Управление комплексами бурения ствола скважины

Управление комплексами бурения ствола скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ТЕХНИЧЕСКАЯ ОСНОВА

Настоящее изобретение относится к управлению (например, автоматизированному) работами в стволе скважины для добычи углеводородов из подземных продуктивных пластов.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Бурение для добычи углеводородов, таких как нефть и газ, как правило, заключается в работе бурового оборудования в подземных глубинах, которые могут достигать тысяч футов под поверхностью. Такая труднодоступная удаленность скважинного бурового оборудования в сочетании с непредсказуемыми условиями эксплуатации в скважине и вибрационными возмущениями бурения создает многочисленные проблемы для точного управления траекторией ствола скважины. Зачастую эти проблемы осложняются наличием соседних стволов скважин, иногда в непосредственной близости друг от друга, что ограничивает допуск для ошибки бурения. В процессе буровых работ, как правило, накапливаются замеры от скважинных датчиков, расположенных вблизи скважинного бурового оборудования, для выявления различных условий, связанных с бурением, таких как расположение и угол траектории ствола скважины, технические характеристики горной породы, давление, температура, акустика, радиация и т.д. Такие данные замеров датчика, как правило, передаются на поверхность, где операторский персонал анализирует данные для выполнения корректировки внутрискважинного бурового оборудования. Однако замеры датчика могут быть неточными, запаздывающими или редкими, что снижает эффективность использования таких замеров. Часто при управлении работой бурения операторскому персоналу остается использовать наилучшие прогнозы относительно траектории ствола скважины.

ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

На Фиг. 1 проиллюстрирован пример реализации по меньшей мере участка системы ствола скважины в контексте работы внутри скважины;

На Фиг. 2 проиллюстрирована блок-схема типового процесса настраиваемого робастного управляющего устройства буровых систем;

Фиг. 3A иллюстрирует график типовой реакции частотного интервала на отклонения от номинальной модели из-за неопределенности;

Фиг. 3В иллюстрирует график типовой реакции временного интервала систем, управляемых контроллером (в условиях неопределенности), предназначенным для номинальной модели;

Фиг. 3С иллюстрирует график типовой реакции временного интервала систем, управляемых робастным контроллером (в условиях неопределенности), разработанным для номинальной модели;

Фиг. 4 иллюстрирует график типовой реакции частотного интервала передаточной функции разомкнутого контура робастной управляемой системы, по сравнению с неуправляемыми системами;

На Фиг. 5А и 5В проиллюстрированы блок-схемы типовых процедур создания контроллеров робастной устойчивости;

Фиг. 6 иллюстрирует схему последовательности операций типового процесса разработки робастного контроллера (например, виртуального контроллера);

Фиг. 7A и 7B представляют собой схемы последовательностей операций, иллюстрирующие типовые процессы создания виртуального контроллера для скважинного бурового оборудования, основанные на номинальной модели динамики скважинного бурового оборудования и наборе моделей, которые отклоняются от номинальной модели;

Фиг. 8 иллюстрирует схему последовательности операций типового процесса обновления номинальной модели динамики скважинного бурового оборудования;

Фиг. 9 иллюстрирует схему последовательности операций типового процесса создания двух виртуальных контроллеров, которые используют различные критерии устойчивости; и

Фиг. 10 иллюстрирует блок-схему типовой системы управления, по которой могут работать некоторые примеры.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Настоящее изобретение описывает, как правило, автоматизированное управление скважинными работами бурения для повышения стабильности бурения в непредсказуемых и/или неизвестных условиях в стволе скважины. В частности, описаны технологии, в которых приблизительно подсчитывается модель динамики скважинного бурения, и контроллер (например, виртуальный контроллер) для внутрискважинного бурового оборудования (например, компоновки низа бурильной колонны, колонны бурильных труб или другого оборудования), предназначенный для удовлетворения критерию устойчивости, несмотря на возможные ошибки в приблизительно подсчитанной модели динамики скважинного бурения. В некоторых примерах, система может создать контроллер (например, виртуальный контроллер) для достижения желаемых эксплуатационных характеристик, в то же время который удовлетворяет критерию устойчивости, основанный на различных видах неопределенностей, возмущающих воздействиях и помехах в условиях скважины. В некоторых примерах, система может создать множество виртуальных контроллеров, каждый с отличающимся критерием устойчивости, и на основании меняющихся условий в скважине может адаптивно переключаться между множеством виртуальных контроллеров.

Внутрискважинное буровое оборудование, моделируемое и управляемое, может содержать, например, компоновку низа бурильной колонны (КНБК) или колонну бурильных труб, или какое-либо другое соответствующее внутрискважинное буровое оборудование или комбинацию внутрискважинного бурового оборудования. Виртуальный(е) контроллер(ы) может(гут) быть предусмотрен(ы) для внутрискважинного бурового оборудования или может(гут) быть предусмотрен(ы) для расположенной на поверхности системы, управляющей внутрискважинным буровым оборудованием. В качестве конкретного иллюстративного примера, пояснение ниже рассматривает сценарий управления КНБК, посредством обеспечения одним или более виртуальными контроллерами (например, контроллерами КНБК) расположенной над поверхностью системы управления, управляющей КНБК.

Система может отслеживать эффективность работы бурения и определять, следует ли обновить модель динамики внутрискважинного бурового оборудования (например, КНБК, колонны бурильных труб или другого оборудования). Если система определяет, что модель динамики внутрискважинного бурового оборудования (например, КНБК, колонны бурильных труб или другого оборудования) значительно отклоняется от замеров датчиков, тогда на основании обновленных данных замеров датчиков, система может идентифицировать новую модель динамики внутрискважинного бурового оборудования. Это обновление модели может предусматривать выполнение выбранной полностью другой модели, повторно линеаризовывающей ту же нелинейную модель, или выбор различных значений параметров для той же модели. В некоторых примерах, модель может быть управляемой данными, а не основываться на первопринципных методах расчета, и в этом случае при обновлении модель может выбирать различные параметры аппроксимации данных. В последнем случае, подгонка параметра может быть достигнута при помощи какой-либо подходящей технологии оценки, такой как метод наименьших квадратов, чтобы получить соответствующее отображение ввода-вывода, без необходимости разрабатывать модель механических взаимодействий в скважине.

В некоторых примерах, система может работать на двух разных временных шкалах. Например, система может создавать и обновлять контроллер для внутрискважинного бурового оборудования (например, КНБК, колонны бурильных труб, или другого оборудования) на более точной шкале времени (например, с использованием методик идентификации системы), а сам контроллер внутрискважинного бурового оборудования может контролировать бурение в стволе скважины на менее точной шкале времени. В частности, система может использовать более точную шкалу времени для обучения контроллера внутрискважинного бурового оборудования узнаванию истинных характеристик скважинной динамики, а на менее точной шкале времени контроллер внутрискважинного бурового оборудования может адаптировать входной управляющий сигнал внутрискважинного бурового оборудования, основанный на многократных замерах датчика.

В основном варианте реализации изобретения, реализуемый компьютером способ управления внутрискважинным буровым оборудованием включает определение номинальной модели динамики скважинного бурения на основании замеров датчика от внутрискважинного бурового оборудования; определение неопределенности для номинальной модели динамики скважинного бурения; определение, основанное на неопределенности для номинальной модели динамики скважинного бурения, набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели динамики скважинного бурения; и создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования на основе номинальной модели и набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели.

Другие основные варианты реализации изобретения содержат соответствующие компьютерные системы, инструментарий и компьютерные программы, записанные на одно или более компьютерные устройства хранения данных, каждый из которых сконфигурирован для выполнения действия способов. Система одного или более компьютеров может быть сконфигурирована, чтобы выполнять операции для выполнения действий. Одна или более компьютерных программ могут быть сконфигурированы для выполнения конкретных операций или действий благодаря содержанию команд, которые при выполнении их устройством для обработки данных, побуждают это устройство выполнять указанные действия.

В первом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования на основе номинальной модели и набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели, включает создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования, который удовлетворяет критерию устойчивости для номинальной модели и который удовлетворяет критерию устойчивости для набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели.

Во втором аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования, который удовлетворяет критерию устойчивости для номинальной модели динамики скважинного бурения и который удовлетворяет критерию устойчивости для набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели динамики скважинного бурения, включает создание виртуального контроллера, который удовлетворяет критерию ограниченного входа-выхода для каждой модели в наборе моделей, которые отклоняются от номинальной модели динамики скважинного бурения.

В третьем аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, критерий ограниченного входа-выхода содержит критерий устойчивости по методологии Н-бесконечности.

В четвертом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования, который удовлетворяет критерию устойчивости для номинальной модели динамики скважинного бурения и который удовлетворяет критерию устойчивости для набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели динамики скважинного бурения, включает создание случайного подмножества моделей из набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели динамики скважинного бурения; и создание виртуального контроллера, который удовлетворяет критерию устойчивости входа-выхода для каждой модели в случайном подмножестве моделей.

В пятом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, критерий устойчивости входа-выхода содержит по меньшей мере один из указанных: критерий устойчивости по методологии Н-бесконечности или критерий устойчивости H-2.

В шестом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, определение неопределенности для номинальной модели динамики скважинного бурения включает определение статистического распределения параметра номинальной модели динамики скважинного бурения, и определение, основанное на неопределенности для номинальной модели динамики скважинного бурения, набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели динамики скважинного бурения, включая определение набора случайных значений параметра, выбранных случайным образом из статистического распределения параметра.

Седьмой аспект, комбинируемый с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, дополнительно включает определение модели вибрационных возмущений для внутрискважинного бурового оборудования. В седьмом аспекте, создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования включает создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования, который удовлетворяет критерию устойчивости с учетом модели вибрационных возмущений.

В восьмом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, модель вибрационных возмущений содержит амплитудно-частотную характеристику номинальной модели динамики скважинного бурения, и создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования, который удовлетворяет критерию устойчивости с учетом модели вибрационных возмущений, включает создание виртуального контроллера, который подавляет частоты, при которых амплитудно-частотная характеристика номинальной модели динамики скважинного бурения имеет коэффициент усиления, превышающий пороговое значение коэффициента усиления.

Девятый аспект, комбинируемый с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, дополнительно включает выявление обновленных замеров датчика от внутрискважинного бурового оборудования; обнаружение того что, событие обновления модели, на основании обновленных данных замеров от датчиков, произошло; и обновление номинальной модели динамики скважинного бурения на основании обнаружения того, что событие обновления модели произошло.

Десятый аспект, комбинируемый с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, дополнительно включает получение высокоточных замеров датчика в соответствии с первой шкалой времени и обновление номинальной модели динамики скважинного бурения на основании высокоточных замеров датчика в соответствии с первой шкалой времени; а также конфигурирование виртуального контроллера для применения входных управляющих сигналов к внутрискважинному буровому оборудованию в соответствии со второй шкалой времени, которая менее точная, чем первая шкала времени, на основании низкоточных замеров датчика, получаемых в соответствии со второй шкалой времени.

В одиннадцатом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, обнаружение того, что событие обновления модели произошло, включает определение порога дивергенции для номинальной модели динамики скважинного бурения; и определение того, что разница между номинальной моделью динамики скважинного бурения и замерами датчика превышает порог дивергенции.

В двенадцатом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, определение порога дивергенции для номинальной модели динамики скважинного бурения дополнительно включает определение порога дивергенции на основании по меньшей мере одного из указанных: запланированной траектории ствола скважины или ограничения ошибок сопровождения ствола скважины.

В тринадцатом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, обновление модели динамики скважинного бурения включает обновление параметра в номинальной модели динамики скважинного бурения. Тринадцатый аспект также включает обновление виртуального контроллера на основании обновленной модели динамики скважинного бурения.

В четырнадцатом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, внутрискважинное буровое оборудование содержит по меньшей мере одно из указанных: компоновку низа бурильной колонны (КНБК) или колонну бурильных труб.

В пятнадцатом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, создание виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования, который удовлетворяет критерию устойчивости для номинальной модели динамики скважинного бурения и который удовлетворяет критерию устойчивости для набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели, включает определение первого виртуального контроллера, который удовлетворяет первому критерию устойчивости для номинальной модели динамики скважинного бурения и который удовлетворяет первому критерию устойчивости для набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели; определение второго виртуального контроллера, который удовлетворяет второму критерию устойчивости для номинальной модели динамики скважинного бурения и который удовлетворяет второму критерию устойчивости для набора моделей, которые отклоняются от номинальной модели, при этом второй критерий устойчивости отличается от первого критерия устойчивости.

Шестнадцатый аспект, комбинируемый с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, дополнительно включает определение того, что событие, требующее переключения виртуального контроллера, произошло; и переключение между первым виртуальным контроллером и вторым виртуальным контроллером на основании определения того, что событие, требующее переключения виртуального контроллера, произошло.

В семнадцатом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, определение того, что событие, требующее переключения виртуального контроллера, произошло, включает определение целевого стационарного значения входного управляющего сигнала для внутрискважинного бурового оборудования на основании номинальной модели динамики скважинного бурения ; сравнение стационарного значения входного управляющего сигнала для внутрискважинного бурового оборудования с измеренным значением входного управляющего сигнала для внутрискважинного бурового оборудования; и определение того, что разница между стационарным значением входного управляющего сигнала для внутрискважинного бурового оборудования и измеренным значением входного управляющего сигнала для внутрискважинного бурового оборудования превышает порог отслеживания.

В восемнадцатом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, определение того, что событие, требующее переключения виртуального контроллера, произошло, включает определение запланированной траектории ствола скважины; и определение, исходя из запланированной траектории ствола скважины того, что вероятность пересечения с другим стволом скважины превышает порог пересечения с другим стволом скважины, или что радиус кривизны запланированной траектории ствола скважины уменьшается ниже порогового значения радиуса.

Девятнадцатый аспект, комбинируемый с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, дополнительно включает определение, на основании виртуального контроллера для внутрискважинного бурового оборудования, входного управляющего сигнала для внутрискважинного бурового оборудования, основанного на замерах датчика от внутрискважинного бурового оборудования; и применение входного управляющего сигнала к внутрискважинному буровому оборудованию.

В двадцатом аспекте, комбинируемом с каким-либо из основных вариантов реализации изобретения, определение входного управляющего сигнала для внутрискважинного бурового оборудования включает определение по меньшей мере одного из указанных: нагрузки на долото, скорости бурения, скорости потока флюида, крутящего момента на долоте, крутящего момента на роторном столе, или числа оборотов в минуту (RPM).

Различные варианты реализации системы управления бурением ствола скважины в соответствии с настоящим раскрытием изобретения могут не содержать, содержать одну или несколько из следующих особенностей. Например, система может повышать стабильность и эффективность буровых работ. В частности, технологии, описанные в контексте настоящего изобретения, могут обеспечить возможность автоматизированного управления внутрискважинным буровым оборудованием (например, КНБК, колонной бурильных труб или другим оборудованием), которое устойчиво как к модельной неустойчивости, так и к случайным помехам при бурении. В некоторых примерах, система может улучшить точность работ бурения и более внимательно отслеживать запланированную траекторию ствола скважины с меньшим количеством отклонений посредством одновременной адаптации к небольшим изменениям условий в стволе скважины (на менее точной шкале времени), а также адаптируясь к бὸльшим изменениям условий в стволе скважины (на более точной шкале времени). Таким образом, система может улучшить эффективность и стоимость буровых работ за счет снижения рисков осложнений при бурении, вызванных неопределенностью.

Подробности одного или более вариантов реализации изобретения изложены в прилагаемых графических материалах и в нижеприведенном описании. Другие признаки, цели и преимущества изобретения станут очевидными из описания и графических материалов, а также из формулы изобретения.

Фиг. 1 иллюстрирует участок одного из вариантов реализации системы 100 отклоненного ствола скважины в соответствии с настоящим раскрытием изобретения. Хотя проиллюстрирована отклоненная система (например, с направленным, горизонтальным или изогнутым по радиусу стволом скважины), система может содержать только относительно вертикальный ствол скважины (например, включая нормальные буровые колебания), а также другие виды стволов скважины (например, боковые или же стандартные стволы скважины). Кроме того, хотя система 100 показана на поверхности земли, условия ее размещения могут быть под водой или на водной основе. Как правило, система 100 отклоненного ствола скважины достигает одного или более подземных пластов, и обеспечивает более легкую и более эффективную добычу углеводородов, расположенных в таких подземных пластах. Также, система 100 отклоненного ствола скважины может создавать возможности для более легкого и более эффективного разрыва пласта или работ по интенсификации добычи. Как проиллюстрировано на Фиг. 1, система 100 отклоненного ствола скважины содержит буровую компоновку 104, установленную на земной поверхности 102. Буровая компоновка 104 может использоваться для формирования вертикального участка ствола скважины 108, пролегающего от земной поверхности 102 через один или более геологических пластов Земли. Один или более подземных пластов, таких как продуктивный пласт 126, расположены под земной поверхностью 102. Как будет пояснено более подробно ниже, одна или более обсадных колонн ствола скважины, таких как кондукторная обсадная колонна 112 и промежуточная обсадная колонна 114, могут быть установлены по меньшей мере в части вертикального участка ствола скважины 108.

В некоторых вариантах реализации изобретения, буровая компоновка 104 может быть установлена на водной поверхности, а не на земной поверхности 102. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения, земной поверхностью 102 может быть океан, залив, море или какая-либо другая водная поверхность, под которой могут быть найдены нефтегазоносные пласты. Короче говоря, указание на земную поверхность 102 включает как земную, так и водную поверхности и предусматривает формирование и/или разработку одной или более систем 100 отклоненного ствола скважины из одного из двух или обоих мест расположения.

В целом, буровая компоновка 104 может быть любой соответствующей компоновкой или буровой установкой, применяемой для формирования стволов скважины или скважин в Земле. В буровой компоновке 104 могут использоваться технологии для формирования таких стволов скважины, таких как вертикальный участок ствола скважины 108, или могут использоваться нетрадиционные или новые технологии. В некоторых вариантах реализации изобретения, в буровой компоновке 104 может применяться оборудование для роторного бурения для формирования таких стволов скважины. Оборудование для роторного бурения широко известно и может состоять из колонны бурильных труб 106 и компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 118. В некоторых вариантах реализации изобретения, буровая компоновка 104 может состоять из роторной буровой установки. Вращающееся оборудование на такой роторной буровой установке может состоять из компонентов, которые служат для вращения бурового долота, образующего в свою очередь ствол скважины, такой как вертикальный участок ствола скважины 108, все глубже и глубже в земле. Вращающееся оборудование состоит из множества компонентов (здесь показаны не все), которые сами способствуют передаче мощности от первичного привода к буровому долоту. Первичный привод доставляет мощность к роторному столу или системе верхнего прямого привода, которая в свою очередь доставляет мощность вращения к колонне бурильных труб 106. Колонна бурильных труб 106, как правило, прикреплена к буровому долоту внутри компоновки низа бурильной колонны 118. Шарнирный анкер, прикрепленный к грузоподъемному оборудованию, переносит значительную, если не всю, массу колонны бурильных труб 106, но может допускать ее свободное вращение.

Колонна бурильных труб 106, как правило, состоит из секций тяжелой стальной трубы, которые имеют резьбу, таким образом они могут сцепляться вместе. Ниже буровой трубы находятся одна или более утяжеленных буровых труб, которые тяжелее, толще и крепче, чем буровая труба. Резьбовые утяжеленные буровые трубы помогают добавить нагрузку на колонну бурильных труб 106 выше бурового долота с целью обеспечения достаточного давления сверху вниз на буровое долото, что позволяет долоту бурить сквозь один или более геологических пластов. Количество и сущность утяжеленных буровых труб на какой-либо конкретной роторной буровой установке может изменяться в зависимости от условий в скважине, с которыми столкнулись в процессе бурения.

Буровое долото, как правило, расположено внутри или прикреплено к компоновке низа бурильной колонны 118, которая расположена в скважинном конце колонны бурильных труб 106. Буровое долото в первую очередь отвечает за контактирование с материалом (например, камнем) внутри одного или более геологических пластов и бурение сквозь такой материал. В соответствии с настоящим описанием изобретения, вид бурового долота может быть выбран в зависимости от типа геологического пласта, встречающегося в процессе бурения. Например, в различных геологических пластах, встречающихся в процессе бурения, может потребоваться применение различных буровых долот для достижения максимальной эффективности бурения. Буровые долота могут быть видоизменены из-за таких различий в пластах или из-за испытываемого износа буровых долот. Хотя такая деталь не имеет решающего значения для настоящего раскрытия, в целом существует четыре вида буровых долот, каждый из которых подходит для конкретных условий. Указанные четыре наиболее распространенные вида буровых долот состоят из: замедленных или лопастных долот, стального бура для шарошечных долот, компактных долот с поликристаллическими алмазами, и алмазных долот. Вне зависимости от конкретных выбранных буровых долот, непрерывное удаление "бурового шлама" имеет важное значение для вращательного бурения.

Циркуляционная система работы вращательного бурения, такой как буровая компоновка 104, может быть дополнительным компонентом буровой компоновки 104. В целом, циркуляционная система имеет ряд основных задач, включая охлаждение и смазывание бурового долота, удаление бурового шлама из бурового долота и ствола скважины и нанесение покрытия из глинистой корки на стенки ствола скважины. Циркуляционная система состоит из бурового раствора, который циркулирует вниз через ствол скважины в течение всего процесса бурения. Как правило, компоненты циркуляционной системы содержат насосы флюида, компрессоры, связанные с водопроводной арматурой, и специальные форсунки для добавления присадок к буровому раствору. В некоторых вариантах реализации изобретения, таких как, например, в процессах горизонтального или наклонно-направленного бурения, забойные двигатели могут использоваться в сочетании с или в компоновке низа бурильной колонны 118. Таким забойным двигателем может быть гидравлический забойный двигатель с газотурбинным исполнением или винтовым исполнением, такой как двигатель Муано. Эти двигатели получают буровой флюид через колонну бурильных труб 106 и выполняют вращение для приведения в действие бурового долота или изменения направлений в процессе бурения.

Во многих работах вращательного бурения, буровой флюид закачивается книзу по колонне бурильных труб 106 и выходит через отверстия или насадки в буровом долоте. Затем флюид течет вверх по направлению к поверхности 102 внутри кольцевого пространства (например, затрубного пространства) между участком ствола скважины 108 и колонной бурильных труб 106, вынося суспензию бурового шлама к поверхности. Буровой флюид, как и буровое долото, может быть выбран в зависимости от типа геологических условий, обнаруженных под земной поверхностью 102. Например, при определенных обнаруженных геологических условиях и в некоторых подземных пластах может потребоваться, чтобы в качестве бурового раствора использовалась жидкость, такая как вода. В таких ситуациях, для завершения работы бурения может потребоваться свыше 378,54 кубических метров (100,000 галлонов) воды. Если вода сама по себе не пригодна для вынесения бурового шлама из отверстия скважины или не обладает достаточной плотностью, чтобы управлять давлением в скважине, для образования бурового флюида (например, бурового глинистого раствора) к воде могут быть добавлены глинистые добавки (бентонит) или добавки на полимерной основе. Как уже отмечалось выше, могут быть требующие решения проблемы, касающиеся применения таких добавок в подземных пластах, которые могут прилегать к или находиться вблизи подземных пластов, содержащих пресную воду.

В некоторых вариантах реализации изобретения, буровая компоновка 104 и компоновка низа бурильной колонны 118 могут работать с воздухом или пеной в качестве бурового раствора. Например, в процессе пневматического роторного бурения, сжатый воздух поднимает буровой шлам, производимый буровым долотом, вертикально вверх через затрубное пространство к земной поверхности 102. Компрессоры большой производительности могут подводить воздух, который затем прижимается книзу колонны бурильных труб 106 и в конечном итоге выходит через небольшие отверстия или насадки в буровом долоте. Буровой шлам, перемещенный к земной поверхности 102, затем собирается.

Как было отмечено выше, выбор бурового флюида может зависеть от типа геологических пластов, встречающихся в процессе буровых работ. Также, на это решение может оказывать влияние вид бурения, такой как вертикальное бурение, горизонтальное бурение, или наклонно-направленное бурение. В некоторых случаях, например, определенные геологические пласты могут быть более пригодными для пневматического бурения при вертикальном бурении, по сравнению с наклонно-направленным или горизонтальным бурением.

Как проиллюстрировано на Фиг. 1, компоновка низа бурильной колонны 118, включая буровое долото, пробуривает или создает вертикальный участок ствола скважины 108, который пролегает от земной поверхности 102 по направлению к целевому поземному пласту 124 и продуктивному пласту 126. В некоторых вариантах реализации изобретения, целевым подземным пластом 124 может быть геологический пласт, поддающийся пневматическому бурению. К тому же, в некоторых вариантах реализации изобретения, продуктивным пластом 126 может быть геологический пласт, который в меньшей степени поддается процессам пневматического бурения. Как проиллюстрировано на Фиг. 1, продуктивный пласт 126 непосредственно примыкает к и расположен под целевым пластом 124. Альтернативно, в некоторых вариантах реализации изобретения, может существовать один или более промежуточных подземных пластов (например, различные пласты камней или минералов) между целевым подземным пластом 124 и продуктивным пластом 126.

В некоторых вариантах реализации изобретения системы 100 отклоненного ствола скважины, вертикальный участок ствола скважины 108 может быть обсажен одной или более обсадными трубами. Как проиллюстрировано, вертикальный участок ствола скважины 108 содержит направляющую обсадную колонну 110, которая пролегает от земной поверхности 102 неглубоко в Землю. Часть вертикального участка ствола скважины 108, охваченная направляющей обсадной колонной 110, может быть больше диаметра ствола скважины. Например, эта часть вертикального участка ствола скважины 108 может быть 44,45 см (17-1/2”) ствола скважины с 34,0 см (13-3/8’’) направляющей обсадной колонной 110. Кроме того, следует отметить, что в некоторых вариантах реализации изобретения вертикальный участок ствола скважины 108 может быть смещен от вертикали (например, наклонный ствол скважины). Также еще, в некоторых вариантах реализации изобретения вертикальный участок ствола скважины 108 может быть ступенчатым в стволе скважины, таким образом, что участок бурится вертикально вниз, а затем изгибается, по существу, в горизонтальный участок ствола скважины. По существу, горизонтальный участок ствола скважины затем может быть повернут вниз ко второму, по существу, вертикальному участку, который затем поворачивает ко второму, по существу, горизонтальному участку ствола скважины. Кроме того, по существу вертикальный и горизонтальный участки ствола скважины могут быть добавлены в зависимости от, например, типа земной поверхности 102, глубины одного или более целевых подземных пластов, глубины одного или более продуктивных подземных пластов, и/или других критериев.

Вниз по скважине от направляющей обсадной колонны 110 может находиться кондукторная обсадная колонна 112. Кондукторная обсадная колонна 112 может охватывать немного меньший ствол скважины и защищать вертикальный участок ствола скважины 108 от притока, например, пресноводных водоносных горизонтов вблизи земной поверхности 102. Вертикальный участок ствола скважины 108 может пролегать вертикально вниз по направлению к точке отклонения скважины от вертикали 120, которая может находиться между 152,4-304,8 м (500-1000 футов) выше целевого подземного пласта 124. Эта часть вертикального участка ствола скважины 108 может быть охвачена промежуточной обсадной колонной 114. Диаметр вертикального участка ствола скважины 108 в любой точке его длины, а также размер обсадной колонны какой-либо из вышеупомянутых обсадных колонн может быть соответствующим в зависимости от процесса бурения.

При достижении точки отклонения скважины от вертикали 120, буровые инструменты, такие как каротажное и измерительное оборудование, могут быть установлены в участке ствола скважины 108. В этой точке может быть определено точное местоположение компоновки низа бурильной колонны 118 и передано к земной поверхности 102. Также, при достижении точки отклонения скважины от вертикали 120, компоновка низа бурильной колонны 118 может быть изменена или отрегулирована таким образом, что подходящие инструменты наклонно-направленного бурения могут быть вставлены в вертикальный участок ствола скважины 108.

Как проиллюстрировано на Фиг. 1, изогнутый участок ствола скважины 128 и горизонтальный участок ствола скважины 130 были образованы внутри одного или более геологических пластов. Как правило, изогнутый участок ствола скважины 128 может быть пробурен начиная от скважинного конца вертикального участка ствола скважины 108 и отклонен от вертикального участка ствола скважины 108 в сторону заданного азимута, увеличиваясь между от 9 до 18 градусов угла за 100 пробуренных футов. В альтернативном варианте, иной заданный азимут может использоваться для бурения изогнутого участка ствола скважины 128. При бурении изогнутого участка ствола скважины 128 компоновка низа бурильной колонны 118 часто применяет оборудовани