Вычисление скорости и глубины бурения для скважинных инструментов

Вычисление скорости и глубины бурения для скважинных инструментов

Реферат

ПРЕДПОСЫЛКИ

[0001] При выполнении многих операций бурения и каротажа желательно иметь скорость бурения или скорость проходки (СП) для скважинных инструментов. Обычно вследствие ограниченных вычислительных ресурсов в скважинных приборах скорость проходки и измеренная глубина имеются только на поверхности. Имеются способы оценивания в скважине скорости проходки на основании данных скважинных акселерометров, но они не являются надежными вследствие тяжелых скважинных условий (например, ударов и вибраций). Кроме того, в отрасли промышленности имеется тенденция к бурению более глубоких скважин с меньшими диаметрами, в которых скважинные условия становятся все более тяжелыми.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ

[0002] В общем, согласно одному аспекту изобретение относится к способу управления операцией бурения в подземном пласте. Способ включает в себя образование с помощью первого датчика компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и во время операции бурения первой временной каротажной диаграммы данных, представляющей параметр буровой скважины вдоль траектории бурения, образование с помощью второго датчика компоновки низа бурильной колонны во время операции бурения второй временной каротажной диаграммы данных, представляющей параметр бурения вдоль траектории бурения, определение с помощью компьютерного процессора компоновки низа бурильной колонны и во время операции бурения временного сдвига путем сравнения первой временной каротажной диаграммы данных и второй временной каротажной диаграммы данных, при этом смещением первой и второй временных каротажных диаграмм данных в соответствии с временным сдвигом максимизируют коэффициент корреляции первой и второй временных каротажных диаграмм данных, определение в пределах заранее заданного периода времени от образования первой и второй временных каротажных диаграмм данных скорости бурения на основании временного сдвига и заранее заданного расстояния между первым датчиком и вторым датчиком и выполнение операции бурения на основании скорости бурения.

[0003] Другие аспекты изобретения станут понятными из нижеследующего подробного описания и прилагаемых чертежей.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0004] Прилагаемыми чертежами иллюстрируются несколько вариантов осуществления вычисления скорости и глубины бурения для скважинных инструментов и они не должны считаться ограничивающими объем этого вычисления, при этом для вычисления скорости и глубины бурения для скважинных инструментов можно предположить другие столь же эффективные варианты осуществления. На чертежах:

[0005] фиг. 1 - схематичный вид места расположения скважины с показом операции бурения, при которой могут быть реализованы один или несколько вариантов осуществления вычисления скорости и глубины бурения для скважинных инструментов;

[0006] фиг. 2 - структурная схема системы для вычисления скорости и глубины бурения согласно одному или нескольким вариантам осуществления;

[0007] фиг. 3 - блок-схема последовательности действий при вычислении скорости бурения для скважинных инструментов согласно одному или нескольким вариантам осуществления;

[0008] фигуры 4.1-4.11 - примеры вычислений скорости и глубины бурения для скважинных инструментов согласно одному или нескольким вариантам осуществления; и

[0009] фиг. 5 - структурная схема компьютерной системы, при использовании которой можно реализовать один или несколько вариантов осуществления вычисления скорости и глубины бурения для скважинных инструментов.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0010] Аспекты настоящего раскрытия показаны на идентифицированных выше чертежах и описываются ниже. В описании аналогичные или идентичные позиции используются для идентификации одинаковых или подобных элементов. Чертежи не обязательно выполнены в масштабе и для ясности и выразительности некоторые компоненты могут быть показаны в увеличенном масштабе или схематично.

[0011] Аспекты настоящего раскрытия включают в себя способ, систему и считываемый компьютером носитель, в которых устранены упомянутые выше недостатки способов оценивания скорости и глубины проходки из предшествующего уровня техники. В одном или нескольких вариантах осуществления датчики одного вида размещают на известном расстоянии друг от друга в компоновке низа бурильной колонны (КНБК), чтобы временные каротажные диаграммы данных, собираемые на двух различных местах, сравнивать для вычисления временного сдвига, приводящего к максимальной корреляции между сдвинутыми во времени каротажными диаграммами данных. В соответствии с этим по временному сдвигу и известному расстоянию между датчиками вычисляют почти текущие скорость и глубину проходки.

[0012] На фиг. 1 представлен схематичный вид места (100) расположения скважины с показом операции бурения. Место (100) расположения скважины включает в себя буровую систему (311) и наземный блок (334). В показанном варианте осуществления буровая скважина (313) образована вращательным бурением, способом, который хорошо известен. Однако специалистам в соответствующей области техники, имеющим выгоду от этого раскрытия, должно быть понятно, что настоящее изобретение также найдет применение при других технологиях бурения помимо обычного вращательного бурения (например, наклонном бурении с помощью забойного двигателя) и не ограничено наземными буровыми установками.

[0013] Буровая система (311) включает в себя бурильную колонну (315), подвешенную в буровой скважине (313), с буровым долотом (310) на нижнем конце. Кроме того, буровая система (311) включает в себя наземную платформу и узел (312) буровой вышки, расположенный над буровой скважиной (313), проникающей в подземный пласт (F). Узел (312) включает в себя роторный стол (314), ведущую трубу (316), буровой крюк (318) и вертлюг (319). Бурильная колонна (315) приводится во вращение роторным столом (314), получающим энергию от непоказанного средства, который находится в зацеплении с ведущей трубой (316) на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна (315) подвешена на буровом крюке (318), прикрепленном к талевому блоку (также непоказанному) через ведущую трубу (316) и вертлюг (319), который обеспечивает вращение бурильной колонны относительно бурового крюка.

[0014] Буровая система (311) также включает в себя промывочную жидкость или буровой раствор (320), сохраняемый в емкости (322), образованной на месте расположения скважины. Насос (324) подает буровой раствор (320) внутрь бурильной колонны (315) через отверстие в вертлюге (319), вынуждая буровой раствор протекать, как показано направленной стрелкой, вниз через бурильную колонну (315). Буровой раствор (320) выходит из бурильной колонны (315) через отверстия в буровом долоте (310) и затем продвигается вверх через область между внешней поверхностью бурильной колонны (315) и стенкой буровой скважины (313), называемой кольцевым пространством (326). Таким образом, буровой раствор (320) смазывает буровое долото (310) и выносит на поверхность обломки выбуренной породы, когда он возвращается в емкость (322) для повторного использования.

[0015] Бурильная колонна (315) также включает в себя компоновку (330) низа бурильной колонны вблизи бурового долота (310) (иначе говоря, на расстоянии нескольких длин утяжеленной бурильной трубы от бурового долота). Компоновка (330) низа бурильной колонны обладает функциональными возможностями измерения, обработки и сохранения информации, а также поддержания связи с наземным блоком. Кроме того, компоновка (330) низа бурильной колонны включает в себя утяжеленные бурильные трубы (328) для выполнения различных других измерительных функций. В частности, компоновка (330) низа бурильной колонны включает в себя прибор (200) для вычисления скорости и глубины бурения.

[0016] Датчики (Д) размещают вокруг места расположения скважины для сбора данных (возможно, в реальном времени), относительно работы на месте расположения скважины, а также условий на месте расположения скважины. Кроме того, датчики (Д) могут иметь признаки или обладать функциональными возможностями мониторов, таких как камеры (непоказанные) для получения картин работы. Наземные датчики или измерительные приборы (Д) могут быть размещены вокруг наземных систем для получения информации вокруг наземного блока, такой как давление в стояке, нагрузка на буровой крюк, глубина, крутящий момент на поверхности, число оборотов в минуту ротора, наряду с некоторыми другими. Скважинные датчики или измерительные приборы (Д) располагают вокруг бурового инструмента и/или ствола скважины для получения информации о скважинных условиях, таких как давление в стволе скважины, нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, направление, наклон, число оборотов в минуту муфты трубы, температура инструмента, температура в кольцевом пространстве и на поверхности инструмента, наряду с некоторыми другими. Многочисленные скважинные датчики (Д) могут располагаться на различных местах в компоновке (330) низа бурильной колонны, такие как датчик (201) и датчик (202). Информация, собираемая датчиками и камерами, передается к различным частям буровой системы и/или в наземный блок (334).

[0017] При работе буровая система (311) связана с наземным блоком (334) для обмена информацией между ними. Компоновка (330) низа бурильной колонны снабжена связным вспомогательным узлом (352), который поддерживает связь с наземным блоком. Связной вспомогательный узел (352) выполнен с возможностью передачи сигналов на поверхность и приема сигналов с поверхности при использовании телеметрии по гидроимпульсному каналу связи. Связной вспомогательный узел (352) может включать в себя, например, передатчик, который формирует сигнал, такой как акустический или электромагнитный сигнал, который соответствует измеряемым параметрам бурения. Специалисту в соответствующей области техники должно быть понятно, что можно использовать многочисленные телеметрические системы, такие как системы телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, по бурильной трубе, снабженной проводом, или другие.

[0018] Обычно ствол скважины пробуривают в соответствии с планом бурения, который разрабатывают до бурения. В плане бурения отражают оборудование, давления, траектории и/или другие параметры, которыми определяется процесс бурения на намеченном месте расположения скважины. Затем в соответствии с планом бурения выполняют бурильные работы. Однако по мере сбора информации бурильные работы могут отклоняться от плана бурения. Кроме того, по мере выполнения бурения или других работ подземные условия могут изменяться. Модель геологической среды также можно корректировать по мере сбора новой информации.

[0019] Например, мгновенную скорость проходки можно использовать для определения пропорционального коэффициента усиления, чтобы применять его в буровой системе с замкнутым контуром, вследствие чего автоматизированное регулирование траектории, осуществляемое инструментом направленного бурения, может стать более точным во время бурильных работ на протяжении различных пластов. Кроме того, глубину пробуренной наклонной скважины (вычисленную путем интегрирования скорости на протяжении некоторого периода времени) можно использовать для вычисления траектории бурения наклонной скважины. Еще одно полезное применение включает в себя построение изображения при каротаже во время бурения (КВБ), когда интервалы регистрации изображения или интервалы телеметрии можно регулировать в зависимости от скорости бурения. В общем, благодаря возможности вычисления скорости проходки направленной скважины резко повышается качество автоматического регулирования направления бурения направленной скважины при использовании, например, роторных управляемых систем, систем с колонной гибких труб и/или снабженных двигателями роторных управляемых инструментов.

[0020] Хотя подземные ресурсы не ограничены углеводородами, такими как нефть, на всем протяжении этого документа термины «нефтяное месторождение» и «разработка нефтяного месторождения» могут использоваться на равных основаниях с терминами «месторождение» и «разработка месторождения» для обозначения места, где ценные флюиды любого вида могут быть обнаружены и где необходимы действия по извлечению их. Кроме того, термины могут относиться к площадкам, на которых вещества сохраняют или накапливают после нагнетания их на поверхность при использовании буровых скважин и операций, связанных с этим процессом. Кроме того, термин «разработка месторождения» относится к полевым работам, связанным с месторождением, включая действия, относящиеся к составлению плана месторождения, бурению ствола скважины, заканчиванию скважины и/или добычи с использованием ствола скважины.

[0021] На фиг. 2 представлен схематичный вид компоновки (330) низа бурильной колонны с дополнительными элементами. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения один или несколько модулей и элементов, показанных на фиг. 2, могут опускаться, повторяться и/или заменяться. В соответствии с этим варианты осуществления вычисления скорости и глубины бурения для скважинных инструментов не должны считаться ограниченными конкретными компоновками модулей, показанными на фиг. 2.

[0022] Как показано на фиг. 2, компоновка (330) низа бурильной колонны включает в себя первый датчик (201), второй датчик (202) и прибор (200) для вычисления скорости и глубины бурения. В одном или нескольких вариантах осуществления первый датчик (201) выполнен с возможностью образования во время операции бурения первой временной каротажной диаграммы (211) данных, представляющей параметр буровой скважины вдоль траектории бурения, по которой образуют буровую скважину (313) из фиг. 1, приведенной выше. Кроме того, второй датчик (202) выполнен с возможностью образования во время операции бурения второй временной каротажной диаграммы (212) данных, представляющей параметр буровой скважины вдоль траектории бурения. Например, параметром буровой скважины может быть диаметр буровой скважины, пористость пластовых пород вблизи буровой скважины, наклон буровой скважины, полное магнитное поле и т.д. В одном или нескольких вариантах осуществления первый датчик (201) и второй датчик (202) расположены на различных местах в компоновке (330) низа бурильной колонны и находятся на расстоянии друг от друга (то есть, на расстоянии (203), показанном на фиг. 1). В одном или нескольких вариантах осуществления первый датчик (201) и второй датчик (202) являются датчиками подобного типа. На всем протяжении этого раскрытия термин «подобного типа» или «подобного вида» относится к по меньшей мере одному параметру буровой скважины, который можно измерять первым датчиком (201) и вторым датчиком (202). В частности, особенности профиля параметра буровой скважины вдоль буровой скважины могут обнаруживаться первым датчиком (201) и вторым датчиком (202), так что можно выполнять коррелирование результирующих каротажных диаграмм данных. В частности, корреляция становится максимальной, когда результирующие каротажные диаграммы данных сдвинуты относительно друг друга в соответствии с временным сдвигом по шкале времени. Как описывается далее относительно вычислителя (221) скорости бурения, этот временной сдвиг используют для вычисления скорости бурения.

[0023] В одном или нескольких вариантах осуществления первый датчик (201) и второй датчик (202) включают в себя датчики изображения. Например, первый датчик (201) может быть нейтронным датчиком изображения, тогда как второй датчик (202) может быть акустическим датчиком изображения. В другом примере первый датчик (201) может быть датчиком механического каверномера, тогда как второй датчик (202) может быть датчиком акустического каверномера. Хотя они являются датчиками различных типов, они являются датчиками подобного типа или подобного вида, поскольку они оба могут измерять диаметр буровой скважины и обнаруживать особенности (например, выступы поверхности буровой скважины) профиля диаметра буровой скважины вдоль буровой скважины.

[0024] В одном или нескольких вариантах осуществления первый датчик (201) и второй датчик (202) включают в себя навигационные датчики (например, акселерометры, магнитометры, гироскопы и т.д.) и результирующие каротажные диаграммы данных включают в себя навигационную информацию (такую как наклон, азимут, полное магнитное поле и т.д.). В дополнение к каротажным диаграммам данных промежуточные численные значения с навигационных датчиков (то есть, с первого датчика (201) и второго датчика (202)) также можно использовать для распознавания корреляции. Например, показания осевых акселерометров с первого датчика (201) и второго датчика (202) на двух различных осевых местах (с заранее заданным осевым смещением) в компоновке (330) низа бурильной колонны можно сопоставлять/коррелировать для определения временного сдвига между ними, чтобы максимизировать сопоставление/корреляцию. Нижеследующие формулы хорошо известны в соответствующей области техники:

[0025] Наклон =arccos(G_z/TGF), где TGF обозначает полное гравитационное поле;

[0026] Наклон =arccos(G_z), где TGF=1G (9,8 м/с²);

[0027] Наклон =arcsin(G_xy/TGF);

[0028] Наклон =arcsin(G_xy), где TGF=1G (9,8 м/с²).

[0029] G_z является показанием осевого акселерометра (показанным, например, на фиг. 4.8). G_xy является показанием акселерометра поперечного ускорения (по поперечной оси), вычисленным с использованием уравнения G xy   =   G x 2   +   G y 2 . Показания осевого акселерометра и/или акселерометра поперечного ускорения можно использовать при статических исследованиях и динамических исследованиях независимо от того, вращается датчик или нет (вместе с бурильной колонной). В общем случае при статическом исследовании получают более точные данные, но требуется логистическое планирование приостановки операции бурения. Один или несколько фильтров (например, усредняющий фильтр, медианный фильтр, фильтр нижних частот), известных в соответствующей области техники, можно применять к показаниям осевого акселерометра и/или акселерометра поперечного ускорения для минимизации влияния шума, возникающего в результате вибрации/ударов в скважине, когда данные получают во время вращения бурильной колонны.

[0030] Кроме того, точно так же показания осевого магнитометра и магнитометра поперечной компоненты (показанные, например, на фиг. 4.10) можно использовать аналогичным образом. В общем случае полное магнитное поле (TMF) (показанное, например, на фиг. 4.11) можно использовать для вычисления скорости и глубины бурения. Полное магнитное поле можно вычислить из следующего уравнения TMF   =   B x 2   +   B y 2   +   B z 2 , где B_x, B_y и B_z означают показания магнитометра по осям x, y и z. В некоторых районах полное магнитное поле изменяется в зависимости от вида пласта (железистого пласта или пласта с высокой магнитной проницаемостью).

[0031] В других случаях, особенно при парогравитационном дренировании (ПГД), скважину-близнеца размещают параллельно первой скважине, когда при бурении имеется влияние магнитного поля обсадной колонны. В этом случае (парогравитационного дренирования) величина магнитных помех (при использовании полного магнитного поля) и вектор магнитного поля помех однозначно изменяются в соответствии с осевым положением в буровой скважине (что показано, например, на фиг. 4.10). Можно размещать два или большее количество наборов магнитометров и путем сопоставления/коррелирования можно определять скорость и глубину бурения скважины. В качестве варианта параметры, вычисляемые при использовании трехкомпонентных магнитометров, такие как углы магнитного склонения и азимут, можно в равной мере использовать для согласования их точек данных, поскольку данные магнитометров содержат магнитные помехи, образующие конкретную сигнатуру на определенной глубине.

[0032] Для примера в скважине J или скважине S первый датчик (201) представляет собой навигационный датчик в роторной управляемой системе (РУС), измеряющий конкретный наклон и азимут. Второй датчик (202) представляет собой другой навигационный датчик в приборе измерений в процессе бурения (на расстоянии около 50100 футов (15,24-30,48 м), измеряющий те же самые наклон и азимут там, где ранее прошла роторная управляемая система. На практике буровая скважина (313) никогда не является совершенно прямолинейной скважиной, и эта комбинация датчиков также применима для любой типичной вертикальной скважины и/или горизонтальной скважины. На фиг. 4.7 и 4.9 показано использование наклона и азимута буровой скважины для определения скорости бурения. Азимут скважины можно вычислить из следующего уравнения, хорошо известного в соответствующей области техники:

A z i 1   =   arctan ( ( G x 1   ∗   B y 1   −   G y 1   ∗   B x 1 )   ∗   G x 1 2   +   G y 1 2   +   G z 1 2 B z 1   ∗   ( G x 1 2   +   G y 1 2 )   −   G z 1   ∗   ( G x 1   ∗   B x 1   −   G y 1   ∗   B y 1 ) ) ,

[0033] где Gx, Gy и Gz - показания акселерометра по осям x, y и z, соответственно, и Bx, By и Bz - показания магнитометра по осям x, y и z, соответственно. Кроме того, имеются альтернативные уравнения, которые могут использовать специалисты в соответствующей области техники.

[0034] Акселерометры, подходящие для использования в навигационных датчиках, могут быть выбраны из числа по существу любых пригодных, доступных для приобретения устройств, известных в соответствующей области техники. Например, подходящими акселерометрам могут быть имеющие номер по каталогу 979-0273-001, производимые Honeywell, и номер по каталогу JA-5H175-1, производимые Japan Aviation Electronics Industry, Ltd. (JAE). В качестве варианта подходящими акселерометрами могут быть твердотельные акселерометры на основе микроэлектромеханических систем (МЭМС), которые можно получить, например, от Analog Devices, Inc. (Норвуд, Массачусетс). Такие акселерометры на основе микроэлектромеханических систем могут быть предпочтительны при некоторых применениях датчиков вблизи долота, поскольку они являются стойкими к ударным нагрузкам, рассчитанными на работу при высоких температурах и недорогими. Подходящие датчики магнитного поля могут включать в себя обычные магнитометры с насыщенным кольцевым сердечником или обычные магниторезистивные датчики, например, имеющие номер по каталогу HMC-1021D, которые можно получить от Honeywell.

[0035] В одном или нескольких вариантах осуществления первый датчик (201) и второй датчик (202) также включают в себя датчик пластового давления, скважинную камеру и датчик температуры. Дополнительные примеры каротажных диаграмм данных с датчиков подобного вида описаны ниже с обращением к фиг. 4.1-4.6.

[0036] В одном или нескольких вариантах осуществления прибор (200) для вычисления скорости и глубины бурения включает в себя вычислитель (221) скорости бурения, вычислитель (222) параметров бурения и репозиторий (210). В одном или нескольких вариантах осуществления репозиторий (210) представляет собой скважинный модуль запоминающего устройства, известный специалистам в соответствующей области техники. В частности скважинное запоминающее устройство имеет ограниченную плотность и емкость вследствие тяжелых скважинных условий. В одном или нескольких вариантах осуществления репозиторий (210) выполнен с возможностью сохранения первой временной каротажной диаграммы (211) данных, второй временной каротажной диаграммы (212) данных и вычисленной информации (213) о бурении. Кроме того, репозиторий (210) может совместно использоваться прибором (200) для вычисления скорости и глубины бурения и другими скважинными приборами, такими как приборы построения изображений при каротаже во время бурения (непоказанные), через посредство общей шины связи (непоказанной). Несколько скважинных компьютеров можно использовать для обработки данных датчиков и их можно соединять с общей шиной связи. Репозиторий (210) можно располагать где угодно в бурильной колонне (315), например, на расстоянии 10-100 футов (3,048-30,48 м) от датчиков (201) и (202). В одном или нескольких вариантах осуществления общая шина связи может быть жестко смонтированной между различными приборами или может включать в себя частично электромагнитный (ЭМ) короткий ретрансляционный участок или другую беспроводную шину связи, такую как акустические каналы связи. В соответствии с этим репозиторий (210) также выполнен с возможностью сохранения других данных (непоказанных), таких как изображения, получаемые при каротаже во время бурения, образуемые приборами построения изображений при каротаже во время бурения.

[0037] В одном или нескольких вариантах осуществления вычислитель (221) скорости бурения выполнен с возможностью определения во время операции бурения временного сдвига путем сравнения первой временной каротажной диаграммы (211) данных и второй временной каротажной диаграммы (212) данных. В частности, временной сдвиг определяется путем смещения первой временной каротажной диаграммы (211) данных и второй временной каротажной диаграммы (212) данных, например, до максимизации коэффициента корреляции. Для нахождения соответствия можно использовать другие способы, а не максимизацию коэффициента корреляции. Такие способы включают в себя максимизацию взаимной корреляции, минимизацию ошибки регрессии и т.д. В этом контексте термин «коэффициент корреляции» может использоваться для обозначения коэффициента взаимной корреляции, обратной величины ошибки регрессии и т.д. Например, если датчики (201) и (202) могут обнаруживать особенности профиля диаметра буровой скважины, временной сдвиг определяется путем сдвига (то есть, смещения) шкалы времени первой временной каротажной диаграммы (211) данных относительно шкалы времени второй временной каротажной диаграммы (212) данных до согласования соответствующих пиков, представляющих выступы на поверхности буровой скважины. Дополнительные примеры определения временного сдвига описываются ниже с обращением к фиг. 4.1-4.6.

[0038] В одном или нескольких вариантах осуществления вычислитель (221) скорости бурения выполнен с возможностью определения в пределах предварительно заданного периода времени от образования первой временной каротажной диаграммы (211) данных и второй временной каротажной диаграммы (212) данных скорости бурения на основании временного сдвига и заранее заданного расстояния между первым датчиком (201) и вторым датчиком (202). Например, заранее заданное расстояние может быть расстоянием (203), показанным на фиг. 1, тогда как скорость бурения вычисляется путем деления расстояния (203) на временной сдвиг. В одном или нескольких вариантах осуществления вычисление выполняется компьютерным процессором (непоказанным) компоновки (330) низа бурильной колонны без передачи какой-либо каротажной диаграммы данных на поверхность и без внесения задержек при передаче (как например, при телеметрии по гидроимпульсному каналу связи). В соответствии с этим заранее заданным периодом времени может быть одна секунда, одна минута или период времени, значительно меньший, чем задержка при передаче на поверхность при использовании телеметрии по гидроимпульсному каналу связи. В частности, вычисление скорости бурения в пределах заранее заданного периода времени означает вычисление почти текущей скорости бурения или вычисление скорости бурения в реальном времени. В одном или нескольких вариантах осуществления вычислитель (221) скорости бурения дополнительно выполнен с возможностью определения в пределах заранее заданного периода времени глубины бурения путем по меньшей мере математического интегрирования скорости бурения на протяжении времени.

[0039] В одном или нескольких вариантах осуществления прибор (200) для вычисления скорости и глубины бурения также включает в себя вычислитель (222) параметров бурения, который выполнен с возможностью вычисления различных параметров бурения и сохранения их в качестве вычисленной информации (213) о бурении в репозитории (210). Например, вычислитель (222) параметров бурения на основании скорости бурения и в пределах заранее заданного периода времени вычисляет параметры, такие как скорость повышения кривизны ствола скважины, скорость поворота, резкое искривление ствола скважины, эффективный гравитационный угол положения торца долота и т.д. В соответствии с этим угол положения торца долота и/или степень отклонения можно регулировать в реальном времени на основании по меньшей мере одного из этих параметров бурения.

[0040] Как известно специалистам в соответствующей области техники, положение торца долота представляет собой угол, под которым буровое долото продвигается или направляется относительно гравитационного поля земли. В применениях направленного наклонного бурения «угол положения торца долота равен 0°» относится к противоположной стороне гравитационного поля. Если требуемый угол положения торца долота положить равным 0°, следует ожидать, что инструмент будет выполнять чистый набор кривизны. Точно так же «угол положения торца долота равен 90°», «угол положения торца долота равен 270°» и «угол положения торца долота равен 180°» соответствуют чистому повороту направо, чистому повороту налево и чистому понижению наклона, соответственно. Степень отклонения (СО) соответствует крутизне кривой. Например, степени отклонения 0%, 50% и 100% соответствуют нейтральному бурению (без наклона), 50% максимальной кривизны (максимального резкого искривления ствола скважины) и максимальной кривизне (максимальному резкому искривлению ствола скважины), соответственно. В общем случае при регулировании угла положения торца долота и степени отклонения посредством системы направленного наклонного бурения (например, роторной управляемой системы, системы с использованием гибких труб, системы вращательного управляемого бурения с забойным двигателем и т.д.) можно пробуривать двумерные и трехмерные скважины.

[0041] На рынке имеются различные роторные управляемые системы (РУС). В зависимости от типа роторной управляемой системы можно использовать различные управляемые параметры (например, вектор силы торца долота, вектор давления торца долота, вектор положения торца долота, величину вектора силы, величину вектора давления, величину сдвига положения, эксцентричное расстояние и т.д.), которые эквивалентны упомянутым выше управляемым параметрам, углу положения торца долота и степени (или пропорции) отклонения.

[0042] В одном или нескольких вариантах осуществления вычислитель (222) параметров бурения также выполнен с возможностью определения во время операции бурения постоянных интервалов глубин на основании скорости бурения. Постоянные интервалы глубин представляют собой временные интервалы, на которых буровое долото продвигается вперед на постоянную глубину в продолжение каждого из интервалов. В одном или нескольких вариантах осуществления скважинное устройство для направленного бурения настраивают для периодического регулирования траектории бурения на основании этих постоянных интервалов глубин. Например, скважинное устройство для направленного бурения может включать в себя пропорциональный контроллер, пропорциональный интегральный контроллер или пропорциональный интегральный дифференциальный контроллер, который регулируют один раз на каждом из постоянных интервалов глубин. Иначе говоря, контроллеры, используемые для регулирования траектории скважинного инструмента направленного бурения, включают в себя, но без ограничения ими, пропорциональный контроллер, пропорциональный интегральный контроллер или пропорциональный интегральный дифференциальный контроллер. Для этих контроллеров требуются определенные коэффициенты усиления, такие как пропорциональный коэффициент усиления, интегральный коэффициент усиления, дифференциальный коэффициент усиления и т.д. Эти коэффициенты усиления можно регулировать (например, повышать или понижать) на основании скорости бурения, вычисляемой в скважине.

[0043] В одном или нескольких вариантах осуществления вычислитель (222) параметров бурения также выполнен с возможностью определения во время операции бурения, сколь часто сохраняются в репозитории (210) выходные данные скважинного прибора построения изображения и/или сколь часто пересылаются выходные данные скважинного прибора построения изображения к наземному блоку (334) через посредство телеметрии по гидроимпульсному каналу связи. Например, когда скорость бурения низкая, изображения могут реже сохраняться в скважине или передаваться на поверхность для экономии ограниченной емкости скважинного запоминающего устройства и вследствие ограниченной полосы пропускания телеметрии по гидроимпульсному каналу связи.

[0044] Дополнительный примеры вычисления скорости бурения и других параметров бурения описываются ниже с обращением к фиг. 4.1-4.6.

[0045] На фиг. 3 показан пример способа вычисления скорости и глубины бурения для скважинных инструментов согласно одному или нескольким вариантам осуществления. Например, способ, показанный на фиг. 3, можно применять на практике при использовании прибора (200) для вычисления скорости и глубины бурения, описанного выше с обращением к фиг. 1 и 2. В одном или нескольких вариантах осуществления один или несколько элементов, показанных на фиг. 3, можно опускать, повторять и/или выполнять в ином порядке. В соответствии с этим варианты осуществления вычисления скорости и глубины бурения для скважинных инструментов не должны считаться ограниченными конкретными компоновками элементов, показанными на фиг. 3.

[0046] Сначала во время операции бурения согласно блоку 301 образуют первую временную каротажную диаграмму данных и вторую временную каротажную диаграмму данных с помощью первого датчика и второго датчика, соответственно. В частности первый и второй датчики располагают в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) и разносят на известное расстояние. В одном или нескольких вариантах осуществления первый датчик и второй датчик являются однотипными, так что первая и вторая временные каротажные диаграммы данных представляют скважинные параметры вдоль траектории бурения. Например, первый и второй датчики могут быть нейтронным датчиком изображения и акустическим датчиком изображения, соответственно, при этом нейтронное изображение и акустическое изображение содержат информацию относительно диаметра буровой скважины вдоль траектории бурения.

[0047] Согласно блоку 302 временной сдвиг определяют путем сравнения первой временной каротажной диаграммы данных и второй временной каротажной диаграммы данных. В одном или нескольких вариантах осуществления временной сдвиг определяют с помощью компьютерного процессора компоновки низа бурильной колонны и определяют во время операции бурения. В одном или нескольких вариантах осуществления временной сдвиг определяют перемещением первой и второй временных каротажных диаграмм данных до момента, когда временной сдвиг максимизирует коэффициент корреляции первой и второй временных каротажных диаграмм данных. Например, если первый и второй датчики могут обнаруживать особенности профиля диаме