СПОСОБЫ И СИСТЕМЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ СТВОЛОВ СКВАЖИН В ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПЛАСТАХ
METHODS AND SYSTEMS FOR DRILLING BOREHOLES IN GEOLOGICAL FORMATIONS

ПРИТЯЗАНИЕ НА ПРИОРИТЕТ
Настоящей заявкой испрашивается приоритет даты подачи заявки на патент США № 15/373,036, поданной 8 декабря 2016 года и озаглавленной “Methods and Systems for Drilling Boreholes in Earth Formations”.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение в целом относится к способам использования и системам, содержащим буровые долота для бурения геологических пластов. В частности, описанные варианты реализации изобретения относятся к способам и системам для эксплуатации буровых долот для бурения геологических пластов, которые могут сокращать продолжительность бурения, снижать количество подводимой энергии, снижать износ и улучшать способность к реагированию на условия бурения в реальном масштабе времени.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Хотя в конце данного описания содержится формула изобретения, конкретно указывающая и недвусмысленно заявляющая конкретные варианты реализации изобретения, различные признаки и преимущества вариантов реализации изобретения в пределах объема данного изобретения могут быть более легко определены из последующего описания при их рассмотрении вместе с сопроводительными графическими материалами, на которых:
на фиг. 1 проиллюстрирована блок-схема способа бурения геологического пласта;
на фиг. 2 проиллюстрирована схема буровой компоновки, выполненной с возможностью бурения в геологическом пласте и осуществления способов, описанных в связи с фиг. 1;
на фиг. 3 проиллюстрирована структурная схема компьютерной системы, выполненной с возможностью осуществления способов, описанных в связи с фиг. 1; и
на фиг. 4 проиллюстрирован вид сбоку с поперечным разрезом части бурового долота для бурения геологического пласта, находящегося в сцеплении с нижележащим геологическим пластом.
СПОСОБ(Ы) ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Иллюстрации, представленные в данном описании, не предназначены для фактического изображения какой-либо конкретной системы для бурения стволов скважин в геологических пластах или ее компонента, но являются просто идеализированными представлениями, используемыми для описания иллюстративных вариантов реализации изобретения. Вследствие этого, графические материалы не обязательно приводятся в масштабе.
Описанные варианты реализации изобретения в основном относятся к способам и системам для эксплуатации буровых долот для бурения геологических пластов, которые могут сокращать продолжительность бурения, снижать количество подводимой энергии, снижать износ и улучшать способность к реагированию на условия бурения в реальном масштабе времени. В частности, описаны варианты реализации способов и систем для эксплуатации буровых долот для бурения геологических пластов, которые могут обеспечить улучшенную регулировку в реальном масштабе времени осевой нагрузки, приложенной к буровому долоту для бурения геологического пласта, используя измерение параметров режима бурения во время работы для улучшенного определения мгновенной средней глубины резания режущих элементов бурового долота для бурения геологического пласта. Такие способы и системы могут обеспечить улучшенное определение того, является ли мгновенная средняя глубина резания выше или ниже заданного порога, для увеличения вероятности выполнения механически эффективного бурения. Кроме того, варианты реализации изобретения в пределах объема данного изобретения могут обеспечивать улучшенный предварительный выбор осевой нагрузки, прикладываемой к буровому долоту для бурения геологического пласта, перед бурением.
Используемый в настоящем описании термин «бурение» означает и включает любую операцию, выполняемую при создании и расширении ствола скважины в подземном пласте. Например, бурение включает бурение, расширение ствола скважины, а также другие процессы удаления пласта.
Со ссылкой на фиг. 1, проиллюстрирована блок-схема способа 100 бурения геологического пласта. Способ 100 может включать удаление части нижележащего геологического пласта с использованием режущих элементов бурового долота для бурения геологического пласта, как показано на этапе 102. Более конкретно, буровое долото для бурения геологического пласта может быть выполнено в виде бурового долота с неподвижным вооружением для бурения геологического пласта, содержащего корпус, содержащий режущие элементы, закрепленные в нем неподвижно. Режущие элементы бурового долота для бурения геологического пласта могут приводиться в движение напротив нижележащего геологического пласта (например, посредством вращения, ударной нагрузки, дробления или их комбинации) и могут удалять части нижележащего геологического пласта.
Осевая нагрузка может быть приложена к буровому долоту для бурения геологического пласта с использованием буровой лебедки, соединенной с буровым долотом, для бурения геологического пласта посредством бурильной колонны, чтобы обеспечить продвижение бурового долота для бурения геологического пласта в нижележащий геологический пласт, как указано на этапе 104. Например, буровая лебедка может поддерживать бурильную колонну и буровое долото для бурения геологического пласта на конце бурильной колонны, причем ствол скважины, бурильная колонна и буровое долото для бурения геологического пласта подвешены на буровой лебедке. Буровая лебедка может выборочно обеспечивать условия, при которых часть осевой нагрузки бурильной колонны передается на буровое долото для бурения геологического пласта, приводя его в движение в предполагаемом направлении. Силу, воздействующую на буровое долото для бурения геологического пласта для его продвижения в нижележащий геологический пласт, в данной области техники обычно называют «осевой нагрузкой на долото».
Способ, с помощью которого удаляют материал геологического пласта посредством режущих элементов, может характеризоваться основным режущим действием. Например, геологический пласт может быть удален посредством комбинации срезающего и дробящего режущего действия с преобладанием одного или другого. Количество подводимой энергии, требуемой для удаления данного объема материала геологического пласта (обычно известной в данной области техники как «удельная механическая энергия»), может зависеть по меньшей мере частично от режущего действия, осуществляемого режущими элементами. Например, режущие элементы, удаляющие материал геологического пласта посредством режущего действия с преобладанием среза, могут иметь в основном более низкую удельную механическую энергию (т.е., может требоваться меньше энергии для удаления данного объема материала геологического пласта), в частности, в более твердых, более уплотненных материалах. Режущие элементы, удаляющие материал геологического пласта посредством режущего действия с преобладанием дробления, могут иметь более высокую удельную механическую энергию (т.е. может требоваться больше энергии для удаления такого же объема материала геологического пласта) вследствие дополнительного трения и тепла, выделяемого при менее эффективном режиме дробления.
Глубина, на которую режущие элементы способны проникать в нижележащий геологический пласт при удалении (т.е. «глубина резания»), является одним из факторов, влияющих на основное режущее действие режущих элементов. Например, режущие элементы, имеющие глубину резания, равную определенному пороговому значению или превышающую его, могут вероятнее всего удалять нижележащий материал геологического пласта посредством срезающего основного режущего действия. Режущие элементы, имеющие глубину резания ниже определенного порогового значения, могут вероятнее всего удалять нижележащий материал геологического пласта посредством дробящего основного режущего действия. Переход из одного режима в другой или пересечение порогового значения определяется на этапе изменения эффективности бурения, который характеризуется понижением удельной энергии.
Пороговая глубина резания может зависеть от множества факторов, включая: характеристики нижележащего геологического пласта, количество, форму и ориентацию режущих элементов, наличие или отсутствие функций управления глубиной резания инструмента для бурения геологического пласта, давления флюида над пластом и внутри его поровых пространств и вес (осевую нагрузку), действующий на каждый резец. Основным способом, с помощью которого операторы буровой установки могут воздействовать на глубину резания, может быть модулирование осевой нагрузки на долото. Например, увеличение осевой нагрузки на долото может увеличить глубину резания, при этом уменьшение осевой нагрузки на долото может уменьшить глубину резания.
Определение того, какую осевую нагрузку нужно приложить к долоту, может осуществляться поэтапно. Оператор буровой установки может бурить сегменты геологического пласта, используя две разные осевые нагрузки на долото и две разные скорости вращения, что обеспечивает четыре различные комбинации параметров режима бурения и четыре сегмента пробуренного материала геологического пласта. Оператор буровой установки может затем выбрать комбинацию параметров, чтобы пробурить эти сегменты как можно быстрее. Другими словами, оператор буровой установки может продолжать бурить при осевой нагрузке на долото и скорости вращения, при которых осуществляется бурение наибольшего расстояния за единицу времени (т.е., достигается наивысшая механическая скорость проходки). Данный способ требует бурения больших сегментов геологического пласта с использованием параметров режима бурения, не соответствующих оптимальным параметрам, что замедляет процесс бурения и может вывести из строя буровое оборудование. Кроме того, неожиданное изменение типа пробуриваемого материала геологического пласта может привести к тому, что оператор буровой установки выберет приемлемые параметры режима бурения в материале геологического пласта одного типа, но продолжит бурение с этими параметрами в течение длительного времени в материале геологического пласта другого типа, в котором эти параметры являются неэффективными и потенциально разрушающими.
Кроме того, требования к осевой нагрузке на долото могут быть оценены перед бурением для предполагаемой компоновки низа бурильной колонны (т.е. нижней части бурильной колонны, которая обычно содержит элементы с большим весом, обеспечивающие осевую нагрузку на долото). Обычно это может быть выполнено путем сопоставления осевой нагрузки на долото и грузоподъемности выбранной конструкции долота и/или опыта предыдущего использования в аналогичных пластах и/или с аналогичными конструкциями долот. Осевая нагрузка на долото может быть ограничена одним или более элементами бурильной колонны.
В отличие от этого, в способах 100 в соответствии с данным изобретением может использоваться мониторинг в реальном масштабе времени для определения мгновенной средней глубины резания режущих элементов бурового долота для бурения геологического пласта, что позволяет вручную или автоматически увеличивать осевую нагрузку на долото, когда мгновенная средняя глубина резания оказывается ниже заданной минимальной глубины резания, и подтверждает, что пороговое значение было пересечено снижением удельной энергии, за которым следует постоянный удельный уровень энергии в эффективном режиме бурения с преобладанием среза. Кроме того, в способах 100 в соответствии с данным изобретением может дополнительно использоваться моделирование предварительного бурения, чтобы предоставить рекомендации по минимальной осевой нагрузке на долото, прикладываемой для уменьшения вероятности того, что глубина резания режущих элементов бурового долота для бурения геологического пласта приведет к удалению материала геологического пласта менее эффективным основным режущим действием (например, дроблением). В способах 100 в соответствии с данным изобретением может дополнительно использоваться мониторинг в реальном масштабе времени, чтобы обеспечить дальнейшее увеличение осевой нагрузки на долото сверх предварительно определенной, рекомендуемой минимальной осевой нагрузки на долото, чтобы увеличить механическую скорость проходки при одновременном уменьшении риска того, что приложенная осевая нагрузка на долото превысит заданную максимальную осевую нагрузку на долото.
Чтобы содействовать выполнению данных функций, способ 100 может включать определение скорости вращения бурильной колонны с использованием первого датчика, функционально связанного с бурильной колонной, как указано на этапе 106. Первый датчик может включать, например, магниторезистивный датчик, отражающий датчик, датчик прерывателя или оптический кодовый датчик положения. Первый датчик может быть расположен на бурильной колонне или внутри нее, и может быть расположен, например, рядом с ведущей бурильной трубой, рядом с верхним отверстием ствола скважины, внутри скважины или рядом с нижней частью буровой установки (например, буровой вышки) над стволом скважины. В некоторых вариантах реализации изобретения выходной сигнал первого датчика может непосредственно передавать скорость вращения бурильной колонны. В других вариантах реализации изобретения блок обработки данных может преобразовывать выходной сигнал первого датчика в единицы, соответствующие скорости вращения бурильной колонны. Выходной сигнал первого датчика может быть измерен количеством оборотов за единицу времени (например, оборотов в минуту).
Механическая скорость проходки бурильной колонны также может быть измерена при продвижении бурового долота для бурения геологического пласта с использованием второго датчика, функционально связанного с бурильной колонной, как указано на этапе 108. Второй датчик может включать, например, потенциометр, регулируемый дифференциальный трансформатор с линейной характеристикой, бесконтактный индуктивный датчик или инкрементальный кодовый датчик. Второй датчик может быть расположен на бурильной колонне или внутри нее, и может быть расположен, например, вблизи ведущей бурильной трубы, вблизи верхнего отверстия ствола скважины, внутри скважины или вблизи нижней части буровой установки (например, буровой вышки) над стволом скважины. В некоторых вариантах реализации изобретения выходной сигнал второго датчика может непосредственно передавать скорость продвижения бурильной колонны. В других вариантах реализации изобретения блок обработки данных может преобразовывать выходной сигнал второго датчика в единицы, соответствующие механической скорости проходки бурильной колонны. Выходной сигнал первого датчика может быть измерен линейным расстоянием за единицу времени (например, футов в секунду или метров в секунду). В некоторых вариантах реализации изобретения каждый из датчиков и блок управления может быть расположен на поверхности (то есть вне скважины) на месте проведения буровой операции. Соответственно, развертывание оборудования для реализации на практике способов в соответствии с данным изобретением может не требовать размещения дополнительного оборудования в скважине или передачи измеренных параметров режима бурения из глубины скважины на поверхность.
Мгновенную среднюю глубину резания режущих элементов бурового долота для бурения геологического пласта можно определить с использованием блока управления, функционально связанного с первым и вторым датчиками, для вычисления мгновенной средней глубины резания на основании измеренной скорости вращения бурильной колонны и измеренной скорости продвижения бурильной колонны, как указано на этапе 110. Блок управления может содержать блок обработки данных и долговременную память, функционально связанную с блоком обработки данных. Мгновенная средняя глубина резания режущих элементов бурового долота для бурения геологического пласта может быть рассчитана, например, с использованием следующего алгоритма:
,
где DOC является мгновенной средней глубиной резания, ROP является измеренной механической скоростью проходки, RPM является измеренной скоростью вращения бурильной колонны, а Избыточность является суммой диаметров режущих элементов бурового долота для бурения геологического пласта, деленной на радиус бурового долота для бурения геологического пласта.
В качестве конкретного, неограничивающего примера, мгновенная средняя глубина резания может быть рассчитана с использованием следующей формулы, при этом механическая скорость проходки измеряется в футах в час (которая может быть преобразована в метры в час), а скорость вращения измеряется в оборотах в минуту:
.
В качестве другого конкретного, неограничивающего примера, мгновенная средняя глубина резания может быть вычислена с использованием следующей формулы, при этом механическая скорость проходки измеряется в метрах в час, а скорость вращения измеряется в оборотах в минуту:
.
Мгновенная средняя глубина резания, полученная с использованием данных алгоритмов, может быть выражена в виде глубины проникновения на оборот на режущий элемент. Хотя мгновенная средняя глубина резания, определенная таким образом, может не в полной мере измерять фактическую глубину резания данного режущего элемента, она может в большей степени обеспечить более достоверный показатель того, следует ли увеличивать осевую нагрузку на долото по сравнению с простым использованием глубины проникновения бурового долота для бурения геологического пласта на один оборот в качестве показателя для глубины резания.
Такие алгоритмы могут представлять собой улучшение по сравнению с обычными процессами определения или оценки глубины резания по меньшей мере частично, потому что для определения мгновенной средней глубины резания могут использоваться реальные данные от датчиков в реальном масштабе времени. Кроме того, вышеприведенные алгоритмы могут представлять собой улучшение по сравнению с обычными процессами определения или оценки глубины резания, поскольку они могут учитывать избыточное радиальное перекрытие частей режущих элементов, распределенных по поверхности инструмента для бурения геологического пласта. Вышеприведенные алгоритмы могут представлять собой улучшение по сравнению с обычными процессами определения или оценки глубины резания, поскольку они могут более точно отражать фактическую глубину резания данного режущего элемента по сравнению с использованием скорости проникновения на оборот бурового долота для бурения геологического пласта в качестве показателя для глубины резания. Наконец, вышеприведенные алгоритмы могут представлять собой улучшение по сравнению с обычными процессами определения или оценки глубины резания в некоторых вариантах реализации изобретения, поскольку они могут обеспечивать более достоверный показатель того, следует ли увеличивать осевую нагрузку на долото, без необходимости развертывания дополнительных датчиков и оборудования в стволе скважины или передачи измеренных параметров на поверхность.
Мгновенную среднюю глубину резания могут сравнивать с заданной минимальной глубиной резания, хранящейся в долговременной памяти, используя блок управления, как указано на этапе 112. Заданная минимальная глубина резания может быть пороговым значением, при котором основное режущее действие режущих элементов, вероятнее всего, будет срезающим режущим действием, и ниже которого основное режущее действие режущих элементов, вероятнее всего, должно быть дробящим режущим действием, для предполагаемого геологического пласта, режима давления жидкости, конфигурации бурового долота, а также типа и ориентации режущих элементов. Например, моделирование бурения, известное в данной области техники, может быть выполнено на вычислительном устройстве, использующем итерационно изменяемые глубины резания для предполагаемого геологического пласта или пластов, подлежащих бурению, и предполагаемого для использования бурового долота для бурения геологического пласта. Заданная минимальная глубина резания может изменяться по ходу запланированной траектории бурения по мере изменения предполагаемого или фактического типа материала геологического пласта, подлежащего бурению. Соответственно, заданная минимальная глубина резания, хранящаяся в долговременной памяти, может быть одним значением или набором значений, соответствующих отдельным интервалам бурения (например, в пределах данного типа материала геологического пласта, на предварительно заданном расстоянии). В целом, заданная минимальная глубина резания для удаления карбонатной породы (например, известняка, карбоната кальция, доломита) с использованием бурового долота с неподвижным вооружением для бурения геологического пласта может составлять, например, около 0,02 дюйма (около 0,5 мм) или более. В частности, заданная минимальная глубина резания может составлять, например, от около 0,03 дюйма (около 0,8 мм) до около 0,1 дюйма (около 2,5 мм) или более. В качестве конкретных, неограничивающих примеров, заданная минимальная глубина резания может составлять от около 0,04 дюйма (около 1 мм) до около 0,15 дюйма (около 3,8 мм), от около 0,05 дюйма (около 1,2 мм) до около 0,2 дюйма (около 5 мм), между любой комбинацией вышеупомянутых минимумов и максимумов.
Осевая нагрузка на буровое долото может быть увеличена с помощью буровой лебедки, когда мгновенная средняя глубина резания меньше заданной минимальной глубины резания, как указано на этапе 114. Путем увеличения осевой нагрузки на буровое долото глубина резания режущих элементов бурового долота для бурения геологического пласта может быть увеличена. Поддержание глубины резания режущих элементов выше заданной минимальной глубины резания может снизить вероятность того, что режущие элементы удалят материал геологического пласта посредством дробящего основного режущего действия. Кроме того, это может повысить вероятность того, что режущие элементы удалят материал геологического пласта посредством срезающего основного режущего действия. Соответственно, эффективность операции бурения может быть повышена, износ бурового долота для бурения геологического пласта и его режущих элементов на единицу объема удаляемого материала геологического пласта может быть снижен, а время удаления данного объема материала геологического пласта может быть сокращено.
В некоторых вариантах реализации изобретения увеличение осевой нагрузки на буровое долото для бурения геологического пласта с помощью буровой лебедки может выполняться автоматически с помощью блока управления, функционально связанного с буровой лебедкой. Например, блок управления может передавать сигнал на буровую лебедку, в ответ на который буровая лебедка может автоматически увеличивать осевую нагрузку на буровое долото для бурения геологического пласта.
В других вариантах реализации изобретения увеличение осевой нагрузки на буровое долото для бурения геологического пласта с помощью буровой лебедки может выполняться по меньшей мере частично оператором буровой установки. Например, блок управления может вызвать отображение на электронном дисплее, функционально связанном с блоком управления, инструкции для увеличения осевой нагрузки на буровое долото для бурения геологического пласта, когда мгновенная средняя глубина резания меньше заданной минимальной глубины резания. Инструкция может быть в виде, например, строки текста, предписывающей оператору буровой установки увеличить осевую нагрузку на долото (например, «Увеличить осевую нагрузку на долото»). В качестве другого примера, инструкция может отображать вычисленную мгновенную среднюю глубину резания соответствующим цветом, чтобы дать команду оператору буровой установки увеличить осевую нагрузку на долото (например, «0,01 дюйма» в предусмотренной области, окрашенной в красный цвет, причем шрифт «0,01 дюйма» окрашен в красный цвет). Затем оператор буровой установки может взаимодействовать с пользовательским устройством ввода (например, клавиатурой, кнопкой, рычагом, номеронабирателем), чтобы вызвать увеличение осевой нагрузки на долото посредством буровой лебедки.
В некоторых вариантах реализации изобретения блок управления может по меньшей мере практически непрерывно вычислять мгновенную среднюю глубину резания, сравнивать вычисленную мгновенную среднюю глубину резания с заданной минимальной глубиной резания и генерировать данные и команды, относящиеся к состоянию операции бурения. Например, блок управления может вычислять мгновенную среднюю глубину резания, сравнивать вычисленную мгновенную среднюю глубину резания с заданной минимальной глубиной резания и генерировать данные и команды, относящиеся к состоянию операции бурения по меньшей мере один раз в минуту (например, раз в секунду). Данные и команды, сгенерированные блоком управления, могут включать инициирование отображения и обновления на электронном дисплее вычисленной мгновенной средней глубины резания соответствующим цветом для предоставления обратной связи и инструкций оператору буровой установки. Например, блок управления может вызвать отображение на электронном дисплее первого цвета в предусмотренной на нем области, когда мгновенная средняя глубина резания больше заданной минимальной глубины резания, и отображение второго, отличного от него цвета в предусмотренной области, когда мгновенная средняя глубина резания меньше заданной минимальной глубины резания. В частности, отображение вычисленной мгновенной средней глубины резания в красном поле или шрифтом красного цвета может дать команду оператору буровой установки увеличить осевую нагрузку на долото; отображение вычисленной мгновенной средней глубины резания в желтом поле или шрифтом желтого цвета может предупредить оператора буровой установки о том, что текущая глубина резания приближается к заданной минимальной глубине резания (например, составляет около 0,01 дюйма (около 0,25 мм) или менее заданной минимальной глубины резания), так что оператор буровой установки должен рассмотреть возможность увеличения или подготовки к увеличению осевой нагрузки на долото; отображение вычисленной мгновенной средней глубины резания в зеленом поле или шрифтом зеленого цвета может информировать оператора буровой установки о том, что текущая осевая нагрузка на долото является достаточной для достижения заданной минимальной глубины резания или более того.
В некоторых вариантах реализации изобретения можно управлять мгновенной приложенной осевой нагрузкой на долото в дополнение к вычислению мгновенной средней глубины резания. Например, осевая нагрузка, приложенная к буровому долоту для бурения геологического пласта посредством буровой лебедки и бурильной колонны, может быть измерена с использованием третьего датчика, функционально связанного с буровой лебедкой и функционально связанного с блоком управления. Третий датчик может включать, например, тензодатчик, пьезоэлектрический элемент для измерения нагрузки, гидравлический элемент для измерения нагрузки или пневматический элемент для измерения нагрузки. Измеренную осевую нагрузку на долото могут сравнивать с заданной минимальной осевой нагрузкой, приложенной к буровому долоту для бурения геологического пласта, хранящейся в долговременной памяти. Осевая нагрузка на буровом долоте для бурения геологического пласта может увеличиваться, когда измеренная осевая нагрузка, приложенная к буровому долоту для бурения геологического пласта, меньше заданной минимальной осевой нагрузки, приложенной к буровому долоту для бурения геологического пласта. Аналогично заданной минимальной глубине резания, заданная минимальная осевая нагрузка на долото может определяться путем итеративного моделирования бурения геологического пласта, чтобы найти наименьшую осевую нагрузку, приложенную к буровому долоту для бурения геологического пласта, которая все еще обеспечивает заданную минимальную глубину резания. Заданная минимальная осевая нагрузка на долото может составлять, например, около 10000 фунтов (около 4500 кг) или меньше.
В некоторых вариантах реализации изобретения измеренную осевую нагрузку, приложенную к буровому долоту для бурения геологического пласта, могут сравнивать с заданной максимальной осевой нагрузкой, приложенной к буровому долоту для бурения геологического пласта, хранящейся в долговременной памяти. Когда измеренная осевая нагрузка, приложенная к буровому долоту для бурения геологического пласта, приблизительно равна заданной максимальной осевой нагрузке, приложенной к буровому долоту для бурения геологического пласта, блок управления или оператор буровой установки может вызвать прекращение увеличения осевой нагрузки на буровое долото для бурения геологического пласта посредством буровой лебедки. Заданная максимальная осевая нагрузка, прикладываемая к буровому долоту для бурения геологического пласта, может быть выбрана по меньшей мере из: осевой нагрузки, при которой бурильная колонна будет прогибаться, осевой нагрузки, при которой буровое долото для бурения геологического пласта будет испытывать скачкообразное движение, осевой нагрузки, при которой будет превышено предельное значение крутящего момента привода бурильной колонны и осевой нагрузки, при которой буровое долото для бурения геологического пласта или один или более компонентов бурильной колонны получат катастрофические повреждения. Аналогично заданной минимальной глубине резания и заданной минимальной осевой нагрузке на долото, заданная максимальная осевая нагрузка на долото может определяться путем итеративного моделирования бурения геологического пласта, чтобы найти наименьшую осевую нагрузку, приложенную к буровому долоту для бурения геологического пласта, которая вызывает прекращение операции бурения, такое как, например, в одном из вышеуказанных способов. Заданная максимальная осевая нагрузка на долото может составлять, например, около 50000 фунтов (около 22000 кг) или более.
На фиг. 2 проиллюстрирована схема буровой компоновки 122, выполненной с возможностью бурения в геологическом пласте 124 и осуществления способов 100, описанных в связи с фиг. 1. Буровая компоновка 122 может содержать буровую вышку 126, установленную на полу 128 буровой вышки, который может поддерживать роторный стол 130, вращаемый первичным двигателем, таким как электродвигатель, с требуемой скоростью вращения. Бурильная колонна 132, поддерживаемая буровой вышкой 126 и развернутая в стволе 134 скважины в геологическом пласте 124, может содержать бурильную трубу 136, проходящую вниз от роторного стола 130 в ствол 134 скважины. Компоновка низа бурильной колонны, содержащая буровое долото 138, утяжеленные бурильные трубы и любые другие буровые инструменты, которые могут быть основным источником осевой нагрузки, которая должна быть приложена к буровому долоту 138, расположенному на конце бурильной колонны 132, может входить в сцепление с геологическим пластом 124 при ее вращении для бурения ствола 134 скважины. Бурильная колонна 132 может быть соединена с буровой лебедкой 140 (например, с использованием ведущей бурильной трубы 142). Во время операции бурения буровая лебедка 140 может управлять осевой нагрузкой на долото.
При выполнении буровых работ буровой раствор 144 может циркулировать под давлением через бурильную колонну 132, причем скоростью потока можно управлять путем определения рабочей скорости насоса 146. Буровой раствор 144 может выпускаться на забое ствола 134 скважины через отверстия (например, форсунки) в буровом долоте 138. Буровой раствор 144 может затем возвращаться обратно на поверхность через кольцевое пространство 148 между бурильной колонной 132 и стенками ствола 134 скважины для рециркуляции.
Первый датчик 150 (например, магниторезистивный датчик, отражающий датчик, датчик прерывателя, оптический кодовый датчик положения), ориентированный по направлению к бурильной колонне 132 и расположенный, например, вблизи ведущей бурильной трубы 142, вблизи верхнего отверстия ствола 134 скважины, или вблизи нижнего конца буровой вышки 126, может измерять скорость вращения бурильной колонны 132. Второй датчик 152 (например, потенциометр, регулируемый дифференциальный трансформатор с линейной характеристикой, бесконтактный индуктивный датчик, инкрементальный кодовый датчик), ориентированный по направлению к бурильной колонне 132 и расположенный, например, вблизи ведущей бурильной трубы 142, вблизи верхнего отверстия ствола 134 скважины, или вблизи нижнего конца буровой вышки 126, может измерять механическую скорость проходки бурильной колонны 132 при продвижении бурового долота 138 для бурения геологического пласта. Третий датчик 156 (например, тензодатчик, пьезоэлектрический элемент для измерения нагрузки, гидравлический элемент для измерения нагрузки или пневматический элемент для измерения нагрузки), связанный с ведущей бурильной трубой 142, может измерять нагрузку на крюк бурильной колонны 132, чтобы измерить или по меньшей мере приблизительно оценить осевую нагрузку на долото.
Буровое долото 138 может вращаться путем вращения всей бурильной колонны 132 при бурении определенных участков ствола 134 скважины. На других участках, таких как, например, при изменении направления бурения, бурильная колонна и забойный двигатель 158 могут вращать буровое долото 138 посредством приводного вала, проходящего между двигателем 158 и буровым долотом 138. Блок 162 управления направлением бурения с подшипниковым узлом 160 может в зависимости от его конфигурации расположить буровое долото 138 по центру внутри ствола 134 скважины или может сместить буровое долото 138 в требуемом направлении. Буровое долото 138 может содержать датчики 168, выполненные с возможностью определения характеристик внутрискважинной среды и динамики бурения. Датчики 170 и 172 также могут быть расположены на бурильной колонне 132 и могут быть выполнены с возможностью определения наклона и азимута бурильной колонны 132, положения бурового долота 138, качества ствола скважины и характеристик пласта, подлежащего бурению. Дополнительные детали и оборудование для буровой компоновки 122, выполненной с возможностью сбора информации, касающейся характеристик геологического пласта, эксплуатационных параметров и используемого оборудования, описаны в публикации заявки на патент США № 2014/0136138, опубликованной 15 мая 2014 г. и озаглавленной “DRILL BIT SIMULATION AND OPTIMIZATION”.
Наземный блок 164 управления может принимать сигналы от датчиков 150, 152, 156, 168, 170 и 172 и любых других датчиков, используемых в буровой компоновке 122, и обрабатывать сигналы в соответствии с запрограммированными командами. Сигналы датчиков могут подаваться через выбранные интервалы времени, через интервалы глубины вдоль траектории бурения, через уменьшенные интервалы при бурении нелинейных участков скважины или их комбинации. Наземный блок 164 управления может отображать текущие эксплуатационные параметры, выводить рекомендуемые эксплуатационные параметры и другую информацию на электронном дисплее 166, который может использоваться оператором для управления операциями бурения. Наземный блок 164 управления может быть вычислительной системой, как более подробно описано со ссылкой на фиг. 3. Наземный блок 164 управления может быть выполнен с возможностью приема входных данных (например, посредством датчиков 150, 152, 156, 168 и 170 или посредством пользовательского устройства ввода) и выполнения способов 100, описанных выше в связи с фиг. 1, включая моделирование операций бурения и улучшение аспектов активной операции бурения посредством корректирующих мер, включающих изменение эксплуатационных параметров (например, увеличение или уменьшение осевой нагрузки на долото и скорости вращения).
В других вариантах реализации изобретения скважинный блок 173 управления может принимать указанные сигналы от датчиков 150, 152, 156, 168, 170 и 172 и любых других датчиков, используемых в буровой компоновке 122, и обрабатывать сигналы в соответствии с запрограммированными командами. Скважинный блок 173 управления может передавать результаты обработанных сигналов (например, текущие скважинные условия, текущее положение, положение относительно заданной траектории бурения, текущие эксплуатационные параметры, рекомендуемые эксплуатационные параметры, текущее развернутое оборудование и рекомендуемое оборудование для развертывания) на электронный дисплей 166 на поверхности, который может использоваться оператором для управления операциями бурения. Скважинный блок 173 управления может быть вычислительной системой, как более подробно описано со ссылкой на фиг. 3. Скважинный блок 173 управления может быть выполнен с возможностью приема входных данных (например, посредством датчиков 150, 152, 156, 168, 170 и 172 или посредством пользовательского устройства ввода) и выполнения способов 100, описанных выше в связи с фиг. 1, включая моделирование операций бурения и улучшение аспектов активной операции бурения посредством корректирующих мер, включающих изменение эксплуатационных параметров (например, увеличение или уменьшение осевой нагрузки на долото).
На фиг. 3 проиллюстрирована структурная схема компьютерной системы 174, выполненной с возможностью осуществления способов, проиллюстрированных на фиг. 1. Вычислительная система 174 может быть компьютером пользовательского типа, файловым сервером, компьютерным сервером, ноутбуком, планшетом, карманным устройством, мобильным устройством или другой аналогичной компьютерной системой для выполнения программного обеспечения. Вычислительная система 174 может быть выполнена с возможностью выполнения программ программного обеспечения, содержащих вычислительные команды, и может содержать один или более процессоров 176, память 180, один или более дисплеев 186, один или более элементов 178 пользовательского интерфейса, один или более элементов 184 связи и одно или более запоминающих устройств 182 (также называемых в настоящей заявке просто как хранилище 182).
Процессоры 176 могут быть выполнены с возможностью применения широкого спектра операционных систем и приложений, включая вычислительные команды для осуществления способов 100, описанных выше в связи с фиг. 1.
Память 180 может использоваться для хранения вычислительных команд, данных и другой информации для выполнения широкого спектра задач, включая определение мгновенной средней глубины резания и управление компонентами буровых установок в соответствии со способами данного изобретения. В качестве примера, но не ограничения, память 180 может включать синхронное оперативное запоминающее устройство (SRAM), динамическое ОЗУ (DRAM), постоянное запоминающее устройство (ROM), флеш-память и тому подобное.
Дисплей 186 может представлять собой широкий спектр дисплеев, таких как, например, светодиодные дисплеи, жидкокристаллические дисплеи, электронно-лучевые трубки и тому подобное. Кроме того, дисплей 186 может быть выполнен с функциями сенсорного экрана для приема пользовательского ввода в качестве элемента 178 пользовательского интерфейса.
В качестве неограничивающих примеров элементы 178 пользовательского интерфейса могут включать такие элементы, как дисплеи, клавиатуры, кнопки, мыши, джойстики, тактильные устройства, микрофоны, динамики, камеры и сенсорные экраны.
В качестве неограничивающих примеров элементы 184 связи могут быть выполнены с возможностью связи с другими устройствами или сетями связи. В качестве неограничивающих примеров элементы 184 связи могут включать элементы для связи по проводным и беспроводным коммуникационным средам, таким как, например, последовательные порты, параллельные порты, соединения Ethernet, соединения универсальной последовательной шины (USB), соединения IEEE 1394 (“firewire”) соединения ThunderboltTM, беспроводные сети Bluetooth, беспроводные сети ZigBee, беспроводные сети типа 802.11, сети сотовой телефонии/сети передачи данных и другие подходящие интерфейсы и протоколы связи.
Хранилище 182 может использоваться для хранения относительно больших объемов долгохранящейся информации для использования в вычислительной системе 174 и может быть выполнено в виде одного или более запоминающих устройств. В качестве примера, а не ограничения, данные запоминающие устройства могут включать машиночитаемый носитель (CRM). Данный CRM может включать, но не ограничивается этим, магнитные и оптические запоминающие устройства, такие как дисководы, магнитная лента, CD (компакт-диски), DVD (цифровые универсальные диски или цифровые видеодиски), а также полупроводниковые устройства, такие как RAM, DRAM, ROM, EPROM, флеш-память и другие эквивалентные запоминающие устройства.
Специалист в данной области техники поймет, что вычислительная система 174 может быть выполнена многими различными способами с соединительными шинами различных типов между различными элементами. Кроме того, различные элементы могут быть разделены на классы физически, функционально или в их комбинации. В качестве одного неограничивающего примера, память 180 может быть разделена на кэш-память, графическую память и основную память. Каждое из этих устройств памяти может обмениваться данными непосредственно или косвенно с одним или более процессорами 176 по отдельным шинам, частично комбинированным шинам или общей шине.
Вычислительная система 174 может быть выполнена с возможностью приема входных данных (например, через устройство 178 пользовательского интерфейса или другие устройства ввода) и осуществления способов 100, описанных выше в связи с фиг. 1, включая моделирование операций бурения для улучшения аспектов активной операции бурения и улучшения аспектов активной операции бурения посредством корректирующих мер, включающих изменение эксплуатационных параметров (например, увеличение или уменьшение осевой нагрузки на долото).
На фиг. 4 проиллюстрирован вид сбоку с поперечным разрезом части бурового долота 200 для бурения геологического пласта, находящегося в сцеплении с нижележащим геологическим пластом 202. Буровое долото 200 для бурения геологического пласта может содержать корпус 204, содержащий по меньшей мере несколько неподвижно прикрепленных к нему срезающих режущих элементов 206. Когда буровое долото 200 для бурения геологического пласта вращается внутри ствола скважины, по меньшей мере некоторые из срезающих режущих элементов 206 могут входить в сцепление с нижележащим геологическим пластом 212, чтобы способствовать его удалению. Глубина D, на которую данный режущий элемент 206 проникает в геологический пласт 202, может быть глубиной резания. При использовании способов и систем, обсуждаемых в данной заявке, глубина D может лучшим образом поддерживаться выше заданной минимальной глубины резания, чтобы повысить эффективность операции бурения, уменьшить износ бурового долота для бурения геологического пласта и его режущих элементов на единицу объема удаленного материала геологического пласта, и уменьшить время для удаления заданного объема материала геологического пласта.
Хотя некоторые иллюстративные варианты реализации изобретения были описаны вместе с чертежами, для специалистов в данной области техники будет очевидным, что объем данного изобретения не ограничивается теми вариантами реализации изобретения, которые явно проиллюстрированы и описаны в данном описании. Скорее, для изготовления вариантов реализации изобретения в пределах объема данного изобретения могут быть сделаны многие дополнения, исключения и модификации вариантов реализации изобретения, описанных в данном описании, такие как те, которые конкретно заявлены, включая юридические эквиваленты. Кроме того, признаки из одного описанного варианта реализации изобретения могут быть объединены с признаками другого описанного варианта реализации изобретения, оставаясь в пределах объема данного изобретения, как это предполагается изобретателями.