Моделирование переходного режима кнбк/бурильной колонны в процессе бурения

Моделирование переходного режима кнбк/бурильной колонны в процессе бурения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники изобретения

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

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На фиг.2A-2D графически показаны данные, собранные инструментами, показанными на фиг.1A-1D, соответственно. На фиг.2A показана дорожка 202 сейсмограммы подземного пласта фиг.1A, полученная инструмен