Управление операциями бурения ствола скважины

Управление операциями бурения ствола скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

[001] Настоящее изобретение относится к автоматизированному управлению операцией в стволе скважины для добычи углеводородов из подземных продуктивных пластов.

Уровень техники

[002] Бурение для добычи углеводородов, таких как нефть и газ, как правило, заключается в работе бурового оборудования в подземных глубинах, которые могут достигать тысяч футов от поверхности земли. Такая труднодоступная отдаленность скважинного бурового оборудования в сочетании с непредсказуемыми условиями эксплуатации в скважине и вибрационными помехами 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 на отклонение направления бурения. Операции бурения, как правило, получают результаты измерений от скважинных датчиков, расположенных на компоновке низа бурильной колонны (КНБК) или вблизи неё, для выявления различных условий, связанных с бурением, таких как положение и угол траектории ствола скважины, технические характеристики горной породы, давление, температура, акустика, радиация и т.д. Такие данные измерений датчика, как правило, передаются на поверхность, где люди-операторы анализируют данные для регулировки внутрискважинного бурового оборудования. Однако измерения датчика могут быть неточными, запаздывающими или редкими, что снижает эффективность использования таких измерений. Часто при управлении операцией бурения человеку-оператору остается использовать наиболее вероятные оценки траектории ствола скважины.

Краткое описание графических материалов

[003] На фиг. 1 проиллюстрирован пример реализации по меньшей мере участка системы ствола скважины применительно к работе внутри ствола скважины.

[004] На фиг. 2 проиллюстрирован пример маршрута обработки данных для управления КНБК с расчетом на основе компьютерной модели, которое динамически подбирает весовые коэффициенты в качестве ответа на изменение условий в стволе скважины.

[005] На фиг. 3 проиллюстрирован 3-х мерный пример результатов сопоставленной неопределённости между различными направлениями траектории ствола скважины.

[006] На фиг. 4A и 4B проиллюстрированы примеры определения направления предупреждения пересечения стволов скважин для адаптации весовых коэффициентов.

[007] На фиг. 5 проиллюстрирована блок-схема примера процесса адаптации весовых значений и их синтеза.

[008] На фиг. 6 проиллюстрирована блок-схема типового процесса для осуществления управления КНБК с расчетом на основе компьютерной модели.

[009] На фиг. 7 проиллюстрирована блок-схема примера дополнительных пояснений для определения по меньшей мере одного весового коэффициента на основе по меньшей мере одной модели динамики КНБК или результатов измерений датчика КНБК.

[0010] На фиг. 8 проиллюстрирована блок-схема примера дополнительных пояснений для определения по меньшей мере одного весового коэффициента и определения целевой функции, взвешенной по меньшей мере по одному весовому коэффициенту.

[0011] На фиг. 9 проиллюстрирована блок-схема примера дополнительных пояснений для определения целевой функции и определения входного управляющего воздействия на КНБК, который отвечает целевой функции.

[0012] На фиг. 10 проиллюстрирована блок-схема примера системы управления, согласно которой могут работать некоторые примеры.

Подробное описание сущности изобретения

[0013] Настоящее изобретение в целом описывает автоматизированное управление скважинными операциями бурения путём принятия основанных на использовании компьютерной модели предупреждающих решений по управлению КНБК. В частности, описываются технологии, которые динамически адаптируют входные управляющие воздействия на КНБК для усиления различных конечных точек бурения в различные периоды времени на основе изменяющихся условий в стволе скважины. Изменяющиеся условия в стволе скважины могут быть определены с использованием любых подходящих источников информации, например как измерения при помощи датчиков, расчеты на основе использования компьютерной модели и/или проектной информации о стволе скважины.

[0014] Входные управляющие воздействия на КНБК могут быть адаптированы к выборочному усилению (или ослаблению) одного или нескольких конечных точек, связанных с операцией бурения в качестве ответа на изменение условий в стволе скважины. В качестве примеров конечные точки бурения могут относиться к уменьшению отклонения от намеченной траектории ствола скважины, уменьшению потребления подводимой к КНБК энергии или к любой другой подходящей конечной точке, относящейся к операции бурения ствола скважины. При выполнении операции бурения изменяющиеся условия в стволе скважины (например, различные слои горных пород, по-разному сформированные участки намеченной траектории ствола скважины и т.д.) могут приводить к различным конечным точкам, которые являются более или менее важным в различные периоды времени, для поддержания общей эффективности и рентабельности операции бурения.

[0015] В некоторых примерах один или несколько конечных точек могут быть объединены в единую общую целевую функцию, в которой различные конечные точки усиливаются в различной степени с использованием одного или нескольких весовых коэффициентов. Адаптивный характер входных управляющих воздействий на КНБК может обеспечиваться путём адаптации весовых коэффициентов к выборочному усилению различных конечных точек в целевой функции и её решения для входного управляющего воздействия на КНБК, которое удовлетворяет общей целевой функции. Весовые коэффициенты могут автоматически адаптироваться к изменениям условий в стволе скважины. В качестве примеров весовые коэффициенты могут автоматически адаптироваться к изменениям величины неопределённости в траектории ствола скважины, к различным углам и поворотам по ходу движения в намеченной траектории ствола скважины, к наличию соседних стволов скважин, которые представляют угрозу пересечения скважин или к другим условиям в стволе скважины или вблизи неё, которые могут иметь значение для систем наклонно направленного бурения.

[0016] В обобщённом виде настоящее изобретение реализуется как реализованный компьютером способ управления компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) для следования намеченной траектории ствола скважины, при этом способ включает определение результатов измерений датчика КНБК, определение модели динамики КНБК на основе результатов измерений датчика КНБК, определение весового коэффициента, который соответствует конечной точке бурения, определение целевой функции, включающей конечную точку бурения, взвешенную по весовому коэффициенту, и одно или более ограничений; определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое удовлетворяет целевой функции и одному или нескольким ограничениям и использование входного управляющего воздействия на КНБК.

[0017] Другие основные варианты реализации настоящего изобретения содержат соответствующие компьютерные системы, инструментальные средства и компьютерные программы, записанные на одно или несколько компьютерных устройств хранения данных, каждое из которых выполнено с возможностью выполнения действий по реализации способов настоящего изобретения. Система, состоящая из одного или нескольких компьютеров, может быть выполнена с возможностью выполнения операций для выполнения действий по реализации вышеупомянутых способов. Одна или несколько компьютерных программ могут быть выполнены с возможностью выполнения конкретных операций или действий благодаря включению команд, которые при выполнении их устройством обработки данных побуждают это устройство выполнять указанные действия.

[0018] В первом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым самым общим вариантом реализации настоящего изобретения, определение весового коэффициента, который соответствует конечной точке бурения, дополнительно включает определение весового коэффициента на основе по меньшей мере одной модели динамики КНБК или результатов измерений датчика КНБК.

[0019] Во втором аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение весового коэффициента на основе по меньшей мере одной модели динамики КНБК или результатов измерений датчика КНБК включает определение по меньшей мере одного из: неопределённости измеренной траектории ствола скважины, формы ствола скважины или информации о предотвращении пересечения стволов скважин; определение весового значения на основе по меньшей мере одного из: неопределённости измеренной траектории ствола скважины, формы ствола скважины или информации о предотвращении пересечения стволов скважин и суммирование весового значения в весовой коэффициент.

[0020] В третьем аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение неопределённости расчетной траектории ствола скважины включает определение ковариационных значений между совокупностью результатов измерения азимута и совокупностью результатов измерения угла наклона траектории ствола скважины.

[0021] В четвёртом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение весового коэффициента, который соответствует конечной точке бурения, включает ужесточение ограничения на входное управляющее воздействие на КНБК в направлении, в котором неопределённость измеренной траектории ствола скважины увеличилась по сравнению с измерением, сделанным в предыдущий раз.

[0022] В пятом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, ужесточение ограничения на входное управляющее воздействие на КНБК включает определение возросшего значения весового коэффициента, связанного с входным управляющим воздействием на КНБК.

[0023] В шестом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, конечная точка бурения включает расчётное отклонение от намеченной траектории ствола скважины, а определение весового коэффициента, который соответствует конечной точке бурения, включает ослабление ограничения на расчётное отклонение от намеченной траектории ствола скважины в направлении, в котором неопределённость измеренной траектории ствола скважины увеличилась по сравнению с измерением, сделанным в предыдущий раз.

[0024] В седьмом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, ослабление ограничения на расчётное отклонение от намеченной траектории ствола скважины включает определение уменьшившегося значения весового коэффициента, связанного с расчетным отклонением от намеченной траектории ствола скважины.

[0025] В восьмом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение формы ствола скважины включает определение радиуса кривизны последующего участка намеченной траектории ствола скважины.

[0026] В девятом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, конечная точка бурения включает расчётное отклонение от намеченной траектории ствола скважины, а определение весового коэффициента включает ослабление ограничения на расчётное отклонение от намеченной траектории ствола скважины в направлении, в котором радиус кривизны будущего участка намеченной траектории ствола скважины увеличилась по сравнению с измерением, сделанным в предыдущий раз.

[0027] В десятом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение информации о предотвращении пересечения стволов скважин включает определение направления, в котором пересечение с другим стволом скважины наиболее вероятно.

[0028] В одиннадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, конечная точка бурения включает расчётное отклонение от намеченной траектории ствола скважины, а определение весового коэффициента включает увеличение ограничения на расчётное отклонение от намеченной траектории ствола скважины в направлении, в котором пересечение с другим стволом скважины наиболее вероятно.

[0029] В двенадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение ковариационных значений между совокупностью результатов измерения азимута и совокупностью результатов измерения угла наклона траектории ствола скважины дополнительно включает определение совокупности результатов измерения азимута и совокупности результатов измерений наклона траектории ствола скважины, полученных от датчиков КНБК, и определение ковариационных значений между совокупностью результатов измерения азимута и совокупностью результатов измерений наклона траектории ствола скважины, полученных от датчиков КНБК.

[0030] В тринадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение ковариационных значений между совокупностью результатов измерения азимута и совокупностью результатов измерения угла наклона траектории ствола скважины дополнительно включает определение совокупности расчётных результатов измерения азимута и совокупности расчётных результатов измерения угла наклона траектории ствола скважины на основе модели динамики КНБК и определение ковариационных значений между совокупностью расчётных результатов измерения азимута и совокупностью расчётных результатов измерения угла наклона траектории ствола скважины на основе модели динамики КНБК.

[0031] В четырнадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение целевой функции включает определение расчётного будущего отклонения от намеченной траектории ствола скважины, определение расчётных будущих затрат на применение входного управляющего воздействия на КНБК и определение взвешенной комбинации, при этом взвешенной по весовому коэффициенту, расчетному будущему отклонению от намеченной траектории ствола скважины и расчетным будущим затратам применения входного управляющего воздействия на КНБК.

[0032] В пятнадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение весового коэффициента включает определение первого весового коэффициента для расчётного будущего отклонения от намеченной траектории ствола скважины и определение второго весового коэффициента для расчётных будущих затрат на применение входного управляющего воздействия на КНБК.

[0033] В шестнадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое удовлетворяет целевой функции, включает определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое минимизирует взвешенную комбинацию расчётного будущего отклонения от намеченной траектории ствола скважины и расчётных будущих затрат на применение входного управляющего воздействия на КНБК в течение последующего периода времени.

[0034] В семнадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, расчётные будущие затраты на применение входного управляющего воздействия на КНБК включают расчётное потребление энергии КНБК.

[0035] Восемнадцатый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение вероятного входного управляющего воздействия на КНБК, определение расчётной траектории ствола скважины на основе вероятного входного управляющего воздействия на КНБК и модели динамики КНБК, а также определение расчётного будущего отклонения от намеченной траектории ствола скважины на основе расхождения между расчётной траекторией ствола скважины и намеченной траекторией ствола скважины.

[0036] В девятнадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение входного управляющего воздействия на КНБК включает определение по меньшей мере одного из: управление первым углом изгиба, управление вторым углом изгиба, управление первым пакером или управление вторым пакером.

[0037] Двадцатый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение уточнённых результатов измерений датчика КНБК, определение обновлённой модели динамики КНБК на основе уточнённых результатов измерений датчика КНБК, определение уточнённого весового коэффициента и уточнённой целевой функции на основе по меньшей мере одного из обновлённой модели динамики КНБК или уточнённых результатов измерений датчика КНБК и автоматическую настойку входного управляющего воздействия на КНБК, которое удовлетворяет уточнённой целевой функции на основе уточнённого весового коэффициента.

[0038] В двадцать первом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение ковариационных значений между совокупностью результатов измерения азимута и совокупностью результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины дополнительно включает определение взаимной корреляции между значениями неопределённости в двух различных направлениях от траектории ствола скважины.

[0039] Различные варианты реализации системы управления бурением ствола скважины в соответствии с настоящим описанием изобретения могут не содержать, содержать одну или несколько из признаков. Например, система может повышать стабильность и эффективность буровых операций. В частности, технологии, которые описаны в настоящем документе, могут обеспечивать более точное и тщательное управление траекторией ствола скважины, несмотря на изменяющиеся и непредсказуемые условия в среде ствола скважины.

[0040] Например, если определённая часть ствола скважины даёт большее значение погрешности и более неопределённые результаты измерений, то может быть целесообразно придать больше весовому значению конечной точке снижения потребления подаваемой энергии, таким образом ограничивая её подачу для того, чтобы применять более экономный режим бурения в течение определённых промежутков времени, когда измеренная траектория не может быть точным отражением реальной траектории в стволе скважины. В другом примере, если определённая часть намеченной траектории ствола скважины имеет резкий поворот, то может быть целесообразно придать меньше весового значения конечной точке придерживаться намеченной траектории ствола скважины в течение этих промежутков времени, чтобы позволить иметь больший зазор во время выполнения резкого поворота и для того, чтобы избежать резкого изменения подачи энергии (например, если придерживаться намеченной траектории является слишком затратным или даже невозможным). Адаптивно делая больший или меньший упор на разных конечных точках в различные промежутки времени во время операции бурения, технологии, которые описаны в настоящем документе, могут обеспечивать более эффективную и точную операцию бурения, несмотря на изменяющиеся условия в стволе скважины.

[0041] В некоторых примерах модель динамики КНБК может использоваться для генерирования расчетов будущей траектории ствола скважины, а входные управляющие воздействия на КНБК могут быть адаптированы в направлении упреждения развития ситуации в неблагоприятном направлении на основе расчетной траектории ствола скважины. Модель динамики КНБК может уточняться по мере того, как выполняются новые измерения и по мере того, как поступают новые входные управляющие воздействия, чтобы дать возможность точного для следования правильной траектории ствола скважины, например, для того, чтобы обеспечить меньшую ошибку расчета траектории ствола скважины. Система может использовать эти расчеты, в также информацию о намеченной траектории ствола скважины и/или другую информацию для того, чтобы предвидеть будущие изменения в стволе скважины и регулировать операцию бурения в направлении упреждения развития ситуации в неблагоприятном направлении.

[0042] Например, система может увеличить или уменьшить определённые весовые коэффициенты одной или нескольких конечных точек на основе ожидаемых изменений в стволе скважины и автоматически определять входные управляющие воздействия на КНБК, которые удовлетворяют адаптированным взвешенным конечным точкам и одному или нескольким ограничениям. Удовлетворение конечным точкам может включать, например, выполнение оптимизации (например, сведения к минимуму функции затрат, максимального увеличения функции полезности и т.д.) или может включать определение субоптимальных решений, которые аппроксимируют оптимальные решения (например, численные аппроксимации, которые учитывают сложность вычислений и т.д.), или может включать удовлетворение другим подходящим конечным точкам, относящимся к процессу бурения. Определение входных управляющих воздействия на КНБК, которые удовлетворяют конечным точкам, может включать удовлетворение одному или нескольким ограничениям, например, максимальному углу изгиба, максимально доступной подачи энергии и т.д.

[0043] Вместе с ограничениями модель определяет совокупность параметров всех возможных будущих режимов работы КНБК на основе определения оптимальных входных управляющих воздействий и связанной с ними будущей динамики КНБК, определяемой путём минимизации целевой функции.

[0044] Скважинная среда вокруг КНБК, как правило, является сложной системой. В некоторых примерах система может включать по меньшей мере 4 управляющих переменных и 12 результатов измерений. Обычные стратегии управления не могут беспрепятственно применяться к системам КНБК по разным причинам, включая следующие. Взаимодействия между различными входными и выходными данными могут быть сильными и непредсказуемыми, например, результаты измерений угла наклона ствола скважины могут зависеть большей частью от таких управляющих переменных, как например, два угла изгиба и раздувание пакера. При таких сценариях обычные технологические решения, как например пропорционально-интегрально-дифференциальное (ПИД) регулирование, могут быть ограничены в достижении желаемых рабочих характеристик. Например, если желательно получить оптимальное решение для целевой функции, тогда контроллеры ПИД могут оказаться неспособными достичь желаемых оптимальных рабочих характеристик. Другая сложность заключается в том, что количество выводов системы может быть больше, чем количество вводов и поэтому не всегда может быть понятно, как развязать взаимодействия между определёнными вводами и выводом. Это может привести к сложным и многочисленным вариантам, которые усложняют решения по входным управляющим воздействиям на КНБК. При таких вариантах производительность операции бурения, как правило, зависит от навыков разработчика системы управления по её оптимизации, что может определять зависимость системы от человеческого фактора. Другая сложность заключается в том, что количество результатов измерений, будучи больше, чем количество управляющих переменных, во многих случаях является таким, что может создавать трудности отслеживания запланированных целевых результатов для всех измерений, не сталкиваясь с определёнными отклонениями. Такие отклонения могут приводить к неопределённости в том, как контролировать траекторию ствола скважины, что в свою очередь может приводить к слишком интенсивному управлению траекторией, которое влечёт за собой различные выходные данные, конфликтующие друг с другом. Например, если значение угла наклона ствола скважины от ближайшего датчика требует большего угла изгиба, то это может выразиться в больших погрешностях и неопределённости в одном из удалённых датчиков угла наклона ствола скважины. В некоторых вариантах это может приводить к пониженному допустимому пределу стабильности, приводя операцию бурения в состояние, более трудное для точного контроля.

[0045] Описанные в настоящем документе технологии обеспечивают стратегию управления, основанную на прогностическом упреждающем управлении с использованием компьютерной модели, которое позволяет осуществлять регулирование сложных систем КНБК, даже тех, которые могут иметь сильные взаимодействия, при этом удовлетворяя (например, оптимизируя) общей целевой функции операции бурения и любым связанным с ней ограничениям. Кроме того, в сценариях развития событий, в которых окружающая среда и проектные технические характеристики быстро меняются во время операции наклонно направленного бурения, адаптивный алгоритм оптимизации весового значения может быть реализован совместно со стратегией прогностического упреждающего управления на основе использования компьютерной модели для достижения более устойчивого к сбоям и точного управления.

[0046] Подробности одного или более вариантов реализации настоящего 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.

[0047] Фиг. 1 иллюстрирует участок одного из вариантов реализации системы 100 отклоненного ствола скважины в соответствии с настоящим описанием изобретения. Хотя проиллюстрирована система с отклонённым стволом скважины (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 скважин (например, боковые стволы, типовые стволы скважин и иные). Кроме того, хотя система 100 проиллюстрирована на поверхности земли, она может быть размещена под водой или в водной природной среде. Как правило, система 100 отклоненного ствола скважины достигает одного или нескольких подземных пластов, и обеспечивает более легкую и эффективную добычу углеводородов, расположенных в таких подземных пластах. Кроме того, 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 несколько геологических пластов в толще земли. Один или несколько подземных пластов, таких как продуктивный пласт 126, расположены под земной поверхностью 102. Как будет более подробно объяснено ниже, одна или несколько 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.

[0048] В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения буровая компоновка 104 может быть установлена на водной поверхности, а не на земной поверхности 102. Например, в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения земная поверхность 102 может быть океаном, заливом, морем или любой другой водной поверхностью, 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 нескольких систем 100 отклоненного ствола скважины из любой из двух или из обоих мест расположения.

[0049] В целом буровая компоновка 104 может быть любой соответствующей буровой компоновкой или буровой установкой, применяемой для формирования стволов скважины или скважин в толще земли. В буровой компоновке 104 могут использоваться традиционные способы формирования таких стволов скважины, как например вертикального участка ствола скважины 108, или могут использоваться нетрадиционные или новые технологии. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения в буровой компоновке 104 может использоваться 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 настоящего 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, который всё глубже уходит в землю, как например вертикальный участок ствола скважины 108. Вращающееся оборудование состоит из множества компонентов (здесь проиллюстрированы не все из них), которые сами по себе способствуют передаче мощности от первичного привода к буровому долоту. Первичный привод передаёт мощность роторному столу или системе верхнего прямого привода, которая в свою очередь передаёт 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, несёт значительную, если не всю, массу колонны бурильных труб 106, но может допускать и её свободное вращение.

[0050] Колонна бурильных труб 106, как правило, состоит из секций тяжелой стальной трубы, которые имеют резьбу, так что они могут сцепляться вместе. Ниже буровой трубы находятся одна или несколько утяжеленных бурильных 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 проходить бурением один или несколько геологических пластов. Количество и свойства утяжеленных бурильных труб на какой-либо конкретной роторной буровой установке могут меняться в зависимости от условий в скважине, с которыми столкнулись в процессе бурения.

[0051] Буровое долото, как правило, расположено внутри или прикреплено к КНБК 118, которое расположено на скважинном конце колонны бурильных труб 106. Буровое долото в первую очередь отвечает за создание контакта с материалом (например, со скальной породой) внутри одного или нескольких геологических пластов и за прохождение бурением такого материала. В соответствии с настоящим описанием изобретения вид бурового долота может быть выбран в зависимости от типа геологического пласта, встречающегося в процессе бурения. Например, различные геологические пласты, встречающихся в процессе бурения, могут потребовать применения различных буровых долот для достижения максимальной эффективности бурения. Буровые долота могут быть видоизменены из-за таких различий в пластах или из-за воздействия износа на них. Хотя такая деталь не имеет решающего значения для настоящего описания, в целом существует четыре вида буровых долот, каждый из которых подходит для конкретных условий. Указанные четыре наиболее распространенные виды буровых долот включают долота замедленного действия или лопастные долота, калёные буры для шарошечных долот, компактные долота с поликристаллическими алмазами и алмазные долота. Вне зависимости от конкретных выбранных буровых долот для вращательного бурения необходимым условием является непрерывное удаление "бурового шлама".

[0052] Циркуляционная система операции вращательного бурения, как например 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 из 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 бурового раствора, компрессоры, соответствующую водопроводную арматуру и специальные форсунки для добавления присадок к буровому раствору. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения, таких как, например в процессах горизонтального или наклонно-направленного бурения, забойные двигатели могут использоваться в сочетании с компоновкой низа бурильной колонны 118 или в ней. Таким забойным двигателем может быть турбонасосный забойный двигатель или установка электровинтового двигателя, такая как двигатель Муано. Эти двигатели получают буровой раствор через колонну бурильных труб 106 и вращаются для приведения в действие бурового долота или изменения направлений в процессе бурения.

[0053] Во многих операциях вращательного бурения буровой раствор закачивается вниз по колонне бурильных труб 106 и выходит через отверстия или насадки в буровом долоте. Затем раствор 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 раствор, как и буровое долото, может быть выбран в зависимости от типа геологических условий, обнаруженных под земной поверхностью 102. Например, определенные обнаруженные геологические условия и некоторые подземные пласты могут требовать, чтобы в качестве бурового раствора использовалась жидкость, такая как вода. В таких ситуациях для завершения операции бурения может потребоваться свыше 378,54 кубических тонн (100000 галлонов) воды. Если вода сама по себе не пригодна для вынесения бурового шлама из ствола скважины или не обладает достаточной плотностью, чтобы управлять давлением в скважине, для образования бурового раствора (например, бурового глинистого раствора) к воде могут быть добавлены глинистые добавки (бентонит) или добавки на полимерной основе. Как уже отмечалось выше, могут быть вопросы, вызывающие озабоченность в отношении применения таких добавок в подземных пластах, которые могут прилегать к подземным пластам, содержащим питьевую воды, или находиться вблизи них.

[0054] В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения буровая компоновка 104 и компоновка низа бурильной колонны 118 могут работать с воздухом или пеной в качестве бурового раствора. Например, в процессе пневматического вращательного бурения сжатый воздух поднимает буровой шлам, производимый буровым долотом, вертикально вверх через затрубное пространство к поверхности земли 102. Компрессоры большой производительности могут подводить воздух, который затем нагнетается вниз колонны бурильных труб 106 и в конечном итоге выходит через небольшие отверстия или насадки в буровом долоте. Буровой шлам, удалённый на поверхность земли 102, затем собирается.

[0055] Как было отмечено выше, выбор бурового раствора может зависеть от типа геологических пластов, встречающихся в процессе буровых операций. Кроме того, на это решение может оказывать влияние вид бурения, такой как вертикальное бурение, горизонтальное бурение или наклонно-направленное бурение. Например, в некоторых случаях определенные геологические пласты могут быть более пригодными для пневматического бурения при вертикальном бурении по сравнению с наклонно-направленным или горизонтальным бурением.

[0056] Как проиллюстрировано на фиг. 1, компоновка низа бурильной колонны 118, включая буровое долото, бурит или создает вертикальный участок ствола скважины 108, который пролегает от поверхности земл