Система и способы управления наклонно-направленным бурением

Изобретение относится к подземному бурению, а конкретнее управлению наклонно-направленным бурением скважин и вычислительным устройствам, используемым в таком бурении. Техническим результатом является создание в режиме реального времени более реалистичных двух- и трехмерных моделей пласта с возможностью улучшения геонавигации во время бурения по существу горизонтальных скважин для того, чтобы поддерживать большее центрирование скважины в пределах продуктивной зоны. Способ включает размещение бурильной колонны в стволе скважины; причем бурильная колонна содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую рулевое устройство, один или большее количество датчиков, чувствительных к одному или большему количеству свойств формации, и один или большее количество датчиков, чувствительных к текущей ориентации КНБК в стволе скважины. Указанный способ также включает получение от КНБК информации, относящейся к свойствам формации, и информации, относящейся к текущей ориентации КНБК в стволе скважины; обработку указанной информации с помощью программируемого оптического вычислительного устройства, которое представляет собой либо программируемое оптическое вычислительное устройство, либо квантовое вычислительное устройство. Вычислительное устройство рассчитывает положение элементов формации по отношению к текущему положению ствола скважины в режиме реального времени и сравнивает текущее положение с заданной траекторией. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] В этой заявке заявлен приоритет по заявке США №15/136362, поданной 22 апреля 2016 года и включенной в данный документ в полном объеме посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Данное изобретение в целом относится к подземному бурению, а конкретнее управлению наклонно-направленным бурением скважин и вычислительным устройствам, используемым в таком бурении.

[0003] Для получения углеводородов, таких как нефть и газ, бурят буровые скважины, вращая буровое долото, закрепленное на нижней части буровой компоновки (также называемой в данном документе «компоновкой низа бурильной колонны» или «КНБК»). Буровая компоновка закреплена на нижней части подъемной колонны, которая обычно представляет собой либо составные жесткие трубы, либо относительно гибкие трубы, наматываемые на барабан, обыкновенно называемые в данной области техники «гибкими трубами». Колонну, содержащую указанную подъемную колонну и буровую компоновку, обычно называют «бурильной колонной». Если в качестве подъемной колонны используют составные трубы, буровое долото вращается путем вращения указанных составных труб с поверхности и/или с помощью забойного двигателя, содержащегося в буровой компоновке. В случае гибких труб буровое долото вращается с помощью забойного двигателя. Во время бурения буровую жидкость (также называемую «буровым раствором») под давлением нагнетают в подъемную колонну. Буровая жидкость проходит через буровую компоновку, а затем выходит в нижней части бурового долота. Буровая жидкость обеспечивает смазку бурового долота и уносит на поверхность куски скальной породы, разрушенной буровым долотом во время бурения скважины. Забойный двигатель вращается буровой жидкостью, проходящей через буровую компоновку. Ведущий вал, соединенный с двигателем и буровым долотом, вращает буровое долото.

[0004] Существенная часть современных буровых работ включает бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин, позволяющих более полно использовать углеводородные резервуары. Такие буровые скважины могут иметь относительно сложные профили скважины. Для бурения таких сложных буровых скважин в некоторых буровых компоновках используют множество независимо управляемых прижимных башмаков, прилагающих силу к стенке ствола скважины во время бурения ствола скважины, удерживая буровое долото на заданной траектории и изменяя направление бурения. Заданная траектория может быть предварительно определена в виде части так называемой модели скважины. Эта модель содержит информацию о расположении «продуктивной зоны», из которой можно извлекать флюиды (такие как нефть, другие углеводороды или вода). Чем больше фактическая длина участка ствола скважины, находящегося в пределах продуктивной зоны, тем выше может быть продуктивность конкретной скважины. Таким образом, приближение фактической траектории к заданной будет хорошо принято в данной отрасли.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0005] В аспектах данного изобретения предложен способ формирования ствола скважины в толще пород. В этом аспекте изобретения указанный способ включает размещение бурильной колонны в стволе скважины; причем бурильная колонна содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую рулевое устройство, один или большее количество датчиков, чувствительных к одному или большему количеству свойств пласта, и один или большее количество датчиков, чувствительных к текущей ориентации КНБК в стволе скважины. Указанный способ также включает получение от КНБК информации, относящейся к свойствам пласта, и информации, относящейся к текущей ориентации КНБК в стволе скважины; обработку указанной информации с помощью программируемого оптического вычислительного устройства, причем указанное программируемое оптическое вычислительное устройство рассчитывает положение элементов пласта по отношению к текущему положению ствола скважины в режиме реального времени (в режиме реального времени означает одновременно с ходом бурения); сравнение текущего положения с заданной траекторией; и инициирование изменения направления КНБК рулевым устройством во время буровых работ на основании указанного сравнения.

[0006] В одном аспекте данного изобретения предложена система бурения скважины в толще пород, содержащая бурильную колонну, включающую компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую рулевое устройство, быстродействующее вычислительное устройство, представляющее собой либо программируемое оптическое вычислительное устройство, либо квантовое вычислительное устройство, и сеть передачи данных, соединяющую КНБК с указанным быстродействующим вычислительным устройством. В этой системе быстродействующее вычислительное устройство при работе рассчитывает текущее положение ствола скважины по отношению к элементам пласта, используя информацию, полученную от КНБК, сравнивает это положение с заданной траекторией и предоставляет информацию, заставляющую рулевое устройство изменять направление КНБК во время буровых работ на основании указанного сравнения.

[0007] В другом аспекте данного изобретения способ формирования ствола скважины в толще пород включает: размещение бурильной колонны, содержащей компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую рулевое устройство, один или большее количество датчиков, чувствительных к одному или большему количеству свойств пласта, и один или большее количество датчиков, чувствительных к текущей ориентации КНБК в стволе скважины; получение квантовым вычислительным устройством от КНБК информации, относящейся к свойствам пласта, и информации, относящейся к текущей ориентации КНБК в стволе скважины; обработку указанной информации с помощью квантового вычислительного устройства, причем указанное квантовое вычислительное устройство рассчитывает положение элементов пласта по отношению к текущему положению ствола скважины в режиме реального времени; сравнение текущего положения с заданной траекторией; и инициирование изменения направления КНБК рулевым устройством во время буровых работ на основании указанного сравнения.

[0008] Таким образом, наглядные примеры некоторых особенностей данного изобретения были обобщены достаточно широко для того, чтобы следующее их подробное описание было более понятным, и для того, чтобы можно было оценить вклад в данную область техники. Конечно, имеются дополнительные особенности данного изобретения, которые будут описаны далее в данном документе, и которые составляют объект формулы изобретения, приложенной к данному документу.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0009] Для понимания подробностей данного изобретения необходимо обратиться к следующему подробному описанию предпочтительного варианта реализации изобретения, приведенному в сочетании с приложенными графическими материалами, в которых одинаковым элементам присвоены одинаковые числовые обозначения, причем:

[0010] ФИГ. 1A-C схематически иллюстрируют работу рулевого устройства, которое можно использовать для бурения горизонтальной или другой наклонно-направленной скважины;

[0011] ФИГ. 2 показывает сравнение фактической и заданной траектории относительно продуктивной зоны;

[0012] ФИГ. 3 схематически иллюстрирует буровую систему, использующую рулевое устройство, выполненное в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения; и

[0013] ФИГ. 4 представляет собой блок-схему способа согласно одному варианту реализации изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0014] Данное изобретение относится к системам и способам наклонно-направленного бурения скважин. Указанные системы используют оптическое вычислительное устройство, преобразующее данные измерений, полученные во время бурения, в информацию, которая может улучшить геонавигацию бурильной колонны. Такая система может позволить создавать в режиме реального времени более реалистичные двух- и трехмерные модели пласта с возможностью улучшения геонавигации во время бурения по существу горизонтальных скважин для того, чтобы поддерживать большее центрирование скважины в пределах продуктивной зоны.

[0015] Термин «оптическое вычислительное устройство» в контексте данного документа относится к устройству, которое может использовать для выполнения вычислений фотоны, а не электрическую энергию. Пример оптического вычислительного устройства включает устройство, использующее лазер, передающий свет через жидкокристаллическую решетку. Селективно прилагая электричество к каждому пикселу решетки, можно влиять на прохождение света через нее так, что можно параллельно выполнять множество вычислений (например, умножение, сложение и т.п.). После прохождения лазера через эту решетку луч попадает в приемник, и из дифракции указанного луча и оптики Фурье можно комбинировать умножение матриц и преобразования Фурье для выполнения сложных вычислений. Такое программируемое оптическое вычислительное устройство отличается от устройства, состоящего из фотодетектора и многоцветного оптического фильтра, коэффициент пропускания которого для каждого цвета фиксирован при изготовлении (без возможности программирования) и выбран для имитации хемометрических коэффициентов регрессии для прогнозирования свойств жидкости при прохождении света как через фильтр, так и слой жидкости известной толщины перед попаданием в фотодетектор. Таким образом, оптические вычислительные устройства, заявленные в данном документе, можно называть также программируемыми оптическими вычислительными устройствами.

[0016] В другом варианте реализации изобретения вместо оптического вычислительного устройства используют квантовое вычислительное устройство. Квантовый компьютер поддерживает последовательность кубитов. Единственный кубит может представлять единицу, ноль или любую квантовую суперпозицию этих двух состояний кубита; пара кубитов может быть в любой квантовой суперпозиции 4 состояний, а три кубита в любой суперпозиции 8 состояний. В целом квантовый компьютер из n кубитов может быть в произвольной суперпозиции до 2n различных состояний одновременно (по сравнению с обычным компьютером, который может быть только в одном из этих 2n состояний в любой один момент времени). Квантовые компьютеры особенно хорошо подходят для быстрого поиска глобальных минимумов среди многих локальных минимумов в процессе минимизации, таком как петрофизическая инверсия результатов измерений, зарегистрированных в скважинах, для создания модели геологической среды для свойств и границ слоев геологической среды, в которые проникает ствол скважины. Поскольку квантовый компьютер должен работать при температуре, близкой к абсолютному нулю в ультравысоком вакууме и при нулевом магнитном поле, наиболее вероятно, что каротажные данные будут передаваться ему для обработки петрофизической инверсии, и квантовый компьютер не будет присутствовать на участке скважины.

[0017] В отрасли в настоящее время используют модели 1.5-D (название моделей 1-d, которые непрерывно обновляются с каждым увеличением глубины скважины) из-за ограничений по времени, поскольку обработка моделей 2d и 3d современными компьютерами занимает недопустимо много времени и не может выполняться в режиме реального времени. В частности, петрофизическая инверсия интервала бурения 10 м (например, для создания изображения слоев геологической среды) с моделью 1.5d занимает около 2 минут с современным вычислительным устройством 70 гигафлоп и требует ~100 итераций. Одна итерация 2D занимает ~10 мин, так что инверсия 2D займет более 100*(1/6) = 16 ч, что гораздо медленнее хода бурения. Эта информация поступала бы слишком поздно, чтобы быть полезной. Инверсия 3D будет по меньшей мере еще на порядок медленнее. Для того, чтобы предоставлять результаты вовремя, компьютер должен быть по меньшей мере в 500 раз быстрее обычных современных компьютеров. Использование оптических и квантовых вычислительных устройств может устранить эту проблему, благодаря тому, что они могут работать значительно быстрее современных компьютеров. Сообщалось, что в настоящее время по меньшей мере одно оптическое вычислительное устройство работает со скоростью 320 гигафлопс. Это позволяет выполнить ту же инверсию за 0,4 минуты. Считается, что будущие устройства будут способны работать со скоростью 9 петафлопс, что дополнительно сократит указанное время до 1 миллисекунды, а в течение следующих четырех лет их скорость может достигнуть 17 эксафлопс, что сделает их более чем в 500 раз быстрее самого быстрого современного суперкомпьютера. Оптические компьютеры достаточно малы для размещения на столе и могут работать от обычной электросети, в отличие от самого быстрого в настоящее время суперкомпьютера, который потребляет 24 мегаватта энергии и занимает площадь 720 квадратных метров.

[0018] Геонавигация представляет уникальные задачи и требует обработки в режиме реального времени. При том, что работа морской буровой установки стоит от $1 до $2 миллионов долларов в сутки (от $42 до $83 тысяч в час), слишком дорого останавливать бурение на 15 минут для получения результата инверсии по следующему наилучшему направлению для управления долотом. Бурение просто продолжается непрерывно. Однако, последствия бурения без остановки перед получением следующего направления бурового долота также дороги, поскольку при современных скоростях бурения около 1 фута (0,3048 м) в минуту, если бурить в центре тонкой продуктивной зоны толщиной 10 футов (3,048 м), долото может просто выйти за пределы продуктивной зоны, если выполнение петрофизической инверсии для получения следующего направления бурового долота займет 5 минут. Каждый выход долота за пределы продуктивной зоны или его проход слишком близко к краю продуктивной зоны приводит к потере добычи нефти в течение всего срока эксплуатации скважины, что может быть причиной потери многих миллионов долларов прибыли. Несмотря на то, что эта потребность в более быстром и реалистичном выполнении петрофизических инверсий для геонавигации в режиме реального времени остается неудовлетворенной в течение долгого времени, неизвестны опубликованные сообщения об удовлетворении этой потребности в очень значительном увеличении скорости обработки в режиме реального времени, которое позволило бы использовать также более реалистичные модели 2d и 3d. Данное изобретение может быть реализовано в различных формах. В графических материалах показаны и в данном документе подробно описаны конкретные варианты реализации данного изобретения с пониманием того, что данное описание следует рассматривать в качестве иллюстрации принципов данного изобретения, не ограничивающей данное изобретение иллюстрациями и описаниями, приведенными в данном документе. Кроме того, хотя могут быть описаны варианты реализации изобретения, имеющие одну или большее количество особенностей или комбинацию двух или большего количества особенностей, такая особенность или комбинация особенностей не должна считаться существенной, если ее существенность не указана однозначно.

[0019] Теперь обратимся к ФИГ. 1A-1C, на которых схематически проиллюстрировано рулевое устройство 100, которое можно использовать для того, чтобы заставить бурильную колонну следовать по конкретной траектории. Рулевое устройство 100 направляет буровое долото в выбранном направлении бурения, изгибая секцию рулевого устройства 100. Изгиб, угол которого относительно длинной оси 13 ствола скважины может составлять порядка от одного до десяти или более градусов, можно поворачивать по мере необходимости для получения желаемого направления согласно выбранной системе координат или ориентации (например, азимутальное направление, положение относительно верхней точки ствола и т.п.). Рулевое устройство 100 может содержать первую или верхнюю секцию 110, вторую или среднюю секцию 120 и третью или нижнюю секцию 130. Верхняя секция 110 может содержать регулируемые прижимные башмаки 140, блокирующие верхнюю секцию 110 в зацеплении со стенкой 15 ствола скважины 12. Нижняя секция 130 также может содержать прижимные башмаки 142. Прижимные башмаки 140, 142 могут быть фиксированными или регулируемыми.

[0020] Шарнирная опора 102 отделяет верхнюю секцию 110 от нижней секции 120, а шарнирная опора 104 отделяет среднюю секцию 120 от нижней секции 130. Каждая шарнирная опора 102, 104 позволяет своим соответствующим смежным секциям селективно поворачиваться по отношению друг к другу. Шарнирные опоры 102, 104 могут содержать внутренние устройства, которые могут позволять такую селективную блокировку. Шарнирная опора 102 позволяет относительные повороты между верхней секцией 110 и средней секцией 120, которые управляют направлением бурения, управляя направлением (например, азимутальным, наклонным, гравитационным), в котором ориентировано буровое долото (не показано). Шарнирные опоры 102, 104 можно использовать также для компенсации нежелательного вращения муфты, вызванного трением. Шарнирная опора 104 позволяет относительные повороты между средней секцией 120 и нижней секцией 130, которые управляют величиной наклона или углом изгиба в рулевом устройстве 100.

[0021] Согласно ФИГ. 1A, рулевое устройство 100 показано в режиме бурения «прямо вперед». Средняя секция 120 и нижняя секция 130 имеют торцевые поверхности 122 и 132 соответственно, которые устанавливают наклон с одинаковым углом. Это наклон относительно плоскости, перпендикулярной осевой линии 106 инструмента. Как показано, торцевые поверхности 122 и 132 имеют скос их соответствующих наклонов в одинаковом направлении, что имеет эффект компенсации их относительных наклонов. Таким образом, осевая центральная линия 106 рулевого устройства 100 в целом параллельна центральной линии 13 ствола скважины 12.

[0022] Согласно ФИГ. 1B, рулевое устройство 100 показано в режиме наклонно-направленного бурения. Верхняя секция 110 и средняя секция 120 имеют торцевые поверхности 112 и 123, перпендикулярные осевой линии 106 инструмента, благодаря чему можно поворачивать верхнюю секцию 110 и среднюю секцию 120 по отношению друг к другу, не влияя на величину угла изгиба. Как показано, по отношению к средней секции 120 и нижней секции 130 направления наклона торцевых поверхностей 122 и 132 совпадают, максимизируя угол наклона или изгиба, достигаемый в рулевом устройстве 100. То есть, торцевые поверхности 122 и 132 имеют скос их соответствующих наклонов в противоположных направлениях, что имеет эффект сложения их относительных наклонов. Этого можно достигнуть, повернув среднюю секцию 120 на сто восемьдесят градусов относительно верхней секции 110. Таким образом, осевая центральная линия 106 рулевого устройства 100 в целом отклонена под углом к центральной линии 13 ствола скважины 12, и направление бурения в целом следует осевой центральной линии 106, изменяя траекторию ствола скважины 12. В некоторых вариантах реализации изобретения величина угла изгиба, применяемого к рулевому устройству 100 может быть фиксированной. В других вариантах реализации изобретения указанный угол изгиба может быть регулируемым. То есть, отклонение между нулем и ста восьмьюдесятью градусами дает пропорциональное уменьшение угла изгиба в рулевом устройстве 100.

[0023] Следует понимать, что относительный поворот между средней секцией 120 и нижней секцией 130 управляет величиной изменения направления бурения относительно длинной оси 13 ствола скважины. С другой стороны, относительный поворот между верхней секцией 110 и средней секцией 120 управляет направлением бурения.

[0024] На ФИГ. 1C показано направление бурения, которое можно считать направлением верхней части ствола наклонной скважины. Это направление бурения можно изменять или регулировать, поворачивая среднюю секцию 120 относительно верхней секции 110. Согласно ФИГ. 1C, направления наклона торцевых поверхностей 122 и 132 также совпадают, максимизируя угол наклона или изгиба, достигаемый в рулевом устройстве 100. Однако, средняя секция 120 повернута на сто восемьдесят градусов относительно верхней секции 110. Направление бурения также в целом следует осевой центральной линии 106, изменяя траекторию ствола скважины 12. Однако, азимутальное направление бурения теперь представляет собой направление нижней части ствола наклонной скважины, отклоненное на сто восемьдесят градусов от направления, показанного на ФИГ. 1B. Следует понимать, что для бурения в желаемом азимутальном направлении можно установить любое значение относительного поворота между верхней секцией 110 и средней секцией 120 от нуля до трехсот шестидесяти градусов.

[0025] Специалист в данной области техники поймет, что типовое рулевое устройство 100 может отличаться от показанного на ФИГ. 1A-1B.

[0026] ФИГ. 2 показывает пример сравнения фактического пробуренного канала 200 и заданной траектории 202. Для ясности вертикальный масштаб этой фигуры сильно увеличен по сравнению с горизонтальным масштабом. Заданная траектория 202 как правило находится посередине между верхом 204 и низом 206 продуктивной зоны 208. Чем ближе фактический пробуренный канал 200 к заданной траектории 202, тем более «централизовано» находится ствол скважины (например, пробуренный канал 200) внутри продуктивной зоны 208. Централизация ствола скважины внутри продуктивной зоны или сохранение заданного расстояния от одной из ее граничных поверхностей максимизирует добычу нефти из нее. Централизованная траектория ствола скважины также может быть короче, что ускоряет (и удешевляет) ее бурение, уменьшая износ долота, количество удаляемой выбуренной породы и пробуренное расстояние. На практике современные горизонтальные скважины могут выходить за пределы продуктивной зоны в 50% случаев, уменьшая добычу на 50% в течение всего срока эксплуатации скважины, что составляет много, много миллионов долларов. Следует понимать, что заданная траектория может быть сформирована на основании расстояния между буровым долотом и особенностями пласта. Таким образом, в одном варианте реализации изобретения предусмотрено не только размещение датчиков долота / бурильной колонны, но предусмотрены также дополнительные датчики, определяющие расстояние до пласта.

[0027] Теперь обратимся к ФИГ. 3, на которой показан вариант реализации буровой системы 10, использующей управляемую буровую компоновку или компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 80, выполненную согласно одному варианту реализации данного изобретения, выполняющую наклонно-направленное бурение стволов скважин. Хотя показана буровая платформа наземного базирования, эти принципы и указанные способы равным образом применимы к морским буровым системам. Система 10, показанная на ФИГ. 3, имеет буровую компоновку 80, спускаемую в буровую скважину 12. Бурильная колонна 22 содержит составную подъемную колонну 24, которая может представлять собой бурильную трубу или гибкую трубу, проходящую вниз от буровой платформы 14 в буровую скважину 12. Буровое долото 82, закрепленное на конце бурильной колонны, разрушает толщу пород, вращаясь во время бурения скважины 12. Бурильная колонна 22, которая может представлять собой составные трубчатые элементы или гибкую трубу, может содержать проводники энергии и/или данных, такие как провода, обеспечивающие двустороннюю связь и передачу энергии. Бурильная колонна 22 соединена с буровой лебедкой 26 посредством ведущей буровой штанги 28, шарнира 30 и троса 32 через роликовый блок (не показан). Работа буровой лебедки 26 хорошо известна в данной области техники, и поэтому не описана подробно в данном документе.

[0028] Во время буровых работ подходящую буровую жидкость 34 из резервуара (источника) 36 бурового раствора прокачивают под давлением через канал в бурильной колонне 22 растворным насосом 34. Буровая жидкость проходит из бурового насоса 38 в бурильную колонну 22 через поглотитель 40 гидравлического удара, трубопровод 42 для буровой жидкости и ведущую буровую штангу 28. Буровая жидкость 34 выходит на дне буровой скважины через отверстие в буровом долоте 82. Буровая жидкость 34 циркулирует вверх по стволу скважины через кольцевое пространство 46 между бурильной колонной 22 и буровой скважиной 12 и возвращается в резервуар 36 для бурового раствора по возвратному трубопроводу 48. Буровая жидкость действует, смазывая буровое долото 82, и унося выбуренную породу или мелкий щебень из буровой скважины от бурового долота 82. Датчик S₁, как правило размещенный в трубопроводе 42, предоставляет информацию о скорости потока жидкости. Поверхностный датчик крутящего момента S₂ и датчик S₃, связанный с бурильной колонной 22, соответственно предоставляют информацию крутящем моменте и скорости вращения бурильной колонны 22. Кроме того, датчик S₄, связанный с тросом 29, используют для определения силы подвеса бурильной колонны 22.

[0029] Поверхностный контроллер 50 получает сигналы от внутрискважинных датчиков и устройств через датчик 52, расположенный в трубопроводе 42 для буровой жидкости, и сигналы от датчиков S₁, S₂, S₃, датчика S₄ силы подвеса и любых других датчиков, используемых в системе, и обрабатывает такие сигналы согласно программным командам, предоставленным поверхностному контроллеру 50. Поверхностный контроллер 50 отображает желаемые параметры бурения и другую информацию на дисплее / мониторе 54 и используется оператором для управления буровыми работами. В одном варианте реализации изобретения поверхностный контроллер 50 представляет собой оптическое вычислительное устройство. Поверхностный контроллер 50 обрабатывает данные согласно программным командам и реагирует на команды пользователя, вводимые через подходящее устройство, такое как клавиатура или сенсорный экран. Контроллер 50 предпочтительно приспособлен для активации сигнализации 56, когда возникают определенные небезопасные или нежелательные эксплуатационные условия, и для инициирования рулевого устройства, заставляющего ствол скважины следовать заданной траектории. Как проиллюстрировано, поверхностный контроллер показан расположенным на буровой платформе. Конечно, он может находиться в другом месте.

[0030] Также согласно ФИГ. 3, сенсорный элемент 86 бурильной колонны может содержать датчики, ведущие измерения в направлении прохождения бурового долота (например, азимута и угла наклона КНБК, координат КНБК и т.п.), двойные ротационные азимутальные детекторы гамма-излучения, датчики давления (притока и оттока), температуры, вибрации / динамических воздействий, многочастотного измерения сопротивления в стволе и кольцевом пространстве, а также датчики и инструменты для выполнения инклинометрических измерений. Элемент 90 бурильной колонны для оценки пласта может содержать датчики для определения интересующих параметров, относящихся к пласту, буровой скважине, геофизическим свойствам, скважинным флюидам и граничным условиям. Эти датчики включают датчики определения параметров пласта (например, удельного сопротивления, диэлектрической проницаемости, водонасыщенности, пористости, плотности и проницаемости), датчики для измерения параметров буровой скважины (например, диаметра скважины и шероховатости скважины), датчики для измерения геофизических параметров (например, скорости распространения звуковой волны и времени пробега звуковой волны), датчики для измерения параметров скважинных флюидов (например, вязкости, плотности, чистоты, реологических свойств, уровня pH, а также содержания газа, нефти и воды) и датчики граничных условий, датчики для измерения физических и химических свойств скважинных флюидов.

[0031] Элементы 86 и 90 бурильной колонны могут содержать один или большее количество модулей памяти и модуль аккумуляторного блока, хранящий и предоставляющий резервную электрическую энергию, который может быть размещен в любом подходящем месте в КНБК 80. В зависимости от конкретных требований бурения, могут быть предусмотрены дополнительные модули и датчики. Такие типовые датчики могут включать датчик скорости вращения, датчик осевой нагрузки на долото, датчики для измерения параметров забойного двигателя (например, температуры статора забойного двигателя, дифференциального давления в забойном двигателе и скорости потока флюида через забойный двигатель), а также датчики для измерения вибрации, биения, радиального смещения, прилипания-проскальзывания, крутящего момента, удара, вибрации, деформации, напряжения, момента изгиба, подскакивания долота на забое осевого усилия, трения и радиального усилия. Устройства измерения зенитного угла возле долота могут включать трехосные акселерометры, гироскопические устройства и схемы обработки сигналов, общеизвестные в данной области техники. Эти датчики могут быть размещены в элементах 86 и 90 бурильной колонны, распределены вдоль бурильной колонны, в буровом долоте и вдоль КНБК 80. Кроме того, хотя элементы 86 и 90 бурильной колонны описаны в виде отдельных модулей, в некоторых вариантах реализации изобретения датчики, описанные выше, могут быть объединены в одном элементе бурильной колонны или разделены на три или большее количество элементов бурильной колонны. Термин «элемент бурильной колонны» относится просто к любому опорному корпусу или конструкции и не означает конкретный инструмент или конфигурацию.

[0032] Процессор 202 обрабатывает данные, собранные сенсорным элементом 86 бурильной колонны и элементом 90 бурильной колонны для оценки пласта, и передает соответствующие сигналы управления в рулевое устройство 100 на основании информации, получаемой им от блока 50 управления. Процессор 202 может быть выполнен с возможностью упрощения данных, преобразования данных в цифровую форму и включения подходящих ПЛК. Например, процессор может включать один или несколько микропроцессоров, использующих компьютерную программу, реализованную на подходящем машиночитаемом носителе, позволяющую процессору выполнять управление и обработку. Машиночитаемый носитель может включать ПЗУ, СППЗУ, ЭППЗУ, флеш-память и оптические диски. Другое оборудование, такое как шины питания и передачи данных, источники питания и тому подобное, будет очевидно специалисту в данной области техники. Процессор 202 может быть расположен в сенсорном элементе 86 бурильной колонны или где-нибудь еще в КНБК 80. Кроме того, другое электронное оборудование, такое как электроника, приводящая в действие исполнительные механизмы клапанов и других устройств или управляющее ими, также может быть размещено в КНБК 80.

[0033] Модуль двунаправленной передачи данных и питания («МДПДП») 88 передает сигналы управления между КНБК 80 и поверхностью, а также подает электрическую энергию в КНБК 80. Например, МДПДП 88 предоставляет электрическую энергию для рулевого устройства 100 и обеспечивает двустороннюю передачу данных между процессором 202 и поверхностными устройствами, такими как контроллер 50. В одном варианте реализации изобретения МДПДП 88 генерирует энергию с помощью приводимого в действие буровым раствором генератора переменного тока (не показан), а сигналы данных генерирует генератор импульсов давления в столбе бурового раствора (не показан). Электрогенераторные установки, приводимые в действие буровым раствором известны в данной области техники, и поэтому не описаны более подробно. В дополнение к гидроимпульсной скважинной телеметрии другие двусторонние каналы передачи данных могут использовать кабельные соединения (например, электрические провода, волоконную оптику), акустические сигналы, электромагнитные или радиочастотные сигналы. Конечно, если бурильная колонна 22 содержит проводники данных и/или энергии (не показаны), то энергия в КНБК 80 может передаваться с поверхности.

[0034] В одной конфигурации КНБК 80 содержит буровое долото 82, буровой двигатель 84, сенсорный элемент 86 бурильной колонны, модуль двунаправленной передачи данных и питания (МДПДП) 88, и элемент 90 бурильной колонны для оценки пласта (ОП). Для обеспечения возможности передачи энергии и/или данных другим компонентам КНБК 80, КНБК 80 содержит линию передачи электроэнергии и/или данных (не показана). Рулевое устройство 100 можно использовать для направления КНБК 80 вдоль выбранной траектории бурения путем придания соответствующего наклона буровому долоту 82.

[0035] Теперь обратимся к ФИГ. 1A-C и 3, согласно которым в типовом способе использования КНБК 80 подают в ствол скважины 12 с буровой платформы 14. Во время бурения ствола скважины 12 рулевое устройство 100 направляет буровое долото 82 в выбранном направлении. Направление бурения может следовать предварительно установленной траектории, запрограммированной в поверхностном и/или скважинном контроллере (например, в контроллере 50 и/или контроллере 202). Указанные контроллеры используют данные о направлении, получаемые от скважинных датчиков направления, определяя ориентацию КНБК 80, при необходимости вычисляют указания по корректировке траектории и передают эти указания в рулевое устройство 100. В одном варианте реализации изобретения это может быть выполнено путем сравнения текущего положения или траектории с заданной траекторией.

[0036] Чтобы начать процесс наклонно-направленного бурения, сначала выбирают направление бурения. Это можно выполнить, сначала определив информацию о направлении, такую как азимут и угол наклона, от датчиков направления, установленных на КНБК 80. Направление бурения может быть выбрано скважинным контроллером и/или персоналом на поверхности. После этого скважинный контроллер и/или персонал на поверхности может определить азимутальную ориентацию и величину наклона, необходимые, чтобы направить бурильную колонну 22 в выбранном направлении. В одном варианте реализации изобретения это может быть выполнено путем сравнения фактической и заданной траектории после моделирования фактической траектории блоком управления 50, который представляет собой оптическое вычислительное устройство. Затем можно известными способами управлять рулевым устройством, заставляя фактическую траекторию более близко следовать заданной траектории.

[0037] ФИГ. 4 представляет собой блок-схему, показывающую способ согласно одному варианту реализации изобретения. В этом варианте реализации изобретения указанный способ включает блок 402, в котором бурильную колонну размещают в стволе скважины; причем бурильная колонна содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую рулевое устройство, один или большее количество датчиков, чувствительных к одному или большему количеству свойств пласта, и один или большее количество датчиков, чувствительных к текущей ориентации КНБК в стволе скважины. Примеры датчиков свойств пласта включают датчики, измеряющие удельное сопротивление, диэлектрическую проницаемость, водонасыщенность, пористость, плотность и проницаемость, а примеры датчиков ориентации включают датчики азимута и угла наклона КНБК, а также датчики координат КНБК.

[0038] В блоке 404 от КНБК получают информацию, относящуюся к свойствам пласта. В блоке 406 получают информацию относительно текущей ориентации КНБК в стволе скважины. Информацию, получаемую в блоках 404 и 406, может принимать программируемое оптическое вычислительное устройство или квантовое вычислительное устройство. В блоке 408 обрабатывают полученную информацию, рассчитывая положение элементов пласта по отношению к текущему положению ствола скважины в режиме реального времени. В известном уровне техники это было невозможно, поскольку время, необходимое для выполнения такого вычисления (например, инверсии 2D или 3D) не позволяло выполнять его в режиме реального времени. В блоке 410 текущее положение элементов пласта сравнивают с заданным положением относительно ствола скважины, и в блоке 412 управляют рулевым устройством, изменяя направление КНБК во время буровых работ на основании указанного сравнения.

[0039] Следует понимать, что в одном варианте реализации изобретения вычислительное устройство находится в удаленном месте. В таком случае оператор буровой платформы может отправлять информацию с участка бурения в вычислительное устройство, выполняющее указанные выше расчеты, затем получать обратно указанную инверсию, а затем инициировать изменения в рулевом устройстве.

[0040] Вариант 1 реализации изобретения, способ формирования ствола скважины в толще пород включает: размещение бурильной колонны в стволе скважины, причем указанная бурильная колонна содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую рулевое устройство, один или большее количество датчиков, чувствительных к одному или большему количеству свойств пласта, и один или большее количество датчиков, чувствительных к текущей ориентации КНБК в стволе скважины; получение от КНБК информации, относящейся к свойствам пласта, и информации, относящейся к текущей ориентации КНБК в стволе скважины; обработку указанной информации с помощью программируемого оптического вычислительного устройства, причем указанное программируемое оптическое вычислительное устройство рассчитывает положение элементов пласта по отношению к текущему положению ствола скважины в режиме реального времени; сравнение текущего положения с заданной траекторией; и инициирование изменения направления КНБК рулевым устройством во время буровых работ на основании указанного сравнения.

[0041] Вариант 2 реализации изобретения, способ по варианту 1 реализации изобретения, отличающийся тем, что указанное инициирование включает передачу в рулевое устройство сигнала, заставляющего рулевое устройство перемещать рулевой прижимной башмак.

[0042] Вариант 3 реализации изобретения, способ по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что информацию об ориентации получают от датчиков, расположенных на КНБК.

[0043] Вариант 4 реализации изобретения, способ по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что датчики ориентации включают по меньшей мере один из: азимутального датчика КНБК; датчика угла наклона КНБК; и датчика координат КНБК.

[0044] Вариант 5 реализации изобретения, способ по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что информацию о пласте получают от датчиков, расположенных на КНБК, и указанные датчики включают по меньшей мере один датчик оценки пласта.

[0045] Вариант 6 реализации изобретения, способ по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что указанное оптическое вычислительное устройство работает со скоростью, равной или большей 320 гигафлопс.

[0046] Вариант 7 реализации изобретения, система бурения ствола скважины в толще пород, содержащая: бурильную колонну, включающую компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую рулевое устройство, быстродействующее вычислительное устройство, представляющее собой либо программируемое оптическое вычислительное устройство, либо квантовое вычислительное устройство, сеть передачи данных, соединяющую КНБК с указанным быстродействующим вычислительным устройством, причем указанное быстродействующее вычислительное устройство при работе рассчитывает текущее положение ствола скважины по отношению к элементам пласта, используя информацию, полученную от КНБК, сравнивает это положение с заданной траекторией и предоставляет информацию, заставляющую рулевое устройство изменять направление КНБК во время буровых работ на основании указанного сравнения.

[0047] Вариант 8 реализации изобретения, система по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающаяся тем, что указанное инициирование включает передачу в рулевое устройство сигнала, заставляющего рулевое устройство перемещать рулевой прижимной башмак.

[0048] Вариант 9 реализации изобретения, система по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающаяся тем, что информацию об ориентации получают от датчиков, расположенных на КНБК.

[0049] Вариант 10 реализации изобретения, система по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающаяся тем, что датчики ориентации включают по меньшей мере один из: азимутального датчика КНБК; датчика угла наклона КНБК; и датчика координат КНБК.

[0050] Вариант 11 реализации изобретения, система по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающаяся тем, что указанные датчики включают по меньшей мере один датчик оценки пласта.

[0051] Вариант 12 реализации изобретения, способ формирования ствола скважины в толще пород, включающий: размещение бурильной колонны, содержащей компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую рулевое устройство, один или большее количество датчиков, чувствительных к одному или большему количеству свойств пласта, и один или большее количество датчиков, чувствительных к текущей ориентации КНБК в стволе скважины; получение квантовым вычислительным устройством от КНБК информации, относящейся к свойствам пласта, и информации, относящейся к текущей ориентации КНБК в стволе скважины; обработку указанной информации с помощью квантового вычислительного устройства, причем указанное квантовое вычислительное устройство рассчитывает положение элементов пласта по отношению к текущему положению ствола скважины в режиме реального времени; сравнение текущего положения с заданной траекторией; и инициирование изменения направления КНБК рулевым устройством во время буровых работ на основании указанного сравнения.

[0052] Вариант 13 реализации изобретения, способ по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что указанное инициирование включает передачу в рулевое устройство сигнала, заставляющего рулевое устройство перемещать рулевой прижимной башмак.

[0053] Вариант 14 реализации изобретения, способ по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что информацию об ориентации получают от датчиков, расположенных на КНБК.

[0054] Вариант 15 реализации изобретения, способ по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что указанные датчики включают по меньшей мере один из: азимутального датчика КНБК; датчика угла наклона КНБК; и датчика координат КНБК.

[0055] Вариант 16 реализации изобретения, способ по любому из предшествующих вариантов реализации изобретения, отличающийся тем, что информация о положении основана на расстоянии до продуктивной зоны, и указанные датчики включают по меньшей мере один датчик оценки пласта.

[0056] В поддержку принципов, изложенных в данном документе, могут быть использованы различные аналитические компоненты, в том числе цифровые и/или аналоговые системы. Указанные цифровые и/или аналоговые системы могут содержаться, например, в скважинном электронном блоке 42 или в блоке обработки информации 28. Указанные системы могут содержать такие компоненты, как процессор, аналого-цифровой преобразователь, цифро-аналоговый преобразователь, носители данных, запоминающие устройства, устройства ввода, вывода, канал передачи данных (проводной, беспроводной, гидроимпульсный, оптический или другой), пользовательские интерфейсы, программное обеспечение, процессоры сигналов (цифровые или аналоговые) и другие компоненты (такие как резисторы, конденсаторы, индукционные катушки и другие), обеспечивающие работу и анализ устройств и способов, описанных в данном документе, любым из нескольких способов, широко известных в данной области техники. Считается, что эти принципы могут быть, но не обязательно, реализованы в сочетании с комплектом команд, исполняемых компьютером, хранящихся на машиночитаемых носителях, включающих запоминающие устройства (ПЗУ, ОЗУ, USB-флеш-накопители, съемные устройства хранения данных), оптические (CD-ROM) или магнитные (дискеты, жесткие диски) или любого другого типа, которые во время исполнения заставляют компьютер реализовывать способ по данному изобретению. Эти команды могут обеспечивать работу, управление, сбор данных, анализ и другие функции оборудования, которые разработчик системы, владелец, пользователь или другой такой персонал считает релевантными, в дополнение к функциям, описанным в данном изобретении.

[0057] Использование терминов в единственном числе в контексте описания данного изобретения (в особенности в контексте следующей формулы изобретения) должно рассматриваться как охватывающее и единственное и множественное число, если только другое не указано в данном документе или не противоречит явным образом его контексту. Кроме того, следует дополнительно отметить, что термины «первый», «второй» и тому подобные в данном документе не обозначают какой-либо порядок, количество или важность, а использованы для того, чтобы отличить один элемент от другого. Определение «около», используемое в связи с количественным значением, включает указанную величину и имеет значение, диктуемое контекстом (например, оно включает степень погрешности, связанной с измерением конкретного количественного значения).

[0058] Принципы данного изобретения могут быть использованы в разнообразных работах на скважине. Эти работы могут включать использование одного или большего количества средств для обработки пласта, флюидов, находящихся в пласте, стволе скважины, и/или оборудования в скважине, такого как эксплуатационная насосно-компрессорная колонна. Средства для обработки могут быть в форме жидкостей, газов, твердых веществ, полутвердых веществ и их смесей. Примеры средств для обработки включают, но без ограничения, рабочие жидкости, кислоты, пар, воду, рассол, средства борьбы с коррозией, цемент, модификаторы проницаемости, буровые растворы, эмульгаторы, деэмульгаторы, индикаторы, химреагенты для снижения гидравлических потерь и т.п. Примеры работ на скважине включают, но без ограничения, гидравлический разрыв пласта, интенсификацию, нагнетание индикаторов, очистку, кислотную обработку пласта, нагнетание пара, заводнение пласта, цементирование и т.п.

[0059] Хотя данное изобретение описано со ссылкой на типовые варианты его реализации, специалист в данной области техники поймет, что в них можно внести различные изменения, а их элементы можно заменить эквивалентами без отступления от объема данного изобретения. Кроме того, можно внести многочисленные модификации, адаптирующие конкретную ситуацию или материал к принципам данного изобретения, без существенного отступления от его объема. Таким образом, предусмотрено, что данное изобретение не ограничено конкретным вариантом реализации, описанным в качестве наилучшего рассмотренного способа осуществления данного изобретения, но что данное изобретение включает все варианты реализации изобретения, охваченные объемом формулы изобретения. Кроме того, в графических материалах и описании раскрыты типовые варианты реализации данного изобретения, и хотя могли быть использованы специальные термины, если только не указано другое, они использованы лишь в обычном и описательном смысле, а не для целей ограничения, таким образом, объем данного изобретения ими не ограничен.

1. Способ формирования ствола скважины (12) в толще пород, включающий:

размещение бурильной колонны (22) в стволе скважины (12); причем бурильная колонна (22) содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК) (80), содержащую рулевое устройство (100), один или большее количество датчиков, чувствительных к одному или большему количеству свойств пласта, и один или большее количество датчиков, чувствительных к текущей ориентации КНБК (80) в стволе скважины (12);

получение от КНБК (80) информации, относящейся к свойствам пласта, и информации, относящейся к текущей ориентации КНБК (80) в стволе скважины (12);

обработку указанной информации с помощью программируемого оптического вычислительного устройства, причем указанное программируемое оптическое вычислительное устройство рассчитывает положение элементов формации по отношению к текущему положению ствола скважины в режиме реального времени;

сравнение текущего положения с заданной траекторией (202); и

инициирование изменения направления КНБК (80) рулевым устройством (100) во время буровых работ на основании указанного сравнения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанное инициирование включает передачу в рулевое устройство (100) сигнала, заставляющего рулевое устройство (100) перемещать рулевой прижимной башмак.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что информацию об ориентации получают от датчиков, расположенных на КНБК (80).

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что датчики ориентации включают по меньшей мере один из следующего:

азимутальный датчик КНБК; датчик угла наклона КНБК и датчик координат КНБК.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что информацию о пласте получают от датчиков, расположенных на КНБК (80), и указанные датчики включают по меньшей мере один датчик оценки пласта.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанное оптическое вычислительное устройство работает со скоростью, равной или большей 320 гигафлопс.

7. Система бурения ствола скважины (12) в толще пород, содержащая:

бурильную колонну (22), содержащую компоновку низа бурильной колонны (КНБК) (80), которая содержит рулевое устройство (100);

быстродействующее вычислительное устройство, которое представляет собой либо программируемое оптическое вычислительное устройство, либо квантовое вычислительное устройство; и

сеть передачи данных, соединяющую КНБК (80) с указанным быстродействующим вычислительным устройством;

причем быстродействующее вычислительное устройство при работе рассчитывает текущее положение ствола скважины по отношению к элементам пласта, используя информацию, полученную от КНБК (80), сравнивает это положение с заданной траекторией (202) и предоставляет информацию, заставляющую рулевое устройство (100) изменять направление КНБК (80) во время буровых работ на основании указанного сравнения.

8. Система по п. 7, отличающаяся тем, что указанное инициирование включает передачу в рулевое устройство (100) сигнала, заставляющего рулевое устройство (100) перемещать рулевой прижимной башмак.

9. Система по п. 7, отличающаяся тем, что информацию об ориентации получают от датчиков, расположенных на КНБК (80).

10. Система по п. 9, отличающаяся тем, что указанные датчики включают по меньшей мере один из следующего:

азимутальный датчик КНБК; датчик угла наклона КНБК и датчик координат КНБК.

11. Система по п. 9, отличающаяся тем, что указанные датчики включают по меньшей мере один датчик оценки пласта.

12. Способ формирования ствола скважины (12) в толще пород, включающий:

размещение бурильной колонны (22) в стволе скважины (12); причем бурильная колонна (22) содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК) (80), содержащую рулевое устройство (100), один или большее количество датчиков, чувствительных к одному или большему количеству свойств пласта, и один или большее количество датчиков, чувствительных к текущей ориентации КНБК (80) в стволе скважины (12);

получение квантовым вычислительным устройством от КНБК (80) информации, относящейся к свойствам пласта, и информации, относящейся к текущей ориентации КНБК (80) в стволе скважины (12);

обработку указанной информации с помощью квантового вычислительного устройства, причем указанное квантовое вычислительное устройство рассчитывает положение элементов формации по отношению к текущему положению ствола скважины в режиме реального времени;

сравнение текущего положения с заданной траекторией (202); и

инициирование изменения направления КНБК (80) рулевым устройством (100) во время буровых работ на основании указанного сравнения.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что указанное инициирование включает передачу в рулевое устройство (100) сигнала, заставляющего рулевое устройство (100) перемещать рулевой прижимной башмак.

14. Способ по п. 12, отличающийся тем, что информацию об ориентации получают от датчиков, расположенных на КНБК (80).

15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что указанные датчики включают по меньшей мере один из следующего:

азимутальный датчик КНБК; датчик угла наклона КНБК и датчик координат КНБК.

16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что информация о положении основана на расстоянии до продуктивной зоны (208) и указанные датчики включают по меньшей мере один датчик оценки пласта.