Моделирование переходного режима кнбк/бурильной колонны в процессе бурения

Изобретение относится к способу и системе для использования при выполнении работ на нефтяном месторождении. Техническим результатом является повышение эффективности и производительности выполнения операции бурения. Способ включает создание модели, моделирующей режим работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения, выполнение моделирования операции бурения с использованием модели и выборочное модифицирование операции бурения или бурильной компоновки на основании анализа моделирования. 6 н. и 17 з.п. ф-лы, 21 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники изобретения

Настоящее изобретение относится к способам и системам для использования при выполнении работ на нефтяном месторождении, относящихся к подземным пластам с коллекторами в них. В частности, в изобретении созданы способы, устройства и системы для более эффективного и производительного выполнения операции бурения, включающие в себя создание модели, моделирующей режим работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения, выполнение моделирования операции бурения с использованием модели и выборочное модифицирование операции бурения или бурильной компоновки на основании анализа моделирования.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Работы на нефтяном месторождении, такие как исследования, бурение, испытания на каротажном кабеле, заканчивание и добыча обычно выполняют для определения местоположения и отбора ценных скважинных текучих сред. Как показано на фиг.1A, исследования часто выполняют с использованием методик сбора данных, таких как сейсмическое сканирование для выработки карт подземных структур. Данные структуры часто анализируют для определения присутствия подземных запасов, таких как ценных текучих сред или минералов. Данная информация используется для оценки подземных структур и определения местоположения пластов, содержащих необходимые подземные запасы. Данные, собранные по методикам сбора, можно оценивать и анализировать для определения присутствия таких запасов, и их экономически обоснованной доступности.

Как показано на фиг.1B-1D, одна или несколько буровых площадок могут быть установлены вдоль подземных структур для отбора ценных текучих сред из подземных коллекторов. Буровые площадки оборудованы инструментами, способными определять местоположение углеводородов и извлекать их из подземных коллекторов. Как показано на фиг.1B, бурильные инструменты обычно продвигаются от установок бурения нефтяных скважин в землю вдоль заданной траектории для определения местоположения ценных скважинных текучих сред. Во время операции бурения бурильный инструмент может выполнять внутрискважинные измерения для обследования внутрискважинных условий. В некоторых случаях, как показано на фиг.1C, бурильный инструмент извлекают и развертывают инструмент на каротажном кабеле в стволе скважин для выполнения дополнительных испытаний скважины.

После завершения бурения скважину можно готовить к эксплуатации. Как показано на фиг.1D, скважинное оборудование заканчивания развернуто в стволе скважины для заканчивания скважины с подготовкой добычи через нее текучей среды. Текучая среда затем извлекается из коллекторов на забое скважины в ствол скважины и проходит на поверхность. Оборудование для добычи установлено на наземных площадках для сбора углеводородов с буровой площадки (площадок). Текучая среда, извлеченная из подземного коллектора (коллекторов), проходит на оборудование для добычи через транспортирующие устройства, такие как насосно-компрессорная труба. Различное оборудование может быть установлено на нефтяном месторождении для мониторинга параметров нефтяного месторождения и/или оперативного управления работами на нефтяном месторождении.

Во время работ на нефтяном месторождении обычно собирают данные для анализа и/или мониторинга работ на нефтяном месторождении. Такие данные могут включать в себя, например, данные подземного пласта, оборудования, статистические и/или другие. Данные, касающиеся подземного пласта, собирают с использованием различных источников. Такие данные пласта могут быть статическими или динамическими. К статическим данным относится структура пласта и геологическая стратиграфия, определяющая геологическую структуру подземного пласта. К динамическим данным относятся данные текучих сред, проходящих через геологические структуры подземного пласта. Такие статические и/или динамические данные можно собирать для получения дополнительных знаний о пластах и запасах, содержащихся в них.

Источниками, используемыми для сбора статических данных, могут являться сейсмические инструменты, такие как передвижная сейсмическая станция, посылающая продольные сейсмоволны в землю, как показано на фиг.1A. Указанные волны измеряют для получения характеристики изменения плотности геологической структуры на различных глубинах. Данную информацию можно использовать для создания базовых структурных карт подземного пласта. Другие статические измерения можно собирать с использованием методик отбора образцов керна и каротажа скважин. Образцы керна используют для взятия физических образцов пласта на различных глубинах, как показано на фиг.1B. Скважинный каротаж включает в себя развертывание скважинного инструмента в стволе скважины для сбора данных различных внутрискважинных измерений, так как плотность, электрическое удельное сопротивление и т.п. на различных глубинах. Такой скважинный каротаж можно выполнять с использованием, например, бурильного инструмента, показанного на фиг.1B, и/или инструмента на каротажном кабеле, показанного на фиг.1C. После выполнения и заканчивания скважины, текучая среда проходит на поверхность с использованием эксплуатационной колонны насосно-компрессорной трубы, как показано на фиг.1D. Когда текучая среда проходит к поверхности, можно осуществлять мониторинг с различными динамическими измерениями, например расхода, давления и состава текучей среды. Данные параметры можно использовать для определения различных характеристик подземного пласта.

Датчики можно устанавливать на нефтяном месторождении для сбора данных, относящихся к различным работам нефтяного месторождения. Например, датчики в стволе скважины могут осуществлять мониторинг состава текучей среды, датчики, размещенные вдоль пути прохождения потока, могут осуществлять мониторинг расходов, и датчики на сооружениях переработки могут осуществлять мониторинг собранных текучих сред. Другие датчики можно оборудовать для осуществления мониторинга условий на забое, на поверхности, состояния оборудования или других условий. Данные мониторинга часто используют для принятия решений на различных площадках нефтяного месторождения в разное время. Данные, собранные указанными датчиками, можно дополнительно анализировать и обрабатывать. Данные можно собирать и использовать для текущих или будущих работ. При использовании для будущих работ на тех же или других площадках такие данные можно иногда именовать статистическими данными.

Обработанные данные можно использовать для прогнозирования внутрискважинных условий и принятия решений, касающихся работ нефтяного месторождения. Такие решения могут касаться проектирования скважины, проводки скважины, заканчивания скважины, эксплуатационных уровней, уровней добычи и других конфигураций. Часто данную информацию используют для определения времени начала бурения новых скважин, капремонта существующих скважин или изменения добычи в стволе скважины.

Данные из одного или нескольких стволов скважин можно анализировать для планирования или прогнозирования различной производительности данного ствола скважины. В некоторых случаях данные соседних стволов скважин, или стволов скважин с аналогичными условиями или оборудованием, используют для прогнозирования показателей работы скважины. Часто существует большое число переменных и большие объемы данных для расчета при анализе работы ствола скважины. Поэтому часто целесообразно моделирование режима работы нефтяного месторождения для определения образа действия. Во время предстоящих работ условия работы могут нуждаться в корректировке, поскольку условия меняются, и принимается новая информация.

Разработаны способы моделирования режима работы геологических структур, скважинных коллекторов, стволов скважин, наземного оборудования, а также других участков работы нефтяного месторождения. Примеры способов моделирования показаны в публикациях WO 2004049216, WO 1999/064896 и патентах США 5992519 6313837, 2003/0216897, 2003/0132934, 20050149307, 2006/0197759. Обычно существующие способы моделирования используют для анализа только конкретных участков работ на нефтяном месторождении. Недавно сделаны попытки использования нескольких моделей в анализе некоторых работ на нефтяном месторождении, смотри, например, публикацию WO 04049216 и патенты/заявки США 6980940, 20040220846 и 10/586,283.

Также разработаны способы прогнозирования и/или планирования некоторых работ на нефтяном месторождении, таких как операции бурения. Примеры способов для разработки проектов бурения приведены в патентах/заявках США №№ 20050236184, 20050211468, 20050228905, 20050209886, и 20050209836. Некоторые способы бурения включают в себя регулирование операции бурения. Примеры таких способов бурения показаны в патентах Великобритании 2392931, 241669. Другие способы бурения направлены на создание операций бурения в режиме реального времени. Примеры способов, предусматривающих создание бурения в режиме реального времени, описаны в патентах/заявках США №№ 7079952, 6266619, 5899958, 5139094, 7003439 и 5680906.

Разработка эффективного плана бурения требует ясного понимания того, как прогнозировать возможный режим работы бурильной компоновки во время операции бурения. Для обеспечения такого понимания является общепринятым использование технологии моделирования для моделирования режима работы конкретной бурильной компоновки, например, КНБК (компоновки низа бурильной колонны) или всей бурильной колонны, во время конкретной операции бурения, до фактического выполнения операции бурения. Посредством анализа результатов такого моделирования операцию бурения и/или бурильную компоновку можно избирательно модифицировать, как необходимо для совершенствования операции бурения.

Для выполнения эффективного моделирования различную информацию, касающуюся траектории скважины, геометрии ствола скважины, свойств горной породы вдоль ствола скважины и т.п. собирают и объединяют с параметрами бурильной компоновки. Выбирают рабочие параметры и после этого проводят моделирование. Результаты моделирования затем анализируют для определения вибрации, износа оборудования и других свойств бурильной компоновки во время операции бурения.

Точное моделирование требует создания модели, точно представляющей фактическую бурильную компоновку и операцию бурения, подлежащую моделированию. Существующие в настоящее время модели, вместе с тем, являются неудовлетворительными. Например, многие существующие в настоящее время модели не включают в себя важные параметры моделируемой операции бурения, такие как действие массы и инерции бурового раствора, которые могут нарастать в бурильной компоновке во время операции бурения, и всех различных взаимодействий между буровым долотом в бурильной компоновке и горной породой, образующей стенку ствола скважины, которую бурят. Кроме того, многие существующие в настоящее время модели основаны на предположениях или выполненных расчетах, касающихся различных параметров операции бурения, которые могут не всегда быть корректными.

Несмотря на разработку и продвижение различных аспектов планирования разработки нефтяного месторождения, остается необходимость создания способа точного моделированию операции бурения, подлежащей выполнению для обеспечения ясного понимания режима работы бурильной компоновки во время фактической операции бурения с тем, чтобы операции бурения и/или бурильную компоновку можно было выборочно модифицировать, как необходимо для совершенствования операции бурения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Другие задачи, признаки и преимущества настоящего изобретения должны стать ясными специалистам в данной области техники из следующего описания с прилагаемыми фигурами и формулы изобретения.

По меньшей мере, в одном аспекте, настоящее изобретение относится к способу выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. Способ включает в себя создание конечно-разностной модели для моделирования режима работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения, выполнение моделирования операции бурения с использованием конечно-разностной модели, анализ результата моделирования и выборочное модифицирование операции бурения на основании анализа.

В другом аспекте изобретение относится к способу выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. Способ включает в себя создание модели для моделирования режима работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения, выполнение моделирования операции бурения с набором различных состояний с использованием модели, анализ результата моделирования и выборочное модифицирование, по меньшей мере, одного из операции бурения и бурильной компоновки на основании анализа.

В другом аспекте настоящее изобретение относится к способу выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. Способ включает в себя создание модели бурильной компоновки, используемой для моделирования режима работы бурильной компоновки во время бурения ствола скважины в операции бурения в пределах выбранных допусков, при сравнении с использованием бурильной компоновки для фактического бурения ствола скважины в операции бурения, при этом создание модели включает в себя моделирование ствола скважины, как вязкоупругой граничной поверхности с трением, и моделирование взаимодействия бурового долота бурильной компоновки с горной породой вдоль ствола скважины с использованием построения, в котором реактивные силы и крутящие моменты зависят от глубины резания, прочности горной породы и геометрии бурового долота. Способ дополнительно включает в себя выполнение моделирования операции бурения с использованием модели, анализ результата моделирования и выборочное модифицирование, по меньшей мере, одного из операций бурения и бурильной компоновки на основании анализа.

В другом аспекте, изобретение относится к компьютерному программному продукту, имеющему применимый в компьютере носитель, имеющий применимый в компьютере программный код выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. Компьютерный программный продукт имеет применимый в компьютере программный код, выполненный для создания конечно-разностной модели для моделирования бурильной компоновки во время бурения ствола скважины в операции бурения, применимый в компьютере программный код, выполненный для моделирования операции бурения с использованием конечно-разностной модели, применимый в компьютере программный код, выполненный для анализа результата моделирования, и применимый в компьютере программный код, выполненный для выборочного модифицирования операции бурения на основании анализа.

В другом аспекте, изобретение относится к компьютерному программному продукту, имеющему применимый в компьютере носитель, имеющий применимый в компьютере программный код выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. Компьютерный программный продукт имеет применимый в компьютере программный код, выполненный для создания модели для моделирования режима работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения, применимый в компьютере программный код, выполненный для моделирования операции бурения с набором различных состояний использования модели, применимый в компьютере программный код, выполненный для анализа результата моделирования, и применимый в компьютере программный код, выполненный для выборочного модифицирования, по меньшей мере, одного из операции бурения и бурильной компоновки на основании анализа.

В другом аспекте, изобретение относится к компьютерному программному продукту, имеющему применимый в компьютере носитель, имеющий применимый в компьютере программный код выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. Компьютерный программный продукт имеет применимый в компьютере программный код, выполненный для создания модели бурильной компоновки, при этом модель используют для моделирования режима работы бурильной компоновки во время бурения ствола скважины в операции бурения в пределах выбранных допусков, при сравнении с использованием бурильной компоновки для фактического бурения ствола скважины в операции бурения. Применимый в компьютере программный код, выполненный для создания модели бурильной компоновки, включает в себя применимый в компьютере программный код, выполненный для моделирования ствола скважины, как вязкоупругой граничной поверхности с трением, и применимый в компьютере программный код, выполненный для моделирования взаимодействия бурового долота бурильной компоновки с горной породой вдоль ствола скважины с использованием построения, в котором реактивные силы и крутящие моменты зависят от глубины резания, прочности горной породы и геометрии бурового долота. Компьютерный программный продукт дополнительно включает в себя применимый в компьютере программный код, выполненный для моделирования операции бурения с использованием модели, применимый в компьютере программный код, выполненный для анализа результата моделирования, и применимый в компьютере программный код, выполненный для выборочного модифицирования, по меньшей мере, одного из операции бурения и бурильной компоновки на основании анализа.

В другом аспекте, изобретение относится к системе выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. Система включает в себя блок моделирования для создания конечно-разностной модели для моделирования режима работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения, блок моделирования для выполнения моделирования операции бурения с использованием конечно-разностной модели, анализатор для анализа результата моделирования и механизм выборочного модифицирования операции бурения на основании анализа.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1A-1D показан схематичный вид нефтяного месторождения, имеющего подземные структуры, содержащие в себе коллекторы, на нефтяном месторождении проводятся различные работы нефтяного месторождения.

На фиг.1A показаны геофизические исследования, выполняющиеся передвижной сейсмической станцией.

На фиг.1B показана операция бурения, выполняемая бурильным инструментом, подвешенным на буровой установке и продвигающимся в подземный пласт.

На фиг.1C показана операция на каротажном кабеле, выполняемая инструментом на каротажном кабеле подвешенным на буровой установке в стволе скважины, показанном на фиг.1B.

На фиг.1D показана операция добычи, выполняемая инструментом добычи, развернутым с буровой установки в законченном стволе скважины фиг.1C, для извлечения текучей среды из коллекторов на забое в наземные сооружения.

На фиг.2A-2D показаны графические отображения данных, собранных инструментами, соответственно, фиг.1A-1D.

На фиг.2A показана дорожка сейсмограммы подземного пласта фиг.1A.

На фиг.2B показаны результаты испытания керна образца керна фиг.2B.

На фиг.2C показана каротажная диаграмма скважины в подземном пласте фиг.1C.

На фиг.2D показана кривая падения добычи текучей среды, поступающей из подземного пласта фиг.1D.

На фиг.3 показан схематичный вид, частично в сечении, операции бурения на нефтяном месторождении согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.4 показана схематичная диаграмма системы для выполнения операции бурения на нефтяном месторождении согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.5 показана диаграмма, схематично отображающая сетку координат метода конечных разностей, используемую для моделирования переходных динамических параметров КНБК/бурильной колонны согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.6 показана схема ступенчатой настройки времени, используемой для моделирования переходных динамических параметров КНБК/бурильной колонны согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.7 показана схема, объясняющая уравнения движения согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.8 показана схема, схематично отображающая моделирование взаимодействия долото-горная порода и объясняющая иллюстративные варианты осуществления изобретения.

На фиг.9 показан график зависимости осевой нагрузки на долото от глубины резания, поясняющий иллюстративные варианты осуществления изобретения.

На фиг.10 показан график зависимости боковой силы от глубины резания для пояснения иллюстративных вариантов осуществления изобретения.

На фиг.11 показан график в зависимости угла поворота оси долота от реактивного крутящего момента для пояснения иллюстративных вариантов осуществления изобретения.

На фиг.12 показана диаграмма, схематично иллюстрирующая площадку столкновения между бурильным инструментом и стенкой ствола скважины для пояснения иллюстративных вариантов осуществления изобретения.

На фиг.13 показана диаграмма, схематично иллюстрирующая вязкоупругий контакт бурильного инструмента и стенки ствола скважины для пояснения иллюстративных вариантов осуществления изобретения.

На фиг.14 показана схема последовательности способа выполнения операции бурения для нефтяного месторождения, согласно иллюстративному варианту осуществления изобретения.

На фиг.15 показана схема последовательности операций способа моделирования бурильной компоновки.

На фиг.16-21 показаны графики, выработанные по нескольким моделированием, выполненным согласно иллюстративным вариантам осуществления изобретения.

На фиг.16 показан моментальный снимок двухмерной анимации вибрации КНБК в горизонтальной скважине. Первый левый график указывает на смещение оси симметрии КНБК в вертикальном направлении. Второй левый график является смещением КНБК в вертикальном направлении. Третий левый график показывает силу столкновения КНБК - ствол скважины на единицу массы в единицах ускорения свободного падения и его максимум вдоль КНБК. Два правых верхних графика показывают вращение долота и верхней части в анимации. Два правых верхних графика показывают изменяющиеся во времени осевую нагрузку на долото, крутящий момент на долоте, скорость проходки и частоту вращения в минуту.

На фиг.17 показан моментальный снимок трехмерной анимации КНБК, представляющий различные свойства (верхняя диаграмма, торсионный крутящий момент; нижняя диаграмма, осевую скорость).

На фиг.18 показана поверхностная диаграмма частоты вращения в минуту вдоль КНБК и относительно времени.

На фиг.19 показано отображение частоты вращения в минуту вдоль КНБК и относительно времени.

На фиг.20 показано отображение осевой скорости вдоль КНБК и относительно времени.

На фиг.21 показано отображение энергетического спектра вращения долота в различные периоды времени.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В следующем подробном описании предпочтительных вариантов осуществления и других вариантов осуществления изобретения выполнена ссылка на прилагаемые чертежи. Следует понимать, что специалисты в данной области техники должны легко понять другие варианты осуществления изобретения и изменения, которые можно выполнить без отхода от объема изобретения.

На фиг.1A-1D показан пример нефтяного месторождения 100 с подземными структурами и геологическими структурами в них. Различные измерения подземного пласта проводятся различными инструментами на одной площадке. Данные измерения можно использовать для выработки информации о пласте и/или геологических структурах и/или текучих средах, содержащихся в нем.

На фиг.1A-1D показаны схематичные виды нефтяного месторождения 100, имеющего подземные структуры 102, содержащие коллектор 104, и работы, выполняемые на нефтяном месторождении. На фиг.1A показаны геофизические исследования, проводимые передвижной сейсмической станцией 106А для измерения свойств подземного пласта. Геофизические исследования представляют собой сейсмические геофизические исследования с производством акустических колебаний. На фиг.1A одно такое акустическое колебание 112 отражается от множества горизонтов 114 в геологическом пласте 116. Акустическое колебание (колебания) 112 принимают датчики, такие как сейсмоприемники 118, размещенные на земной поверхности, и сейсмоприемники 118 производят электрические выходные сигналы, именуемые принимаемыми данными 120, показанными на фиг.1А.

Принимаемые данные 120 представляют различные параметры (такие, как амплитуда и/или частота) акустического колебания (колебаний) 112 и передаются как входные данные на компьютер 122А передвижной сейсмической станции 106А, реагируя на входные данные, компьютер 122А передвижной станции вырабатывает выходные сейсмические данные 124. Сейсмические данные можно дополнительно обрабатывать, как необходимо, например, посредством сжатия данных.

На фиг.1B показана операция бурения, выполняемая бурильным инструментом 106b, подвешенным на буровой установке 128 и продвигающимся в подземный пласт 102 для образования ствола 136 скважины. Емкость 130 бурового раствора используется для забора бурового раствора в бурильный инструмент посредством трубопровода 132 для осуществления циркуляции бурового раствора через бурильный инструмент и обратно на поверхность. Бурильный инструмент продвигается в пласт для достижения коллектора 104. Бурильный инструмент предпочтительно приспособлен для измерения параметров на забое скважины. Инструмент каротажа во время бурения можно также приспособить для показанного отбора образца 133 керна, или удалить для отбора образца керна с использованием другого инструмента.

Наземный блок 134 используют для осуществления связи с бурильным инструментом и операций вне площадки. Наземный блок способен осуществлять связь с бурильным инструментом для отправки команд приведения в действие бурового инструмента и приема данных от него. Наземный блок предпочтительно оснащен компьютерным оборудованием для приема, сохранения, обработки и анализа данных нефтяного месторождения. Наземный блок осуществляет сбор выходных данных 135, вырабатываемых во время бурильных работ. Компьютерное оборудование, такое как оборудование наземного блока, может быть установлено на различных площадках на нефтяном месторождении и/или на удаленных площадках.

Датчики S, такие как измерительные приборы, могут устанавливаться повсеместно в коллекторе, на буровой установке, нефтепромысловом оборудовании (таком как скважинный инструмент) или на других участках нефтяного месторождения для сбора информации о различных параметрах, таких как наземные параметры, параметры на забое скважины и/или условия работы. Указанные датчики предпочтительно измеряют параметры бурения, такие как осевая нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, давления, температуры, расходы, составы, измеренная глубина, азимут, угол наклона и другие параметры работы на нефтяном месторождении.

Информацию, собранную датчиками, может собирать наземный блок и/или другое оборудование сбора данных для анализа или другой обработки. Данные, собранные датчиками, можно использовать индивидуально или в объединении с другими данными. Данные можно собрать в базу данных, и все или выбранные части данных можно избирательно использовать для анализа и/или прогноза работы на нефтяном месторождении настоящего и/или других стволов скважин.

Выходные данные от различных датчиков, установленных вокруг нефтяного месторождения, можно обрабатывать для использования. Данные могут представлять собой статистические данные, данные в режиме реального времени или их комбинации. Данные в режиме реального времени можно использовать в режиме реального времени, или сохранять для последующего использования. Данные можно также объединять со статистическими данными или другими входными данными для дополнительного анализа. Данные можно размещать в отдельных базах данных или объединять в одну базу данных.

Собранные данные можно использовать для выполнения анализа, такого как построение моделей. Например, выходные сейсмические данные можно использовать для выполнения геологической, геофизической моделирования и/или моделирования технологии исследования и разработки коллектора. Данные коллектора, ствола скважины, наземные данные и/или данные обработки можно использовать для выполнения моделирования коллектора, ствола скважины, или других моделирований процесса добычи. Выходные данные работы нефтяного месторождения можно вырабатывать датчиками напрямую или получать после некоторой предварительной обработки или моделирования. Эти выходные данные могут действовать в качестве входных данных для дополнительного анализа.

Данные собирают и сохраняют в наземном блоке 134. Один или несколько наземных блоков можно расположить на нефтяном месторождении, или на удалении, связанными с ним. Наземный блок может быть единым блоком, или комплексной сетью блоков, используемых для выполнения необходимых функций управления данными по всему нефтяному месторождению. Наземный блок может представлять собой систему с ручным или автоматическим управлением. Пользователь может управлять работой наземного блока и/или корректировать ее.

Наземный блок можно оборудовать приемопередатчиком 137 для обеспечения обмена информацией между наземным блоком и различными участками нефтяного месторождения и/или другими площадками. Наземный блок можно также оборудовать контроллером или функционально соединить с ним для приведения в действие механизмов на нефтяном месторождении. Наземный блок может затем посылать сигналы команд на нефтяное месторождение, реагируя на принятые данные. Наземный блок может принимать команды через приемопередатчик или может сам исполнять команды контроллеру. Можно оборудовать блок обработки данных для анализа данных (на месте или на удалении) и принятия решений на приведение в действие контроллера. В таком режиме работу нефтяного месторождения можно избирательно корректировать на основании собранных данных. Данные регулировки можно выполнять автоматически на основании компьютерного протокола или вручную оператором. В некоторых случаях проекты скважин и/или размещение скважин можно корректировать для выбора оптимальных условий работы или исключения проблем.

На фиг.1C показана операция на каротажном кабеле, выполняемая инструментом 106c на каротажном кабеле, подвешенном на буровой установке 128 и находящемся в стволе 136 скважины фиг.1B. Инструмент на каротажном кабеле предпочтительно приспособлен для развертывания в стволе скважины для выполнения каротажных диаграмм скважины, выполнения испытаний на забое скважины и/или отбора образцов. Инструмент на каротажном кабеле можно использовать для создания другого способа и устройства для выполнения сейсмических геофизических исследований. Инструмент на каротажном кабеле, показанный на фиг.1C, может иметь генератор 144 взрывных или акустических волн, подающий соответствующие сигналы в окружающие подземные пласты 102.

Инструмент на каротажном кабеле можно функционально соединить, например, с сейсмоприемниками 118 компьютера 122a передвижной сейсмической станции 106А, показанной на фиг.1A. Инструмент на каротажном кабеле может также выдавать данные на наземный блок 134. Как показано, выходные данные 135 вырабатывает инструмент на каротажном кабеле и их собирают на поверхности. Инструмент на каротажном кабеле можно устанавливать на различных глубинах в стволе скважины для проведения исследования подземного пласта.

На фиг.1D показана операция добычи, выполняемая инструментом 106d добычи, развернутым с блока добычи или фонтанного устьевого оборудования 129 в стволе 136 законченной скважины, показанной на фиг.1C, для извлечения текучей среды из коллекторов на забое скважины и подачи на наземное оборудование 142. Текучая среда проходит из коллектора 104 через ствол 136 скважины на наземное оборудование 142 через сборную сеть 146. Датчики S, установленные на нефтяном месторождении, функционально соединены с наземным блоком 142 для получения данных от него. В процессе добычи выходные данные 135 можно собирать с различных датчиков и отправлять на наземный блок и/или оборудование обработки. Указанные данные могут представлять собой, например, данные коллектора, данные ствола скважины, наземные данные и/или данные обработки.

Хотя показана только одна буровая площадка, понятно, что нефтяное месторождение может охватывать участок земли, вмещающий в себя одну или несколько буровых площадок. Одно или несколько сборных сооружений могут быть функционально соединены с одной или несколькими буровыми площадками для избирательного сбора скважинных текучих сред с буровой площадки (площадок).

При всех операциях на нефтяном месторождении, показанных на фиг.1A-1D, существуют многочисленные коммерческие факторы. Например, используемое оборудование, показанное на данных фигурах, имеет различную стоимость и/или риски, с ним связанные. По меньшей мере, некоторые из собранных на нефтяном месторождении данных относятся к коммерческим факторам, таким как цена и риск. Указанные коммерческие данные могут включать в себя, например, себестоимость добычи, время бурения, оплату хранения, цену нефти/газа, погодные факторы, политическую стабильность, налоговую нагрузку, наличие оборудования, геологическую среду и другие факторы, влияющие на стоимость выполнения работ на нефтяном месторождении или потенциальные обязательства, относящиеся к нему. Могут быть приняты решения и разработаны стратегические бизнес-планы уменьшения потенциальных затрат и рисков. Например, проект нефтяного месторождения может основываться на данных коммерческих соображениях. Так, проект нефтяного месторождения может, например, определять размещение буровых установок, а также глубину, число скважин, продолжительность работы и другие факторы, которые должны влиять на затраты и риски, связанные с работой нефтяного месторождения.

Хотя на фиг.1А-1D показаны инструменты мониторинга, используемые для измерения параметров нефтяного месторождения, должно быть ясно, что инструменты можно использовать для не относящихся к работе нефтяного месторождения работ, таких как работы рудников, водных коллекторов или других подземных сооружений. Также, хотя показаны некоторые инструменты сбора данных, должно быть ясно, что можно использовать различные измерительные инструменты, способные регистрировать такие параметры, как полное время пробега сейсмической волны, плотность, электрическое удельное сопротивление, продуктивность и т.п., подземного пласта и/или его геологической структуры. Различные датчики S и/или инструменты мониторинга для сбора и/или мониторинга необходимых данных можно размещать на различных позициях по подземному пласту. Другие источники данных можно также создавать на удаленных площадках.

Конфигурация нефтяного месторождения, показанная на фиг.1, не предполагает ограничения объема изобретения. Часть или все нефтяное месторождение может быть на суше и/или на море. Также, хотя показано одиночное измерение на нефтяном месторождении на одной площадке, в настоящем изобретении можно использовать любые комбинации одного или нескольких нефтяных месторождений, одного или нескольких сооружений обработки и одной или нескольких буровых площадок.

На фиг.2A-2D графически показаны данные, собранные инструментами, показанными на фиг.1A-1D, соответственно. На фиг.2A показана дорожка 202 сейсмограммы подземного пласта фиг.1A, полученная инструментом 106А геофизического исследования. Дорожка сейсмограммы измеряет ответный сигнал в двух направлениях за период времени. На фиг.2B показан образец 133 керна, взятый каротажным инструментом 106b. Испытание керна обычно дает график плотности, электрического удельного сопротивления или других физических свойств образца керна по его длине. На фиг.2C показана скважинная каротажная диаграмма 204 подземного пласта фиг.1C, взятая инструментом 106c на каротажном кабеле. Каротажная диаграмма, записанная прибором на кабеле, обычно дает измерение электрического удельного сопротивления пласта на различных глубинах. На фиг.2D показана кривая 206 падения добычи текучей среды, проходящей через подземный пласт фиг.1D, взятая инструментом 106d измерения добычи. Кривая падения добычи обычно дает продуктивность Q как функцию времени t.

Соответствующие графики фиг.2A-2C содержат статические измерения, описывающие физические характеристики пласта. Данные измерения можно сравнивать для определения точности измерений и/или проверки наличия ошибок. Таким способом графики каждого из соответствующих измерений можно совмещать и масштабировать для сравнения и выверки свойств.

На фиг.2D проиллюстрировано динамическое измерение свойств текучей среды, проходящей через ствол скважины. Когда текучая среда проходит через ствол скважины, выполняют измерения свойств текучей среды, таких как расходы, давления, состав и т.п. Как описано ниже, статические и динамические измерения можно использовать для создания моделей подземного пласта для определения его характеристик.

Модели можно использовать для создания модели геологической среды, задающей подземные условия. Такая модель геологической среды прогнозирует структуру и характер ее изменения при эксплуатации нефтяного месторождения. При сборе новой информации, частям модели геологической среды или всей модели может быть необходима корректировка.

На фиг.3 схематично показан вид буровой площадки 300 при операции бурения на нефтяном месторождении, такой как операция бурения, показанные на фиг.1B. Система 300 буровой площадки включает в себя систему 302 бурения и наземный блок 304. В показанном варианте осуществления ствол 306 скважины выполнен роторным бурением общеизвестным способом. Специалистам в данной области техники, использующим выгоды данного изобретения, должно быть ясно вместе с тем, что настоящее изобретение также находит применение при бурении, отличном от обычного роторного бурения (например, наклонно-направленном бурении с использованием забойных турбинных двигателей), и не ограничивается наземными буровыми установками.

Система 302 бурения включает в себя бурильную колонну 308, подвешенную в стволе 306 скважины с буровым долотом 310 на нижнем конце. Система 302 бурения также включает в себя наземную платформу и вышечную компоновку 312, установленную над стволом 306 скважины, проходящей подземный пласт F. Компоновка 312 включает в себя ротор 314, ведущую бурильную трубу 316, крюк 318 и вертлюг 319. Бурильная колонна 308 вращается ротором 314, приводимым в движение не показанным средством, соединенным с ведущей бурильной трубой 316 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 308 подвешена на крюке 318, прикрепленном к талевому блоку (также не показано), посредством ведущей бурильной трубы 316 и вертлюга 319, обеспечивающего вращение бурильной колонны относительно крюка.

Наземная система дополнительно включает в себя буровой раствор 320, хранящийся в емкости 322, оборудованной на буровой площадке. Насос 334 подает буровой раствор 320 во внутреннюю полость бурильной колонны 308 через выходное отверстие вертлюга 319, создавая поток текучей среды вниз по бурильной колонне 308, как показано стрелкой 324 направления. Буровая текучая среда выходит из бурильной колонны 308 через отверстия в буровом долоте 310, и затем циркулирует вверх через область между наружной поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, называемой кольцевое пространство 326. В таком режиме буровая текучая среда смазывает буровое долото 310 и переносит пластовую выбуренную породу на поверхность, возвращаясь в емкость 322 для рециркуляции.

Бурильная колонна 308 дополнительно включает в себя компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 330, расположенную вблизи бурового долота 310 (другими словами, в нескольких отрезках длины утяжеленных бурильных труб от бурового долота). Компоновка низа бурильной колонны обладает возможностью измерения, обработки, и сохранения информации, а также осуществления связи с наземным блоком. Кроме того, КНБК может включать в себя забойные турбинные двигатели и/или компоновки наведения роторного бурения и расширители, которые могут отклонять часть потока текучей среды, накачиваемой в компоновку бурильной колонны, в кольцевое пространство. КНБК 330 дополнительно включает в себя утяжеленные бурильные трубы 328 с оборудованием, выполняющим различные другие функции измерения.

Датчики S размещены по буровой площадке для сбора данных, предпочтительно в режиме реального времени, относящихся к работам на буровой площадке, а также условиям на буровой площадке. Датчики S фиг.3 могут быть аналогичными датчикам, показанным на фиг.1A-1D. Датчики фиг.3 могут также иметь признаки или возможности устройств мониторинга, таких как видеокамеры (не показано), для создания картинок работы. Наземные датчики или измерительные приборы S можно развертывать на наземных системах для создания информации по наземному блоку, такой как давление в буровом стояке, нагрузка на крюке, глубина, крутящий момент на поверхности, частота вращения ротора и т.п. Скважинные датчики или измерительные приборы S расположены на бурильном инструменте и/или в стволе скважины для обеспечения передачи информации о внутрискважинных условиях, таких как давление в стволе скважины, осевая нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, направление, угол наклона, частота вращения в минуту утяжеленной бурильной трубы, температура инструмента, температура в кольцевом пространстве и на торце инструмента, среди прочего. Информация, собранная датчиками и видеокамерами, передается на различные части системы бурения и/или наземный блок управления.

Система 302 бурения функционально соединена с наземным блоком 304 для осуществления связи с ним. КНБК 330 оборудована подсистемой 352 связи, осуществляющей связь с наземным блоком. Подсистема 352 связи приспособлена для отправки сигналов и приема сигналов с поверхности с использованием гидроимпульсной скважинной телеметрии. Подсистема связи может включать в себя, например, передатчик, вырабатывающий сигнал, такой как акустический или электромагнитный сигнал, представляющий измеренные параметры бурения. Связь между скважинными и наземными системами показана, как гидроимпульсная скважинная телеметрия, аналогичная описанной в патенте США 5517464, выданном патентообладателю настоящего изобретения. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что можно использовать различные системы телеметрии, такие как бурильная труба с кабелем, электромагнитные и другие известные системы телеметрии.

Обычно ствол скважины бурят согласно проекту бурения, утвержденному до бурения. Проект бурения обычно предусматривает оборудование, давления, траектории и/или другие параметры, задающие процесс бурения для буровой площадки. После проектирования можно выполнять операции бурения согласно проекту бурения. Вместе с тем, при сборе информации может возникнуть необходимость отклонения операции бурения от проекта бурения. Кроме того, при выполнении бурения или других работ подземные условия могут измениться. Модель геологической среды может также потребовать корректировки при сборе новой информации.

Дополнительно, различные варианты осуществления изобретения предусматривают моделирования бурильного оборудования, подлежащие выполнению. Результаты данных моделирования можно использовать для изменения параметров работы, таких как буровая текучая среда, используемая в бурильной колонне, или скорость вращения бурового долота. Другие изменения также можно выполнить в операциях бурения, такие как изменение компонентов бурильной колонны, таких как КНБК или буровое долото, для оптимизирования операций бурения. Данное оптимизирование в операциях бурения может включать в себя, например, скорость создания ствола скважины или продолжительность работы различных компонентов бурильной колонны до полного износа.

На фиг.4 показан схематичный вид системы выполнения операции бурения на нефтяном месторождении. Показанная система включает в себя наземный блок 402, функционально соединенный с буровой площадкой 404, серверы 406, функционально соединенные с наземным блоком 402, и инструмент 408 моделирования, функционально соединенный с серверами. Как показано, каналы 410 связи созданы между буровой площадкой, наземным блоком, серверами, и инструментом моделирования. Различные каналы могут быть созданы для улучшения прохождения информационных потоков через систему. Каналы 410 связи могут предусматривать непрерывную, периодического действия, одностороннюю, двустороннюю и/или избирательную связь по всей системе. Каналы 410 связи могут быть любого типа, такие как проводные, беспроводные и т.п.

Буровая площадка 404 и наземный блок 402 могут быть аналогичными буровой площадке и наземному блоку буровой площадки, показанным на фиг.3. Наземный блок предпочтительно оборудован компонентом 412 приема и накопления данных, контроллером 414, блоком 416 отображения данных, блоком 418 обработки данных и приемопередатчиком 420. Компонент 412 приема и накопления данных собирает и/или сохраняет данные нефтяного месторождения. Эти данные могут быть данными, измеренными датчиками S на буровой площадке, описанными для фиг.3. Эти данные могут также быть данными принятыми от других источников.

Контроллер 414 обеспечивает выдачу исполнительных команд на нефтяном месторождении. Контроллер 414 может быть снабжен исполнительными механизмами для выполнения операций бурения, таких как наведение, продвижение, или других действий на буровой площадке 404. Команды можно вырабатывать на основании логики блока 418 обработки данных, или по командам, принятым от других источников. Блок 418 обработки данных предпочтительно снабжен признаками для оперирования данными и анализа данных. Блок 418 обработки данных может иметь дополнительные функциональные возможности для выполнения работ нефтяного месторождения.

Блок 416 отображения данных может быть оборудован на буровой площадке 404 и/или удаленных площадках для рассмотрения фактических данных нефтяного месторождения, а также данных моделирования, основанных на данных нефтяного месторождения. В данных примерах блок 416 также используют для рассмотрения выходных данных результатов моделирования операций бурения. Отображенные данные нефтяного месторождения могут быть необработанными данными, обработанными данными и/или выходными данными, выработанными из различных данных. Блок 416 отображения данных предпочтительно выполнен с возможностью создания гибких видов данных, чтобы показанное на экранах могло соответствовать необходимым техническим условиям заказчика. Различные выходные данные, представленные блоком 416 отображения данных, можно использовать для модифицирования, направления или изменения операций бурения на буровой площадке 404. Модификации и изменения могут включать в себя, например, выбор различных компонентов бурильной колонны или различных буровых долот. Дополнительно, данные модификации и изменения могут являться изменениями параметров работы для операции бурения.

Приемопередатчик 420 создает средство обеспечения доступа для обмена данными с другими источниками. Приемопередатчик также создает средство связи с другими компонентами, такими как серверы 406, буровая площадка 404, наземный блок 402 и/или инструмент 408 моделирования. Как показано, сервер 406 включает в себя серверы 422 на площадке, удаленный сервер 424 и сервер 426 третьей стороны. Серверы 422 на площадке могут быть установлены на буровой площадке и/или в других местах для распределения данных от наземного блока. Удаленный сервер 424 установлен на площадке, удаленной от нефтяного месторождения, и выдает данные от удаленных источников. Сервер 426 третьей стороны может находиться на площадке или являться удаленным, но его работой управляет третья сторона, такая как клиент.

Серверы (предпочтительно способны передавать данные бурения, такие как каротажные диаграммы, события бурения, траектория, и/или другие данные нефтяного месторождения, такие как сейсмические данные, статистические данные, экономические данные или другие данные, которые можно использовать во время анализа. Эти данные можно использовать вместе с данными, описывающими бурильную колонну для создания моделей для моделирования операций бурения. Другие данные включают в себя, например, данные, используемые для моделирования бурового долота или КНБК в бурильной колонне.

Серверы осуществляют связь с инструментом 408 моделирования, как показано каналами 410 связи между ними. В данных примерах процессы, используемые для моделирования и моделирования операций бурения с использованием модели бурильной колонны можно реализовать в блоке 448 моделирования. Естественно, данные процессы можно реализовать в других компонентах программного обеспечения или распределить в других компонентах, в зависимости от конкретной реализации. Как показано многочисленными стрелками, серверы могут иметь отдельные каналы связи с инструментом 408 моделирования. Один или несколько серверов можно объединять или соединять для создания объединенного канала связи.

Серверы собирают множество различных данных. Данные можно собирать из различных каналов, дающих некоторые типы данных, такие как скважинные каротажные диаграммы. Данные с серверов направляют на инструмент 408 моделирования для обработки. Серверы можно также использовать для сохранения и/или передачи данных.

Инструмент 408 моделирования функционально соединен с наземным блоком для приема данных от него. В некоторых случаях инструмент моделирования и/или сервер (серверы) можно устанавливать на буровой площадке 404. Инструмент 408 моделирования и/или сервер (серверы) можно также устанавливать на различных площадках. Инструмент 408 моделирования может быть функционально соединен с наземным блоком через сервер (серверы). Инструмент 408 моделирования можно также включать в состав наземного блока 402 или располагать вблизи него.

Инструмент 408 моделирования включает в себя интерфейс 430, блок 432 обработки данных, блок 448 моделирования, архив 434 данных и блок 436 визуализации данных. Интерфейс 430 осуществляет связь с другими компонентами, такими как серверы 406. Интерфейс 430 может также допускать связь с другими нефтяными месторождениями и источниками, не относящимися к нефтяным месторождениям. Интерфейс 430 принимает данные и преобразовывает данные для обработки. Данные от серверов обычно проходят по заданным каналам, которые может выбирать интерфейс 430.

Как показано на фиг.4, интерфейс 430 выбирает канал данных сервера (серверов) и принимает данные. Интерфейс 430 также преобразовывает каналы данных для данных от буровой площадки. Данные можно затем направлять на блок обработки инструмента моделирования.

Блок 432 обработки данных включает в себя форматирующие модули 440, обрабатывающие модули 442, координирующие модули 444 и вспомогательные модули 446. Данные модули могут манипулировать данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени.

Координирующие модули 444 управляют потоком данных по всему инструменту 408 моделирования. Данными манипулируют так, чтобы их потоки проходили согласно установленному плану. Данные можно выстраивать в порядке очередности и синхронизировать, чтобы это происходило согласно таймеру и/или данному размеру очереди. Вспомогательные модули 446 обеспечивают функции поддержки системы бурения. Архив 434 данных сохраняет данные для блока 448 моделирования. Данные могут включать в себя модели бурильных колонн и другого бурильного оборудования. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения данные модели принимают форму конечно-разностных моделей.

Данные направляются в архив 434 данных из компонента обработки. Данные могут оставаться в системе файлов (например, файле расширяемого языка разметки XML) или в базе данных. Система определяет, какой способ хранения является наиболее приемлемым для определенного блока данных и сохраняет данные способом, обеспечивающем автоматическое прохождение потока данных через остальную систему в бесстыковом и интегрированном режиме. Система также облегчает ручное и автоматизированное управление с последовательностью выполняемых действий (таких как моделирование, геологические и геофизические последовательности выполняемых действий), основанной на сохраняемых данных.

Блок 436 визуализации данных создает один или несколько отображений данных для визуализации данных. Блок 436 визуализации данных может содержать трехмерный 3D холст, холст скважинного сечения или другие холсты, при необходимости. Блок визуализации данных может избирательно отображать любую комбинацию одного или нескольких холстов. Холсты могут быть или не быть синхронизированы друг с другом во время отображения данных. Блок отображения предпочтительно оснащен механизмами для приведения в действие различных холстов или других функций в системе. Выходные данные для визуализации результатов от моделирования оборудования, такого как бурильная колонна, могут вырабатываться с использованием блока 436 визуализации данных в этих иллюстративных вариантах осуществления изобретения.

Блок 448 моделирования выполняет функции моделирования для выработки комплекса выходных данных нефтяного месторождения. Блок 448 моделирования может представлять собой обычный инструмент моделирования с возможностью выполнения функций моделирования, таких как выработка, анализ и манипулирование моделями геологической среды. Модели геологической среды обычно содержат данные разведки и данные эксплуатации, такие как показанные на фиг.1. Кроме того, в иллюстративных вариантах осуществления изобретения блок 448 моделирования может имитировать операции бурения в различных моделях геологической среды с использованием моделей бурильного оборудования, такого как бурильные колонны и их взаимодействия со стенками ствола скважины.

Иллюстративные варианты осуществления изобретения относятся к механизмам моделирования для моделирования переходного режима работы бурильной компоновки, например компоновки низа бурильной колонны (КНБК) или всей бурильной колонны, при бурении подземного пласта. Согласно иллюстративным вариантам осуществления изобретения, каждый элемент бурильной компоновки, например, буровое долото, утяжеленные бурильные трубы, инструменты измерения во время бурения/инструменты каротажа во время бурения, трубы и т.д., моделируют, как комбинацию из многих коротких сегментов, считающихся упругими стержнями, подвергающимися воздействию осевых и срезающих нагрузок, а также изгибу и торсионным крутящим моментам, с которыми сталкиваются во время имитируемой фактической операции бурения. Стенку ствола скважины моделируют, как вязкоупругую граничную поверхность с трением. Трение бурового раствора в стволе скважины на бурильной компоновке считают вязким трением (в состав которого включают радиальное, осевое и вращательное трение). Взаимодействие бурового долота с горной породой моделируют с использованием формул, полученных эмпирически, в которых реактивные усилия и крутящие моменты в основном зависят от глубины резания (толщины слоя горной породы, срезаемой за оборот), прочности горной породы и геометрии долота. Конкретные инструменты/бурильные элементы моделируют с учетом их специфики, такой как забойный буровой двигатель, система наведения для роторного бурения, специальные звенья/переводники и т.д. Условия для верхней граничной поверхности моделируют с использованием модели забойного двигателя с управлением с обратной связью.

Согласно иллюстративным вариантам осуществления изобретения, конечно-разностные схемы, как в пространстве, так и во времени, используют для моделирования динамического режима работы при взаимодействии бурильная колонна-долото-горная порода. Различные иллюстративные варианты осуществления изобретения используют конечно-разностные модели бурильной компоновки в моделировании операций бурения. Конечная разность является математическим выражением, используемым в численном анализе, в котором конечные разности используют для аппроксимирования производных. В иллюстративных вариантах осуществления изобретения модели бурильного оборудования, такого как бурильная компоновка или даже наземное оборудование, вырабатывают с использованием конечно-разностных способов. Данные модели являются конечно-разностными моделями. На диаграмме, на фиг.5 схематично показана конечно-разностная сетка координат, используемая для моделирования переходных динамических параметров КНБК/бурильной колонны для образования конечно-разностной модели согласно иллюстративному варианту осуществления изобретения. Как показано, бурильная компоновка 500 состоит из колонны цилиндрических участков 500a, 500b и 500c. Бурильная компоновка 500 может, например, быть исполнена в виде компонентов КНБК 308, показанной на фиг.3. Другими словами, бурильную компоновку, такую как бурильная колонна или КНБК, можно моделировать с использованием сегментов.

В показанных примерах используется схема с сеткой координат ступенчатого расположения. Размещение (центр масс и геометрический центр), ориентация и линейная и угловая скорости регистрируются в середине пролета каждого сегмента. Внутренние усилия и моменты, действующие между примыкающими сегментами (такие как продольная сила, сила сдвига, изгибающий момент и торсионный крутящий момент) регистрируются на соединениях.

Констатируем, что точка центра масс каждого участка 500a, 500b, и 500c не обязательно должна совпадать с геометрическим центром. Например, на фиг.5 показан сегмент КНБК, в котором центр масс лежит на некотором расстоянии вдоль главного направления от геометрического центра сегмента.

Обновление во времени дискретизированной системы, схематично показанной на фиг.5, также является ступенчатым. На фиг.6 показана схема ступенчатой настройки времени, используемая для моделирования переходных динамических параметров КНБК/бурильной колонны, такой как показанная на фиг.3 согласно иллюстративному варианту осуществления изобретения. Данную схему можно использовать при выработке конечно-разностной модели бурильной компоновки в данных примерах. На фиг.5 показано три таких сегмента.

Как показано на фиг.6, векторы линейной и угловой скоростей обновляют во время (t₀+n·Δt), затем положение и ориентацию обновляют во время (t₀+(n+1/2)·Δt), затем вычисляют внутренние силы и моменты на соединениях во время (t₀+(n+1/2)·Δt), (это выполняют на основании предположения, что материал бурильной компоновки является упругим, и поэтому внутренние силы и моменты являются функциями изменения относительного положения и ориентации между примыкающими участками). Окончательно векторы линейной и угловой скоростей обновляются во время (t₀+(n+1)·Δt). Специалист в данной области техники должен понимать, что поскольку в явном виде использована центрально-разностная схема, приращение времени Δt должно быть ограничено хорошо известными условиями, диктуемыми численной устойчивостью. Каждый участок бурильной компоновки рассматривается как твердое тело. Соответственно, уравнения движения участка, написанными в координатных осях (d₁, d₂, d₃):

и, записанные дискретизированной форме:

Здесь, сила/крутящий момент сдвигаются в две части, согласно зависимости от векторов линейной или угловой скоростей. Внутренние силы, действующие на соединение, сила тяжести (с эффектом плавучести), не зависят от векторов скоростей; но сила бурового раствора, сила взаимодействия с горной породой и верхняя приводная сила/крутящий момент являются функциями векторов скоростей.

Для каждого участка, уравнения движения являются системой шести парных нелинейных дифференциальных уравнений:

где M матрица массы, x вектор, составленный векторами трех линейных и трех угловых скоростей, и f вектор силы, включающий в себя силы, зависящие от векторов скорости.

В качестве способа решения используется итерация Ньютона-Рапсона, описанная следующим уравнением:

где k индекс итерации, и

После обновления векторов скорости, положение может быть обновлено:

в глобальной системе координат.

Ориентация может быть обновлена, как показано на фиг.7 со ссылкой на следующие уравнения, что показывает диаграмма, объясняющая уравнения движения согласно иллюстративному варианту осуществления изобретения:

Аналогичный способ используют для обновления d₂ и d₃.

Когда сегмент бурильной компоновки перемещается вбок, буровой раствор внутри участка является достаточно связанным, так что должен стремиться испытывать боковое перемещение, аналогичное бурильной компоновке, и, то же самое, верно для боковых поворотов. Следовательно, для бокового перемещения, рабочую массу бурового раствора следует добавить, и для боковых поворотов (вдоль d_1,2) действующую инерцию вращения бурового раствора также следует добавить.

Для каждого участка силы включают в себя следующие силы:

1) продольные силы на каждой стороне участка;

2) срезающие силы на каждой стороне участка;

3) силу тяжести с эффектом плавучести бурового раствора;

4) другие внешние силы, включающие в себя силы трения бурового раствора, силы столкновения с горной породой при взаимодействии с горной породой, силу долото-горная порода и верхнюю приводную силу.

Для каждого участка крутящие моменты включают в себя следующее:

1) внутренние изгибающие моменты на каждой стороне сегмента;

2) внутренние торсионные крутящие моменты на каждой стороне сегмента;

3) крутящие моменты, обусловленные продольными силами и срезающими силами; и

4) другие внешние моменты, такие как любой крутящий момент вследствие действия трения бурового раствора, крутящий момент от взаимодействия с горной породой и крутящий момент, приложенный сверху.

Диаграмма на фиг.8 схематично показывает моделирование взаимодействия долота и горной породы, способствующее объяснению иллюстративных вариантов осуществления изобретения. Долото может, например, являться буровым долотом 310, показанным на фиг.3. Моделирование взаимодействия бурового долота с горной породой или стенкой ствола скважины выполняют в создании конечно-разностной модели в данных примерах.

Согласно иллюстративным вариантам осуществления изобретения, можно использовать два способа для вычисления глубины резания, являющейся продвижением в горную породу за оборот.

Способ 1: глубину резания (DoC) вычисляют с использованием вектора мгновенной линейной и угловой скорости, при этом осевую глубину резания, DoC ₃, определяют как , боковую глубину резания, определяют как и параметр, представляющий угол поворота, пройденный осью за оборот долота, определяют как .

Способ 2: глубину резания вычисляют с использованием фактического продвижения долота за оборот резания, и осевую и боковую глубину резания определяют как

где Δt_θ время, используемое режущим лезвием долота для поворота в положение другого лезвия, находящегося перед ним. R _bit(t) вектор положения режущего долота, и N_blades количество лезвий долота. Констатируем, что в фактическом вычислении некоторая низкочастотная фильтрация (например, пространственное усреднение) положения долота может быть необходимой для уменьшения уровня шума. Это можно посчитать необходимым для принятия в расчет конечного углового пролета режущих элементов в долоте.

Боковой угол поворота за оборот можно вычислить как

Способ 2 может являться предпочтительным, поскольку способ 1 основан на предположении, что долото продвигается и вращается в установившемся состоянии.

После вычисления различных глубин резания с использованием любого из вышеупомянутых способов, реактивные силы и крутящие моменты, воздействующие на долото, вычисляют как функции данных глубин резания. Осевую реактивную силу F₃ можно вычислить с использованием эмпирического соотношения между осевой нагрузкой на долото (WOB), то есть силой, толкающей долото на горную породу, и DoC₃ (глубиной резания). График на фиг.9 показывает WOB (осевую нагрузку на долото) относительно DoC₃ (глубины резания) для способствования объяснению иллюстративных вариантов осуществления изобретения.

Как показано на фиг.9, F₃ равна по величине и противоположна по направлению осевой нагрузке на долото (WOB). Установлено, что ниже некоторой минимальной величины осевой нагрузки на долото (WOB), действие резания должно отсутствовать. Выше этой величины глубина резания должна увеличиваться со скоростью, обычно пропорциональной увеличению осевой нагрузки на долото (WOB). Первоначальный порог осевой силы , а также крутизна K_F3 линии, показанные на фиг.9, являются функциями прочности горной породы, и геометрии долота.

Следует констатировать, что хотя в настоящем варианте осуществления изобретения для фиг.9 использовано представленное выражение, другие функциональные зависимости между нагрузкой на долото (WOB) и DoC равно допустимы, если считаются необходимыми.

Также необходимо уяснить, что соотношение, показанное на фиг.9, предполагает, что долото поворачивается "в направлении, для бурения". Если по какой-либо причине, вследствие переходных эффектов, таких как чрезмерные колебания прихвата и проскальзывания, вращение долота происходит в противоположном направлении, взаимоотношение является неприменимым. Предполагается, что соотношение в данном случае является качественно аналогичным, однако, обычно, со значительно большими величинами порога, и крутизны K_F3. Это происходит потому, что долото должно быть менее эффективным для резания в данном направлении. Также предполагается, что коэффициенты для "реверсивного бурения" связаны с исходными через характеристическую константу долота (коэффициент реверса долота, BRC>1).

Аналогично осевой реактивной силе, противодействующей осевому перемещению долота, существует также осевой реактивный крутящий момент, противодействующий осевому вращению долота при резании им горной породы. Фактически, если предположить что свойства породы вокруг долота являются одинаковыми, тогда осевой реактивный крутящий момент вычисляется способом, аналогичным способу для осевой силы, предполагается, что долото поворачивается в назначенном направлении. Аналогичное линейное соотношение можно ожидать от реверсивного вращения долота.

Аналогично реактивной силе, противодействующей осевому перемещению долота, существует также реактивная сила, противодействующая любому боковому перемещению. Природа физического взаимоотношения между данной реактивной силой и боковой глубиной резания DoC_n обычно имеет природу, аналогичную природе для осевого направления, как показано на фиг.10. В частности, график на фиг.10 показывает боковую реактивную силу F_n, относительно DoC_n для способствования объяснению иллюстративных вариантов осуществления изобретения. И здесь начальный порог на радиальной силе , а также крутизна K_Fn линии являются функциями прочности горной породы и геометрии долота. Необходимо учитывать, что фактическое направление данной нормальной реактивной силы является противоположным единичному вектору n_v, имеющему направления, в котором долото перемещается перпендикулярно своей мгновенной оси. Аналогичные, но большие значения порога и крутизны должны применяться, когда долото в переходном процессе поворачивается в реверсивном направлении. Аналогичный коэффициент реверса долота используют для расчета реверсивных величин по номинальным величинам.

Когда долото вращается с резанием породы, должны возникать касательные реактивные силы, действующие на долото на каждой координате положения режущего инструмента. Просуммированные по всему долоту данные силы должны обычно взаимно компенсироваться, когда долото перемещается строго по оси (за исключением случая специально несбалансированных долот, дополнительно описанных ниже). Вместе с тем, когда долото перемещается вбок от своей оси, в дополнение к нормальной реактивной силе от горной породы, напрямую противодействующей данному перемещению, здесь должна, в общем, возникать равнодействующая касательных реактивных сил, действующих на долото, вследствие увеличения режущего действия на стороне долота, перемещающейся вбок в горную породу. Данную касательную силу обычно дает:

,

где µ_Т является параметром, определяемым режущим профилем долота (в некотором роде аналогичным коэффициенту трения, с разницей в том, что µ_Т может фактически быть отрицательным). Функция sign(ω₃) на конце является необходимой для охвата реверсивного направления касательной силы, когда долото в переходном режиме поворачивается в реверсивном направлении. µT обычно именуют касательной "гуляющего" угла долота. Данный гуляющий угол является углом между направлением равнодействующей боковых сил, приложенных к долоту от остальной части КНБК, и боковым направлением, в котором долото фактически перемещается по ходу бурения.

Параметр DoC_r, представляющий угол поворота, который проходит ось долота за полный поворот долота, был определен ранее. Если долото имеет сферическую внешнюю режущую поверхность, заметного реактивного крутящего момента от горной породы, противодействующего данному вращению, не возникает. Несферическое долото, вместе с тем, должно испытывать реактивный крутящий момент. К сожалению, экспериментальные данные по этому аспекту процесса бурения отсутствуют (данный реактивный крутящий момент в целом игнорируют). Здесь предполагается, что соотношение между нормальным реактивным крутящим моментом и DoC_r имеет аналогичную природу, что и осевой реактивный крутящий момент по осевой глубине резания DoC₃. График на фиг.11, показывающий угол поворота относительно реактивного крутящего момента, способствует объяснению иллюстративных вариантов осуществления изобретения.

Один путь интерпретации данного соотношения состоит в утверждении, что ось долота не должна испытывать каких-либо поворотов, пока боковой крутящий момент, действующий на нее от остальной части КНБК, превосходит некоторую минимальную пороговую величину, . После чего скорость бокового вращения оси долота на полный осевой поворот долота должна быть пропорциональна количеству бокового крутящего момента, превышающего данное пороговое значение. Реактивный крутящий момент от горной породы должен иметь направление, противоположное боковому вращению оси долота, то есть:

где n_ω является единичным вектором в направлении вращения оси долота.

В дополнение к данному нормальному реактивному крутящему моменту, противоположному направлению вращения оси долота, возникает второй реактивный крутящий момент, перпендикулярный данному направлению вращения. Этот "касательный" реактивный крутящий момент (названный так по причине своей схожести с равнодействующей касательной силы, действие которой испытывает долото, когда оно перемещается вбок в горную породу) дается выражением:

,

где µ_r - параметр, определяемый режущим профилем долота. Функция sign(ω3) на конце является необходимой для охвата реверсивного направления касательного крутящего момента, когда долото в переходном режиме поворачивается в реверсивном направлении.

где K₁₃ коэффициент несбалансированности долота (обычно представлен процентом осевой нагрузки на долото (WOB) и r_b является вектором из центра масс сегмента КНБК, включающего в себя долото, к центру режущей конструкции долота.

Должно быть понятно, что хотя в настоящем варианте осуществления изобретения использованы приведенные выше выражения для реактивных сил и крутящих моментов, моделирующий инструмент не ограничен данными выражениями, и что другие альтернативные процедуры можно использовать для определения реактивных сил и крутящих моментов по ходу моделирования бурения. Например, можно использовать полную подробную модель режущей конструкции долота, вычисляющую силы, воздействию которых подвергается каждый индивидуальный режущий элемент в процессе резания горной породы, и собирающую все силы в пару равнодействующих, векторов силы и крутящих моментов, действующих на центр режущей конструкции долота. Вместе с тем, процедура, описанная выше, охватывает большую часть значимой сущности динамического взаимодействия долота с горной породой, при этом, оставаясь значительно проще для вычисления (требующей меньшего объема вычислений).

Согласно иллюстративным вариантам осуществления изобретения, столкновения моделируют как являющиеся вязкоупругими. Диаграмма на фиг.12, схематично показывающая площадку столкновения между бурильным инструментом и стенкой ствола скважины, способствует объяснению иллюстративных вариантов осуществления изобретения, и диаграмма на фиг.13, схематично показывающая вязкоупругий контакт бурильного инструмента и стенки ствола скважины, способствует объяснению иллюстративных вариантов осуществления изобретения.

Для глубины δr проникновения в стенку и вектора скорости на площадке столкновения, показанной на фиг.12, радиально-направленная сила:

где К является константой жесткости, характеризующей упругое взаимодействие между инструментом и стенкой ствола скважины, и B является коэффициентом вязкоупругого демпфирования. Данный коэффициент вязкоупругого демпфирования соотносится с массой секции инструмента, параметром K жесткости, и коэффициентом ε восстановления согласно:

Упругое взаимодействие моделируют посредством анализа контакта Герца. В данном анализе рассматривается действие геометрии и упругих свойств, как инструмента, так и ствола скважины. Площадь контакта в данном построении является зависимой от глубины проникновения (также геометрии и упругих свойств). В результате этого упругая сила является нелинейной функцией глубины проникновения. В контакте Герца между двумя сплошными цилиндрами с радиусом и упругими свойствами R₁, R₂, E₁, E₂, ν₁, и ν₂, полуширина b площади контакта рассчитывается так:

Здесь F - упругая нагрузка и L - длина площади контакта. Глубину проникновения рассчитывают так:

Одним дополнительным аспектом механики взаимодействия инструмента и ствола скважины является структурная податливость самого инструмента под нагружением сжатия. Ситуация данного нагружения показана на фиг.13.

В данной ситуации нагружения инструмент должен деформироваться под приложенной нагрузкой, результатом чего является уменьшение диаметра инструмента вдоль направления контакта (и соответствующего увеличения диаметра в ортогональном направлении. Другими словами, сечение в переходном процессе становится эллиптическим). Изменение диаметра инструмента вдоль направления контакта составляет:

В приведенном выше уравнении R является средним между внутренним и внешним радиусами цилиндрического инструмента, t - толщина стенки инструмента и k₁, k₂ определяются как:

Данное изменение диаметра, в общем, является деформацией с преобладанием изгиба. Вместе с тем, для толстостенных цилиндров растягивающее напряжение от центробежных сил и срезающее напряжение могут играть значительную роль; параметры α и β относятся к растягивающему напряжению от центробежных сил и срезающему напряжению, соответственно. Они определяются как:

где h является действительным расстоянием, измеренным радиально внутрь от оси центра тяжести сечения до нейтральной оси чистого изгиба, h рассчитывают следующим образом:

С учетом податливости инструмента, b можно разделить на составляющую (δr₁) Герца и составляющую (δr₂) структурной податливости:

Упругий участок вязкоупругой силы рассчитывают по следующему уравнению:

Данное уравнение должно быть решено итерационно для нахождения упругой нагрузки F для данной глубины δr проникновения (полуширина b является функцией F). Оно решается способом Ньютона.

Данный способ, которым рассчитывают вязкоупругое демпфирование в объединении как с контактом Герца, так и структурной податливостью инструмента, будет описан ниже. После решения приведенного выше уравнения для упругой силы F, эффективную жесткость K_eff рассчитывают следующим образом:

Поскольку сила контакта Герца нелинейно соотносится с глубиной δr проникновения, эффективная жесткость K_eff должна быть функцией δr.

Для расчета эффективного вязкоупругого коэффициента на практике берут для столкновения коэффициент восстановления (ε) как входные данные. Затем рассчитывают вязкоупругий коэффициент для данной глубины δr проникновения посредством обратного решения приведенного выше уравнения, используя K_eff для количества жесткости:

Аппаратная модель динамического моделирования КНБК/бурильной колонны согласно иллюстративным вариантам осуществления изобретения может быть реализована с использованием языка программирования C++, основанного на объектно-ориентированном проектировании, с тонкой настройкой оптимизации для наилучших показателей.

Приложение программного обеспечения можно использовать в четырех основных областях:

1. Разработка продукта. Программное обеспечение можно использовать для разработки инструмента на забое скважины для понимания окружающей среды ударных нагрузок, напряжения и вибрации, которую должен выдерживать инструмент в реальной эксплуатации, для понимания, как и почему происходят отказы инструмента и для приведения к лучшим нормам и методологии проектирования.

2. Проектирование скважины. Программное обеспечение может предусматривать изучение действия образца КНБК, включающего в себя размещение центраторов и расширителя. Это должно способствовать уяснению взаимодействия между образцом КНБК и заданной траекторией, и должно обеспечивать соблюдение рекомендуемых параметров бурения для исключения, потенциально повреждающих, режимов работы.

3. Исполнение наклонно-направленного бурения. Во время бурения бурильщик может использовать приложение для прогнозирования эффекта от изменения параметров бурения, или для прогнозирования изменений динамического режима работы, когда ожидается изменение пласта.

4. Обучение заказчика и связь. Такой инструмент обеспечивает простую визуализацию различных типов вибрации и эффектов изменения параметров или пластов. Это должно обеспечить коллективу, участвующему в бурении, понимание последствий принятых решений во время планирования и исполнения. Другим использованием может быть анализ после события, когда отказ произошел. В такой ситуации можно моделировать фактические условия для облегчения определения основной причины, что приводит к более быстродействующей и точной цепи обратной связи извлечению уроков.

На фиг.14 показана схема последовательности операций способа выполнения операции бурения для нефтяного месторождения согласно иллюстративному варианту осуществления изобретения. Способ, показанный на фиг.14 может быть реализован в системе обработки данных, такой как моделирующий инструмент 408 на фиг.4. Данный способ можно использовать для моделирования операций бурения для конкретной буровой площадки. Результаты моделирования можно использовать для принятия решений, касающихся операций бурения на буровой площадке. Альтернативно, способ можно использовать для испытания образцов бурильного оборудования, таких как бурильная компоновка. Способ 1400 начинается созданием конечно-разностной модели для моделирования режима работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения на этапе 1410.

Данная конечно-разностная модель может быть создана на этапе 1410, определяющей объекты входных данных, такие как КНБК, траектории скважины/каротаж скважины, геометрия ствола скважины, свойства горной породы вдоль ствола скважины, долото, программа долот и т.п. В частности, данные КНБК можно загрузить из отдела бурения или аналогичный продукт с возможностью внесения изменений в КНБК, или из базы данных, файла, каталога или введением вручную, затем скоординировать внутренне. КНБК в данных примерах реализован в конечно-разностной модели. Траектория может загружаться из инклинометрии или плана бурения. Ввод других данных включает в себя загрузку свойств горной породы, таких как упругих свойств горной породы (модуль Юнга, коэффициента Пуассона), коэффициент трения (динамического и статического), и коэффициента восстановления, соответствующего взаимодействию при столкновении. Также загружаются свойства взаимодействия долота и горной породы. Все эти данные используют на этапе 1410 для создания конечно-разностной модели для имитирования работы бурильной компоновки и ее взаимодействия со стенками и стволом скважины.

Выбирают и загружают рабочие параметры для моделирования на этапе 1420. Затем выполняют моделирование операции бурения в выбранном состоянии операции бурения на этапе 1430. В частности, в данных примерах проводят одноточечное моделирование. Моделирование может проводиться для КНБК на конкретной измеренной глубине (установки скорости проходки/частоты оборотов. Моделирование может ускоряться от установившегося состояния до рабочей точки. Затем можно обеспечить проведение моделирования в течение некоторого периода времени, такого как несколько секунд, для определения стабильности КНБК. Данное моделирование можно выполнять для определения, следует ли выполнять изменения в операциях бурения для буровой площадки. Данное моделирование также можно выполнять на экспериментальных образцах для бурильных колонн или компонентов в бурильных колоннах для определения, нужны ли изменения в образцах для оптимизирования показателей различных параметров. Данными параметрами для оптимизирования могут являться, например, скорость создания ствола скважины или продолжительность службы компонентов в бурильной колонне.

Моделирование также можно выполнять для бурильной колонны для сценария "прихватывание-проскальзывание" для моделирования трения на трубах в бурильной колонне. Из таких моделирования можно получить динамические графики для создания индикации вибрации на бурильной компоновке и других свойств, таких как частота вращения. Данные графики можно обновлять в режиме реального времени.

Результаты моделирования затем анализируют на этапе 1440. Данный анализ может, например, включать в себя последующую обработку и создание диаграмм, включающих в себя одномерную диаграмму КНБК в цвете с трехмерным отклонением. При таком типе диаграммы пользователь может выбирать диаграммы, показывающие различные параметры, такие как осевая сила/напряжение; усталость материала; боковое ускорение; сила столкновения КНБК со стволом скважины; вихревой фактор/индикатор; циклограмма долота для стабильного вращения; энергия вдоль КНБК относительно времени/частоты; действующий счет ударов на каждый элемент, по цвету, позволяющему различать уровень: >50G желтый, >100G красный; общий кпд, представляющий собой энергию (переданную на долото/затраченную энергию). Диаграммы также могут включать в себя трехмерные поверхностные диаграммы и цветные изображения для индикации распределения физических переменных вдоль КНБК и по времени. Двухмерные диаграммы x-y можно создавать для различных физических переменных в конкретных точках, изменяющихся во времени. Также можно создавать для анализа энергетические спектры в конкретных точках в конкретное временное окно.

В данных примерах обработка выходных данных может включать в себя возможность выбора любой физической переменной и расположения одной-четырех из них вместе на экране. Также выходные данные могут иметь форму, обеспечивающую возможность анимации перемещения КНБК и других физических переменных, изменяющихся во времени. Анимационные фильмы можно сохранять, а также встраивать фильмы в отчетный документ.

С данной информацией и анализом можно затем выборочно корректировать операции бурения и/или бурильный инструмент на основе анализа на этапе 1450. Конкретно, используя анализ, можно модифицировать для получения стабильности/производительности различные параметры КНБК, бурового долота, или операции бурения. Также можно оптимизировать скорость проходки посредством анализа параметров КНБК, долота и/или операции бурения. Данные изменения можно выполнять в фактической операции бурения с использованием бурильной колонны для выполнения ствола скважины в пласте. Альтернативно, результаты моделирования можно использовать для изменения конструкций компонентов, таких как КНБК, буровое долото или других компонентов. Дополнительно, результаты можно использовать для идентификации оптимальных рабочих параметров.

Следующей на фиг.15 показана схема последовательности операций моделирования для бурильной компоновки согласно иллюстративному варианту осуществления настоящего изобретения. Способ, показанный на фиг.15, является более подробным описанием Этапа 1430 на фиг.14.

Способ 1500 и начинается загрузкой модели бурильной компоновки на этапе 1510. В данных примерах модель является конечно-разностной моделью бурильной компоновки. Бурильная компоновка может являться, например, всей бурильной колонной или только КНБК. После этого, рабочие параметры идентифицируют для моделирования на этапе 1520. Данные рабочие параметры являются параметрами, используемыми для моделирования работы бурильной компоновки в стволе скважины. Параметры могут включать в себя, например, число оборотов в минуту бурильной компоновки, веса, приложенного к долоту, и количество используемой буровой текучей среды. Параметры также могут включать в себя изменения состояния. Например, параметры могут определять вращательное ускорение перехода от первой скорости ко второй скорости, и поддержание второй скорости в течение некоторого выбранного периода времени. Параметры могут затем определять другое состояние, возникающее после выбранного периода времени, такого как замедление скорости бурильной компоновки.

Следом выполняют моделирование с использованием выбранной модели и параметров работы на этапе 1530. Выходные данные моделирования обрабатывают и представляют этап 1540. Данный этап является необязательным этапом, дающим визуальное представление результатов моделирования, когда они возникают. Представить можно, например, графики, диаграммы, необработанные данные или анимации. Выходные данные могут давать, например, информацию о колебаниях и вибрациях в бурильной компоновке. Другая информация может включать в себя, например, износ бурильной компоновки или скорость создания ствола скважины. Примеры данных типов представления информации описаны более подробно ниже и показаны на фиг.16-21.

Далее определяют, следует ли менять параметры работы на этапе 1550. Параметры работы можно изменять по ходу моделирования. Данные изменения можно задавать как часть исходных параметров работы, идентифицируемых на этапе 1520. Альтернативно можно получить на этапе 1550 входные данные пользователя для изменения параметров. Изменение параметров можно выполнять для изменения состояния бурильной компоновки, такого как изменение скорости вращения бурильной компоновки. Изменением также может являться, например, изменение веса, приложенного на долото.

Если один или несколько параметров работы следует менять, эти параметры работы меняют на этапе 1560 и процесс, затем возвращается на этап 1530 для продолжения выполнения моделирования с изменениями параметров работы. На этапе 1550, если никакие изменения не происходят ни для одного из параметров работы, определяют, нужно ли заканчивать моделирование на этапе 1570. Если моделирование не подлежит окончанию, способ возвращается на этап 1530 для продолжения выполнения моделирования на бурильной компоновке.

В другом случае способ сохраняет результаты моделирования на этапе 1580 и заканчивается. Результаты могут принимать различные формы. Необработанные выходные данные после моделирования бурильной компоновки можно сохранить. Также можно сохранить любые анимации в режиме реального времени, фильмы, диаграммы или другие выходные данные, выработанные на этапе 1540. Данные результаты можно использовать для реализации изменений операций бурения или их планирования на буровой площадке. Данные результаты также можно использовать для изменения конструкций бурильных компоновок, таких как КНБК или долото.

На фиг.16-21 показаны диаграммы, выработанные из некоторых моделирования, выполненных согласно иллюстративным вариантам осуществления изобретения. Первое, на фиг.16 показан моментальный снимок двухмерной анимации вибрации КНБК в горизонтальной скважине. На левой первой диаграмме (a) показано смещение осевой линии КНБК в вертикальном направлении. На левой второй диаграмме (b) показано смещение КНБК в вертикальном направлении. На левой третьей диаграмме (c) показано мгновенная сила столкновение КНБК-ствол скважины на единицу массы в единицах силы тяжести, а также ее максимальная зарегистрированная величина по ходу моделирования вдоль КНБК. Две правых верхних диаграммы (e) и (f) показывают вращение долота и верха в анимации. Две правых нижних диаграммы (g) и (h) показывают осевую нагрузку на долото, крутящий момент на долоте, скорость проходки частоту вращения в минуту, изменяющиеся во времени.

На фиг.17 показан моментальный снимок КНБК в трехмерной анимации, представляющей различные свойства (верхняя диаграмма, торсионный крутящий момент; нижняя диаграмма, вектор осевой скорости).

На фиг.18 показана поверхностная диаграмма частоты вращения в минуту вдоль КНБК и во времени. В данном примере в КНБК имеется забойный двигатель, следовательно, нижняя часть КНБК вращается быстрее верхней части.

На фиг.19 показано изображение частоты вращения в минуту вдоль КНБК и по времени. Данный пример относится к простому КНБК с очень длинной утяжеленной бурильной трубой (около 4000 м). На изображении показаны крутильные волны, распространяющиеся и отражающиеся от верха (поверхность) и низа (долото) инструмента.

На фиг.20 показано изображение вектора осевой скорости вдоль КНБК и по времени. Данный пример относится к простому КНБК с очень длинной утяжеленной бурильной трубой (около 4000 м). На изображении показаны осевые (экстенсиональные) волны, распространяющиеся и отражающиеся от верха (поверхность) и низа (долото) инструмента.

На фиг.21 показан энергетический спектр вращения долота в различные периоды времени.

Таким образом, различные иллюстративные варианты осуществления изобретения дают способ, устройство и технические условия для использования в компьютерной программе для моделирования операций бурения в режиме, предусматривающем решения по операциям бурения для выполнения на буровой площадке. Более конкретно, модель используют для моделирования режима работы бурильной компоновки во время бурения ствола скважины в операции бурения в пределах выбранных допусков при сравнении с используемой бурильной компоновкой для фактического бурения ствола скважины в операции бурения.

Различные варианты осуществления изобретения также дают возможность испытания образцов оборудования, такого, например, как бурильная компоновка. Различные варианты осуществления изобретения используют конечно-разностные модели бурильной компоновки в моделировании. Данные модели включают в себя взаимодействие бурового долота бурильной компоновки с горной породой вдоль ствола скважины с использованием построения, в котором реактивные силы и крутящий момент зависят от глубины резания, прочности горной породы и геометрии бурового долота.

Кроме того, модели обеспечивают изменение моделирования от одного в другое состояния в режиме идентификации изменения в параметрах, таких как вибрации в различных компонентах и действия вибрации на компоненты бурильной компоновки.

Из приведенного выше описания должно быть ясно, что различные модификации и изменения можно выполнять в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения без отхода от его реальной сущности. Например, способ можно выполнять в отличающейся последовательности, и создаваемые компоненты могут быть интегрированными или раздельными. В качестве другого примера, хотя иллюстративные варианты осуществления изобретения используют определимые различные модели для бурильных колонн, другие типы моделей можно использовать. Например, определимую модель элемента бурильной колонны можно использовать на месте или в соединении с конечно-разностной моделью.

Данное описание предназначено только для иллюстрирования, и не должно восприниматься в смысле ограничения. Объем данного изобретения должен определяться только следующими ниже пунктами формулы изобретения. Термин «содержащий» в формуле изобретения означает «включающий в себя, по меньшей мере», так что приведенные перечни элементов в пункте формулы изобретения являются открытой группой. Приведенные термины единственного числа предполагают включение в себя множественных форм, если они специально не исключены.

1. Способ выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами, содержащий следующие стадии:
создание конечноразностной модели для моделирования режима работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения;
выполнение моделирования операции бурения с использованием конечноразностной модели;
анализ результата моделирования; и
выборочное модифицирование операции бурения на основании анализа.

2. Способ по п.1, дополнительно содержащий реализацию выборочного модифицирования операции бурения на буровой площадке нефтяного месторождения.

3. Способ по п.1, дополнительно содержащий выборочное модифицирование бурильной компоновки на основании анализа.

4. Способ по п.1, в котором выполнение моделирования операции бурения с использованием конечноразностной модели содержит выполнение моделирования операции бурения в выбранном состоянии операции бурения.

5. Способ по п.4, в котором выполнение моделирования операции бурения в выбранном состоянии операции бурения содержит изменение состояния бурильной компоновки из текущего состояния в выбранное состояние.

6. Способ по п.5, в котором выполнение моделирования операции бурения в выбранном состоянии операции бурения, дополнительно содержит управление работой бурильной компоновки в выбранном состоянии в течение заданного периода времени для идентификации изменений в бурильной компоновке в выбранном состоянии.

7. Способ по п.1, в котором создание конечноразностных моделей включает в себя моделирование ствола скважины как вязкоупругой граничной поверхности с трением и моделирование взаимодействия бурового долота бурильной компоновки с горной породой вдоль ствола скважины с использованием построения, в котором реактивные силы и крутящий момент являются зависимыми от глубины резания, прочности горной породы, и геометрии бурового долота.

8. Способ по п.1, в котором выполнение моделирования и операции бурения с использованием конечноразностной модели содержит выполнение моделирования при выбранной скорости проходки.

9. Способ по п.1, в котором бурильная компоновка содержит компоновку низа бурильной колонны.

10. Способ по п.1, в котором бурильная компоновка содержит бурильную колонну.

11. Способ выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами, содержащий следующие стадии:
создание модели для моделирования режима работы бурильной компоновки, используемой для бурения ствола скважины в операции бурения;
выполнение моделирования операции бурения с набором различных состояний с использованием модели;
анализ результата моделирования; и
выборочное модифицирование, по меньшей мере, одной из операции бурения и бурильной компоновки на основании анализа.

12. Способ по п.11, дополнительно содержащий реализацию выборочного модифицирования операции бурения на буровой площадке нефтяного месторождения.

13. Способ по п.11, в котором выполнение моделирования операции бурения с набором различных состояний с использованием модели содержит следующее:
изменение состояния бурильной компоновки из текущего состояния в выбранное состояние;
работу бурильной компоновки в выбранном состоянии в течение заданного периода времени;
определение устойчивости бурильной компоновки в выбранном состоянии.

14. Способ по п.13, дополнительно содержащий динамическое модифицирование, по меньшей мере, одного параметра, по меньшей мере, одной из операции бурения и бурильной компоновки во время работы бурильной компоновки в выбранном состоянии.

15. Способ по п.11, в котором создание модели для моделирования режима работы бурильной компоновки во время бурения ствола скважины в операции бурения, содержит создание конечноразностной модели для моделирования режима работы бурильной компоновки во время бурения ствола скважины в операции бурения.

16. Способ выполнения операции бурения на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами, содержащий следующие стадии:
создание модели бурильной компоновки, используемой для моделирования режима работы бурильной компоновки во время бурения ствола скважины в операции бурения в пределах выбранных допусков при сравнении с использованием бурильной компоновки для фактического бурения ствола скважины в операции бурения, при этом создание модели включает в себя следующее:
моделирование ствола скважины, как вязкоупругой граничной поверхности с трением;
моделирование взаимодействия бурового долота бурильной компоновки с породой вдоль ствола скважины с использованием построения, в котором реактивные силы и крутящий момент являются зависимыми от глубины резания, прочности горной породы и геометрии бурового долота;
выполнение моделирования операции бурения с использованием модели;
анализ результата моделирования; и
выборочное модифицирование, по меньшей мере, одного из операции бурения и бурильной компоновки на основании анализа.

17. Способ по п.16, дополнительно содержащий реализацию выборочно модифицированной операции бурения на буровой площадке нефтяного месторождения.

18. Способ по п.16, в котором выборочное модифицирование, по меньшей мере, одного из операции бурения и бурильной компоновки на основании анализа включает в себя модифицирование модели бурильной компоновки.

19. Способ по п.16, в котором модель содержит конечноразностную модель.

20. Способ по п.16, в котором выполнение моделирования операции бурения с использованием модели, содержит выполнение моделирования операции бурения в выбранном состоянии операции бурения.

21. Компьютерно-читаемый носитель данных, содержащий программный код, выполняемый на компьютере для осуществления способа по любому из пп.1-10.

22. Компьютерно-читаемый носитель данных, содержащий программный код, выполняемый на компьютере для осуществления способа по любому из пп.11-15.

23. Компьютерно-читаемый носитель данных, содержащий программный код, выполняемый на компьютере для осуществления способа по любому из пп.16-20.