуемого давления в стволе 12 скважины на поддержание требуемого давления в стояке 26. Указанное переключение фактически может быть осуществлено после верификации допустимости условий для указанного переключения и после обеспечения оператора возможностью выбора (например, путем отображения предупреждения) для инициирования указанного переключения.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит, система 86 управления может автоматически обеспечивать оператора (например, бурильщика) инструкциями или указаниями о том, какие корректирующие действия следует предпринять. Эти инструкции или указания могут быть обеспечены локальным дисплеем буровой площадки и/или могут быть переданы между буровой площадкой и удаленным местом и так далее.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит, система 86 управления может автоматически выполнять процедуру управления скважиной.

Процедура управления скважиной может содержать направление возвращаемого потока текучей среды 18 в типовой дроссельный манифольд 82 и газосепаратор 88 буровой установки (см. фиг. 1), предназначенные для обработки ситуаций, связанных с управлением скважиной.

Альтернативно процедура управления скважиной может содержать автоматическое задействование дроссельного манифольда 32 системой 86 управления для оптимальной откачки нежелательного притока. Пример автоматизированной работы дроссельного манифольда 32 для откачки нежелательного притока описан в международной заявке №PCT/US10/20122, поданной 5 января 2010 года.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что дроссель закупорен или по существу вероятно будет закупорен, система 86 управления может автоматически манипулировать дросселем 34 (например, попеременно открывать и закрывать до заданной степени и так далее). Событие закупорки дросселя 34 может быть представлено в виде сигнатуры события, которая, например, содержит сегмент сигнатуры параметров, указывающий на увеличение перепада давления на указанном дросселе. Автоматическое манипулирование дросселем 34 в ответ на выдачу сигнализации на этапе 130 может потенциально сместить то, что закупорило или все больше закупоривает указанный дроссель.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что один из дросселей закупорен, размыт или заблокирован, или его работа нарушена другим образом, или по существу вероятно будет нарушена таким образом, система 86 управления может автоматически переключать поток текучей среды 18 от одного из дросселей 34 к другому из указанных дросселей. Такое переключение от одного дросселя 34 к другому может быть выполнено поступательно и автоматически так, чтобы в процессе указанного переключения система 86 управления также могла поддерживать требуемое давление в стволе скважины или давление в стояке.

В ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что поток текучей среды 18 вышел или по существу вероятно выйдет за пределы рабочего диапазона одного из дросселей, система 86 управления может автоматически переключить поток текучей среды 18 от одного из дросселей 34 к другому из указанных дросселей. Дроссели 34 могут иметь разные размеры затвора, так что дроссели имеют различные оптимальные рабочие диапазоны. При выходе потока текучей среды 18 за пределы рабочего диапазона дросселя 34, используемого для изменяемого ограничения потока, может быть полезным переключить указанный поток на другой из указанных дросселей, имеющий оптимальный рабочий диапазон, более подходящий для указанного потока.

В ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что поток текучей среды 18 вышел за пределы рабочего диапазона задействованного дросселя или по существу вероятно выйдет за пределы, система 86 управления может автоматически открывать дополнительный дроссель 34. Увеличение количества задействованных дросселей 34, через которые протекает текучая среда 18, сокращает поток, протекающий через каждый дроссель, чтобы не был превышен рабочий диапазон каждого дросселя.

В другом примере система 86 управления может автоматически изменять или корректировать заданное значение давления (например, полученное из гидравлической модели) в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что а) наступил или по существу вероятно наступит отказ датчика (например, датчика 60, инструмента измерения давления в процессе бурения (PWD - от англ. pressure while drilling) и так далее), b) в забое скважины наступило или по существу вероятно наступит разделение буровой колонны 16 (например, откручивание, отсоединение, развинчивание и так далее), и/или с) наступило или по существу вероятно наступит событие притока или утечки, в результате чего желательна корректировка плотности текучей среды 18 в скважине в моделях, например в гидравлической модели и/или в модели скважины. Система 86 управления может воздействовать на контроллер 84 посредством измененного/скорректированного заданного значения вместо заданного значения, получаемого, например, из гидравлической модели. По результатам детектирования события притока или утечки текучей среды система 86 управления может обновлять гидравлическую(ие) модель(и) и/или модель(и) скважины, используя уточненную плотность текучей среды 18.

В другом примере система 86 управления может автоматически сообщать в гидравлическую(ие) модель(и) и/или модель(и) скважины о детектировании события. Например, при таком событии, как отказ датчика 60 (например, датчика давления в процессе бурения (PWD) и так далее), система 86 управления может автоматически сообщать об этом в гидравлическую модель, в результате чего будет прервана корректировка заданного значения давления на основе актуальных измерений от указанного датчика. В другом примере, при таком событии как разделение буровой колонны 16 система 86 управления может автоматически сообщать об этом в гидравлическую(ие) модель(и) и/или модель(и) скважины, в результате чего будет отрегулирован объем кольцевого пространства 20 и/или будут отрегулированы другие параметры модели(ей).

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о наличии избыточного давления в стволе 12 скважины или по меньшей мере выше по потоку от дроссельного манифольда 32, система 86 управления может автоматически открывать один или более до этого не задействованных дросселей 34. Максимальное давление может быть запрограммировано в системе 86 управления таким образом, что при превышении указанного максимального давления контроллер 84 откроет один или более дросселей 34 для сброса избыточного давления.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что наступил или по существу вероятно наступит отказ уплотнительного элемента вращающегося превентора (RCD) 22, система 86 управления может автоматически перенаправить поток на дроссельный манифольд 82 буровой установки или другой дроссельный манифольд, сходный с дроссельным манифольдом 32. Система 86 управления также может автоматически открывать дроссель(и) 34 до заданной степени для сброса давления ниже вращающегося превентора (RCD) 22.

В другом примере система 86 управления в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о вертикальной качке плавучей буровой установки, может автоматически изменять объем кольцевого пространства 20, используемый в гидравлической(их) модели(ях) и/или модели(ях) скважины. Например, система 86 управления может получать информацию о вертикальной качке буровой установки от стандартных компенсаторов движения плавучей буровой установки. Объем кольцевого пространства 20 может быть автоматически изменен/скорректирован системой 86 управления в ответ на сигнализацию о подъеме или падении буровой установки, причем на основе этого измененного/скорректированного объема кольцевого пространства обеспечивается возможность обновления заданного значения давления в стволе скважины или в стояке.

Таким образом, совершенно понятно, что раскрытое изобретение имеет множество преимуществ перед решениями уровня техники в области бурения скважин и детектирования событий бурения. Вышеописанный способ позволяет осуществлять точное детектирование событий бурения в реальном времени для обеспечения возможности выполнения надлежащих действий в случае необходимости. Система 86 управления может автоматически выполнять надлежащие действия (например, выдавать предупреждение об опасности или сигнал тревоги, управлять работой дросселей 34, управлять работой различных устройств управления потоком и так далее) в ответ на сигнализацию о том, что конкретное событие бурения наступило или по существу вероятно наступит.

В частности, в раскрытом изобретении предложен способ 90, который может содержать этапы детектирования события бурения путем сравнения сигнатуры параметров, созданной в процессе бурения, с сигнатурой события, сигнализирующей об указанном событии бурения, автоматического управления операцией бурения в ответ на по меньшей мере частичное совпадение по результатам сравнения указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события.

Автоматическое управление может содержать автоматическое регулирование дросселя 34 в ответ на указанное детектирование.

Указанное событие бурения может содержать приток, при этом автоматическое управление может содержать автоматическое закрытие дросселя 34 до заданной степени в ответ на детектирование указанного притока.

Указанное событие бурения может содержать утечку текучей среды 18, при этом автоматическое управление может содержать автоматическое открытие дросселя 34 до заданной степени в ответ на детектирование указанной утечки текучей среды 18.

Указанный этап детектирования может содержать детектирование того, что указанное событие бурения наступило или по существу вероятно наступит.

Указанное событие бурения может содержать начало или завершение процесса присоединения буровой трубы. Автоматическое управление может содержать автоматическое возобновление циркуляции потока через буровую колонну 16 в ответ на детектирование завершения процесса соединения буровой трубы.

Автоматическое управление может содержать автоматическое переключение между а) поддержанием требуемого давления в стволе 12 скважины и b) поддержанием требуемого давления в стояке 26.

Указанное событие бурения может содержать приток.

Автоматическое управление может содержать автоматическое выполнение процедуры управления скважиной. Указанная процедура управления скважиной может содержать перенаправление потока текучей среды 18 в дроссельный манифольд 82 буровой установки, автоматическую откачку из скважины нежелательного притока и/или автоматическое задействование дроссельного манифольда 32, обеспечивающее откачку нежелательного притока из скважины.

Указанное событие бурения может содержать закупорку дросселя 34, при этом автоматическое управление может содержать автоматическое манипулирование дросселем 34. Автоматическое манипулирование дросселем 34 может содержать поочередное открытие и закрытие дросселя 34.

Автоматическое управление может содержать автоматическое переключение потока с первого дросселя 34 на второй дроссель 34. Указанное событие бурения может содержать наличие потока, протекающего через первый дроссель 34, за пределами оптимального рабочего диапазона первого дросселя 34, нарушение работы первого дросселя 34, блокировку первого дросселя 34, закупорку первого дросселя 34 и/или размыв первого дросселя 34. Переключение потока может содержать автоматическое поддержание требуемого давления в процессе указанного переключения.

Указанное событие бурения может содержать выход за пределы рабочего диапазона одного или более задействованных дросселей 34, при этом автоматическое управление может содержать автоматическое увеличение количества задействованных дросселей 34.

Указанное событие бурения может содержать отказ уплотнения вращающегося превентора 22. Автоматическое управление может содержать автоматическое перенаправление потока в дроссельный манифольд 82 буровой установки и/или открытие дросселя 34 до заданной степени, что обеспечивает возрастающий сброс давления через вращающийся превентор 22.

Автоматическое управление может содержать сообщение информации о вертикальной качке буровой установки в модель.

Указанное событие бурения может содержать вертикальную качку буровой установки. Автоматическое управление может содержать автоматическое регулирование объема кольцевого пространства 20 и/или автоматическое обновление заданного значения давления.

Указанное событие бурения может содержать отказ датчика 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67. Автоматическое управление может содержать сообщение информации об отказе датчика 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 в модель.

Автоматическое управление операцией бурения может быть выполнено дополнительно в ответ на авторизацию человеком такого автоматического управления указанной операцией бурения.

Кроме того, настоящим изобретением предложена система 10 бурения скважины. Система 10 бурения скважины может содержать систему 86 управления, сравнивающую сигнатуру параметров для операции бурения с сигнатурой события, сигнализирующей о событии бурения, и контроллер 84, автоматически управляющий операцией бурения в ответ на указанное событие бурения, о котором сигнализирует по меньшей мере частичное совпадение между указанной сигнатурой параметров и указанной сигнатурой события.

Контроллер 84 может автоматически регулировать дроссель 34 в ответ на обнаруженное событии бурения.

Указанное событие бурения может содержать приток, при этом контроллер 84 может автоматически закрывать дроссель 34 до заданной степени в ответ на обнаруженный приток.

Указанное событие бурения может содержать утечку текучей среды 18, при этом контроллер 84 может автоматически открывать дроссель 34 до заданной степени в ответ на обнаруженную утечку текучей среды 18.

Указанное по меньшей мере частичное совпадение может сигнализировать о том, что указанное событие бурения наступило или по существу вероятно наступит.

Указанное событие бурения содержит начало или завершение процесса присоединения буровой трубы. Контроллер 84 может автоматически возобновлять циркуляцию потока через буровую колонну 16.

Система 86 управления может осуществлять автоматическое переключение между а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и b) поддержанием требуемого давления в стояке.

Указанное событие бурения может содержать приток. Система 86 управления может автоматически выполнять процедуру управления скважиной. Указанная процедура управления скважиной может содержать перенаправление потока текучей среды 18 в дроссельный манифольд 82 буровой установки, автоматическое откачивание притока из скважины и/или автоматическое управление дроссельным манифольдом 32, в результате чего откачивают нежелательный приток из скважины.

Указанное событие бурения может содержать закупорку дросселя 34, при этом контроллер 84 может автоматически регулировать дроссель 34. Автоматическое регулирование дросселя 34 может содержать поочередное открытие и закрытие дросселя 34.

Система 86 управления может автоматически переключать поток с первого дросселя 34 на второй дроссель 34. Указанное событие бурения может содержать наличие потока, протекающего через первый дроссель 34, за пределами оптимального рабочего диапазона первого дросселя 34, нарушение работы, блокировку, закупорку и/или размыв первого дросселя 34. Система 86 управления может автоматически поддерживать требуемое давление в процессе переключения потока с первого дросселя 34 на второй дроссель 34.

Указанное событие бурения может содержать выход за пределы рабочего диапазона одного или более задействованных дросселей 34, при этом система 86 управления может автоматически увеличивать количество задействованных дросселей 34.

Указанное событие бурения может содержать отказ уплотнения вращающегося превентора 22. Система 86 управления может автоматически перенаправлять поток в дроссельный манифольд 82 буровой установки и/или автоматически открывать дроссель 34 до заданной степени, что обеспечивает возрастающий сброс давления через вращающийся превентор 22.

Система 86 управления может автоматически сообщать информацию о вертикальной качке буровой установки в модель.

Указанное событие бурения может содержать вертикальную качку буровой установки. Система 86 управления может автоматически регулировать объем кольцевого пространства 20 и/или автоматически обновлять заданное значение давления.

Указанное событие бурения может содержать отказ датчика 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67. Система 86 управления может автоматически сообщать об отказе датчика 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 в модель.

Система 86 управления может обеспечить выдачу предупреждения об опасности, сигнала тревоги, указаний оператору и/или обеспечить по меньшей мере один вариант ответа на обнаруженное событие бурения.

Контроллер 84 может дополнительно автоматически управлять операцией бурения в ответ на авторизацию человеком такого автоматического управления указанной операцией бурения.

Следует понимать, что различные варианты осуществления раскрытого изобретения, описанные здесь, могут быть применены в различных ориентациях, в том числе наклонной, перевернутой, горизонтальной, вертикальной и так далее в различных конфигурациях без отступления от принципов раскрытого изобретения. Указанные варианты осуществления описаны только в качестве примеров полезного применения принципов раскрытого изобретения, которые не ограничены какими-либо конкретными деталями указанных вариантов осуществления.

Несомненно, специалисту данной области техники, после тщательного рассмотрения приведенных вариантов осуществления раскрытого изобретения, понятно, что множество модификаций, дополнений, замен, исключений и другие изменения могут быть произведены в конкретных вариантах осуществления и что такие изменения предусмотрены принципами раскрытого изобретения. Соответственно, представленное выше подробное описание следует рассматривать только в качестве иллюстрации и примера, а сущность и объем изобретения ограничены только прилагаемыми пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.

1. Способ бурения скважины, содержащий:
детектирование события бурения путем сравнения сигнатуры параметров, созданной в процессе бурения, с сигнатурой события, сигнализирующей о данном событии бурения; и
автоматическое управление операцией бурения в ответ на, по меньшей мере, частичное совпадение по результатам сравнения указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события, причем при сигнализации о событии резкого увеличения давления выполняется автоматическое переключение между (а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и (b) поддержанием требуемого давления в стояке.

2. Способ по п. 1, в котором автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое регулирование дросселя в ответ на указанное детектирование.

3. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит приток, и при этом автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое закрытие дросселя до заданной степени в ответ на детектирование указанного притока.

4. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит утечку текучей среды, и при этом автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое открытие дросселя до заданной степени в ответ на детектирование указанной утечки текучей среды.

5. Способ по п. 1, в котором детектирование дополнительно содержит детектирование того, что указанное событие бурения наступило.

6. Способ по п. 1, в котором детектирование дополнительно содержит детектирование того, что указанное событие бурения с высокой степенью вероятности наступит.

7. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит начало процесса присоединения буровой трубы.

8. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит завершение процесса присоединения буровой трубы.

9. Способ по п. 8, в котором автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое возобновление циркуляции потока через буровую колонну в ответ на детектирование завершения процесса присоединения буровой трубы.

10. Способ по п. 1, в котором автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое выполнение процедуры управления скважиной.

11. Способ по п. 10, в котором указанная процедура управления скважиной содержит перенаправление потока текучей среды в дроссельный манифольд буровой установки.

12. Способ по п. 10, в котором автоматическое выполнение указанной процедуры управления скважиной дополнительно содержит автоматическую откачку нежелательного притока из скважины.

13. Способ по п. 10, в котором автоматическое выполнение указанной процедуры управления скважиной дополнительно содержит автоматическое задействование дроссельного манифольда, обеспечивающее откачку нежелательного притока из скважины.

14. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит закупорку дросселя, и при этом автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое манипулирование дросселем.

15. Способ по п. 14, в котором манипулирование дросселем дополнительно содержит поочередное открытие и закрытие указанного дросселя.

16. Способ по п. 1, в котором автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое переключение потока с первого дросселя на второй дроссель.

17. Способ по п. 16, в котором указанное событие бурения содержит наличие потока через первый дроссель за пределами оптимального рабочего диапазона указанного первого дросселя.

18. Способ по п. 16, в котором указанное событие бурения содержит нарушение работы указанного первого дросселя.

19. Способ по п. 16, в котором указанное событие бурения содержит блокировку указанного первого дросселя.

20. Способ по п. 16, в котором указанное событие бурения содержит закупорку указанного первого дросселя.

21. Способ по п. 16, в котором указанное событие бурения содержит размыв указанного первого дросселя.

22. Способ по п. 16, в котором переключение потока дополнительно содержит автоматическое поддержание требуемого давления в процессе указанного переключения.

23. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит превышение пределов рабочего диапазона одного или более задействованных дросселей, при этом автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое увеличение количества задействованных дросселей.

24. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит отказ уплотнения вращающегося превентора.

25. Способ по п. 24, в котором автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое перенаправление потока в дроссельный манифольд буровой установки.

26. Способ по п. 24, в котором автоматическое управление дополнительно содержит открытие дросселя до заданной степени, что обеспечивает возрастающий сброс давления через указанный вращающийся превентор.

27. Способ по п. 1, в котором автоматическое управление дополнительно содержит сообщение информации о вертикальной качке буровой установки в модель.

28. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит вертикальную качку буровой установки.

29. Способ по п. 28, в котором автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое регулирование объема кольцевого пространства.

30. Способ по п. 28, в котором автоматическое управление дополнительно содержит автоматическое обновление заданного значения давления.

31. Способ по п. 1, в котором указанное событие бурения содержит отказ датчика.

32. Способ по п. 31, в котором автоматическое управление дополнительно содержит сообщение об отказе датчика в модель.

33. Способ по п. 1, в котором автоматическое управление выполняют дополнительно в ответ на авторизацию человеком такого автоматического управления указанной операцией бурения.

34. Система бурения скважины, содержащая:
систему управления, сравнивающую сигнатуру параметров для операции бурения с сигнатурой события, сигнализирующей о событии бурения; и
контроллер, автоматически управляющий операцией бурения в ответ на событие бурения, о котором сигнализирует, по меньшей мере, частичное совпадение указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события, причем указанная система управления выполнена с возможностью, при сигнализации о событии резкого увеличения давления, автоматического переключения между (а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и (b) поддержанием требуемого давления в стояке.

35. Система по п. 34, в которой указанный контроллер автоматически регулирует дроссель в ответ на обнаруженное событие бурения.

36. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит приток, при этом указанный контроллер автоматически закрывает дроссель до заданной степени в ответ на обнаруженный приток.

37. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит утечку текучей среды, при этом указанный контроллер автоматически открывает дроссель до заданной степени в ответ на обнаруженную утечку текучей среды.

38. Система по п. 34, в которой указанное по меньшей мере частичное совпадение сигнализирует о том, что указанное событие бурения наступило.

39. Система по п. 34, в которой указанное по меньшей мере частичное совпадение сигнализирует о том, что указанное событие бурения с высокой степенью вероятности наступит.

40. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит начало присоединения буровой трубы.

41. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит завершение присоединения буровой трубы.

42. Система по п. 41, в которой указанный контроллер возобновляет циркуляцию потока через буровую колонну.

43. Система по п. 34, в которой указанная система управления автоматически выполняет процедуру управления скважиной.

44. Система по п. 43, в которой указанная процедура управления скважиной содержит перенаправление потока текучей среды в дроссельный манифольд буровой установки.

45. Система по п. 43, в которой указанная процедура управления скважиной содержит автоматическую откачку нежелательного притока из скважины.

46. Система по п. 43, в которой указанная процедура управления скважиной содержит автоматическое задействование дроссельного манифольда, что приводит к откачке нежелательного притока из скважины.

47. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит закупорку дросселя, при этом указанный контроллер автоматически манипулирует указанным дросселем.

48. Система по п. 47, в которой манипулирование дросселем содержит поочередное открытие и закрытие указанного дросселя.

49. Система по п. 34, в которой указанная система управления автоматически переключает поток с первого дросселя на второй дроссель.

50. Система по п. 49, в которой указанное событие бурения содержит наличие потока, протекающего через указанный первый дроссель, за пределами оптимального рабочего диапазона указанного первого дросселя.

51. Система по п. 49, в которой указанное событие бурения содержит нарушение работы указанного первого дросселя.

52. Система по п. 49, в которой указанное событие бурения содержит блокировку указанного первого дросселя.

53. Система по п. 49, в которой указанное событие бурения содержит закупорку указанного первого дросселя.

54. Система по п. 49, в которой указанное событие бурения содержит размыв указанного первого дросселя.

55. Система по п. 49, в которой указанная система управления автоматически поддерживает требуемое давление в процессе переключения потока с указанного первого дросселя на указанный второй дроссель.

56. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит превышение предела рабочего диапазона одного или более задействованных дросселей, при этом указанная система управления автоматически увеличивает количество задействованных дросселей.

57. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит отказ уплотнения вращающегося превентора.

58. Система по п. 57, в которой указанная система управления автоматически перенаправляет поток в дроссельный манифольд буровой установки.

59. Система по п. 57, в которой указанная система управления автоматически открывает дроссель до заданной степени, что обеспечивает возрастающий сброс давления через указанный вращающийся превентор.

60. Система по п. 34, в которой указанная система управления автоматически сообщает информацию о вертикальной качке буровой установки в модель.

61. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит вертикальную качку буровой установки.

62. Система по п. 61, в которой указанная система управления автоматически регулирует объем кольцевого пространства.

63. Система по п. 61, в которой указанная система управления автоматически обновляет заданное значение давления.

64. Система по п. 34, в которой указанное событие бурения содержит отказ датчика.

65. Система по п. 64, в которой указанная система управления автоматически сообщает об отказе указанного датчика в модель.

66. Система по п. 34, в которой указанная система управления выдает предупреждение об опасности в ответ на обнаруженное события бурения.

67. Система по п. 34, в которой указанная система управления выдает сигнал тревоги в ответ на обнаруженное событие бурения.

68. Система по п. 34, в которой указанная система управления выдает указания оператору в ответ на обнаруженное событие бурения.

69. Система по п. 34, в которой указанная система управления обеспечивает по меньшей мере один вариант для ответа на обнаруженное событие бурения.

70. Система по п. 34, в которой указанный контроллер автоматически управляет операцией бурения дополнительно в ответ на авторизацию человеком такого управления указанной операцией бурения.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к средствам управления давлением и потоком при буровых работах. Техническим результатом является повышение точности управления давлением в стволе скважины.

Изобретение относится к способу и системе калибровки коэффициента трения для операции бурения. Техническим результатом является повышение точности калибровки коэффициента трения.

Изобретение относится к горной технике с использованием вибрационных или колебательных средств. Техническим результатом является повышение эффективности производительности бурения различных по физико-механическим свойствам горных пород.

Изобретение относится к моделированию и приведению в действие барьеров безопасности. Техническим результатом является повышение безопасности буровой установки.

Изобретение относится к способу и устройству мониторинга погружного ударного бурения. Техническим результатом является оптимизации бурения.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом бурения. Техническим результатом является упрощение структуры системы управления, увеличение точности управления, оптимизация систем измерения, снижение вибраций бурильной колонны и как результат увеличение скорости проходки скважины.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом бурения. Техническим результатом является упрощение структуры системы управления, увеличение точности управления, оптимизация систем измерения, снижение вибраций бурильной колонны и как результат увеличение скорости проходки скважины.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом бурения. Техническим результатом является упрощение структуры системы управления, увеличение точности управления, оптимизация систем измерения, снижение вибраций бурильной колонны и как результат увеличение скорости проходки скважины.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при шарошечном бурении взрывных и разведочных буровых скважин на горных предприятиях. Технический результат заключается в обеспечении эффективности использования долота.

Изобретение относится к разработке, осуществлению и использованию результатов операций интенсификации, выполняемых на буровой. Техническим результатом является получение более точных данных о параметрах интенсификации для буровой.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимизации управления процессом бурения. Техническим результатом является повышение эффективности управления на основе реализации разработанной стратегии бурения, увеличение точности управления, компенсация автоколебаний бурильной колонны и как результат увеличение механической скорости проходки скважины. Технический результат достигается предложенным способом оптимизации процесса бурения, при котором осуществляется регулирование осевой нагрузки и угловой скорости вала привода в зависимости от расчетной стратегии бурения. При этом компенсация автоколебаний бурильной колонны на промежуточных этапах стратегии бурения осуществляется по динамическому приращению крутящего момента. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к определению оптимальных параметров для забойной операции. Техническим результатом является повышение эффективности управления забойной операцией. Компьютерно-реализуемый способ управления забойной операцией содержит этапы, на которых принимают в хранилище данных, по существу, непрерывный поток данных реального времени, связанный с текущей забойной операцией, принимают от пользователя выбор забойного параметра, оптимизируют с помощью вычислительной системы выбранный забойный параметр на основании части принятого потока данных для достижения целевого значения выбранного забойного параметра, и используют оптимизированный забойный параметр в текущей операции. Причем текущая забойная операция является первой забойной операцией, и способ дополнительно содержит этап, на котором используют оптимизированный забойный параметр во второй забойной операции, отличной от первой забойной операции. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 9 ил.
Наверх