СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ОПЕРАЦИИ БУРЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ
SYSTEM AND PROCEDURE FOR DRILLING OPERATION AT DEPOSIT

2420-164317RU/061
Предпосылки создания изобретения
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к приемам выполнения операций на месторождении, связанных с геологическими формациями, имеющими резервуары. Более конкретно, изобретение относится к приемам выполнения операций бурения, предполагающих анализ бурового оборудования, условий бурения и других параметров месторождения, которые оказывают влияние на операции бурения.
Предшествующий уровень техники
Операции на месторождении, такие как разведка, бурение, опробование пластов приборами на кабеле, завершение скважины и добыча, обычно выполняются для обнаружения и сбора ценных скважинных флюидов. Как показано на фиг.1A, изыскательские работы часто выполняются с использованием таких методик сбора данных, как сейсмические сканеры для формирования карт геологических структур. Эти структуры часто анализируются для обнаружения наличия таких подземных ресурсов, как ценные флюиды и минералы. Эта информация используется для доступа к геологическим структурам и для обнаружения формаций, содержащих необходимые полезные ископаемые. Данные, собранные с помощью методик сбора данных, могут быть оценены и проанализированы для определения присутствия ценных объектов в формации и ответа на вопрос, является ли доступ к ним экономически обоснованным.
Формация является обширным телом породы, имеющей отличительные свойства, которое может быть нанесено на карту. Пространства между зернами породы ("пористость") формации могут содержать такие флюиды, как нефть, газ или вода. Соединения между пространствами ("проницаемость") могут позволить флюидам перемещаться через формацию. Формации с достаточной пористостью и проницаемостью для вмещения флюидов и обеспечения их перемещения называют резервуарами. Структура - это геологический признак, который создается при деформации земной поверхности, как складка или разлом, является внутренним признаком самой породы (таким как разрыв) или, говоря обобщенно, обусловлен взаиморасположением пород. Приведенные выше определения взяты из промыслового словаря компании Schlumberger (www.glossary.oilfield.slb.com), но в промышленности термины «формация» и «структура» могут свободно использоваться как синонимы.
Как показано на фиг.1B-1D, одна или несколько буровых площадок могут быть расположены вдоль геологических структур для сбора ценных флюидов из подземных резервуаров. Буровые площадки оснащены инструментами, способными обнаруживать и извлекать углеводороды из подземных резервуаров. Как показано на фиг.1B, буровые инструменты обычно опускают с буровых вышек в геологическую среду по заданному пути для обнаружения ценных скважинных флюидов. Буровой инструмент во время операции бурения может выполнять скважинные измерения для исследования условий бурения. В некоторых случаях, как показано на фиг.1C, буровой инструмент удаляют и в скважину опускают проводной инструмент для выполнения дополнительного исследования скважины. По всему тексту этого документа термин "ствол скважины" используется взаимозаменяемо с термином "скважина".
После выполнения операции бурения скважина может быть подготовлена к добыче. Как показано на фиг.1D, оборудование для завершения размещается в скважине для завершения скважины при подготовке к добыче из нее флюида. Флюид затем всасывается из скважинного резервуара в скважину и далее на поверхность. Добывающее оборудование расположено в различных местах на поверхности для сбора углеводородов с буровых площадок. Флюид, всасываемый из подземных резервуаров, поступает в добывающее оборудование через транспортные механизмы, такие как насосно-компрессорные трубы. Для мониторинга параметров месторождения и/или для управления операциями на месторождении по месторождению может быть расположено различное оборудование.
Обычно во время операций на месторождении собираются данные для анализа и/или мониторинга этих операций. Такие данные могут включать в себя, например, данные о геологической формации, оборудовании, статистические и другие данные. Данные, относящиеся к геологической формации, собираются из различных источников. Данные формации могут быть статическими или динамическими. Статические данные относятся к структуре формации и геологической стратиграфии, которая определяет геологическую структуру геологической формации. Динамические данные относятся к протеканию флюидов через геологические структуры геологической формации. Такие статические и динамические данные могут быть собраны для дополнительного изучения формаций и содержащихся в них ценных ресурсов.
В качестве источников, используемых для сбора статических данных, могут применяться сейсмические инструменты, такие как самоходная сейсмическая станция, которая посылает продольные сейсмоволны в землю, как показано на фиг.1A. Эти волны измеряются для описания изменений в плотности геологической структуры на различных глубинах. Эта информация может быть использована для формирования базовых структурных карт геологической формации. Другие статические измерения могут быть собраны с использованием проб керна и приемов скважинного каротажа. Пробы керна используются для получения физических образцов формации на разных глубинах, как показано на фиг.1B. Скважинный каротаж предполагает размещение скважинного инструмента в скважине для проведения на разных глубинах изменений различных скважинных параметров, таких как плотность, удельное сопротивление и так далее. Такой скважинный каротаж может быть выполнен с использованием, например, бурового инструмента на фиг.1B и/или кабельного инструмента на фиг.1C. После формирования и завершения скважины флюиды вытекают на поверхность с использованием насосно-компрессорной трубы, как показано на фиг.1D. По мере поступления флюида на поверхность может осуществляться мониторинг различных динамических измерений таких параметров, как скорость потоков флюида, давление и состав. Эти параметры могут быть использованы для определения различных характеристик геологической формации.
Датчики могут быть расположены по всему месторождению для сбора данных, относящихся к различным операциям на месторождении. Например, датчики, расположенные в скважине, могут осуществлять мониторинг состава флюида, датчики, расположенные вдоль пути протекания, могут осуществлять мониторинг скоростей потоков, и датчики, расположенные на обрабатывающем комплексе, могут осуществлять мониторинг собранных флюидов. Другие датчики могут использовать для мониторинга состояний скважины, поверхности, оборудование или другие состояния. Данные мониторинга часто используют для выработки решений на различных местах месторождения в различное время. Собранные этими датчиками данные могут быть дополнительно проанализированы и обработаны. Данные могут быть собраны и использованы для текущих или будущих операций. При использовании для будущих операций на тех же или других местах такие данные иногда называются статистическими данными.
Обработанные данные могут быть использованы для прогнозирования скважинных условий и принятия решений, касающихся операций на месторождении. Такие решения могут включать планирование скважины, проводку скважины, завершение скважины, операционные уровни, скорости добычи и другие конфигурации. Часто эта информация используется для определения того, когда бурить новые скважины, когда осуществлять повторное завершение существующих скважин или изменять добычу из скважины.
Данные из одной или нескольких скважин могут быть проанализированы для планирования или прогнозирования различных результатов на данной скважине. В некоторых случаях данные из соседних скважин или скважин с аналогичными условиями или оборудованием используются для прогнозирования того, как будет себя вести скважина. Обычно при анализе скважинных операций учитывается большое количество переменных и данных. Следовательно, часто полезно моделировать операцию на месторождении для определения желаемого способа ее проведения. Во время проведения операций необходимо корректировать операционные условия по мере их изменения и поступления новой информации.
Разработаны приемы для моделирования поведения геологических структур, подземных резервуаров, скважин, поверхностных комплексов, а также других составляющих операции на месторождении. Примеры техник моделирования показаны в патентах/заявках США №№ US 5992519, WO 2004/049216, WO 1999/064896, US 6313837, US 2003/0216897, US 2003/0132934, US 2005/0149307 и US 2006/0197759. Существующие приемы моделирования обычно использовались для анализа только определенных частей операции на месторождении. Совсем недавно были предприняты попытки использовать более чем одну модель при анализе определенных операций на месторождении. См., например, патенты/заявки США №№ US 6980940, WO 2004/049216, US 2004/0220846 и US 10/586,283.
Также были разработаны приемы для прогнозирования и/или планирования определенных операций на месторождении, таких как операции бурения. Примеры техник для формирования планов бурения показаны в патентах/заявках США №№20050236184, 20050211468, 20050228905, 20050209886 и 20050209836. Некоторые приемы бурения предполагают управление операцией бурения. Примеры таких приемов бурения показаны в патентах/заявках №№ GB 2392931 и GB 2411669. Другие приемы бурения стремятся представить операции бурения в режиме реального времени. Примеры приемов, предусматривающих представление бурения в режиме реального времени, показаны в патентах/заявках США №№7079952, 6266619, 5899958, 5139094, 7003439 и 5680906.
Сущность изобретения
Согласно одному аспекту изобретение относится к способу выполнения операции бурения на буровой площадке, имеющей буровую установку, выполненную с возможностью продвижения бурового инструмента в геологическую среду. Способ включает в себя этапы, согласно которым получают траекторию скважины, связанную с первым объемом, получают информацию, относящуюся к первому геологическому объекту, связанному со вторым объемом, используют трехмерное относительное сравнение для определения пересечения первого объема со вторым объемом, для определения первой информации о пересечении, обновляют траекторию скважины на основании первой информации о пересечении для получения обновленной траектории скважины и продвигают буровой инструмент в геологическую среду на основании обновленной траектории скважины.
В общем согласно другому аспекту изобретение относится к способу выполнения операции бурения на буровой площадке, имеющей буровую установку, выполненную с возможностью продвижения бурового инструмента в геологическую среду. Способ включает в себя этапы, согласно которым получают геологическую цель на основании геологической информации, причем геологическая цель связана с первым объемом, задают скважинную цель на основании геологической цели и геологической информации, связанной с геологической целью, причем скважинная цель соответствует подмножеству первого объема, получают траекторию скважины на основании скважинной цели и продвигают буровой инструмент в геологическую среду на основании траектории скважины.
Согласно еще одному аспекту изобретение относится к системе для выполнения операции бурения на буровой площадке, имеющей буровую установку, выполненную с возможностью продвижения бурового инструмента в геологическую среду. Система включает в себя интерфейс, выполненный с возможностью получения траектории скважины, причем траектория скважины связана с первым объемом и с возможностью получения информации, связанной с первым геологическим объектом, причем первый геологический объект связан со вторым объемом. Система также включает в себя блок моделирования, выполненный с возможностью определения пересечения первого объема со вторым объемом с использованием трехмерного относительного сравнения для получения информации о первом пересечении и для обновления траектории скважины на основании информации о первом пересечении.
Согласно еще одному своему аспекту изобретение относится к компьютерному программному продукту, воплощающему инструкции, для компьютера для реализации этапов способа выполнения операции бурения на буровой площадке, имеющей буровую установку, выполненную с возможностью продвижения бурового инструмента в геологическую среду. Инструкции включают в себя функции для получения траектории скважины, связанной с первым объемом, получения информации, относящейся к первому объекту геологической среды, связанному со вторым объемом, использования трехмерного относительного сравнения для определения пересечения первого объема со вторым объемом для определения первой информации о пересечении, обновления траектории скважины на основании первой информации о пересечении для получения обновленной траектории скважины и для продвижения бурового инструмента в геологическую среду на основании обновленной траектории скважины.
Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидны из дальнейшего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг.1A-1D показывают схематический вид месторождения, имеющего геологические структуры, содержащие резервуары, а также различные операции, выполняющиеся на месторождении.
Фиг.2A-2D показывают графические изображения данных, собираемых инструментами на фиг.1A-1D соответственно.
Фиг.3 показывает схематический вид, частично в разрезе, операции бурения на месторождении.
Фиг.4-5 показывают данные в качестве примера схематические диаграммы систем для выполнения операции бурения на месторождении.
Фиг.6-9 показывают данные в качестве примера блок-схемы, изображающие способы для выполнения операции бурения на месторождении.
Фиг.10 показывает данные в качестве примера графическое представление информации о пересечении.
Фиг.11 показывает данные в качестве примера табличное представление информации о пересечении.
Фиг.12 показывает данные в качестве примера графическое представление траектории скважины и боковой траектории скважины, связанной с траекторией скважины.
Подробное описание изобретения
Ниже будут подробно описаны конкретные варианты осуществления изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи. Аналогичные элементы на разных чертежах обозначены одинаковыми ссылочными номерами для согласованности.
В следующем подробном описании вариантов осуществления изобретения раскрываются многочисленные конкретные детали в целях обеспечения более глубокого понимания изобретения. В некоторых случаях известные из уровня техники признаки не описываются в деталях, чтобы не усложнять понимание изобретения. В настоящей заявке на патент термины "S7" и "Этап" используются в одинаковом значении.
Настоящее изобретение предполагает практическое применение в нефтяной и газовой индустрии. Фиг.1A-1D показывают пример месторождения (100) с подземными структурами и геологическими структурами в них. Более конкретно, фиг.1A-1D показывают схематические изображения месторождения (100), имеющего геологические структуры (102), содержащие резервуар (104), а также изображают различные операции, выполняемые на месторождении. Различные измерения геологической формации производятся различными инструментами в одном и том же месте. Эти измерения могут использоваться для формирования информации о формации и/или геологических структурах и/или содержащихся в них флюидах.
Фиг.1A изображает разведывательную операцию, выполняемую с помощью самоходной сейсмической станции (106a), для измерения свойств геологической формации. Разведывательная операция является сейсмической операцией для создания акустических колебаний. На фиг.1A акустический источник (110) производит акустические колебания (112), которые отражаются от множества горизонтов (114) геологической формации (116). Звуковые колебания (112) принимаются датчиками, такими как сейсмоприемники (118), расположенные на земной поверхности, а сейсмоприемники (118) вырабатывают электрические выходные сигналы, обозначенные на фиг.1A как «принятые данные».
Принятые акустические колебания (112) содержат различные параметры (такие как амплитуда и/или частота). Принятые данные (120) в виде входных данных передаются в компьютер (122a) самоходной сейсмической станции (106a), и в ответ на входные данные регистрирующий компьютер (122a) самоходной сейсмической станции формирует запись (124) сейсмических выходных данных. Сейсмические данные могут быть, при необходимости, дополнительно обработаны, например, путем уплотнения данных.
Фиг.1B изображает операцию бурения, выполняемую буровым инструментом (106b), подвешенным на буровой вышке (128) и продвигаемым в геологическую формацию (102) для формирования скважины (136). Бассейн (130) бурового раствора используется для подачи бурового раствора в буровой инструмент через нагнетательный трубопровод (132) для циркуляции бурового раствора через буровой инструмент и выхода его обратно на поверхность. Буровой инструмент продвигают в формацию для достижения резервуара (104). Буровой инструмент предпочтительно выполнен с возможностью измерения скважинных параметров. Инструмент для каротажа во время бурения может быть выполнен с возможностью отбора проб (133) керна, как показано, или без такой возможности, так что образцы (133) керна могут быть отобраны с использованием другого инструмента.
Поверхностный блок (134) используется для соединения с буровым инструментом и оборудованием за пределами рабочей площадки. Поверхностный блок (134) выполнен с возможностью связи с буровым инструментом (106b) для передачи команд управления буровым инструментом (106b) и приема от него данных. Поверхностный блок (134) предпочтительно оснащен компьютером для приема, хранения, обработки и анализа данных с месторождения. Поверхностный блок (134) собирает выходные данные (135), сформированные во время операции бурения. Такие выходные данные (135) могут сохраняться на компьютерно-читаемом носителе (компакт-диске (CD), ленточном приводе, жестком диске, флеш-памяти или другом подходящем носителе). Далее, выходные данные (135) могут быть сохранены в компьютерном программном продукте, который по необходимости сохраняют, копируют и/или распространяют. Компьютер, аналогичный компьютеру поверхностного блока, может быть расположен в различных местах на месторождении и/или в удаленных положениях.
Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть расположены по всему резервуару, буровой установке, промысловому оборудованию (такому как скважинный инструмент) или в других частях месторождения, для сбора информации о различных параметрах, таких как поверхностные параметры, скважинные параметры и/или операционные условия. Эти датчики (S) предпочтительно измеряют параметры месторождения, такие как нагрузка на долото, вращающий момент на долоте, давления, температуры, скорости потоков, составы, измеренные глубины, азимут, наклон и другие параметры операций на месторождении.
Информация, полученная от датчиков (S), может быть собрана поверхностным блоком (134) и/или другими источниками сбора данных для анализа или другой обработки. Данные, собранные датчиками (S), могут использоваться сами по себе или в сочетании с другими данными. Данные могут сохраняться в базе данных, при этом все или выбранные части данных могут избирательно использоваться для анализа и/или прогнозирования операций на месторождении с текущей и/или другими скважинами.
Данные на выходе из различных датчиков (S) (выходные данные), расположенных по всему месторождению, могут затем обрабатываться для использования. Данные могут представлять собой статистические данные, данные в режиме реального времени или их сочетание. Данные в режиме реального времени могут использоваться в режиме реального времени или сохраняться для последующего использования. Данные в режиме реального времени могут также комбинироваться со статистическими данными или другими входными данными для дальнейшего анализа. Данные могут помещаться в раздельные базы данных или комбинироваться в единую базу данных.
Собранные данные могут использоваться для выполнения анализа, такого как операции моделирования. Например, выходные сейсмические данные могут использоваться для выполнения геологических, геофизических и/или резервуарных технических имитаций. Данные резервуара, скважины, поверхности и/или процесса могут использоваться для выполнения резервуарных, скважинных или других имитаций. Выходные данные (135) операции на месторождении могут формироваться непосредственно датчиками (S), а также формироваться посредством некоторой предварительной обработки или моделирования. Эти выходные данные (135) могут выступать в роли входных данных для последующего анализа.
Данные собираются и хранятся в поверхностном блоке (134). Один или несколько поверхностных блоков могут располагаться на месторождении или подсоединяться к нему удаленно. Поверхностный блок (134) может быть одним блоком или сложной сетью блоков, используемой для выполнения необходимых функций управления данными по всему месторождению. Поверхностный блок (134) может быть ручной или автоматической системой. Поверхностный блок (134) может управляться и/или настраиваться пользователем.
Поверхностный блок (134) может быть оснащен приемопередатчиком (137) для обеспечения связи между поверхностным блоком (134) и различными частями месторождения и/или других местоположений. Поверхностный блок (134) также может быть оснащен контроллером или функционально соединен с ним для приведения в действие механизмов на месторождении. Поверхностный блок (134) может отправлять сигналы команд на месторождение в ответ на принимаемые данные. Поверхностный блок (134) может принимать команды через приемопередатчик (137) или может сам передавать команды на контроллер. Возможно использование процессора для анализа данных (локально или удаленно) и принятия решений для инициализации контроллера. Таким образом, месторождение может избирательно настраиваться на основании собранных данных. Эти настройки могут быть сделаны автоматически на основании компьютерного протокола или вручную оператором. В некоторых случаях планы скважин и/или размещение скважины могут быть скорректированы для выбора оптимальных операционных условий или для предотвращения проблем.
Фиг.1С изображает каротажную операцию, выполняемую с помощью кабельного инструмента (106c), опущенного с вышки (128) в скважину (136) на фиг.1B. Кабельный инструмент (106c) предпочтительно выполнен с возможностью размещения в скважине (136) для выполнения скважинного каротажа, выполнения скважинных испытаний и/или отбора проб. Кабельный инструмент (106c) может быть использован с применением другого способа и устройства для выполнения операций по сейсморазведке. Кабельный инструмент (106c) на фиг.1С может иметь источник (144) взрывной или акустической энергии, который посылает электрические сигналы в окружающие геологические формации (102).
Кабельный инструмент (106c) может быть операционно соединен, например, с сейсмоприемниками (118), находящимися в памяти компьютера (122a) самоходной сейсмической станции (106a) на фиг.1A. Кабельный инструмент (106c) может также обеспечивать данные для поверхностного блока (134). Как показано, выходные данные (135) формируются кабельным инструментом (106c) и собираются на поверхности. Для обеспечения разведки геологической формации (102) кабельный инструмент (106c) может быть расположен на различных глубинах в скважине (136).
Фиг.1D изображает операцию добычи на месторождении, выполняемую добывающим инструментом (106d), подаваемым с добывающего блока или фонтанной арматуры (129) в завершенной скважине (136) на фиг.1С для перекачивания флюида из подземного резервуара в поверхностные комплексы (142). Флюид течет из резервуара (104) через перфорацию в обсадной колонне (не показана) в добывающий инструмент (106d) в скважине (136) и в поверхностный комплекс (142) через сеть сбора (146).
Датчики (S), такие как измерительные приборы, могут быть расположены по всему месторождению для сбора данных, связанных с различными операциями на месторождении, как это описано выше. Как показано, датчик (S) может быть расположен на добывающем инструменте (106d) или на сопряженном оборудовании, таком как фонтанная арматура, сеть сбора, поверхностные комплексы и/или добывающий комплекс, для измерения параметров флюида, таких как состав флюида, скорость потоков, давление, температура и/или другие параметры операции добычи.
Несмотря на то что показаны только упрощенные конфигурации буровых площадок, следует понимать, что месторождение может покрывать участки поверхности, моря и/или воды, которые содержат одну или несколько буровых площадок. Добыча может также включать в себя нагнетание скважин (не показано) для дополнительного извлечения. Одна или несколько систем сбора могут быть операционно подсоединены к одной или нескольким буровым площадкам для избирательного сбора скважинных флюидов из скважин.
Во время процесса добычи выходные данные (135) могут собираться от различных датчиков (S) и передаваться на поверхностный блок (134) и/или обрабатывающие комплексы. Эти данные могут представлять собой, например, данные резервуара, данные скважины, данные с поверхности и/или данные о процессе.
Все операции на месторождении, показанные на фиг.1A-1D, имеют важное коммерческое значение. Например, оборудование, показанное на каждом из этих чертежей, имеет различную стоимость и/или связанные с его использованием риски. По меньшей мере, некоторые данные, собранные на месторождении, относятся к технико-экономическим показателям, таким как стоимость и риск. Технико-экономические показатели могут включать в себя, например, затраты на добычу, время бурения, стоимость хранения, цену на нефть/газ, погоду, политическую стабильность, налоги, доступность оборудования, геологическую среду и другие факторы, которые влияют на стоимость выполнения операций на месторождении или связанные с ним потенциальные обязательства. Могут быть приняты решения и разработаны стратегические бизнес-планы для уменьшения потенциальных затрат и рисков. Например, план месторождения может быть основан на этих технико-экономических показателях. Такой план месторождения может, например, определять положение буровой вышки, а также глубину, количество скважин, длительность операции и другие факторы, которые будут влиять на стоимость и риски, связанные с операцией на месторождении.
Несмотря на то что фиг.1A-1D изображают инструменты для мониторинга, используемые для измерения свойств месторождения, следует понимать, что инструменты могут быть использованы не на месторождении, например в шахтах, водоносных горизонтах и других геологических комплексах. В дополнение, несмотря на то что изображены определенные инструменты сбора данных, следует понимать, что могут быть использованы различные измерительные инструменты, способные измерять такие свойства геологической формации и/или ее геологических структур, как полное время пробега сейсмической волны, плотность, удельное сопротивление, скорость добычи и так далее. Различные датчики (S) могут быть расположены в разных положениях по всей геологической формации и/или на инструментах для мониторинга, для сбора и/или осуществления мониторинга желаемых данных. Также могут быть обеспечены другие источники данных с удаленных положений.
Конфигурация месторождения на фиг.1A-1D не предназначена для ограничения объема изобретения. Частично или все месторождения могут быть наземными или морскими. В дополнение, несмотря на то что изображено одно месторождение, проанализированное в одном положении, настоящее изобретение может быть использовано с любой комбинацией одного или нескольких месторождений, одного или нескольких обрабатывающих комплексов, одной или нескольких буровых площадок.
Фиг.2A-2D являются графическими изображениями данных, собранных инструментами на фиг.1A-1D. Фиг.2A показывает дорожку (202) сейсмограммы геологической формации, показанной на фиг.1A, полученную разведывательным инструментом (106a). Дорожка (202) сейсмограммы показывает полный отклик за период времени. Фиг.2B показывает образец керна (133), взятый каротажным инструментом (106b). При испытании керна обычно получают график плотности, удельного сопротивления или другого физического параметра образца керна относительно длины керна. Фиг.2C изображает каротажную диаграмму (204) геологической формации на фиг.1С, полученную кабельным инструментом (106c). При кабельном каротаже обычно получают измерения удельного сопротивления формации на различных глубинах. Фиг.2D показывает кривую падения добычи (206) флюида, протекающего через геологическую формацию на фиг.1D, полученную с помощью добывающего инструмента (106d). Кривая падения добычи обычно представляет скорость (Q) добычи как функцию от времени (t).
Соответствующие графики на фиг.2A-2C содержат статические измерения, которые описывают физические характеристики формации. Эти измерения можно сравнивать для определения точности измерений и/или проверки ошибок. Таким образом, графики каждого из соответствующих измерений можно упорядочивать и масштабировать для сравнения и проверки свойств.
Фиг.2D показывает динамическое измерение свойств флюида во всей скважине. По мере протекания флюида через скважину делаются измерения свойств флюида, таких как скорости потоков, давление, состав и так далее. Как описано ниже, статические и динамические измерения можно использовать для формирования моделей геологической формации для определения ее характеристик.
Модели можно использовать для создания модели геологической среды, определяющей геологические условия. Эта модель геологической среды прогнозирует структуру и ее поведение по мере выполнения операций на месторождении. По мере сбора новой информации вся модель геологической среды или ее часть может потребовать корректировки.
Фиг.3 является схематическим видом буровой площадки (300), изображающим операцию бурения, такую как операция бурения на фиг.1B на месторождении, в деталях. Система (300) буровой площадки включает в себя буровую систему (302) и поверхностный блок (304). В показанном варианте осуществления изобретения скважина (306) формируется путем вращательного бурения хорошо известным способом. Однако специалисты в данной области техники, пользующиеся преимуществами этого изобретения, поймут, что настоящее изобретение также находит применение при бурении, отличном от обычного вращательного бурения (например, направленное бурение с помощью забойного двигателя) и не ограничено применением только на поверхностных буровых установках.
Буровая система (302) включает в себя буровую колонну (308), опущенную в скважину (306) с буровым долотом (310) на ее нижнем конце. Буровая система (302) также включает в себя поверхностную платформу и узел (312) буровой вышки, расположенный над скважиной (306), пронизывающей геологическую формацию (F). Узел (312) включает в себя стол (314) ротора, ведущую штангу (316), крюк (318) и вращающийся вертлюг (319). Буровая колонна (308) вращается столом (314) ротора, приводимым в действие непоказанным средством, который удерживает ведущую штангу (316) на верхнем конце буровой колонны. Буровая колонна (308) подвешена на крюке (318), прикрепленном к талевому блоку (также не показан), через ведущую штангу (316) и вертлюг (319), который позволяет буровой колонне вращаться относительно крюка.
Буровая система (302) дополнительно включает в себя буровой флюид или раствор (320), хранящийся в бассейне (322), сформированном на буровой площадке. Насос закачивает буровой флюид (320) внутрь буровой колонны (308) через отверстие в вертлюге (319), заставляя буровой флюид течь вниз через буровую колонну (308), как показано стрелкой (324). Буровой флюид покидает буровую колонну (308) через отверстия в буровом долоте (310) и затем циркулирует вверх через область между внешней стороной буровой колонны и стенкой скважины, называемую кольцевым пространством (326). Таким образом, буровой флюид смазывает буровое долото (310) и выносит буровой шлам на поверхность по мере возвращения в бассейн (322) для рециркуляции.
Буровая колонна (308) дополнительно включает в себя компоновку низа бурильной колонны (КНБК), в общем обозначаемую как КНБК (330), около бурового долота (310) (другими словами, в пределах нескольких длин утяжеленных буровых труб от бурового долота). КНБК (330) включает в себя возможности для измерения, обработки и хранения информации, а также связи с поверхностным блоком. КНБК (330) дополнительно включает в себя утяжеленные буровые трубы (328) для выполнения других различных измерительных функций.
По буровой площадке расположены датчики (S) для сбора, предпочтительно в режиме реального времени, данных, касающихся работ на буровой площадке, а также условий на буровой площадке. Датчики (S) на фиг.3 могут быть аналогичными датчикам на фиг.1A-1D. Датчики на фиг.3 могут также обладать устройствами или возможностями мониторинга, такими как камеры (не показаны) для предоставления изображений операции. Поверхностные датчики или измерительные приборы (S) могут быть размещены по поверхностным системам для предоставления, среди прочего, информации о поверхностном блоке, такой как давление в напорной линии, нагрузка на крюк, глубина, вращающий момент на поверхности, скорость вращения. Поверхностные датчики или измерительные приборы (S) расположены по буровому инструменту и/или скважине для обеспечения информации, среди прочего, о скважинных условиях, таких как давление в скважине, нагрузка на буровое долото, вращающий момент на долоте, направление, наклон, скорость вращения трубы, температура инструмента, температура в кольцевом пространстве и на поверхности инструмента. Информация, собранная датчиками и камерами, направляется в разные части буровой системы и/или поверхностного блока управления.
Буровая система (302) операционно соединена с поверхностным блоком (304) для связи с ним. КНБК (330) оснащена коммуникационным субагрегатом (352), который соединяется с поверхностным блоком. Коммуникационный субагрегат (352) выполнен с возможностью отправлять и принимать сигналы с поверхности с использованием телеметрии пульсации бурового раствора. Коммуникационный субагрегат может включать в себя, например, передатчик, который формирует сигнал, такой как акустический или электромагнитный сигнал, который представляет измеренные параметры бурения. Связь между скважинными и поверхностными системами изображена в виде телеметрии пульсации бурового раствора, такой как одна из показанных в патенте США №5517464, права по которому принадлежат заявителю по настоящей заявке. Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что могут быть задействованы различные телеметрические системы, такие как проводные буровые трубы, электромагнитные или другие известные телеметрические системы.
Обычно скважина (306) бурится в соответствии с планом бурения, который утверждается перед бурением. План бурения обычно описывает оборудование, давления, траектории и/или другие параметры, которые определяют процесс бурения для буровой площадки (300). Операция бурения может быть затем выполнена в соответствии с планом бурения. Однако после сбора информации операция бурения может потребовать отклонения от плана бурения. Дополнительно, по мере выполнения бурения или другой операции геологические условия могут меняться. По мере сбора новой информации модель геологической среды может также требовать корректировки.
Фиг.4 является схематическим видом системы (400) для выполнения операции бурения на месторождении. Как показано, система (400) включает в себя поверхностный блок (402), операционно соединенный с буровой системой (404) буровой площадки, серверы (406), операционно соединенные с поверхностным блоком (402), и моделирующий инструмент (408), операционно соединенный с серверами (406). Как показано, буровая система (404) буровой площадки выполнена с возможностью продвижения бурового инструмента в геологическую среду.
Геологическая среда может содержать объекты геологической среды. Объекты геологической среды могут соответствовать физической структуре, границе, траектории или некоторому другому объему в геологической среде. Примеры объектов геологической среды включают в себя, но не ограничены, такие объекты, как граница (451) участка, спланированная траектория (например, 461с) скважины, боковая траектория (не показана), существующая траектория (например, 461a, 461b) скважины, геологическая формула (462), геологическая граница, политическая граница (например, государственная граница) и некоторые другие объекты геологической среды, которые возможно определить в модели геологической среды. Боковая траектория (не показана) скважины может описывать боковую скважину, которая начинается вдоль изначальной траектории скважины и отклоняется от изначальной траектории скважины. Другими словами, изначальная траектория скважины должна пересекаться с боковой траекторией (не показана) скважины. Наоборот, запланированная траектория (например, 461c) скважины не должна пересекаться с существующей траекторией (например, 461a, 461b) скважины и другими объектами, может быть идентифицирована в местоположении пересечения запланированной траектории (например, 461c) скважины и существующей траектории (например, 461a) скважины.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения объекты геологической среды могут быть определены на основании геологических данных (действительных, статистических или их комбинаций), границ участка, политических границ и/или некоторых других данных, способных определить объем в геологической среде. Геологические данные могут быть данными, измеренными датчиками (S) на буровой площадке, как описано со ссылкой на фиг.1A-1D и фиг.3. Геологические данные могут быть также данными, собранными из других источников (например, статистические данные, полученные из соседних скважин).
Информация, связанная с объектом геологической среды, также может определять объем геологической среды. В этом случае модель геологической среды может определять и объекты геологической среды, и информацию, связанную с объектами геологической среды. Примеры информации, связанной с объектами геологической среды, включают в себя, но не ограничены ими, степень неопределенности, коэффициент разделения, целевую область или некоторую другую информацию, связанную с объектом геологической среды, которая может быть определена в модели геологической среды.
Более конкретные примеры информации, связанной с объектом геологической среды, включают в себя следующие случаи: запланированная траектория (например, 461c) скважины может быть связана с объемом неопределенности (например, 460c); существующая траектория скважины (статистическая траектория скважины) (например, 461a, 461b) может быть связана с объемом неопределенности (например, 460a, 460b) с учетом точности инструментов, используемых на буровой вышке, точности геологических данных или других факторов, которые могут повлиять на траекторию скважины; геологическая формация может быть связана с объемом коэффициента разделения, описывающим величину, характеризующую геологическую формацию, которую нужно обойти во время операций бурения; и геологическая формация может быть связана с геологической целью (462), уточняющей геологическую формацию в качестве цели для операции бурения. В случае геологической цели (462) цель (466) скважины может быть дополнительно задана внутри геологической цели (462), причем цель скважины (466) описывает оптимальную часть геологической цели (462) для операции бурения.
Объем неопределенности (460a, 460b, 460c) может соответствовать потенциальному объему, в котором может быть расположена настоящая скважина. В частности, объем неопределенности (460a, 460b, 460c) может соответствовать ограничивающему конусу неопределенности, полученному с использованием группы эллипсоидов неопределенности. Далее, каждый эллипсоид неопределенности может описывать неопределенность в точке на протяжении траектории (461a, 461b, 461c) скважины. В качестве альтернативы, объем неопределенности может быть основан на некоторой другой информации (например, коэффициенте разделения, предпочтительной протяженности, максимальной протяженности или некоторой другой информации, связанной с объектом геологической среды). Например, в случае с разломом (464) коэффициент разделения (467) может соответствовать минимально допустимому расстоянию между разломом (464) и запланированной траекторией (например, 468) скважины.
Фиг.5 является подробным схематическим видом системы (400) по фиг.4 для выполнения операции бурения на месторождении. Аналогично тому, что показано на фиг.4, система (400) включает в себя поверхностный блок (402), операционно соединенный со скважинной бурововой системой (404), серверы (406), операционно соединенные с поверхностным блоком (402), и моделирующий инструмент (408), операционно соединенный с серверами (406). Как показано, между буровой системой (404) буровой площадки, поверхностным блоком (402), серверами (406) и моделирующим инструментом (408) обеспечены линии (410) связи. Для облегчения передачи данных через систему может использоваться множество линий. Например, линии (410) связи могут быть обеспечены для непрерывной, периодической, односторонней, двусторонней и/или избирательной связи в системе (400). Линии (410) связи могут быть любого типа, такого как проводной, беспроводной и так далее.
Буровая система (404) буровой площадки и поверхностный блок (402) могут быть аналогичными буровой системе буровой площадки и поверхностному блоку на фиг.3. Поверхностный блок (402) предпочтительно оснащен компонентом (412) сбора, контроллером (414), дисплеем (416), процессором (418) и приемопередатчиком (420). Компонент (412) сбора собирает и/или хранит данные месторождения. Эти данные могут быть данными, измеренными датчиками (S) буровой площадки, как описано со ссылкой на фиг.3. Эти данные могут также быть данными, принятыми из других источников. Данные также могут быть сохранены на таком компьютерно-читаемом носителе как компакт-диск, DVD, оптический носитель, непостоянном носителе, постоянном носителе или любом другом носителе, выполненном с возможностью хранения данных.
Контроллер (414) способен выполнять команды на месторождении. Контроллер (414) может оснащаться приводом, который может выполнять операции бурения, такие как направление, продвижение или выполнение каких-либо других действий на буровой площадке. Команды могут формироваться на основе логики процессора (418) или на основе команд, принятых из других источников. Процессор (418) предпочтительно обеспечен возможностями управления и анализа данных. Процессор (418) может иметь возможность реализовывать дополнительные функции для выполнения операций на месторождении.
Дисплей (416) (не показан) может быть оборудован на буровой площадке и/или удаленных местах для просмотра данных о месторождении. Данные о месторождении, предоставленные дисплеем (416), могут быть исходными данными, обработанными данными и/или выходными данными, сформированными из различных данных. Дисплей (416) предпочтительно выполнен с возможностью показа данных в форме, так что экраны могут быть настроены по желанию. Пользователь может определять требуемый порядок действий во время бурения на основании рассмотрения отображенных данных о месторождении. Операция бурения может быть избирательно скорректирована в соответствии с данными, отображенными на дисплее (416). Дисплей (416) может включать в себя дисплей двумерного изображения для просмотра данных о месторождении или определения событий на месторождении. Например, дисплей двумерного изображения может соответствовать выводу принтера, плоттера, монитора или другого устройства, выполненного с возможностью воспроизведения вывода двумерного изображения. Дисплей (416) может также включать в себя дисплей трехмерного изображения для просмотра различных аспектов операции бурения. По меньшей мере, некоторые аспекты операции бурения предпочтительно просматривать в режиме реального времени на дисплее трехмерного изображения. Например, дисплей трехмерного изображения может соответствовать выводу принтера, плоттера, монитора или другого устройства, выполненного с возможностью воспроизводить вывод трехмерного изображения.
Приемопередатчик (420) выполнен с возможностью обеспечения доступа к данным других и/или от других источников. Приемопередатчик (420) также выполнен с возможностью установки соединения с другими компонентами, такими как серверы (406), буровая система (404) буровой площадки, поверхностный блок (402) и/или моделирующий инструмент (408).
Серверы (406) можно использовать для передачи данных от одной или нескольких буровых площадок моделирующему инструменту (408). Как показано, серверы (406) включают в себя местные серверы (422), удаленные серверы (424) и серверы (426) третьих сторон. Местные серверы (422) могут быть расположены на буровой площадке и/или другом ближайшем месте для распределения данных из поверхностного блока (402). Удаленный сервер (424) расположен в удаленном от месторождения месте и предоставляет данные из удаленных источников. Сервер (426) третьей стороны может быть местным или удаленным, но управляемым третьей стороной, такой как клиент.
Серверы (406) предпочтительно выполнены с возможностью передачи буровых данных (например, каротажных диаграмм), буровых событий, траектории и/или других данных о месторождении (например, сейсмических данных, статистических данных, экономических данных или других данных, которые могут быть полезными во время анализа). Тип сервера не ограничивает изобретение. Предпочтительно система выполнена с возможностью работать с любым типом сервера, который может быть задействован.
Серверы (406) соединяются с моделирующим инструментом (408), что показано линиями связи (410). Как показано множеством стрелок, серверы (406) могут иметь раздельные линии связи (410) с моделирующим инструментом (408). Для обеспечения объединенной линии связи (410) могут быть объединены или соединены один или несколько серверов (406).
Серверы (406) принимают широкий спектр данных. Данные могут быть приняты из различных каналов, которые обеспечивают определенный тип данных, такой как скважинные каротажные диаграммы. Данные из серверов (406) передаются моделирующему инструменту для обработки. Серверы (406) могут также использоваться для хранения и/или передачи данных.
Моделирующий инструмент (408) операционно соединен с поверхностным блоком (402) для приема от него данных. В некоторых случаях моделирующий инструмент (408) и/или сервер(ы) (406) могут располагаться на буровой площадке. Моделирующий инструмент (408) и/или сервер(ы) (406) могут располагаться также в различных местах. Моделирующий инструмент (408) может быть операционно соединен с поверхностным блоком через сервер(ы) (406). Моделирующий инструмент (408) может также быть включен в состав или расположен около поверхностного блока (402).
Моделирующий инструмент (408) включает в себя интерфейс (430), обрабатывающий блок (432), моделирующий блок (448), хранилище (434) данных и блок (436) визуализации данных. Интерфейс (430) соединен с другими компонентами, такими как серверы (406). Интерфейс (430) может также позволять соединение с другими источниками как на месторождении, так и за его пределами. Интерфейс (430) принимает данные и отображает данные для обработки. Данные из серверов (406) обычно передаются по заданным каналам, которые могут быть выбраны с помощью интерфейса (430).
Как показано на фиг.5, интерфейс (430) выбирает канал данных сервера(ов) (406) и принимает данные. Интерфейс (430) также отображает данные каналов в данные с буровой площадки. Интерфейс (430) может также принимать данные из файла данных (т.е. файла на расширяемом языке разметки (XML), файла dBase или файла некоторого другого формата данных). Данные могут затем быть переданы обрабатывающим модулям (442) моделирующего инструмента (408). Данные могут быть немедленно помещены в моделирующий инструмент (408) для операций или моделирования в режиме реального времени. Интерфейс (430) создает запросы данных (например, разведки, каротажа или рисков), отображает пользовательский интерфейс и обрабатывает события состояния соединения. Интерфейс (430) также преобразует данные в объекты данных для обработки. Интерфейс (430) может принимать запросы от поверхностного блока (402) для извлечения данных из серверов (406), скважинного блока и/или файлов данных.
Обрабатывающий блок (432) включает в себя модули (440) форматирования, обрабатывающие модули (442) и вспомогательные модули (446). Эти модули выполнены с возможностью управления данными о месторождении для анализа в режиме реального времени.
Модули (440) форматирования используются для преобразования данных в необходимый для обработки формат. Входные данные могут требовать форматирования, перевода, конвертации или другой обработки для использования. Модули (440) форматирования выполнены с возможностью форматирования и использования данных из множества источников так, что данные обрабатываются и отображаются в режиме реального времени.
Вспомогательные модули (446) обеспечивают функции поддержки для буровой системы. Вспомогательные модули (446) включают в себя компонент каротажа (не показан) и компонент управления пользовательским интерфейсом (UI) (не показан). Компонент каротажа обеспечивает общий вызов для всех данных каротажа. Компонент каротажа позволяет устанавливать назначение каротажа по запросу. Компонент каротажа может быть также обеспечен другими возможностями, такими как, среди прочего, отладчик, система сообщений и система предупреждений. Отладчик отправляет несущее отладочную информацию сообщение тем, кто использует систему. Система сообщений отправляет информацию подсистемам, пользователям и другим. Информация может прерывать или не прерывать работу и может быть распределена в различные места и/или пользователям по всей системе. Система предупреждений может быть использована для отправки сообщений об ошибках или предупреждениях в различные места и/или пользователям по всей системе. В некоторых случаях предупреждающие сообщения могут прерывать процесс и отображать сигнал тревоги.
Компонент управления UI создает элементы пользовательского интерфейса для дисплеев. Компонент управления UI определяет пользовательские экраны ввода, такие как пункты меню, контекстные меню, панели инструментов и окна параметров. Компонент управления пользовательским интерфейсом может также быть использован для обработки событий, связанных с этими пользовательскими экранами ввода.
Обрабатывающий модуль (442) используется для анализа данных и формирования выходных данных. Как описано выше, данные могут включать в себя статические данные, динамические данные, статистические данные, данные в режиме реального времени или другие типы данных. Далее, данные могут относиться к различным аспектам операций на месторождении, таким как структура формации, геологическая стратиграфия, исследования керна, скважинный каротаж, плотность, удельное сопротивление, состав флюида, скорость потока, скважинные условия, поверхностные условия, условия оборудования, или к другим аспектам операций на месторождении.
Обрабатывающий модуль (442) можно использовать для анализа этих данных для формирования модели геологической среды и принятия решений в различных местах месторождения в различное время. Например, такое событие на месторождении, как буровое событие, риск, полученный опыт, передовая практика или другие типы событий на месторождении, могут быть определены из анализа этих данных. Примеры буровых событий включают в себя прихват колонны, потерю циркуляции, наблюдаемые удары или другие типы буровых событий, произошедших в режиме реального времени во время бурения на различных глубинах и продолжавшихся различное время. Примеры рисков включают в себя потенциальную проблему управления направлением при углублении в формацию, потенциальную проблему притока вод призабойной зоны или другие типы потенциальных рисков. Например, риски могут быть спрогнозированы из анализа модели геологической среды на основании статистических данных, обработанных перед бурением, или данных, собранных в режиме реального времени во время бурения. Полученный опыт и передовая практика могут быть усовершенствованы за счет опыта, полученного из соседних скважин с аналогичными условиями или оборудованием, и определены как события на месторождении для рекомендации при определении требуемого плана действий во время бурения.
Хранилище (434) данных может хранить данные для моделирующего блока. Данные могут быть сохранены в формате, доступном для использования в режиме реального времени (например, информация обновляется с приблизительно такой же скоростью, что и принимается). Данные обычно передаются в хранилище данных из обрабатывающего компонента. Данные могут быть сохранены в файловой системе (например, в файле расширяемого языка разметки (XML)) или в базе данных. Система (400) может определять, какое хранилище является наиболее подходящим для использования для данной части данных, и сохраняет данные таким образом, чтобы сделать возможным автоматическое беспрепятственное и интегрированное перемещение данных через остальную часть системы. Система (400) может также на основе существующих данных облегчать ручные или автоматизированные процессы (такие как моделирование, геологические и геофизические процессы).
Блок (436) визуализации данных выполняет вычисления алгоритма визуализации для обеспечения одного или нескольких изображений для визуализации данных. Изображения могут быть представлены пользователю на дисплее (416). Блок (436) визуализации данных может включать в себя двухмерную картину, трехмерную картину, картину сечения скважины или другие картины по необходимости.
Блок (436) визуализации может избирательно обеспечивать изображения, составленные из любой комбинации из одной или нескольких картин. Картины могут быть или не быть синхронизированы друг с другом во время отображения. Блок (436) визуализации данных может быть оснащен механизмами для активизации различных картин или других функций системы. Далее, блок (436) визуализации данных может быть выполнен с возможностью обеспечения изображений, представляющих события на месторождении, формируемые из буровых данных в режиме реального времени, получаемых в режиме реального времени во время бурения, события на месторождении, сформированные из статистических данных соседних скважин, собранных на протяжении времени, текущую траекторию скважины во время бурения, геологическую модель, сформированную из статических данных геологических признаков, и/или любой их комбинации. В дополнение блок (436) визуализации данных может быть выполнен с возможностью избирательной корректировки изображений на основании буровых данных в режиме реального времени, таких как продвижение бурового инструмента буровой системы (404) в геологическую формацию.
Моделирующий блок (448) выполняет функции моделирования для формирования комплексных данных месторождения. Моделирующий блок (448) может быть обычным моделирующим инструментом, выполненным с возможностью выполнения моделирующих функций, таких как формирование, анализ и управление моделью геологической среды. Модель геологической среды обычно включает в себя данные разведки и добычи, такие как показанные на фиг.2A-2D. Моделирующий блок (448) может быть использован для выполнения сравнительных анализов объектов геологической среды. Моделирующий блок (448) может быть также использован для обновления модели геологической среды на основании сравнительных анализов объектов геологической среды. В качестве альтернативы, моделирующий блок (448) может быть использован для обновления модели геологической среды на основании пользовательского ввода. Несмотря на то что конкретные компоненты изображены и/или описаны для использования в блоках и/или модулях моделирующего инструмента (408), следует понимать, что множество компонентов с различными функциями может быть использовано для обеспечения форматирования, обработки, служебных и координационных функций, необходимых для обеспечения обработки в режиме реального времени в моделирующем инструменте (408). Компоненты могут иметь комбинированные функции и могут быть реализованы в виде программного обеспечения, аппаратного обеспечения, аппаратно-программного обеспечения или их комбинации.
Далее, компоненты (например, обрабатывающие модули (442) и блок (436) визуализации данных) моделирующего инструмента (408) могут быть расположены на местном сервере (422) или на распределенных местах, где удаленный сервер (424) и/или сервер (426) третьей стороны может быть задействован. Местный сервер (422) может быть расположен внутри поверхностного блока (402).
Фиг.6 показывает блок-схему, изображающую способ выполнения операции бурения на месторождении. Способ может быть выполнен с использованием, например, системы, показанной на фиг.5. Способ может включать в себя получение геологической цели и соответствующего объема на основании геологической информации (ST 602), задание скважинной цели на основании геологической цели, причем скважинная цель является подмножеством объема, связанного с геологической целью (ST 604), получение траектории скважины на основании скважинной цели (ST 606) и продвижение бурового инструмента на основании траектории скважины (ST 608).
Геологическая цель может быть получена (ST 602) из множества источников. Как обсуждалось в связи с фиг.3 и фиг.5, геологическая информация может быть получена от датчиков (S) на буровой площадке или принята из других источников. Геологическая информация может быть передана непосредственно моделирующему устройству (408 на фиг.5) или передана моделирующему устройству через, по меньшей мере, один из серверов (406 на фиг.5). Геологическая информация затем обычно принимается интерфейсом моделирующего инструмента. Геологическая информация может быть определена обрабатывающими модулями (442 на фиг.5) в виде объема. Объем и геологическая информация могут затем быть представленными в виде выходных данных. В частности, выходные данные могут выдаваться блоком (436 на фиг.5) визуализации данных в моделирующем инструменте и быть представлены пользователю на дисплее (416 на фиг.5) в поверхностном блоке (402). Этот объем может быть затем обозначен пользователем как геологическая цель на основании геологической информации.
Специалисты в данной области техники должны понимать, что объем (и/или геологическая цель) может быть обозначен пользователем на основании различной геологической информации (например, пористости, проницаемости и так далее). Например, пользователю может быть представлено несколько потенциальных объемов, и он затем может выбрать геологическую цель из объемов на основании соответствующей им геологической информации.
Скважинная цель может быть получена (ST 604) на основании геологической цели и геологической информации. Скважинная цель может соответствовать подмножеству объема, связанного с геологической целью. В этом случае пользователь может взаимодействовать с дисплеем (416 на фиг.5) для задания скважинной цели. В частности, пользователь может задать подмножество объема, связанного с геологической целью с использованием дисплея для задания скважинной цели (416 на фиг.5). Далее, подмножество объема, связанного с геологической целью, может быть уточнено на основании геологической информации (например, области объема с наибольшей пористостью и так далее). В другом примере моделирующий блок (448 на фиг.5) может задавать скважинную цель автоматически на основании геологической цели и геологической информации.
Необязательно пользователь может также указывать коэффициент достоверности, связанный со скважинной целью. Коэффициент достоверности может соответствовать неопределенности местоположения скважины на глубине скважинной цели во время операции бурения.
Затем траектория скважины может быть получена на основании скважинной цели (ST 606). Моделирующий блок (448 на фиг.5) может формировать траекторию скважины на основании, в частности, скважинной цели. В другом примере пользователь может формировать траекторию скважины на основании скважинной цели и затем отправлять траекторию скважины в интерфейс (430 на фиг.5), используя дисплей (416 на фиг.5). Траектория скважины может быть определена обрабатывающими модулями (442 на фиг.5) как второй объем. Второй объем также может быть представлен в виде выходных данных.
Буровой инструмент может затем быть продвинут на основании данных о траектории скважины (ST 608) с использованием различных способов. Пользователь может перемещать скважинный инструмент с использованием контроллера (414 на фиг.5) на основании данных о траектории скважины. Модуль визуализации данных может пересчитывать алгоритм визуализации для корректировки отображения траектории скважины в режиме реального времени. Требуемый план действий может быть определен на основании обновленного изображения для корректировки операции бурения.
Этапы способа на фиг.6 изображены в заданном порядке. Однако следует понимать, что эти этапы могут быть выполнены одновременно или в другом порядке или последовательности.
Фиг.7 показывает блок-схему, изображающую способ выполнения операции бурения на месторождении. Способ может быть выполнен с использованием, например, системы по фиг.5.
Способ предполагает заданные траектории скважины и соответствующего первого объема (ST 702), получение информации об объекте геологической среды и соответствующего второго объема (ST 704), определение того, пересекается ли первый объем со вторым объемом (ST 706), представление результата, содержащего информацию о пересечении, если первый объем пересекается со вторым объемом (ST 708), уточнение траектории скважины на основании информации о пересечении для получения обновленной траектории скважины (ST 710) и продвижение бурового инструмента на основании обновленной траектории скважины (ST 712).
Траектория скважины и соответствующий первый объем могут быть получены (ST 702) из различных источников. Например, траектория скважины может быть получена так, как описано на этапах с ST 602 по ST 606 на фиг.6 выше. В другом примере траектория скважины может быть передана в интерфейс (430 на фиг.5) или извлечена из хранилища данных (434 на фиг.5). Траектория скважины может соответствовать запланированной траектории скважины. Затем первый объем может быть получен с помощью обрабатывающих модулей (442 на фиг.5) на основании траектории скважины. Первый объем может описывать неопределенность, связанную с траекторией скважины. Далее, первый объем может быть представлен в виде выходных данных. В частности, выходные данные могут быть обеспечены блоком (436 на фиг.5) визуализации данных в моделирующем инструменте и представлены пользователю на дисплее (416 на фиг.5) в поверхностном блоке.
Необязательно первый объем может быть обновлен. Например, первый объем может быть обновлен на основании антиколлизионных правил (например, коэффициент разделения, предпочтительный угол в области к скважинной цели, максимально возможная протяженность или предпочтительная протяженность). В качестве альтернативы, первый объем может быть обновлен при обновлении траектории скважины.
Информация об объекте геологической среды и соответствующий второй объем могут быть получены (ST 704) из различных источников. Как обсуждалось относительно фиг.3 и фиг.5, информация об объекте геологической среды может быть сформирована датчиками (S) на буровой площадке или получена из других источников. Информация об объекте геологической среды может быть передана моделирующему инструменту (408 на фиг.5) непосредственно или через, по меньшей мере, один из серверов (406 на фиг.5). Информация об объекте геологической среды затем обычно принимается интерфейсом моделирующего инструмента. Второй объем может затем быть получен обрабатывающим модулем (442 на фиг.5) на основании информации об объекте геологической среды. Второй объем может описывать коэффициент разделения, связанный с объектом геологической среды. В другом примере второй объем может описывать различную информацию, связанную с объектом геологической среды (например, коэффициент разделения, неопределенность или некоторую другую информацию, определенную в качестве объема). На этом этапе второй объем может также быть представлен как выходные данные.
Затем может быть определено, пересекается ли первый объем со вторым объемом (ST 706). К примеру, моделирующий блок (448 на фиг.5) может использовать трехмерное относительное сравнение для определения того, пересекаются ли первый объем со вторым объемом. Если первый объем не пересекает второй объем, буровой инструмент может быть продвинут на основании данных о траектории скважины (ST 714).
Необязательно может быть определено, связаны ли данные о пересечении с боковой траекторией скважины (ST 707). К примеру, объект геологической среды может соответствовать боковой траектории скважины. В этом случае траектория скважины может не требовать обновления на основании информации о пересечении. Соответственно, буровой инструмент может быть продвинут на основании данных о траектории скважины (ST 714).
Затем, если первый объем пересекает второй объем, то могут быть представлены (ST 708) выходные данные, включающие в себя информацию о пересечении. К примеру, выходные данные могут быть представлены пользователю дисплея (416 на фиг.5). Например, выходные данные могут быть представлены в табличном формате, изображающем информацию о пересечении. Необязательно представление выходных данных может также включать в себя идентификацию пересечения на дисплее (416 на фиг.5). В частности, идентификация пересечения может включать в себя подсветку части объема, связанного с первым объемом, где часть объема пересекается со вторым объемом. В другом примере только часть объема, связанного с первым объемом, может быть представлена в виде выходных данных, причем представленная часть объема пересекается со вторым объемом.
Траектория скважины может быть обновлена на основании информации о пересечении для получения обновленной траектории скважины (ST 710). Пользователь может корректировать траекторию скважины на основании информации о пересечении для получения обновленной траектории и затем передавать обновленную траекторию скважины в интерфейс (430 на фиг.5). В другом примере пользователь может обновлять (корректировать) траекторию скважины на основании информации о пересечении с использованием дисплея (416 на фиг.5). В другом примере моделирующий блок (448 на фиг.5) может автоматически обновлять траекторию скважины на основании информации о пересечении для получения обновленной траектории скважины. Обновленная траектория скважины может также быть представлена в виде выходных данных.
Специалисты в данной области техники должны понимать, что этапы с ST 706 по ST 712 могут быть повторены любое количество раз до тех пор, пока не будет определено, что траектория скважины (т.е. первый объем) не пересекается с объектом геологической среды (т.е. вторым объемом). Другими словами, траектория скважины может обновляться итерационно на этапе ST 710 до тех пор, пока траектория скважины больше не будет пересекаться с объектом геологической среды.
Затем буровой инструмент может быть продвинут на основании данных об обновленной траектории скважины (ST 712). Пользователь может продвигать буровой инструмент с использованием контроллера (414 на фиг.5) на основании данных об обновленной траектории скважины. Модуль визуализации данных может пересчитать алгоритм визуализации для корректировки изображения обновленной траектории скважины в режиме реального времени. Требуемый план действий может быть определен на основании обновленного изображения для корректировки операции бурения.
Этапы способа на фиг.7 изображены в определенном порядке. Однако следует понимать, что этапы могут быть выполнены одновременно или в другом порядке или последовательности.
Фиг.8 показывает блок-схему способа для определения того, пересекается ли первый объем со вторым объемом. Способ может быть выполнен с использованием, например, системы по фиг.5. Далее, способ может описывать этап определения, как это обсуждалось выше на этапе ST 706 по фиг.7.
Способ включает в себя разделение первого объема для получения первого множества частей объема (ST 802), разделение второго объема для получения второго множества частей объема (ST 804) и определение, по меньшей мере, одной из частей первого множества частей объема, которая пересекается, по меньшей мере, с одной из частей второго множества частей объема (ST 806).
Первый объем может быть разделен на множество частей объема (ST 802) с помощью различных способов. Если первый объем связан с траекторией скважины, то первый объем может быть разделен на основании точек траектории скважины, связанных с траекторией скважины, для получения первого множества частей объема. В качестве альтернативы, первый объем может быть разделен на объемы одинакового размера на основании определенного задания пользователя для получения первого множества частей объема. Аналогично первому объему второй объем может быть разделен на второе множество частей объема (ST 804), как обсуждалось выше на этапе ST 802.
Затем может быть определено, пересекается ли хотя бы одна часть из первого множества частей объема с хотя бы одной частью из второго множества частей объема (ST 806). Более конкретно, каждая из частей первого множества частей объема может быть сравнена с каждой частью из второго множества частей объема в ходе итерационного процесса. Далее, если определено, что одна часть из первого множества частей объема пересекается с частью из второго множества частей объема, то может быть определено, что первый объем пересекается со вторым объемом, и процесс может быть завершен.
Этапы способа на фиг.8 изображены в определенном порядке. Однако следует понимать, что этапы могут быть выполнены одновременно или в другом порядке или последовательности.
Фиг.9 показывает блок-схему способа для определения того, пересекается ли хотя бы одна часть из первого множества частей объема с хотя бы одной частью из второго множества частей объема. Способ может быть выполнен с использованием, например, системы по фиг.5. Далее, способ может описывать этап определения, обсуждавшийся выше на этапе ST 806 на фиг.8.
Способ включает в себя определение первой ограничивающей фигуры, содержащей одну часть из первого множества частей объема (ST 902), определение второй ограничивающей фигуры, содержащей одну часть из второго множества частей объема (ST 904), определение пересечения первой ограничивающей фигуры со второй ограничивающей фигурой (ST 906), получение первого треугольника, связанного с одной частью из первого множества частей объема (ST 908), получение второго треугольника, связанного с одной частью из второго множества частей объема (ST 910), определение того, что первый треугольник пересекается со вторым треугольником, получение первого треугольника, связанного с одной частью из первого множества частей объема (ST 912), сбор информации о пересечении одной части из первого множества частей объема и одной части из второго множества частей объема (ST 914).
Первая ограничивающая фигура, содержащая одну часть из первого множества частей объема, может быть определена (ST 902). Первая ограничивающая фигура может соответствовать различным фигурам. Например, первая ограничивающая фигура может соответствовать цилиндру, сфере, параллелепипеду, конусу, кубу, сфероиду или некоторому правильному или неправильному трехмерному многоугольнику. Далее, одна часть из первого множества частей объема может содержать первое множество треугольников. Вторая ограничивающая фигура, содержащая одну часть из второго множества частей объема, может быть определена (ST 904). Аналогично первой ограничивающей фигуре вторая ограничивающая фигура может соответствовать различным фигурам, обсуждавшимся на этапе (ST 902) выше. Далее, одна часть из второго множества частей объема может содержать второе множество треугольников.
Далее, может быть определено, пересекаются ли первая ограничивающая фигура со второй ограничивающей фигурой (ST 906). Если первая ограничивающая фигура не пересекается со второй ограничивающей фигурой, то определяется, что части объема не пересекаются, и процесс завершается. Специалисты в данной области техники должны понимать, что ограничивающие фигуры могут быть гораздо проще соответствующих им частей объема. Соответственно, ограничивающие фигуры могут быть использованы для быстрого определения того, не пересекаются ли их соответствующие части объема, без необходимости в дорогостоящем сравнении треугольников, содержащихся в соответствующих частях объема.
Если первая ограничивающая фигура пересекается со второй ограничивающей фигурой, то может быть получен первый треугольник из первого множества треугольников (ST 908). Далее, второй треугольник из второго множества треугольников может быть получен (ST 910).
На этом этапе может быть определено, пересекается ли первый треугольник со вторым треугольником (ST 912). Если первый треугольник пересекается со вторым треугольником, то может быть определено, пересекаются ли соответствующие части объема. Далее, может быть собрана информация о пересечении для одной части из первого множества частей объема и одной части из второго множества частей объема (ST 914). Информация о пересечении может включать в себя ссылку на первый объект геологической среды, связанный с одной частью из первого множества частей объема, ссылку на второй объект геологической среды, связанный с одной частью из второго множества частей объема, информацию о координатах, относящихся к одной части из первого множества частей объема, и/или информацию о координатах, относящихся к одной части из второго множества частей объема. Необязательно одна часть из первого множества частей объема может быть подсвечена на дисплее (416 на фиг.5).
Если первый треугольник не пересекается со вторым треугольником, то этапы с 908 по 912 могут повторяться до тех пор, пока один из первого множества треугольников не будет определен как пересекающийся с одним из второго множества треугольников, или до тех пор, пока каждый треугольник из первого множества треугольников не будет определен, как не пересекающийся с каждым треугольником из второго множества треугольников.
Этапы способа по фиг.9 изображены в определенном порядке. Однако следует понимать, что этапы могут быть выполнены одновременно или в другом порядке или последовательности.
Фиг.10 показывает взятое в качестве примера графическое представление выходных данных (1000), как описано на этапе ST 708 по фиг.7 выше. Здесь графическое представление включает в себя первый объем (1002) и второй объем (1004). Например, первый объем может определять объем неопределенности, связанный с первой траекторией скважины, и второй объем может определять объем неопределенности, связанный со второй траекторией скважины. Далее, часть первого объема, связанная с первым объемом, и часть второго объема, связанная со вторым объемом, могут быть идентифицированы с помощью подсвечивания части первого объема и части второго объема на основании информации о пересечении (1006), как описано на этапе ST 708 по фиг.7.
Фиг.11 показывает примерное табличное представление выходных данных (1100), полученных на этапе ST 914 по фиг.9. Выходные данные (1100) включают в себя информацию о пересечении, относящуюся к нескольким объектам геологической среды. Более конкретно, выходные данные (1100) определяют, что были обнаружены три пересечения (1102) между объектами геологической среды. Далее, выходные данные (1100) включают в себя запись для каждого из трех объектов геологической среды (например, 1104), причем каждая запись (например, 1104) определяет различную информацию об объекте геологической среды (например, объект геологической среды, символ для отображения объекта геологической среды, количество пересечений, произошедших с объектом геологической среды и так далее). Подробности каждого пересечения (1106) могут быть отображены под соответствующей им записью объекта геологической среды (например, 1104). Подробности пересечения могут определять различную информацию о пересечении (например, объекты геологической среды, связанные с пересечением, информацию об измеренной глубине, информацию об истинной вертикальной глубине и так далее). Выходные данные (1100) могут быть представлены пользователю на изображении, как было описано на этапе ST 708 по фиг.7 выше.
Фиг.12 показывает взятое в качестве примера графическое представление выходных данных (1200), включающее в себя траекторию скважины и боковую траекторию скважины, связанную с траекторией скважины. Графическое представление выходных данных (1200) также включает в себя первый объем (1202), связанный с траекторией скважины, и второй объем (1204), связанный с боковой траекторией скважины. Первый объем (1202) может описывать неопределенность, связанную с траекторией скважины. Второй объем (1204) может описывать неопределенность, связанную с боковой траекторией скважины, отходящей от траектории скважины.
Из предшествующего описания следует понимать, что могут быть сделаны различные модификации и изменения в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения без выхода за его истинную сущность. Например, способ может быть выполнен в другой последовательности, и обеспеченные компоненты могут быть интегрированы или разделены.
Это описание предназначено только для целей иллюстрации и не должно восприниматься как ограничение. Объем этого изобретения должен быть определен только признаками прилагаемой формулы изобретения. Термин "содержащий" в формуле изобретения предназначен для обозначения "включающий в себя, по меньшей мере", так что приведенный перечень элементов в формуле изобретения является открытой группой. Указание на единственное число при формулировке признаков подразумевает включение их множественных форм, если это специально не исключено.
Несмотря на то что изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов его осуществления, специалисты в данной области техники, получающие выгоду настоящего изобретения, должны понимать, что могут быть разработаны другие варианты осуществления изобретения, которые не выходят за рамки его заявленного объема. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.