Способы эксплуатации скважинного бурового оборудования на основе условий в стволе скважины

Изобретение относится к эксплуатации скважинного оборудования. Техническим результатом является улучшение анализа эквивалентной статической плотности. Способ включает сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, при этом по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены, установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением, причем первое пороговое значение следует тренду как функции времени, длины ствола скважины или глубины бурения. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ И УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[001] Давление в кольцевом пространстве скважины является хорошо известным показателем в области техники бурения скважины. Данные о давлении в кольцевом пространстве скважины могут быть использованы для распознавания или установления нежелательных условий бурения, предложения методики устранения неисправностей, и предотвращения серьезных проблем при их развитии. Например, с точными данными о давлении в кольцевом пространстве в режиме реального времени бурильщики могут проводить известные буровые работы более эффективно для потенциального уменьшения как времени работы буровой установки, так и числа обсадных колонн. В частности, в публикации SPE №49114 рассмотрено, как с измерениями в режиме реального времени давления в кольцевом пространстве скважины во время бурения ("APWD"), бурильщики могут более эффективно поддерживать эквивалентную циркуляционную плотность ("ЭЦП") и эквивалентную статическую плотность ("ЭСП") в требуемом диапазоне для предотвращения потери циркуляции и поддержания целостности ствола скважины с помощью управления свабированием, поршневанием и разрушением геля.

[002] Вместе с тем, не всегда может быть возможно обеспечить бурильщикам в режиме реального времени измерения давления в кольцевом пространстве скважины во время бурения, в частности во время наращивания труб, когда циркуляционные насосы для бурового раствора выключены (состояние "насосы остановлены"). Вместо этого в патенте Канады №2,298,859 раскрыт способ, который обеспечивает близкое к режиму реального времени преимущество измерений давления в кольцевом пространстве скважины во время бурения, выполняемых во время соединения труб. Данные о давлении в кольцевом пространстве скважины во время бурения измеряют, сохраняют и даже обрабатывают в компоновке низа бурильной колонны в то время, когда насосы остановлены для последующей передачи некоторого уменьшенного объема данных бурильщикам на поверхности. Совсем недавно технология кабелированной бурильной трубы стала предлагать измерения давления в кольцевом пространстве скважины во время бурения с передачей по колонне в режиме реального времени. Например, промышленный отчет, опубликованный в сентябрьском выпуске 2011 г. "World Oil" описывает операцию бурения скважины, где инструменты с питанием от батарей были соединены в скважине с сетью кабелированной бурильной трубы для непрерывной передачи данных о давлении в кольцевом пространстве скважины во время бурения, даже когда циркуляция отсутствовала. В данном примере интегрированная система с управляемым давлением обеспечивает бурильщикам незамедлительное и непрерывное управление циркуляцией давления в пределах 30 фунтов/кв.дюйм (207 КПа) во время бурения, и управление изменениями давления в пределах 100 фунтов/кв.дюйм (690 КПа) во время соединений бурильной трубы.

[003] В полном объеме преимущества от наличия данных о давлении в кольцевом пространстве скважины во время бурения в режиме реального времени пока невозможно реализовать, поскольку бурильщики в работе продолжают применять аппроксимативные правила для эксплуатации бурового оборудования и управления отклонениями данных о давлении в кольцевом пространстве скважины во время бурения. Указанные правила, хотя дают возможность широкого применения, не могут быть строго точными или надежными в каждой ситуации. Обычно, данные принципы дают эксплуатацию скважинного бурового оборудования, которое является консервативным и недостаточно экономичным. Вместе с тем, в некоторых случаях, данные принципы могут являться слишком агрессивными, а слишком высокая скорость проходки ("СП") в бурении может наносить ущерб стабильности ствола скважины или слишком высокая скорость бурильной колонны может генерировать приток пластовой текучей среды в ствол скважины во время спускоподъемных операций, таких как подъем бурильной колонны из скважины.

РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[004] Специалист в данной области техники должен ясно понимать, что настоящее раскрытие и прилагаемые фигуры представляют способы эксплуатации скважинного бурового оборудования. Данные о давлении в кольцевом пространстве измеряют на некотором месте по длине ствола скважины во временном интервале, включающем в себя период, когда насосы остановлены, при соединении бурильной трубы. Данные о давлении в кольцевом пространстве могут включать в себя эквивалентные плотности или нормализованные эквивалентные плотности. Хотя дополнительные величины могут быть установлены исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периодов, когда насосы работают, устанавливают по меньшей мере первую и вторую величины исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве измеренных во время периода, когда насосы остановлены, причем первую величину устанавливают перед выполнением соединения бурильной трубы, а вторую величину устанавливают после выполнения соединения бурильной трубы. Отклонение между первой и второй величинами сравнивают с пороговым значением. Циркуляционный насос для бурового раствора эксплуатируют на основе сравнения с пороговым значением для поддержания последующих отклонений давления в кольцевом пространстве в требуемом диапазоне. Например, скорость нагнетания или продолжительность нагнетания может быть определены на основе сравнения; и циркуляционный насос для бурового раствора можно эксплуатировать на определенной скорости нагнетания или в течение определенной продолжительности нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы. Пороговое значение может быть определено с применением статистического анализа величин отклонения между данными о давлении в кольцевом пространстве до и после соединений бурильной трубы. Анализ может включать в себя экстраполирование тренда во времени или по длине ствола скважины. Или пороговое значение может быть определено, с применением модели циркуляции текучей среды ствола скважины.

[005] Способ, включающий сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, где данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, а по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены. Устанавливают по меньшей мере первую и вторую величины исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве и сравнивают отклонение между первой и второй величинами с первым пороговым значением. Буровое оборудование эксплуатируют на основе сравнения с указанным первым пороговым значением.

[006] В некоторых вариантах осуществления, способ включает в себя сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, а по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены. Затем вычисляют эквивалентные плотности на основе собранных данных о давлении в кольцевом пространстве. Первое пороговое значение определяют посредством соотнесения эквивалентных плотностей с эффективностью бурения, причем первое пороговое значение характеризует показатели неэкономичной работы. Второе пороговое значение определяют посредством соотнесения эквивалентных плотностей с эффективностью бурения, причем второе пороговое значение характеризует высокие показатели работы. Данные о давлении в кольцевом пространстве измеряют в стволе скважины и устанавливают по меньшей мере первую и вторую величины исходя из указанных измеренных данных о давлении в кольцевом пространстве. Сравнивают отклонение между первой и второй величинами с указанным первым пороговым значением и указанным вторым пороговым значением, и буровое оборудование эксплуатируют на основе сравнения с указанным первым пороговым значением и указанным вторым пороговым значением.

[007] В некоторых вариантах осуществления способ включает в себя определение эквивалентной плотности бурового раствора во множестве мест, расположенных в стволе скважины, и соотнесение эквивалентных плотностей с эффективностью бурения для определения первого порогового значения. Данные о давлении в кольцевом пространстве собирают с места в стволе скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, а по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены. Устанавливают по меньшей мере первую и вторую величины исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, и отклонение между первой и второй величинами сравнивают с первым пороговым значением. Буровое оборудование эксплуатируют на основе сравнения с указанным первым пороговым значением.

[008] Данные о давлении в кольцевом пространстве могут быть измерены на первом месте, и способ может дополнительно включать в себя измерение данных о давлении в кольцевом пространстве на других местах по длине ствола скважины, отличающихся от первого места. В данных случаях циркуляционный насос для бурового раствора может быть дополнительно эксплуатирован на основе данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных в других местах.

[009] Способ может дополнительно включать в себя передачу указанных измеренных данных о давлении в кольцевом пространстве с помощью телеметрии по кабелированным бурильным трубам и отображение отклонения между первой и второй величинами и порогового значения на круговой шкале визуализации. Альтернативно, или дополнительно, способ может также включать в себя отображение отклонения между первой и второй величинами на каротажной диаграмме, включающей в себя показания условий бурения. Показания условий бурения могут включать в себя по меньшей мере одно из следующего: вид бурового раствора, вид пласта, угол наклона ствола скважины и смены буровой бригады.

[0010] В некоторых вариантах осуществления эксплуатация циркуляционного насоса для бурового раствора на основе сравнения может включать в себя промывку ствола скважины перед последующим бурильной трубы с продолжительностью, которая короче продолжительности, используемой до настоящего соединения бурильной трубы, когда отклонение между первой и второй величинами больше указанного порогового значения, или по меньшей мере такой, как продолжительность, используемая до настоящего соединения бурильной трубы, когда отклонение между первой и второй величинами не меньше указанного порогового значения.

[0011] В некоторых вариантах осуществления, эксплуатация циркуляционного насоса для бурового раствора на основе сравнения может включать в себя промывку ствола скважины перед последующим соединением бурильной трубы с продолжительностью, которая больше продолжительности, используемой до настоящего соединения бурильной трубы, когда отклонение между первой и второй величинами меньше указанного порогового значения, или в крайнем случае такая короткая, как продолжительность, используемая до настоящего соединения бурильной трубы, когда отклонение между первой и второй величинами не больше указанного порогового значения.

[0012] В некоторых вариантах осуществления, временной интервал, во время которого измеряют данные о давлении в кольцевом пространстве, может также включать в себя период промывки и период ускорения или замедления работы насоса, и способ может дополнительно включать в себя установление третьей величины исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве измеренных во время периода промывки, а также четвертой величины из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода ускорения или замедления работы насоса. Скорость или продолжительность работы циркуляционного насоса для бурового раствора во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы, может быть изменена на основе отклонения между третьей и четвертой величинами и/или отклонения между второй и четвертой величинами.

[0013] В некоторых вариантах осуществления, временной интервал, во время которого измеряют данные о давлении в кольцевом пространстве, может также включать в себя период бурения и период промывки, и способ может дополнительно включать в себя установление третьей величины исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода бурения, и четвертую величину из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода промывки. Во время периода бурения, следующего за соединением, на основе отклонения между третьей и четвертой величинами и/или отклонения между второй и четвертой величинами может быть изменено одно из следующего: скорость циркуляционного потока, осевое усилие на долото и скорость вращения колонны.

[0014] Альтернативно или дополнительно, величину данных о давлении устанавливают во время установки бурильной колонны в клиновой захват, или во время снятия бурильной колонны из клинового захвата. По меньшей мере одно из относительного изменения давления и скорости изменения давления определяют из установленной величины и сравнивают с пороговым значением. По меньшей мере скорость или ускорение талевого блока или другого спуско-подъемного оборудования регулируют на основе сравнения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0015] Настоящее изобретение станет более понятным после прочтения следующего подробного описания с прилагаемыми фигурами.

[0016] На фиг. 1 схематично показана буровая установка и система передачи данных, подходящая для сбора данных о давлении в кольцевом пространстве.

[0017] На фиг. 2 показан график данных о давлении в кольцевом пространстве, собранных при соединении бурильной трубы.

[0018] На фиг. 3 показана блок-схема последовательности операций способа измерения показателей работы и количественного определения риска.

[0019] На фиг. 4 показана блок-схема последовательности операций способа эксплуатации скважинного бурового оборудования.

[0020] На фиг. 5 показана иллюстрация, которая может быть использована согласно способу по фиг. 4.

[0021] На фиг. 6 показана другая иллюстрация, которая может быть использована согласно способу по фиг. 4.

[0022] На фиг. 7 показана блок-схема последовательности операций способа эксплуатации циркуляционного насоса для текучей среды на основе величины данных о давлении, собранных во время периода, когда насосы остановлены, при соединении бурильной трубы.

[0023] На фиг. 8 показана блок-схема последовательности операций способа изменения продолжительности работы циркуляционного насоса для текучей среды во время периода промывки текучей средой.

[0024] На фиг. 9 показана блок-схема последовательности операций способа изменения продолжительности работы циркуляционного насоса для текучей среды во время ускорения или замедления работы насоса.

[0025] На фиг. 10 показана блок-схема последовательности операций способа изменения работы скважинного бурового оборудования во время бурения.

[0026] На фиг. 11 показана блок-схема последовательности операций способа изменения работы буровой лебедки во время установки бурильной колонны в клиновой захват или снятия бурильной колонны из клинового захвата.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0027] Следует понимать, что приведенное ниже раскрытие предлагает много различных примеров для реализации отличающихся признаков различных вариантов осуществления. Конкретные примеры компонентов и устройств описаны ниже для упрощения настоящего раскрытия. Указанное, естественно, является только примерами и не служит ограничением. В дополнение, являющиеся примерами способы и блок схемы последовательности операций в вариантах осуществления, представленных в описании, приведенном ниже, могут включать в себя варианты осуществления, в которых некоторые этапы могут быть выполнены в другом порядке, параллельно друг другу, полностью опущены, перегруппированы и переименованы, и/или скомбинированы из различных являющихся примерами способов, и/или некоторые дополнительные этапы могут быть выполнены без отхода от объема раскрытия.

[0028] Данное раскрытие описывает способы определения индексов агрессивности и/или консервативности на основе эквивалентных плотностей бурового раствора (например, скважинной эквивалентной статической плотности, ЭСП или эквивалентной циркуляционной плотности, ЭЦП), измеренных при соединениях бурильной трубы. С одной стороны, указанные индексы могут обеспечивать правильное представление и количественное определение рисков, в ином случае не известных. С другой стороны, указанные индексы могут измерять показатели бурения, где низкие показатели работы являются неэкономичными или неоптимальными. Таким образом, указанные величины могут помочь соблюдать баланс показателей работы и рисков. Индексы агрессивности и/или консервативности могут быть использованы для сравнения операций бурения между разными бурильщиками, между разными участками одного ствола скважины или между разными стволами скважин, расположенных в географической продуктивной площади.

[0029] Индексы агрессивности и/или консервативности могут быть вычислены по данным о давлении в стволе скважины, указывающих на следующее: 1) периоды бурения для учета увеличенного содержания выбуренной породы в буровом растворе, 2) периоды промывки для учета уменьшенного содержания выбуренной породы в буровом растворе во время вытеснения или во время циркуляции без бурения, 3) периоды ускорения или замедления работы насоса для учета влияния увеличения расхода на давление в стволе скважины, а также 4) периоды, когда насосы остановлены, для учета осаждения выбуренной породы. В дополнение, давление, обусловленное ускорением бурильной колонны при установке бурильной колонны в клиновой захват или снятии бурильной колонны из клинового захвата, а также обусловленное эффектами свабирования и поршневания во время спускоподъемных операций, также может быть использовано.

[0030] Индексы агрессивности и/или консервативности могут быть определены в скважине и переданы на поверхность посредством гидроимпульсной скважинной телеметрии, когда расход бурового раствора является достаточным для функционирования генераторов импульсов давления в буровом растворе. Передача индексов, соответствующих работам, выполняемым, когда расход бурового раствора является недостаточным для функционирования генераторов импульсов давления в буровом растворе, может быть задержана до момента, когда расход бурового раствора становится достаточным, и не относится к режиму реального времени. Таким образом, технология с применением кабелированной бурильной трубы хорошо подходит для реализации некоторых аспектов данного изобретения. Величины могут быть отображены для содействия работам на скважинной площадке, и/или могут быть применены для автоматизированной оптимизации бурения и спускоподъемных операций. Также, скважинное буровое оборудование может быть управляемым и бурение может быть оптимизировано с применением оценок агрессивности и/или консервативности операций бурения, которые вычисляются в режиме реального времени по скважинным измерениям.

[0031] На фиг. 1 проиллюстрировано схематичное изображение операции 100 бурения, в которой ствол 36 скважины бурят через подземный пласт под дном 26 океана или моря. Операция 100 бурения включает в себя буровую установку 20 на поверхности 27 океана и бурильную колонну 12, которая проходит от буровой установки 20 через райзер 13 в океанской воде, через противовыбросовый превентор 29, и в ствол 36 скважины, который дополнительно укреплен обсадной трубой 18, проходящей по меньшей мере на некоторое расстояние вглубь от морского дна 26. Кольцевое пространство 22 образовано между наружной поверхностью бурильной колонны 12 и внутренней поверхностью райзера 13, обсадной трубы 18 и ствола 36 скважины. Противовыбросовый превентор 29 выполнен с возможностью управляемой герметизации ствола 36 скважины. Компоновка 15 низа бурильной колонны ("КНБК") обеспечена на нижнем конце бурильной колонны 12. Как показано на фиг. 1, КНБК 15 содержит буровое долото 16 или другое породоразрушающее средство, блок 38 датчиков, расположенный вблизи долота 16, блок оценки пласта и/или блок 19 оценки механики бурения, двигатель наклонно-направленного бурения или роторно-управляемое устройство 14 и переводник 17 стыкуемого с сетью интерфейса. Вместе с тем, следует отметить, что КНБК 15 может включать в себя различные компоненты при соответствии принципам настоящего изобретения.

[0032] Буровая установка 20 включает в себя оборудование для бурения ствола 36 скважины. Данное оборудование может содержать, но не ограничивается этим, циркуляционные насосы для бурового раствора для нагнетания бурового раствора в канал бурильной колонны 12, верхний привод или поворотный стол для вращения бурильной колонны 12, а также буровую лебедку и талевый блок или другое спуско-подъемное оборудование для подвешивания бурильной колонны. Дополнительно, некоторое оборудование для бурения ствола 36 скважины может также быть обеспечено в сочетании с противовыбросовым превентором 29 и может содержать, но не ограничиваться этим, дроссельные клапаны и герметизирующие пакеры. Дополнительно, некоторое оборудование для бурения ствола 36 скважины может также быть предусмотрено в КНБК 15 и может содержать, но не ограничиваться этим, буровой двигатель или роторно-управляемое устройство 14, и циркуляционные переводники вдоль бурильной колонны 12. Все или часть данного оборудования можно эксплуатировать (например, управлять, приводить в действие, и т.д.) на основе индексов агрессивности и/или консервативности согласно одному или более аспектам настоящего изобретения.

[0033] Бурильная колонна 12, в целом, содержит множество трубных изделий, соединенных конец к концу. Соединительные части или резьбовые соединения 34 расположены на концах каждого трубного изделия, что способствует соединению каждого трубного изделия образовать бурильную колонну 12. В некоторых вариантах осуществления соединения 34 представляют замковые соединения кабелированной бурильной трубы. Бурильная колонна 12 также предпочтительно содержит множество узлов 30 электрической сети. Узлы 30 предусмотрены на требуемых интервалах вдоль бурильной колонны 12. Узлы 30 электрической сети по существу функционируют, как сигнальные повторители для регенерирования и/или усиления сигналов передачи данных и минимизации затухания сигнала при передаче данных вверх и вниз по бурильной колонне. Узлы 30 могут быть интегрированы в существующий участок бурильной трубы или скважинного инструмента вдоль бурильной колонны 12. Переводник 17 интерфейса в КНБК 15 может также содержать узел (отдельно не показан) электрической сети. Узлы 30 являются частью сетевой системы 46 передачи данных бурильной колонны, которая обеспечивает канал электромагнитного сигнала, применяемый для передачи информации вдоль бурильной колонны 12. Система 46 передачи данных может также называться скважинной электромагнитной сетью, телеметрией широкополосной сети или телеметрией кабелированной бурильной трубы, и понятно, что бурильная колонна 12, на которую в основном ссылаются ниже, может быть заменена другими спуско-подъемными средствами. Каналы (не показаны) связи могут применяться для соединения узлов 30 друг с другом, и могут содержать кабели или другие средства передачи, интегрированные непосредственно в участки бурильной колонны 12. Кабель может быть проложен через центральный ствол скважины бурильной колонны 12, проложен снаружи бурильной колонны 12 или установлен в канавке, пазу или канале в бурильной колонне 12. Индукционные катушки могут быть установлены на каждом соединении 34 для передачи сигнала, передаваемого кабелем, с одного участка бурильной трубы на другой. Сигналы с множества датчиков в КНБК 15 (например, в блоках 38 или 19 датчиков) и с других мест вдоль бурильной колонны 12 передаются на компьютер буровой площадки, расположенный на буровой установке 20 или вблизи нее, через систему 46 передачи данных. Множество пакетов (не показаны) данных могут быть использованы для передачи информации по узлам 30. Как описано выше, узлы 30 могут содержать блоки усиления. В некоторых вариантах осуществления, блоки усиления разнесены на 1500 футовые (500 метровые) интервалы для усиления сигнала передачи данных при его прохождении по длине бурильной колонны 12 для предотвращения искажения сигнала. Каналы связи между узлами 30 могут также применять беспроводные соединения.

[0034] Дополнительно, датчики 40, установленные на или в узлах 30 электрической сети, обеспечивают осуществление измерений по длине бурильной колонны 12. Для целей данного раскрытия, термин «датчики» понимается содержащим источники (для излучения/передачи энергии/сигналов), приемники (для приема/обнаружения энергии/сигналов), и измерительные преобразователи (для работы в качестве источника/приемника). Датчики 40 различных типов могут быть задействованы вдоль бурильной колонны 12 в различных вариантах осуществления, в том числе, без ограничения, разнесенные вдоль продольной оси датчики давления, температурные датчики и другие. Хотя датчики 40 в данном документе описаны и показаны расположенными на бурильной колонне 12, следует также отметить, что датчики 40 могут быть расположены на любом скважинном трубном изделии, которое имеет внутренний диаметр, обеспечивающий проход потока через него, при соответствии с принципами настоящего изобретения. Например, датчики 40 могут быть расположены на таком оборудовании, но не ограничиваясь этим, как утяжеленная бурильная труба, бурильная труба, муфты утяжеленной бурильной трубы, стабилизаторы, переводники с обратным клапаном, расширители, яссы или перепускные клапаны. Датчики 40 могут также быть расположены на узлах 30, расположенных по длине бурильной колонны 12, на инструментах, включенных в состав колонны бурильных труб или в комбинации указанного. В некоторых вариантах осуществления датчики 40 измеряют параметры состояния (например, давление в кольцевом пространстве скважины, температуру) вокруг канала бурильной колонны 12 и в кольцевом пространстве 22. Дополнительно, в некоторых вариантах осуществления, датчики 40 измеряют параметры состояния (например, давление, температуру) в канале бурильной колонны 12. Хотя только несколько датчиков 40 и узлов 30 показаны на фигурах, ссылки на которые приведены в данном документе, специалисту в данной области техники понятно, что по длине бурильной колонны при бурении достаточно глубокой скважины может быть установлено большее число датчиков, и что все датчики, связанные с любым конкретным узлом, могут быть размещены в узле 30 или присоединены к нему так, что множество различных датчиков, а не один датчик, должны быть связаны с конкретным узлом.

[0035] Система 46 передачи данных, показанная на фиг. 1 передает данные о давлении в кольцевом пространстве скважины, измеренные датчиками в КНБК 15 (например, в блоках 38 или 19 датчиков) или каждым из множества датчиков 40, на компьютер буровой площадки, расположенный на буровой установке 20 или вблизи нее. Данные о давлении могут быть аналогичными данным, показанным на графике фиг. 2, например. С компьютера буровой площадки данные о давлении могут отображаться бурильщикам на экране на буровой площадке. Данные о давлении могут также быть переданы с компьютера буровой площадки на удаленный компьютер (не показан), который расположен на площадке, удаленной от буровой площадки или буровой установки 20. Удаленный компьютер дает возможность ознакомления лицу на площадке, удаленной от буровой площадки или буровой установки 20, с выходными данными датчиков 40. Таким образом, распределенные узлы 30 электрической сети обеспечивают измерения, которые дают бурильщикам или другим лицам дополнительное правильное представление о происходящем вдоль, возможно, мили (1 миля=1,б км) длины бурильной колонны 12. Кроме того, абсолютную величину давления на каждом узле 30, градиенты интервалов между различными узлами 30 могут также быть вычислены на основе изменения в измеренных абсолютных величинах на каждом узле 30. Указанные абсолютные величины и величины градиентов могут затем быть отслежены с течением времени. Наблюдаемые отклонения с течением времени в абсолютных измерениях и связанные градиенты могут быть затем сравнены предварительно запрограммированным программным обеспечением, так что может быть осуществлен мониторинг конкретных условий, возникающих в скважинной окружающей среде. Результаты данного анализа, дают бурильщикам возможность принимать более обоснованные решения, как более подробно объяснено ниже.

[0036] Эквивалентную плотность вычисляют, как отношение скважинного давления, обычно выраженного в фунтах силы на квадратный дюйм или в барах, к истинной глубине по вертикали, обычно выраженной в футах или метрах. С подходящими переводными коэффициентами эквивалентная плотность может быть выражена в фунтах на галлон или в граммах на кубический сантиметр. Эквивалентная плотность представляет собой плотность, требуемую для столба текучей среды высотой, равной истинной глубине по вертикали точки измерения для генерирования измеренного давления. На фиг. 2 проиллюстрированы данные о давлении в кольцевом пространстве в виде эквивалентных плотностей, которые могут быть собраны во время 205 соединения бурильной трубы. На графике 200 показаны кривые эквивалентной плотности 220, как функции времени 210. Кривая 230 представляет собой по существу необработанные или неотфильтрованные измерения, и кривая 240 представляет собой обработанные или отфильтрованные измерения. Обработка может включать в себя удаление резко отклоняющихся значений и низкочастотную фильтрацию среди других методик обработки сигнала. В некоторых вариантах осуществления обработка может быть использована для установления эквивалентной плотности во время соединения в случаях вертикальной качки, которая обуславливает флуктуацию эквивалентной плотности. Например, вертикальная качка может обуславливать флуктуации или периодические отклонения эквивалентной плотности, поскольку бурильная колонна удерживается в клиновом захвате, и обработка сигнала может быть использована для удаления указанных периодических отклонений из вычисленной эквивалентной плотности для установления «статической» эквивалентной плотности. Обработка может включать в себя усреднение данных эквивалентной плотности за период времени, применение медианного фильтра на данных эквивалентной плотности за период времени или фильтра другого типа, такого как полосно-заграждающий фильтр.

[0037] Любая из двух кривых может быть проанализирована в периоды времени, включающие периоды 280а и 280b бурения, период 285 промывки, период 290, когда насосы остановлены, и период 295 ускорения работы насоса. Например, при продвижении бурения во время периода 280а бурения до глубины, на которую может выдвигаться бурильная колонна без дополнительного звена бурильных труб, может быть осуществлена циркуляция бурового раствора без бурения пласта, или некоторое время при расширении пласта во время периода 285 промывки. Хотя промывка в некоторых случаях связана с переходом между буровым раствором и текучей средой для заканчивания скважин, промывкой в данном документе называются периоды циркуляции, в которых буровой раствор нагнетается в ствол скважины для перемещения выбуренной породы вверх на некоторое расстояние выше КНБК и предотвращения осаждений выбуренной породы сверху компонентов КНБК. Промывка не обязательно является полным удалением всей выбуренной породы из ствола скважины и может достигать только относительного уменьшения плотности выбуренной породы вокруг низа бурильной колонны или вокруг КНБК. Циркуляционные насосы для бурового раствора выключаются во время периода 290, когда насосы остановлены, и конец бурильной колонны установлен в удерживающем клиновом захвате (позиция 260), который несет вес бурильной колонны, КНБК и бурового долота. Ведущую бурильную трубу или верхний привод затем отсоединяют от конца бурильной колонны; дополнительное звено бурильных труб навинчивают и закручивают на открытом, находящемся на поверхности конце бурильной колонны. Ведущую бурильную трубу или верхний привод затем повторно соединяют с верхним концом вновь присоединенного звена бурильных труб. Когда соединение выполнено, насосы для бурового раствора повторно активируют для нагнетания энергии на буровой двигатель во время периода 295 ускорения работы насоса, и бурение возобновляют во время периода 280b бурения. Предварительно запрограммированное программное обеспечение может быть использовано для установления величин, которые указывают на данные о давлении в разные периоды. Например, величина 250 эквивалентной циркуляционной плотности может являться указывающей на период бурения, проходящий перед выполнением соединения. Она может быть получена из среднего по времени значения данных до периода 285 промывки. Аналогично, величина 255 эквивалентной циркуляционной плотности может являться указывающей на период промывки, проходящий перед выполнением соединения, и величина 275 эквивалентной циркуляционной плотности периода ускорения работы насоса после выполнения соединения. Во время периода 290, когда насосы остановлены, могут быть установлены две величины: величина 265 эквивалентной статической плотности может являться указывающей на период, когда насосы остановлены, перед выполнением соединения, и величина 270 эквивалентной статической плотности может указывать на период, когда насосы остановлены, перед выполнением соединения.

[0038] В примере, показанном на фиг. 2, эквивалентная статическая плотность изменяется во время периода, когда насосы остановлены, при соединении 205 бурильной трубы. Эквивалентная плотность имеет вначале величину 265 после влияния нестационарности (позиция 260), обусловленного установкой бурильной колонны в клиновой захват, и затем увеличивается до величины 270 после соединения 205 бурильной трубы. Эквивалентная плотность может уменьшаться во время периода, когда насосы остановлены, в зависимости от количества выбуренной породы, которая осаждается, или аналогично, в зависимости от расстояния между выбуренной породой и дном ствола скважины, ориентации скважины и свойств бурового раствора. И эквивалентная плотность может увеличиваться в зависимости от теплового расширения бурильной колонны и бурового раствора. Значительное нижнее отклонение эквивалентной плотности предполагает, что выбуренная порода может уплотняться вблизи дна ствола скважины и что продолжительность промывки является слишком короткой; другими словами, промывка выполняется слишком агрессивно. Наоборот, значительное верхнее отклонение эквивалентной плотности предполагает, что ствол скважины мог быть чрезмерно охлажден и промыт до отключения насосов и продолжительность промывки слишком велика; другими словами, промывка выполняется слишком консервативно. Или значительное верхнее отклонение предполагает, что соединение труб продолжалось слишком долго.

[0039] Дополнительно, эквивалентная циркуляционная плотность изменяется во время промывки и периодов ускорения работы при соединении 205. Эквивалентная плотность является максимальной (величина 250) непосредственно перед периодом 285 промывки, и затем уменьшается во время периода промывки до величины 255. Эквивалентная плотность во время периодов бурения и промывки увеличивается со скоростью, с которой генерируется выбуренная порода, то есть, согласно скорости проходки бурового долота в пластовой породе, и уменьшается со скоростью, с которой выбуренная порода уносится циркуляцией бурового раствора. Значительное верхнее отклонение эквивалентной плотности предполагает, что бурение может быть выполнено слишком агрессивно. Наоборот, значительное нижнее отклонение эквивалентной плотности предполагает, что выбуренная порода может удаляться весьма эффективно из ствола скважины и бурение возможно продвигается со слишком консервативной скоростью, или что периоды промывки могут быть длиннее, чем требуется.

[0040] Таким образом, пример на фиг. 2 показывает, что отклонения величин эквивалентной циркуляционной плотности или эквивалентной статической плотности до и после соединения могут быть использованы, как индикаторы риска, генерируемого ведущимися операциями бурения, и показателей работы указанных операций. Указанные отклонения можно сравнивать с пороговыми значениями для определения агрессивности и/или консервативности операций бурения ствола скважины. Дополнительно, агрессивность и/или консервативность операций бурения ствола скважины может быть использована для улучшения или оптимизации операций бурения, как описано в данном документе. Интерпретация изменения давления в кольцевом пространстве, описанного в отношении являющегося примером графика фиг. 2, может быть обобщена с применением способа измерения показателей работы и количественного определения риска, как описано с помощью блок-схемы 300 последовательности операций на фиг. 3. Способ может быть использован для количественного определения уровней отклонений эквивалентной плотности, связанных с 1) неэкономичными или неоптимальными показателями работы или низкими рисками, и 2) высокими показателями работы и высокими рисками.

[0041] В блоке 310 осуществляют сбор величин давления в кольцевом пространстве. Указанные величины могут представлять собой измерения фактического давления в кольцевом пространстве, выполненные в стволе скважины, которую бурят, в стволах скважин, пробуренных в продуктивной площади вблизи ствола скважины, которую бурят, или в других стволах скважин, установленных, как аналоги ствола скважины, которую бурят, такие как стволы скважин, которые бурили через аналогичные пластовые породы. Альтернативно или дополнительно, указанные величины могут быть вычислены с применением модели циркуляции текучей среды ствола скважины, которую бурят. Указанные величины могут представлять собой изменение давления в кольцевом пространстве при множестве соединений бурильной трубы. Например, могут быть собраны данные об изменении давления в кольцевом пространстве при пятидесяти, или любом другом числе различных соединений бурильной трубы.

[0042] В блоке 320 вычисляют, при необходимости, эквивалентные плотности из величин давления в кольцевом пространстве, как описано в данном документе. Эквивалентные плотности могут в некоторых случаях быть более простыми для интерпретации, поскольку эквивалентная плотность объединяет влияние, которое истинная глубина по вертикали оказывает на давление в кольцевом пространстве. Вместе с тем, величины давления в кольцевом пространстве могут быть также использованы вместо эквивалентных плотностей без отхода от объема настоящего изобретения. Дополнительно, эквивалентные плотности могут, при необходимости, быть нормализованными на интервале бурения, такими как между нулем и единицей. Нормализация может способствовать корректному сравнению между разными интервалами бурения, разными стволами скважин или различными условиями бурения. Более того, эквивалентные плотности могут, при необходимости, быть обработаны и/или отфильтрованы с применением способов обработки сигнала, известных в уровне технике или разработанных в будущем. Таким образом, данные о давлении в кольцевом пространстве включают в себя, но не ограничиваются этим, необработанные и неотфильтрованные величины давления в кольцевом пространстве, обработанные или отфильтрованные величины давления в кольцевом пространстве, необработанные и неотфильтрованные величины эквивалентной плотности, и обработанные (например, нормализованные) и отфильтрованные величины эквивалентной плотности.

[0043] В блоке 330 анализируют изменение величин эквивалентной плотности при каждом соединении. Например, как показано на фиг. 2 для одного соединения, величины эквивалентной плотности могут быть преобразованы в машиночитаемую форму на основе времени сбора величин в первый период бурения, в период промывки, в период, когда насосы остановлены, в период ускорения или замедления работы насоса, и второй период бурения. Вместе с тем, величины эквивалентной плотности могут быть преобразованы в машиночитаемую форму в меньшем числе периодов, например, период промывки может быть исключен. Величины эквивалентной плотности могут также быть преобразованы в машиночитаемую форму в дополнительные периоды, такие как периоды установки в клиновой захват, снятия из клинового захвата, периоды спускоподъемных операций, и т.д. По меньшей мере одну величину эквивалентной плотности может быть затем установлена в каждый из периодов для каждого соединения. Например, среднее значение из нескольких последних величин, например, последних пяти величин, или величин, собранных за последние пять секунд, до конца каждого периода может быть установлено. Как показано на фиг. 2, величина 250 может быть установлена непосредственно перед концом первого периода 280а бурения, величина 255 может быть установлена непосредственно перед концом периода 285 промывки, и величина 270 может быть установлена непосредственно перед концом периода 290, когда насосы остановлены. Альтернативно или дополнительно, может быть установлено среднее значение из нескольких самых ранних величин, таких как первые пять величин, или величин, собранных в первые пять секунд после начала каждого периода. Например, как показано на фиг. 2, величина 265 может быть установлена сразу после начала периода 290, когда насосы остановлены, и величина 275 может быть установлена сразу после начала периода 295 ускорения или замедления работы насоса. Среднее значение по большему или меньшему числу величин, или по более длинным или более коротким временным интервалам, и другим способам установления, таким как установление медианной величины, максимальной величины или минимальной величины на подинтервале каждого периода может также быть использовано.

[0044] Таким образом, в случаях, где пятьдесят разных соединений бурильной трубы анализируют в блоке 330, пятьдесят величин эквивалентной плотности могут быть установлены в разные периоды бурения, предшествующие пятидесяти соединениям бурильной трубы, еще пятьдесят величин эквивалентной плотности могут быть установлены в разные периоды промывки, и еще пятьдесят величин эквивалентной плотности могут быть установлены в разные периоды ускорения или замедления работы насоса, и т.д. Отклонения эквивалентной плотности могут быть вычислены по разности установленных величин в разные периоды при одном соединении бурильной трубы, или по разности установленных величин в одном периоде, или даже с помощью вычисления стандартного отклонения или других индексов отклонения эквивалентной плотности в одном периоде.

[0045] В блоке 340 отклонения эквивалентной плотности могут быть проанализированы, как функция условий бурения. Например, отклонения эквивалентной плотности между началом и концом периода, когда насосы остановлены, могут быть преобразованы в отклонения, которые соответствуют данным, собранным в буровом растворе на водной основе, и отклонения, которые соответствуют данным, собранным в буровом растворе на нефтяной основе. Аналогично, отклонения эквивалентной плотности между периодом промывки и периодом ускорения или замедления работы насоса могут быть преобразованы в отклонения, которые соответствуют данным, собранным в буровом растворе на водной основе, и отклонения, которые соответствуют сбору данных в буровом растворе на нефтяной основе. В данном примере отклонения анализируют как функцию вида бурового раствора, при этом буровой раствор имеет вид либо бурового раствора на водной основе или бурового раствора на нефтяной основе. Дополнительно или альтернативно, другие условия бурения могут быть проанализированы способом аналогичным способу с учетом видов бурового раствора. Указанные условия бурения могут также включать в себя, но не ограничиваясь этим, вид пласта, угол наклона ствола скважины, и т.д. Вид пласта может включать в себя, но не ограничиваясь этим, мягкую породу, твердую породу, вязкую породу и т.д.

[0046] В блоке 350 определяют тренд отклонений эквивалентной плотности, как функции времени, длины ствола скважины или глубины бурения, например, применяя регрессивный анализ или другие способы. Например, отклонения эквивалентной плотности между началом и концом периода, когда насосы остановлены, собранные для буровых растворов данного вида, в породах данного вида и в стволах скважин с аналогичной траекторией или профилями направленности, могут увеличиваться с длиной необсаженного ствола скважины, который пробурен, например, вне зависимости от смены буровой бригады, которая управляла работой бурового оборудования. И данный тренд увеличения может быть определен на этапе 350. Напротив, отклонения эквивалентной плотности между периодом промывки и периодом ускорения или замедления работы насоса, собранные в буровых растворах одного вида, в породах одного вида и в вертикальных скважинах могут уменьшаться с длиной необсаженного ствола скважины, который пробурен, например, вне зависимости от смены буровой бригады которая управляла работой бурового оборудования. И данный тренд уменьшения может быть также определен на этапе 350. Дополнительно, тренды, определенные в блоке 350 могут быть экстраполированы на отрезки длины необсаженного ствола скважины, для которых данные о давлении в кольцевом пространстве не были собраны. Также дополнительно, отклонения давления в кольцевом пространстве и/или эквивалентной плотности могут быть скорректированы для разности длины необсаженного ствола скважины, который пробурен, и могут быть выражены, как отклонения на заданной номинальной длине, такой как одна тысяча футов (305 м) необсаженного ствола скважины, или любом другом отрезке длины.

[0047] В блоке 360 отклонения эквивалентной плотности могут быть соотнесены с эффективностью бурения. Например, эффективность бурения может включать в себя общую продолжительность периодов промывки, периода, когда насосы остановлены, и периодов ускорения или замедления работы насоса. Отклонения эквивалентной плотности могут также быть соотнесены с риском при бурении. Например, риск при бурении может включать в себя смоделированное значение количества выбуренной породы, суспендированной в стволе скважины в конце периода промывки, или смоделированное значение количества выбуренной породы, которая осела к концу периода, когда насосы остановлены.

[0048] Соотнесение, выполняемое в некоторых вариантах осуществления блока 360, может указывать на то, что большое отрицательное отклонение эквивалентной плотности между началом и концом периода, когда насосы остановлены (т.е., эквивалентной статической плотности после и эквивалентной статической плотности до), связано с эффективными, но рискованными операциями бурения. Также, выполненное соотнесение может указывать на то, что большое положительное отклонение эквивалентной плотности между началом и концом периода, когда насосы остановлены, связано с низким риском, но с неэкономичными или неоптимальными операциями бурения.

[0049] Соотнесение, выполняемое в других вариантах осуществления блока 360 может указывать на то, что большое отклонение, положительное или отрицательные, эквивалентной плотности между периодом промывки и периодом ускорения работы насоса (т.е., эквивалентной циркуляционной плотности после и эквивалентной циркуляционной плотности до) связано с эффективными, но рискованными операциями бурения. Также, выполненное соотнесение может указывать на то, что небольшое отклонение, положительное или отрицательное, эквивалентной плотности между периодом промывки и периодом ускорения или замедления работы насоса связано с низким риском, но неэкономичными или неоптимальными операциями бурения.

[0050] Соотнесение, выполняемое в других вариантах осуществления блока 360, может указывать на то, что небольшое положительное или отрицательное отклонение эквивалентной плотности между периодом промывки и первым периодом бурения (т.е., эквивалентной циркуляционной плотности с опущенной ведущей бурильной трубой и эквивалентной циркуляционной плотности до) связана с эффективными, но рискованными операциями бурения. Также, выполненное соотнесение может указывать на то, что большое положительное отклонение эквивалентной плотности между периодом промывки и первым периодом бурения связано с низким риском, но неэкономичными или неоптимальными операциями бурения.

[0051] Соотнесение, выполняемое в других вариантах осуществления блока 360 может указывать на то, что большое положительное отклонение эквивалентной плотности между началом периода, когда насосы остановлены, и периодом промывки (эквивалентной циркуляционной плотности до и эквивалентной статической плотности до) связано с эффективными, но рискованными операциями бурения. Также, выполненное соотнесение может указывать на то, что небольшое положительное отклонение эквивалентной плотности между периодом промывки и началом периода, когда насосы остановлены, связано с низким риском, но не экономичными или неоптимальными операциями бурения.

[0052] В блоке 370 статистический анализ по отклонениям эквивалентной плотности, соотнесенной с низким риском, но с неэкономичными или неоптимальными операциями бурения, может быть применен для количественного определения порогового значения, за которым отклонения могут являться указывающими на неэкономичные или неоптимальные показатели работы и низкий риск. Если используемые данные являются эквивалентными плотностями, например, отклонение эквивалентной плотности абсолютной величины меньше порогового значения, составляющего половину фунта на галлон (0,5 ppg) (60 кг/м3), или любой другой величины, определенной из статистического анализа, может быть неэкономичным или неоптимальным. Если используемые данные являются эквивалентными плотностями, нормализованными между нулем и единицей, например, отклонение эквивалентной плотности абсолютной величины меньше порогового значения, составляющего сорок процентов (40%), или любой другой величины, определенной из статистического анализа, может быть неэкономичным или неоптимальным.

[0053] В блоке 380 статистический анализ по отклонениям эквивалентной плотности, соотнесенной с эффективными, но рискованными операциями бурения, может быть применен для количественного определения порогового значения, за которым отклонения могут являться указывающими на высокий риск и высокие показатели работы. Если используемые данные являются эквивалентными плотностями, например, отклонение эквивалентной плотности абсолютной величины больше порогового значения, составляющего один фунт на галлон (1 ppg) (120 кг/м3), или любой другой величины, определенной из статистического анализа, может являться высокорискованным. Если используемые данные являются эквивалентными плотностями, нормализованными между нулем и единицей, например, отклонение эквивалентной плотности абсолютной величины больше порогового значения, составляющего семьдесят процентов (70%), или любой другой величины, определенной из статистического анализа, может являться неэкономичным или неоптимальным.

[0054] Пороговые значения, определенные в блоках 370 и 380, могут зависеть от условий бурения. Например, пороговое значение может отличаться в буровом растворе на водной основе и в буровом растворе на нефтяной основе, и/или может зависеть от других условий бурения, анализируемых в блоке 340, таких как вид породы, угол наклона ствола скважины, и т.д. Также пороговые значения, определенные в блоках 370 и 380, могут зависеть от длины необсаженного ствола скважины. Например, пороговое значение может следовать тренду, определенному в блоке 350.

[0055] Пороговые значения, вычисленные согласно настоящему изобретению, таким образом, являются указывающими на пределы между агрессивными и/или консервативными операциями бурения. Отклонения давления в кольцевом пространстве, измеренные при соединении бурильной трубы, могут быть сравнены в режиме реального времени или в режиме, близком к реальному времени, с соответствующими пороговыми значениями, и операции бурения могут быть отрегулированы на основе сравнения, как описано в блок-схеме 400 последовательности операций на фиг. 4. Блок-схема 400 последовательности операций иллюстрирует способ, который может быть применен для изменения или регулирования скорости нагнетания или продолжительности нагнетания на основе сравнения; и циркуляционный насос для бурового раствора может быть эксплуатирован (например, управляем) с регулированием скорости нагнетания или с определенной продолжительностью нагнетания после соединения бурильной трубы. Способ может также быть применен для изменения или регулирования скорости циркуляционного потока, осевого усилия на долото и скорости вращения колонны во время периода бурения после соединения.

[0056] В блоке 410 данные о давлении в кольцевом пространстве могут быть измерены в одном или более местах по длине бурильной колонны 12 с применением датчиков 38, 40, показанных на фиг. 1. Другие данные, такие как данные о температуре могут также быть измерены в блоке 410.

[0057] В блоке 420 данные о давлении в кольцевом пространстве, измеренные в блоке 410, могут быть переданы на компьютер буровой площадки или удаленный компьютер с применением системы передачи данных, такой как система 46 передачи данных по кабелированным бурильным трубам, показанная на фиг. 1. Например, данные могут быть преобразованы в эквивалентную плотность с применением истинной глубины по вертикали, вычисленной с помощью компьютера буровой площадки или удаленного компьютера. Эквивалентная плотность может быть обработана и отфильтрована.

[0058] В блоке 430 отклонения давления при одном заданном соединении труб определяют в режиме реального времени или в режиме, близком к реальному времени. Предварительно запрограммированное программное обеспечение может быть применено для установления величин, указывающих на эквивалентную плотность в разные периоды или в тот же период времени, как описано в данном документе и проиллюстрировано, например, на фиг. 2. Отклонение давления может быть определено из установленных первой и второй величин. Отклонение может быть нормализовано.

[0059] В блоке 440, отклонение сравнивают с пороговыми значениями, например парами пороговых значений, определенных с применением способа измерения показателей работы и количественного определения риска, показанного на фиг. 3. В некоторых являющихся примерами вариантах осуществления, сравнение с одним из пороговых значений может позволить предположить, что продолжительность периодов промывки до соединений является слишком большой, или сравнение с другим из пороговых значений может позволить предположить, что продолжительность является слишком короткой. В некоторых других являющихся примером вариантах осуществления, сравнение с одним из пороговых значений может позволить предположить, что скорость нагнетания циркуляционного насоса во время периодов ускорения или замедления работы увеличивается слишком медленно, или сравнение с другим из пороговых значений может позволить предположить, что скорость нагнетания увеличивается слишком быстро. В некоторых других являющихся примером вариантах осуществления, сравнение с одним из пороговых значений может позволить предположить, что скорость проходки бурового долота является слишком низкой, или сравнение с другим из пороговых значений может позволить предположить, что скорость проходки проходки бурового долота является слишком высокой.

[0060] В блоке 450 отклонение, пороговое значение (пороговые значения), и условие (условия) бурения могут быть отображены бурильщику. Как показано, например, на фиг. 5, отклонение 530 между первой и второй величинами и пороговое значение (510, 520) могут быть отображены на круговой шкале 500 визуализации. В данном примере пороговое значение 510 может соответствовать величине, за которой операции бурения являются низкорискованными, но неэкономичными или неоптимальными. Пороговое значение 520 может соответствовать величине, за которой операции бурения являются эффективными, но рискованными. Как показано, например, на фиг. 6, блок 450 может альтернативно или дополнительно включать в себя увеличение отклонения между первой и второй величинами на диаграмме 600, включающей в себя показания условий бурения. Диаграмма 600 может содержать номограмму амплитуды 620 нормализованного отклонения (увеличение в направлении вправо на фиг. 6), как функции глубины 610 (или времени) соединения бурильной трубы (увеличение в направлении вниз на фиг. 6). Отклонение может быть добавлено, как полоса 644 в нижней части диаграммы 600, под полосами, соответствующими отклонениям, ранее отображенным на диаграмме 600. Каждая полоса номограммы может быть окрашена на основе сравнения с пороговыми значениями, указывающими на низкорискованные, но неэкономичные или неоптимальные операции, и эффективные, но рискованные операции. Например, полоса 640, соответствующая отклонению, измеренному вблизи начала диаграммы 600, может быть окрашена для указания на величину отклонения, которая находится за пороговым значением, характеризующим эффективные, но рискованные операции. Полоса 644, соответствующая отклонению, измеренному самым последним во время операции бурения, может быть окрашена для указания на величину отклонения, которая находится за пороговым значением, характеризующим низкорискованные, но неэкономичные или неоптимальные операции. Аналогично полоса 642 может быть окрашена для указания величины отклонения, которая находится как не за пороговым значением, характеризующим эффективные, но рискованные операции, так и не за пороговым значением, характеризующим низкорискованные, но неэкономичные или неоптимальные операции. Также в диаграмме 600 изображены показания смен 630, 633, 636 буровой бригады. Показания смен буровой бригады могут быть применены, например, для сравнения показателей работы между бурильщиками. В показанном примере бурильщик смены 630 буровой бригады мог управлять работой бурового оборудования эффективно, но рискованно, тогда как бурильщик смены 636 буровой бригады мог управлять работой бурового оборудования с низким риском, но неэкономичным или неоптимальным способом. Другие условия (не показаны) бурения могут включать в себя по меньшей мере одно из следующего: вид бурового раствора, вид породы и угол наклона ствола скважины. Данные условия бурения могут помочь объяснению отклонений, показанных на диаграмме 600. На диаграмме 600 также показаны тренды 650, такие как тренд в зависимости от времени или длины ствола скважины. Тренды 650 также могут быть применены для количественного определения риска и оценки показателей работы.

[0061] Возвращаясь к фиг. 4, в блоке 460 выполняют определение того, подлежит ли проведению другой анализ. Например, отклонение эквивалентной плотности между началом и концом периода, когда насосы остановлены, на первом месте по длине бурильной колонны, может быть определено, оценено и отображено в первом случае блоков 430, 440 и 450. В некоторых случаях может быть целесообразным определение, оценка и отображение отклонения эквивалентной плотности между началом и концом периода, когда насосы остановлены, на других местах, отличающихся от первого места, в последующих случаях блоков 430, 440 и 450. В некоторых случаях, может также быть целесообразным определение, оценка и отображение отклонения эквивалентной плотности между периодом промывки и периодом ускорения или замедления работы насоса, отклонения эквивалентной плотности между первым периодом бурения и периодом промывки и/или отклонения эквивалентной плотности между периодом промывки и началом периода, когда насосы остановлены, в последующих случаях блоков 430, 440 и 450. Таким образом, несколько круговых шкал 500 визуализации и диаграмм 600, соответствующих отклонениям между периодами разных типов, могут быть отображены бурильщику.

[0062] В блоке 470 буровое оборудование может быть эксплуатировано (например, приведено в действие, управляемым и т.д.) на основе одного или более сравнений, выполненных в блоке 450, как описано в данном документе, например, в описании фиг. 7, 8, 9 и 10.

[0063] Один являющийся примером вариант осуществления блоков 430, 440, 450, 460 и 470 показан в блок-схеме 700 последовательности операций. В блоке 730 по меньшей мере первую величину данных о давлении (например, статическую величину) устанавливают во время периода, когда насосы остановлены, перед выполнением соединения. При необходимости, другие величины данных о давлении могут также быть установлены, например динамическая величина во время периода циркуляции и т.д. В блоке 740 устанавливают по меньшей мере вторую величину данных о давлении после выполнения соединения. И в этом случае другие величины данных о давлении могут быть также установлены, например динамическая величина во время периода ускорения или замедления работы насоса, и т.д. В блоке 750 отображается отклонение между первой и второй величинами. В блоке 760 отклонение сравнивают с одним или несколькими порогового значениями. В добавочном блоке 770 определяют на основе сравнения скорость нагнетания, например скорость нагнетания, применяемую во время последующего периода ускорения или замедления работы, или скорость нагнетания, применяемую во время последующего периода бурения. Например, скорость нагнетания может быть уменьшена от применяемой в данный момент величины на пять процентов или на любую другую величину, когда величина отклонения находится за пороговым значением, характеризующим эффективные, но рискованные операции. Скорость нагнетания может альтернативно быть увеличена от применяемой в данный момент величины на пять процентов или на любую другую величину, когда величина отклонения находится за пороговым значением, характеризующим низкорискованные, но неэффективные операции. Скорость нагнетания может в ином случае оставаться неизменной. В добавочном блоке 780 определяют на основе сравнения продолжительность нагнетания, например продолжительность нагнетания, используемую во время последующего периода ускорения или замедления работы, или продолжительность нагнетания, используемую во время последующего периода промывки. Например, продолжительность нагнетания может быть увеличена от используемой в данный момент величины на пять процентов или на любую другую величину, когда величина отклонения находится за пороговым значением, характеризующим эффективные, но рискованные операции. Продолжительность нагнетания может быть альтернативно уменьшена от используемой в данный момент величины на пять процентов или на любую другую величину, когда величина отклонения находится за пороговым значением, характеризующим низкорискованные, но неэффективные операции. Продолжительность нагнетания может в ином случае оставаться неизменной. В блоке 790 циркуляционный насос для бурового раствора эксплуатируют со скоростью нагнетания и для продолжительности нагнетания, определенными в блоках 770 и/или 780.

[0064] Другой являющийся примером вариант осуществления блоков 430, 440, 450, 460 и 470 показан на блок-схеме 800 последовательности операций. В блоке 830 первую величину данных о давлении устанавливают во время периода, когда насосы остановлены, перед выполнением соединения. В блоке 840 вторую величину данных давления устанавливают во время периода, когда насосы остановлены, после выполнения соединения. В блоке 850 отображают отклонение между первой и второй величинами. В блоке 860 отклонение сравнивают с первым пороговым значением, характеризующим низкорискованные, но неэкономичные или неоптимальные операции. В блоке 870 продолжительность, используемую для промывки ствола скважины перед последующим соединением бурильной трубы делают короче, чем продолжительность, которую использовали до настоящего соединения бурильной трубы, когда отклонение между первой и второй величинами больше первого порогового значения, или по меньшей мере равной продолжительности, используемой до настоящего соединения бурильной трубы, когда отклонение между первой и второй величинами не меньше первого положительного порогового значения. В блоке 880 отклонение сравнивают со вторым пороговым значением, характеризующим эффективные, но рискованные операции. В блоке 890 продолжительность, используемую для промывки ствола скважины перед последующим соединением бурильной трубы, делают больше продолжительности, которую использовали до настоящего соединения бурильной трубы, когда отклонение между первой и второй величинами меньше второго отрицательного порогового значения, или по меньшей мере равной продолжительности, которую использовали до настоящего соединения бурильной трубы, когда разность между первой и второй величинами не больше второго порогового значения.

[0065] Другой являющийся примером вариант осуществления блоков 430, 440, 450, 460 и 470 показан в блок-схеме 900 последовательности операций. В блоке 930 первую величину данных о давлении устанавливают во время периода промывки перед выполнением соединения. В блоке 940 вторую величину данных о давлении устанавливают во время периода ускорения работы насоса после выполнения соединения. В блоке 950 отображают отклонение между первой и второй величинами. В блоке 960 абсолютную величину отклонения сравнивают с первым меньшим пороговым значением, характеризующим низкорискованные, но неэкономичные или неоптимальные операции. В блоке 970 продолжительность, используемую для запуска в работу насосов после последующего соединения бурильной трубы, делают короче, чем продолжительность, которую использовали после настоящего соединения бурильной трубы, когда абсолютная величина отклонения меньше первого порогового значения, и соответствующая скорость нагнетания может быть увеличена. В блоке 980 абсолютную величину отклонения сравнивают со вторым большим пороговым значением, характеризующим эффективные, но рискованные операции. В блоке 990 продолжительность, используемую для запуска в работу насосов после последующего соединение бурильной трубы, делают больше продолжительности, которую использовали после настоящего соединения бурильной трубы, когда абсолютная величина отклонения больше второго порогового значения, и соответствующая скорость нагнетания может быть уменьшена.

[0066] Другой являющийся примером вариант осуществления блоков 430, 440, 450, 460 и 470 показан на блок-схеме 1000 последовательности операций. В блоке 1030 первую величину данных о давлении устанавливают во время периода промывки перед выполнением соединения. В блоке 1040 вторую величину данных о давлении устанавливают во время периода бурения перед выполнением соединения. В блоке 1050 отображают на дисплее отклонение между первой и второй величинами. В блоке 1060 отклонение сравнивают с первым большим пороговым значением, характеризующим низкорискованные, но неэкономичные или неоптимальные операции. В блоке 1070 увеличивают осевое усилие на долото и/или увеличивают скорость вращения колонны, когда отклонение выше первого порогового значения, и может быть также уменьшена скорость циркуляции. Увеличение осевого усилия на долото может быть достигнуто с помощью увеличения ослабления натяжения грузоподъемной системы бурильной колонны и, другими словами, с помощью увеличения скорости проходки долота. В блоке 1080 абсолютную величину отклонения сравнивают со вторым меньшим пороговым значением, характеризующим эффективные, но рискованные операции. В блоке 1090 уменьшают осевое усилие на долото, и/или уменьшают скорость вращения колонны, когда отклонение ниже первого порогового значения, и может также быть увеличена скорость циркуляции.

[0067] Другой являющийся примером вариант осуществления блоков 430, 440, 450, 460 и 470 показан на блок-схеме 1100 последовательности операций. В блоке 1130 устанавливают первую величину данных о давлении. В блоке 1140 устанавливают вторую величину данных о давлении во время установки бурильной колонны в клиновой захват, или во время снятия бурильной колонны из клинового захвата. В блоке 1150 отображают на отклонение между первой и второй величинами. В случаях, где устанавливают первые данные о давлении во время периода, когда насосы остановлены, когда бурильная колонна является стационарной в стволе скважины, первая величина является базовым давлением, и отклонение между первой и второй величинами может быть относительным изменением давления, на которое в основном влияет скорость бурильной колонны во время ее установки в клиновой захват, или во время ее снятия из клинового захвата. В случаях, где обе, первую и вторую величины устанавливают во время установки бурильной колонны в клиновой захват или во время снятия бурильной колонны из клинового захвата, отклонение между первой и второй величинами может быть скоростью изменения давления, на которое в основном влияет ускорение бурильной колонны во время ее установки в клиновой захват, или во время ее снятия из клинового захвата. В блоке 1160 абсолютную величину отклонения сравнивают с первым меньшим пороговым значением, характеризующим низкорискованные, но неэкономичные или неоптимальные операции. В блоке 1170 по меньшей мере одно из скорости и ускорения талевого блока или другого спуско-подъемного оборудования увеличивают, когда отклонение ниже первого порогового значения. В блоке 1180 абсолютную величину отклонения сравнивают со вторым большим пороговым значением, характеризующим эффективные, но рискованные операции. В блоке 1190, по меньшей мере одно из скорости и ускорения талевого блока или другого спуско-подъемного оборудования уменьшают, когда отклонение выше второго порогового значения.

[0068] Выше признаки нескольких вариантов осуществления изобретения описаны так, что специалист в данной области техники может лучше понять аспекты настоящего изобретения. Специалисты в данной области техники должны понимать, что можно успешно применять настоящее изобретение, как основу для разработки или модификации других способов и конструкций для осуществления задач и/или достижения преимуществ, одинаковых с вариантами осуществления, представленными в данном документе. Специалисту в данной области техники также должно быть понятно, что такие эквивалентные конструкции не отходят от сущности и объема настоящего изобретения, и что можно выполнять различные изменения, замещения и замены в данном документе без отхода от сущности и объема настоящего изобретения.

1. Способ эксплуатации скважинного оборудования, включающий:

сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, при этом по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены;

установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве;

сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и

эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением, причем первое пороговое значение следует тренду как функции времени, длины ствола скважины или глубины бурения.

2. Способ по п. 1, в котором данные о давлении в кольцевом пространстве включают в себя по меньшей мере эквивалентную плотность или нормализованные эквивалентные плотности.

3. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

сравнение отклонения между первой и второй величинами со вторым пороговым значением и

эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения со вторым пороговым значением, причем второе пороговое значение следует тренду как функции времени, длины ствола скважины или глубины бурения.

4. Способ по п. 3, в котором

первое пороговое значение характеризует показатели неэкономичной работы, а

второе пороговое значение характеризует высокие показатели работы.

5. Способ по п. 3, в котором

первое пороговое значение характеризует низкий риск, а

второе пороговое значение характеризует высокий риск.

6. Способ по п. 1, в котором

указанные по меньшей мере первую и вторую величины устанавливают исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода, когда насосы остановлены, причем

первую величину устанавливают перед выполнением соединения бурильной трубы, а

вторую величину устанавливают после выполнения соединения бурильной трубы.

7. Способ по п. 1, в котором

определяют скорость нагнетания на основе сравнения отклонения с указанным пороговым значением, и

эксплуатируют циркуляционный насос для бурового раствора с полученной этим определением скоростью нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы.

8. Способ по п. 1, в котором

определяют продолжительность нагнетания на основе сравнения отклонения с указанным пороговым значением, и

эксплуатируют циркуляционный насос для бурового раствора в течение полученной этим определением продолжительности нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы.

9. Способ по п. 1, в котором эксплуатация бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением включает в себя регулирование по меньшей мере одного из следующего: скорости циркуляции, осевого усилия на долото, скорости вращения бурильной колонны, скорости подъема бурильной колонны и ускорения подъема бурильной колонны.

10. Способ эксплуатации скважинного оборудования, включающий:

сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, при этом по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены;

вычисление эквивалентных плотностей на основе собранных данных о давлении в кольцевом пространстве;

определение первого порогового значения посредством соотнесения эквивалентных плотностей с эффективностью бурения, причем первое пороговое значение характеризует показатели неэкономичной работы; и

определение второго порогового значения посредством соотнесения эквивалентных плотностей с эффективностью бурения, причем второе пороговое значение характеризует высокие показатели работы;

измерение данных о давлении в кольцевом пространстве в стволе скважины;

установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из указанных измеренных данных о давлении в кольцевом пространстве;

сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и вторым пороговым значением и

эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением и вторым пороговым значением.

11. Способ по п. 10, в котором

указанные по меньшей мере первую и вторую величины устанавливают исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода, когда насосы остановлены, причем

первую величину устанавливают перед выполнением соединения бурильной трубы, а

вторую величину устанавливают после выполнения соединения бурильной трубы.

12. Способ по п. 10, в котором

определяют скорость нагнетания на основе сравнения отклонения с указанным пороговым значением, и

эксплуатируют циркуляционный насос для бурового раствора с полученной этим определением скоростью нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы.

13. Способ по п. 10, в котором

определяют продолжительность нагнетания на основе сравнения отклонения с указанным пороговым значением, и

эксплуатируют циркуляционный насос для бурового раствора в течение полученной этим определением продолжительности нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы.

14. Способ по п. 10, в котором эксплуатация бурового оборудования на основе сравнения с указанным первым пороговым значением включает в себя регулирование по меньшей мере одного из следующего: скорости циркуляции, осевого усилия на долото, скорости вращения бурильной колонны, скорости подъема бурильной колонны и ускорения подъема бурильной колонны.

15. Способ эксплуатации скважинного оборудования, включающий:

определение эквивалентной плотности бурового раствора во множестве мест, расположенных в стволе скважины;

соотнесение эквивалентных плотностей с эффективностью бурения для определения первого порогового значения;

сбор данных о давлении в кольцевом пространстве с места в стволе скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, при этом по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены;

установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве;

сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и

эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением.

16. Способ по п. 15, дополнительно включающий:

соотнесение эквивалентных плотностей с эффективностью бурения для определения второго порогового значения;

сравнение отклонения между первой и второй величинами со вторым пороговым значением и

эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения со вторым пороговым значением.

17. Способ по п. 16, в котором

первое пороговое значение характеризует показатели неэкономичной работы, а

второе пороговое значение характеризует высокие показатели работы.

18. Способ по п. 16, в котором

первое пороговое значение характеризует низкий риск, а

второе пороговое значение характеризует высокий риск.

19. Способ по п. 15, в котором

указанные по меньшей мере первую и вторую величины устанавливают исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода, когда насосы остановлены, причем

первую величину устанавливают перед выполнением соединения бурильной трубы, а

вторую величину устанавливают после выполнения соединения бурильной трубы.

20. Способ по п. 15, в котором эксплуатация бурового оборудования включает в себя регулирование по меньшей мере одного из следующего: ускорения работы насоса, замедления работы насоса, скорости циркуляции, осевого усилия на долото, скорости вращения бурильной колонны, скорости подъема бурильной колонны и ускорения подъема бурильной колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Способ оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров с определением коэффициента проницаемости.

Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Изобретение относится к скважинной измерительной системе для измерения давления скважинной текучей среды в скважине, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть и расположенную в стволе скважины, имеющем стенку и затрубное пространство, образованное между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины, измерительный блок, имеющий датчик давления блока и расположенный в контакте со скважинной трубчатой конструкцией, причем датчик давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве, при этом измерительный блок дополнительно содержит источник питания и модуль связи, скважинный инструмент, содержащий источник питания и модуль связи для обмена данными с измерительным блоком, причем скважинный инструмент дополнительно содержит датчик давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив датчика давления блока для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину спускаемого на колонне НКТ насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, закачка пара через нагнетательную скважину и отбор продукции насосом в добывающей скважине, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремально высокими температурами. При наличии экстремально высоких температур в интервале концов колонн НКТ в нагнетательной скважине и/или в интервале приема насоса в добывающей скважине колонны НКТ смещают так, что концы колонн НКТ и/или прием насоса в нагнетательной и/или добывающей скважине соответственно находились в менее прогретом интервале на расстоянии не менее 50 м от первоначальной установки. 1 ил.

Изобретение относится к эксплуатации скважинного оборудования. Техническим результатом является улучшение анализа эквивалентной статической плотности. Способ включает сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, при этом по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены, установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением, причем первое пороговое значение следует тренду как функции времени, длины ствола скважины или глубины бурения. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 11 ил.

Наверх