Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте

Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В процессе операций отбора проб во время бурения условия бурения ствола скважин влияют на количество фильтрата бурового раствора, проникающего в пласт, количество энергии, имеющееся в скважине для перекачки текучей среды из пласта, и время, требуемое для получения пробы нетронутой пластовой текучей среды. В некоторых примерах бурильное оборудование бурильной колонны может включать в себя скважинный инструмент отбора проб и/или испытаний текучих сред окружающих подземных пластов. Отбор проб можно производить с использованием пластоиспытателей, извлекающих пластовые текучие среды в нужных местах ствола скважины или точках наблюдений и/или испытывающих взятые пробы текучих сред на месте в скважине. Вместе с тем, для управления процессом получения пробы нетронутой пластовой текучей среды необходимо учитывать большое число переменных. Известные методики отбора проб во время бурения в значительной мере опираются на опыт корректировки параметров отбора проб и бурения для выполнения относительно экономически оправданной и высокопроизводительной операции отбора проб. Вместе с тем, такие эмпирические методики ограничены в объеме и могут уменьшать производительность и/или увеличивать суммарную стоимость операции отбора проб, если параметры бурения и/или отбора проб надлежащим образом не идентифицированы и/или приемлемо не откорректированы.

Известный уровень техники в данной области включает в себя SPE 92380, представляющий использование спецпроцессора моделирования в соединении с измерениями порового давления или давления в коллекторе. Другой пример можно найти в публикации патентной заявки США № 2005/0235745. Кроме того, в публикации патентной заявки США № 2007/0079962 описан блок планирования работы защитного зонда. Вышеупомянутые документы полностью включены в виде ссылки в данное описание.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг.1 показывает схематичный вид варианта системы буровой установки.

Фиг.2 схематично показывает вариант способа реализации одного или обоих модулей каротажа во время бурения фиг.1.

Фиг.3 показывает блок-схему устройства согласно настоящему изобретению.

Фиг.4 показывает блок-схему последовательности операций примера способа согласно настоящему изобретению.

Фиг.5 показывает более подробную блок-схему последовательности операций другого варианта способа согласно настоящему изобретению.

Фиг.6-13 показывает графики, иллюстрирующие прогнозы согласно одному из аспектов настоящего изобретения.

Фиг.14 показывает график, иллюстрирующий пример выходных данных имитатора ответной реакции пробоотборника, относящегося к возможной программе работы инструмента.

Фиг.15 показывает схему устройства согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Настоящее изобретение должно стать понятным из следующего подробного описания с прилагаемыми фигурами. Обращаем внимание, что согласно стандартной практике в промышленности, различные признаки начерчены без соблюдения масштаба. Фактически размеры различных признаков можно произвольно увеличивать или уменьшать для ясности рассмотрения.

Некоторые примеры показаны на указанных выше фигурах и подробно описаны ниже. В описании данных примеров одинаковые или идентичные позиции могут быть использованы для идентификации одинаковых или аналогичных элементов. Кроме того, несколько примеров описаны на всем протяжении данного подробного описания. Любые признаки любого примера могут быть включены в состав или заменены или могут иначе объединяться с другими признаками из других примеров для образования новых примеров.

В общем, являющиеся примерами способы и устройства, описанные в данном документе, можно использовать для планирования и динамического оптимизирования операций отбора проб пластовой текучей среды, выполняемых в соединении с бурением ствола скважины в подземном пласте. Как описано более подробно ниже, являющиеся примерами способы и устройства, в отличие от многих известных методик отбора проб пластовых текучих сред, обеспечивают интегральное планирование операций бурения и отбора проб пластовой текучей среды и итеративное динамическое обновление параметров, связанных с операциями бурения и/или отбора проб, по существу, увеличивающие эффективность и/или производительность операции отбора проб пластовой текучей среды или работы. Более конкретно, перед бурением и отбором проб в являющихся примером способах и устройствах можно выбирать или определять начально рассчитанный или наилучшим образом спрогнозированный (например, наиболее эффективный или экономически целесообразный) план бурения и план отбора проб в координированном или интегрированном режиме. В частности, в являющихся примером способах и устройствах можно использовать статистические данные, относящиеся к наборам параметров бурения и отбора проб, и соответствующие величины параметров для идентифицирования одного или нескольких возможных сценариев бурения и/или отбора проб, планов или процессов. Как описано более подробно ниже, каждый из планов, сценариев или процессов можно анализировать с использованием, например, спецпроцессора моделирования, который может включать в себя один или несколько имитаторов, обеспечивающих относительное сравнение и/или систематизацию планов, сценариев или способов на основании рассчитанных или прогнозируемых результатов отбора проб, создаваемых каждым из планов, сценариев или процессов. В данном режиме являющиеся примерами способы и устройство обеспечивают выбор начального плана бурения и/или отбора проб, рассчитанного или прогнозируемого для создания наилучших результатов (например, наиболее точных и экономически эффективных) отбора проб.

Способы и устройство согласно изобретению могут дополнительно обеспечивать динамическое обновление выбранного вначале плана (планов) бурения и/или отбора проб во время бурения и/или во время операций отбора проб. Более конкретно, одну или несколько величин параметров, относящихся к бурению и/или одну или несколько величин параметров, относящихся к отбору проб можно собирать или измерять во время бурения или при временной остановке бурения. Данные собранные или измеренные величины параметров можно затем использовать для обновления (например, модифицирования) выбранного вначале плана (планов) бурения и/или отбора проб. Такие обновления могут, например, происходить динамически во время операции отбора проб пластовой текучей среды и/или могут происходить между действиями бурения (т.е. во время временной остановки бурения) во время хода работы отбора проб, которая может состоять из отбора проб пластовой текучей среды в одном или нескольких местах в стволе скважины, в которой идет бурение. Обновление плана (планов) бурения и/или отбора проб может происходить многократно во время исполнения работы отбора проб, и такое обновление может включать в себя обновление одной или нескольких моделей (например, моделей пласта, моделей фильтрационной корки бурового раствора и т.д.), параметров и т.д.

Таким образом, как отмечено выше, способы и устройство, описанные в данном документе, предпочтительно обеспечивают создание начального плана бурения и/или отбора проб так, что действия бурения и действия отбора планируют совместно или в интегральном режиме. Кроме того, после начала действий бурения начальный план (планы) бурения и/или отбора проб можно обновлять или модифицировать во время исполнения работы отбора проб во время бурения ствола скважины. В результате, являющиеся примером способы и устройство обеспечивают более эффективный, производительный и экономически оправданный сбор и анализ одной или нескольких проб пластовой текучей среды во время действий бурения.

На фиг.1 показана система буровой установки, которую можно использовать на суше и/или на море, но показанная на фиг.1 установка развернута на суше. Данную систему можно использовать в сочетании со способами и устройством отбора проб во время бурения, описанными в данном документе. Вместе с тем, следует учитывать, что способы и устройство варианта, описанного в данном документе, в общем, можно также использовать с любой другой системой (системами) буровой установки.

В варианте системы буровой установки фиг.1 ствол 11 скважины выполняют в одном или нескольких подземных пластах роторным и/или наклонно-направленным бурением. Бурильная колонна 12 подвешена в стволе 11 скважины и включает в себя компоновку 100 низа бурильной колонны (КНБК), имеющую буровое долото 105 на своем нижнем конце. Система на поверхности включает в себя платформу и компоновку 10 вышки, установленную над стволом 11 скважины. Компоновка 10 вышки включает в себя ротор 16, ведущую бурильную трубу 17, крюкоблок 18 и вращающийся вертлюг 19. Бурильную колонну 12 вращает ротор 16, получающий мощность от не показанного средства и соединенный с ведущей бурильной трубой 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 примера подвешена на крюкоблоке 18, прикрепленном к талевому блоку (не показано), через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, обеспечивающий вращение бурильной колонны относительно крюкоблока 18. Систему верхнего привода можно использовать альтернативно или дополнительно.

В варианте, показанном на фиг.1, система на поверхности дополнительно включает в себя буровой раствор 26, хранящийся в емкости 27, оборудованной на буровой площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, обеспечивая проход бурового раствора вниз через бурильную колонну 12 в направлении, указанном стрелкой 8. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105 и затем циркулирует вверх через зону кольцевого пространства между внешней поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины в направлении, указанном стрелкой 9. Буровой раствор смазывает буровое долото 105 и уносит выбуренную породу на поверхность, возвращаясь в емкость 27 для повторной циркуляции, и создает корку бурового раствора, например, фильтрационную корку, (не показана) на стенках ствола 11 скважины.

Компоновка 100 низа бурильной колонны включает в себя, среди прочего, несколько модулей или инструментов каротажа во время бурения различных типов (два из которых указаны позициями 120 и 120A), и/или модули измерений во время бурения (один из которых указан позицией 130), роторную управляемую систему или двигатель, и буровое долото 105. Модуль 130 измерений во время бурения измеряет азимут и наклон бурового долота 105, которые можно использовать для мониторинга траектории ствола скважины.

Каждый инструмент 120 и 120A размещен в специальной утяжеленной бурильной трубе, известной в технике, и содержит несколько каротажных инструментов известных типов и/или устройств отбора проб текучей среды. Инструменты 120 и 120A выполнены с возможностью проведения измерений, обработки и хранения информации и обмена данными с модулем 130 измерений во время бурения и/или напрямую с оборудованием на поверхности, таким, например, как компьютер 160 каротажа и управления.

Компьютер 160 каротажа и управления может включать в себя интерфейс пользователя, обеспечивающий отражение параметров ввода и/или вывода данных, которые могут быть связанными с измерениями, получаемыми в примерах, описанных в данном документе, и/или прогнозов, связанных с отбором проб в пласте F, таких как протяженность зоны проникновения бурового раствора (например, фильтрата бурового раствора). Параметры, вводимые в компьютер 160 каротажа и управления, могут включать в себя сейсмические данные (например, сейсморазведки и/или скоростей распространения сейсмических волн), каротажные диаграммы необсаженного ствола скважины, включающие в себя данные оценки пласта, и/или механические свойства породы (например, прочность пласта), связанные с пластом F. Кроме того или альтернативно, параметры ввода могут включать в себя данные, относящиеся к реологии бурового раствора, такие как вязкость бурового раствора, плотность бурового раствора, напряжение текучести бурового раствора, прочность геля бурового раствора, состав бурового раствора и/или сжимаемость бурового раствора. Дополнительно, ввод параметров может включать в себя траекторию ствола скважины, размеры ствола скважины, геометрию бурильной колонны, параметры насоса (например, производительность насоса), параметры бурения, параметры отбора проб и/или параметры пласта. Хотя компьютер 160 каротажа и управления показан на фиг.1 находящимся на поверхности и вблизи системы буровой установки, часть или весь компьютер 160 могут быть установлены в компоновке 100 низа бурильной колонны и/или на удаленной площадке.

На фиг.2 показана упрощенная схема инструмента 200 каротажа во время бурения, который можно использовать в качестве инструментов 120 и/или 120A каротажа во время бурения. В показанном примере инструмент 200 каротажа во время бурения относится к типу, описанному в патенте США 7114562, переуступленному патентообладателю настоящей патентной заявки и полностью включенному в данный документ в виде ссылки. Вместе с тем, другие типы инструментов каротажа во время бурения можно использовать в качестве инструмента 200 каротажа во время бурения.

Инструмент 200 каротажа во время бурения фиг.2 снабжен зондом 205, выполненным с возможностью обеспечения сообщения с пластом F и отбора пластовой текучей среды 210 в инструмент 200 каротажа во время бурения, как показано стрелками. Зонд 205 может быть установлен, например, в лопасть 215 центратора инструмента 200 каротажа во время бурения и выдвигаться из лопасти 215 центратора в контакт со стенкой 220 ствола скважины. Лопасть 215 центратора входит в состав одной или нескольких лопастей, которые могут находиться в контакте со стенкой 220 ствола скважины.

Пластовая текучая среда 210, отобранная в инструмент 200 каротажа во время бурения зондом 205, может быть обследована для определения, например, состава текучей среды, вязкости, плотности, оптической плотности, меры поглощения света, флюоресценции, относительного сопротивления и/или проводимости, диэлектрической постоянной, температуры и т.д. Инструмент 200 каротажа во время бурения может также быть снабжен одним или несколькими блоками 230 измерения свойств текучей среды и одним или несколькими датчиками 235, выполненными с возможностью совместного измерения параметров (например, параметров процесса, параметров пласта и т.д.). Блок (блоки) 230 измерения свойств текучей среды могут включать в себя, например, спектрометр поглощения света, имеющий множество каналов, каждый из которых может соответствовать разной длине волны. Таким образом, блок (блоки) 230 измерения свойств текучей среды могут быть выполнены для измерения спектральной информации для текучих сред, отобранных из пласта F. Данную спектральную информацию можно использовать для определения состава и/или других свойств текучей среды. Блок (блоки) 230 измерения свойств текучей среды может, кроме того или альтернативно, включать в себя масс-спектрометр и/или блок хроматографии, спектрометр ядерно-магнитного резонанса, спектрометр флюоресценции, блок измерения относительного сопротивления и/или любой другой подходящий блок измерения свойств текучей среды. Измерения, полученные блоком (блоками) 230 измерения свойств текучей среды, могут быть использованы спецпроцессором 240 моделирования для содействия (например, обновления) процессу бурения и/или отбора проб. Например, спецпроцессор 240 моделирования можно использовать для прогнозирования изменений свойств пластовой текучей среды с глубиной для прогнозирования изменений свойств пластовой текучей среды со временем во время процесса отбора проб и/или для генерирования каротажных диаграмм, калибрующих профиль зоны проникновения бурового раствора, как описано более подробно ниже.

Датчики 235 могут быть предназначены для измерения давления (например, давления на зонде 205 и давления в кольцевом пространстве во время бурения), температуры, интенсивности подачи бурового раствора (например, интенсивности подачи бурового раствора в кольцевом пространстве), плотности бурового раствора, траектории ствола скважины, плотности пластовой текучей среды, вязкости пластовой текучей среды, местоположения бурильной колонны и/или бурильных компонентов относительно ствола скважины, и/или получения шлама. Кроме того или альтернативно, датчики 235 могут быть предназначены для измерения, кроме прочего, скорости проходки буровым долотом 105, объем пробуренного пласта, скорости вращения компоновки 100 низа бурильной колонны, массы фильтрационной корки бурового раствора, уплотненности корки бурового раствора, величины перемещения компоновки 100 низа бурильной колонны, фильтрации бурового раствора, мелких измерений каротажа во время бурения и/или глубины бурильной колонны 12.

Один или несколько параметров, измеренных датчиками 235, могут быть использованы спецпроцессором 240 моделирования для определения, прогнозирования и/или обновления режима потока в стволе скважины, интенсивности фильтрации бурового раствора, модели порового давления, подвижности текучей среды в пласте, статистики распределения давления, статистики циркуляции бурового раствора, параметров фильтрационной корки бурового раствора и/или проникновения бурового раствора (например, фильтрата). Кроме того, некоторые или все данные измеренные параметры могут быть использованы спецпроцессором 240 моделирования для определения, прогнозирования и/или обновления модели фильтрационной корки бурового раствора, пластовой модели (включающей в себя модель пластовой текучей среды), модели отложения фильтрационной корки бурового раствора, модели эрозии фильтрационной корки бурового раствора, модели сжимаемости фильтрационной корки бурового раствора, модели проницаемости фильтрационной корки бурового раствора, модели десорбции фильтрационной корки бурового раствора, забойного давления и/или пористости пласта. Дополнительно, один или несколько данных измеренных параметров могут быть использованы спецпроцессором 240 моделирования для определения, прогнозирования и/или обновления сжимаемости пласта, модели бурового раствора, модели оценки свойств пласта и/или свойств бурового раствора, уравнений механики текучей среды в стволе скважины, модели мгновенного проникновения, модели пластового течения и/или модели показателей работы пробоотборника. Как отмечено выше и описано более подробно ниже, вышеупомянутые параметры и/или модели можно обновлять динамически с помощью данных, собранных во время исполнения работы отбора проб во время бурения ствола скважины для обеспечения более эффективного и производительного отбора и анализа проб пластовых текучих сред.

Датчики 235 могут давать на выход аналоговые и/или цифровые сигналы, которые могут являться цифровыми представлениями аналоговых сигналов, переработанных для уменьшения шума и/или уменьшения числа бит, используемых для представления выходных данных (т.е. сжатыми). Выходные данные могут, кроме того или альтернативно, включать в себя один или несколько параметров, выведенных из данных измерений и/или выходных данных одного или нескольких датчиков.

Инструмент 200 каротажа во время бурения может быть снабжен устройствами, такими, например, как, по меньшей мере, один насос 280 для отбора нужного количества текучей среды из пласта F при заданной производительности. Инструмент 200 каротажа во время бурения может также включать в себя камеру 245 сбора проб текучей среды для подъема на поверхность, по меньшей мере, одной выкидной линии 260, гидравлически соединенной с зондом 205, насос 280 и, по меньшей мере, одно регулируемое выпускное отверстие 270, которые можно использовать для выпуска текучей среды, отобранной из пласта F в ствол скважины (например, во время операции очистки пробы). Резервные поршни 225 можно также оборудовать для содействия приложения силы, толкающей инструмент 200 каротажа во время бурения и/или зонд 205, к стенке 220 ствола скважины. Кроме того, для генерирования выходных данных имитации и/или прогнозов являющийся примером инструмент 200 каротажа во время бурения фиг.2 включает в себя спецпроцессор 240 моделирования и блок 250 обработки данных. Вместе с тем, спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных могут быть размещены в другом месте в инструменте или бурильной колонне и/или могут быть размещены частично или полностью на поверхности.

На фиг.3 показана блок-схема устройства 300, которое можно использовать для реализации спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных фиг.2. Как показано совместно на фиг.2 и 3, спецпроцессор 240 моделирования может включать в себя любое число и/или любые типы имитаторов, и блок 250 обработки данных может включать в себя любое число и/или любые типы модулей процессоров. В варианте на фиг.3 спецпроцессор 240 моделирования включает в себя имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора, имитатор 306 пластового течения и имитатор 308 ответной реакции инструмента. Блок 250 обработки данных включает в себя сравнивающее устройство 310, инициирующее устройство 312, сортирующее устройство 314, процессор 316 и/или устройство 318 идентификации. Меньшее число, дополнительные и/или отличающиеся имитаторы и модули могут быть использованы для реализации спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных для удовлетворения потребностей конкретного варианта применения.

Хотя спецпроцессор 240 моделирования и блок 250 обработки данных показаны как часть инструмента 200 каротажа во время бурения на фиг.2, спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных можно альтернативно реализовать, по меньшей мере, частично в модуле 130 измерений во время бурения. Кроме того или альтернативно, спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных можно реализовать, частично или полностью, как часть компьютера 160 каротажа и управления. Например, если сообщение между КНБК 100 (фиг.1) и поверхностью осуществляется по высокоскоростному каналу связи (например, кабелированной бурильной трубе), скорость передачи данных может быть достаточной для обеспечения размещения спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных полностью в компьютере 160 каротажа и управления.

Хотя примеры способа реализации спецпроцессора 240 моделирования и блока 250 обработки данных фиг.2 показаны на фиг.3, один или несколько элементов, процессов и/или устройств, показанных на фиг.3, можно объединять, делить, переставлять, исключать, убирать и/или реализовать другими путями. В более общем смысле являющиеся примером спецпроцессор 240 моделирования и/или блок 250 обработки данных можно реализовать в аппаратном обеспечении, программном обеспечении, микропрограммном обеспечении и/или любой комбинации аппаратного обеспечения, программного обеспечения и/или микропрограммного обеспечения. Таким образом, например, любые имитаторы 302-308 и/или модули 310-318 можно реализовать в одной или нескольких цепи (цепях), программируемом процессоре (процессорах), специализированной интегральной микросхеме (микросхемах) (специализированной ИС), программируемом логическом устройстве (устройствах) (ПЛУ) и/или логическом устройстве, программируемом потребителем (устройствах) (ПЛИС) и т.д. Кроме того, являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования и являющийся примером блок 250 обработки данных могут включать в себя один или несколько элементов, процессоров и/или устройств, дополняющих или заменяющих показанные на фиг.3.

При использовании имитаторы 302-308 могут автоматически взаимодействовать (например, работать совместно или передавать данные для обмена величинами параметров и/или другими данными) для выполнения анализов, которые можно использовать для обновления (например, итеративного) параметров бурения и/или параметров отбора проб для улучшения результатов операции отбора проб или работы, выполненной в соединении с действиями бурения. Вместе с тем, следует учитывать, что не все состояния данного одного из имитаторов 302-308 должны быть обязательно совместимыми с возможными состояниями одного или нескольких других имитаторов 302-308. Фактически в некоторых случаях только один набор параметров может быть действительным, когда все имитаторы 302-308 совместно работают или взаимодействуют для осуществления анализа или анализов, необходимых для обновления планов бурения и/или отбора проб согласно примерам, описанным в данном документе.

Для решения и/или определения уравнений механики текучей среды в стволе 11 скважины (фиг.1) являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования снабжен имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины. Известный имитатор гидравлической системы ствола скважины описан в материалах "Drilling Office" справки по маркетингу фирмы Schlumberger® и "The Integral Solution: New System Improves Efficiency of Drilling Planning and Monitoring" SPE 39322, описывающих модуль гидравлической системы, созданный для применения фирмой Schlumberger®, полностью включены в данный документ в виде ссылки. Имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины выполнен с возможностью приема и обработки входных данных и генерирования выходных данных, относящихся к режиму потока (например, распределения скорости потока) и/или статистике распределения давления (например, давления в кольцевом пространстве, эквивалентной циркуляционной плотности и/или эквивалентной статической плотности). В частности, режим потока циркуляции бурового раствора может быть показан турбулентным или ламинарным, что, в свою очередь, имеет значение для прогнозов, выполняемых имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора. Таким образом, результаты имитации (или информация, связанная с результатами имитации), генерируемая имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины могут быть переданы имитатору 304 фильтрационной корки бурового раствора, обеспечивая более точное моделирование фильтрационной корки бурового раствора в стволе скважины имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора. Кроме того, статистика распределения давления может быть переведена в эквивалентную циркуляционную плотность и/или эквивалентную статическую плотность.

Входные данные в имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины могут быть связаны с параметрами реологии бурового раствора, параметрами бурения и/или данными коллектора. Параметры, относящиеся к реологии бурового раствора, могут включать в себя, среди прочего, вязкость бурового раствора, плотность бурового раствора, напряжение текучести бурового раствора, прочность геля бурового раствора и/или сжимаемость бурового раствора. Параметры, относящиеся к реологии бурового раствора, могут быть определены на поверхности, например, в лаборатории и/или на буровой площадке и затем введены в компьютер 160 каротажа и управления (фиг.1). Параметры, относящиеся к реологии бурового раствора, могут зависеть, например, от давления и/или температуры в стволе скважины. Расчетное давление можно определять по плотности бурового раствора и измерению вертикальной глубины бурильной колонны относительно поверхности. Давление можно, кроме того или альтернативно, определять по измерениям, полученным одним или несколькими датчиками 235 (фиг.2).

Параметры, относящиеся к бурению, включают в себя геометрию бурильной колонны, траекторию ствола скважины, статистику скорости циркуляции бурового раствора, глубину бурильной колонны, получение шлама и/или скорость вращения компоновки низа бурильной колонны. Геометрия бурильной колонны может включать в себя размеры и/или диаметр различных компонентов компоновки низа бурильной колонны, которая может включать в себя буровое долото, утяжеленные бурильные трубы, бурильные трубы и/или центраторы или стабилизаторы, и т.д. Геометрию бурильной колонны и/или ее местоположение можно использовать для определения площади сечения потока бурового раствора на траектории ствола скважины.

Траектория ствола скважины может быть вертикальной, наклонной и/или горизонтальной относительно поверхности. Траекторию ствола скважины можно использовать для определения местоположения компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины. Местоположение компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины можно использовать для определения формы площади сечения потока бурового раствора (например, кольцевой или серповидной) на траектории ствола скважины. Данную информацию и производительность перекачки бурового раствора можно использовать для определения и/или прогнозирования режима потока бурового раствора. Например, если траектория ствола скважины является горизонтальной относительно поверхности, компоновка низа бурильной колонны может ложиться на бок и, следовательно, форма площади сечения потока бурового раствора может быть, по существу, являться серповидной. Альтернативно, если траектория ствола скважины вертикальна относительно поверхности, компоновка низа бурильной колонны может вставать по центру сечения ствола скважины и, таким образом, форма площади сечения потока бурового раствора может быть, по существу, кольцевой. Кроме того, действие силы тяжести на компоновку низа бурильной колонны может быть также учтено имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины.

Скорость циркуляции бурового раствора связана с производительностью перекачки бурового раствора, что используют, кроме прочего, для определения средней интенсивности подачи бурового раствора по сечению ствола скважины. Задержки и/или перерывы циркуляции бурового раствора, обусловленные, например, присоединением дополнительных секций бурильных труб можно также учитывать.

Глубина бурильной колонны (например, проектная глубина) относится к глубине бурильной колонны в стволе скважины. Глубину бурильной колонны можно использовать для генерирования моделей, связанных с действием скачков давления и/или свабирования (например, перемещение бурильной колонны и/или других компонентов компоновки низа бурильной колонны вдоль ствола 11 скважины (фиг.1) может давать в результате уменьшение давления в скважине, что, в свою очередь, может инициировать приток углеводородов из пласта F). Кроме того или альтернативно, глубину бурильной колонны можно использовать для генерирования моделей, связанных с действием времени между моментом вскрытия пласта F (например, горной породы) буровым долотом 105 (фиг.1) и временем отбора проб.

Получение шлама связано с мелкими частицами горной породы, оторванными от пласта F при разрушении буровым долотом 105 пласта F горной породы перед буровым долотом 105. Количество полученного шлама зависит от объема пласта, пробуренного буровым долотом 105, и типа используемого бурового долота. Получение шлама воздействует на давление в стволе скважины и действующую циркуляционную плотность, являющуюся очевидной плотностью бурового раствора циркуляции, выведенной по измерению давления, производимого буровым раствором на данной глубине. Эффективная плотность циркуляции учитывает перепад давления в кольцевом пространстве над рассматриваемой точкой в пласте F.

Скорость вращения бурильной колонны связана с частотой оборотов в минуту бурильной колонны относительно ствола скважины. Скорость вращения бурильной колонны воздействует на режим потока бурового раствора (например, является ли поток ламинарным или турбулентным). Кроме того, скорость вращения бурильной колонны воздействует на механику фильтрационной корки бурового раствора и скорость проникновения бурового раствора, то есть скорость, с которой буровой раствор, в основном, фильтрат, проникает в пласт F.

Параметры, относящиеся к данным коллектора, которые может также использовать имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины, включают в себя температуру текучей среды в скважине и, если имеется, температуру пласта F. Вместе с тем, в других примерах любое другое число параметров, относящихся к данным коллектора, имитатор 302 гидравлической системы ствола скважины может использовать взамен или в дополнение к упомянутым выше.

Для определения и/или прогнозирования величины скорости фильтрации или объема закачиваемого бурового раствора (например, фильтрата) в стенку 220 ствола скважины по траектории ствола скважины, являющийся примером спецпроцессор 240 моделирования снабжен имитатором 304 фильтрационной корки бурового раствора. Имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора можно реализовать с использованием известного имитатора фильтрационной корки бурового раствора, такого как имитатор, описанный в материале "When Should We Worry About Supercharging in Formation Pressure While Drilling Measurements", SPE/IADC 92380, полностью включен в данный документ в виде ссылки. Вместе с тем, взамен можно использовать любой другой имитатор фильтрационной корки бурового раствора. В общем, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора принимает и обрабатывает входные данные для генерирования выходных данных, взаимосвязанных со скоростью фильтрации или объемом бурового раствора, закачиваемого в стенку 220 ствола скважины по траектории ствола скважины. Кроме того, имитатор 304 фильтрационной корки бурового раствора включает в себя внутренние переменные, связанные с массой корки бурового раствора и/или сжатием корки бурового раствора. Масса корки бурового раствора связана с массой материала твердых частиц, осажденных на стенке 220 ствола скважины. В общем, можно осуществлять мониторинг свойств корки бурового раствора, таких, например, как толщина, пористость, проницаемость, сжимаемость, прочность, скорость фильтрации и/или "способность к прихвату" (например, как изложено в "Model-Based Sticking Risk Assessment for Wireline Formation Testing Tool in the U.S. Gulf Coast," Underbill, W B, L. Moore, и G. H. Meeten, SPE 48963, полностью включено в данный документ в виде ссылки), для индикации момента, когда свойства следует корректировать, по существу, для предотвращения прихвата (потери) бурильной колонны и/или компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины.

Входные данные, используемые для имитатора 304 фильтрационной корки бурового раствора, могут быть связаны с параметрами корки бурового раствора, параметрами, относящимися к данным коллектора, и/или параметрами гидравлической системы ствола скважины, которые можно создавать или генерировать на основании информации или данных, созданных имитатором 302 гидравлической системы ствола скважины. Конкретно, параметры, относящиеся к корке бурового раствора, включают в себя параметры для использования в модели отложения корки бурового раствора, модели эрозии корки бурового раствора, модели проницаемости корки бурового раствора и/или модели десорбции корки бурового раствора. Модель отложения корки бурового раствора представляет величину корки бурового раствора, отложенной на стенке 220 ствола скважины, как функцию количества фильтрата бурового раствора, проникающего (например, просачивающегося) в пласт F. Модель отложения корки бурового раствора может учитывать динамическую фильтрацию, которая может быть связана с материалом с одновременной эрозией и отложением на корке бурового раствора, когда буровой раствор циркулирует поверх корки бурового раствора. В частности, динамическая фильтрация связана с ограничением роста корки бурового раствора, когда скорость фильтрации слишком мала относительно напряжения сдвига, производимого на корку бурового раствора потоком бурового раствора, предотвращающим дополнительное нарастание твердых частиц на корке бурового раствора.

Модель эрозии корки бурового раствора представляет скорость эрозии корки бурового раствора в результате прохождения потока бурового раствора в стволе скважины. Например, корка бурового раствора может иметь постоянную и быструю эрозию, если поток бурового раствора в стволе скважины является турбулентным.

Модель проницаемости корки бурового раствора и/или модель десорбции корки бурового раствора представляет проницаемость корки бурового раствора, как функцию массы частиц нарастающих на корке бурового раствора. Кроме того, модели проницаемости корки бурового раствора и/или модели десорбции корки бурового раствора представляют режим, в к