Автоматизация бурения скважин с использованием профиля энергии и формы ствола скважины

Автоматизация бурения скважин с использованием профиля энергии и формы ствола скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Настоящее изобретение относится к бурению скважин, и более конкретно, к автоматизации бурения скважин на основании профиля и энергии ствола скважины, бурение которого осуществляют.

[0002] Качество ствола скважины или буровой скважины обычно относится к «плавности» ствола скважины. Были предложены модели различных траекторий для бурения ствола скважины, отличающиеся степенью образованной в результате ствола скважины плавности. Наиболее простая модель, тангенциальная модель, состоит из прямолинейных участков. Таким образом, наклон этой модели является неоднородным на точках замера вдоль длины ствола скважины. Другая распространенная модель является моделью с минимальным закруглением, состоящая из закругленных арок. Эта модель характеризуется однородным наклоном, но неоднородным закруглением. Наиболее распространенным способом моделирования траектории и анализа бурильной колонны является модель «скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну», вычисляющая дополнительную нагрузку во время операций спуска или подъема, при которых крутящий момент образован в результате вращения бурильной колонны, и осевые нагрузки образуются в результате избыточной нагрузки по сравнению с массой вращающейся бурильной колонны в результате трения, образованного вследствие контакта бурильной колонны со стволом скважины.

[0003] Плавность ствола скважины может проявляться различными способами, все из которых отрицательно влияют на эффективность процесса бурения и увеличивают стоимость бурения и завершения скважины. В настоящее время, различные параметры, такие как извилистость ствола скважины, закругление, скручивание и различные показатели бурения, используют для измерения пути ствола скважины или определения сложности бурения плавного ствола скважины. Кроме того, критерий для определения качества ствола скважины отсутствует. Например, учитываемые показатели бурения обычно описывают качество ствола скважины субъективно, а не качественно измеряя ствол скважины. В некоторых случаях показатели бурение используют только в качестве измерения сложности бурения скважины, а не ее возможной плавности.

[0004] В настоящее время становятся возможными автономные операции бурения с компьютерным управлением (т.е., «автоматизация бурения»), так как они могут сохранять время бурения и имеет финансовые преимущества для оператора скважины путем автоматической реализации модели траектории ствола скважины модель. При отклонении действительной траектории ствола скважины от планируемого пути ствола скважины, необходимы корректирующие действия систем. Например, пропорционально-интегрально-дифференциальное (PID) управление, используемое в скважинах в настоящее время, может обеспечивать отрицательную обратную связь к инструментам для наклонно-направленного бурения роторным способом для возвращения отклоненного пути бурения к планируемой траектории. Однако при пропорционально-интегрально-дифференциальном (PID) управлении часто наблюдаются выход за установленные пределы и волнообразные колебания.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0005] Следующие чертежи включены с целью демонстрации определенных аспектов настоящего изобретения и не должны рассматриваться в качестве исключающих вариантов реализации изобретения. Раскрываемый объект изобретения допускает значительные модификации, изменения, сочетания и эквиваленты по форме и функции без отклонения от объема настоящего изобретения.

[0006] На фиг. 1 изображена приведенная в качестве примера система бурения, которая может включать один или большее количество принципов настоящего изобретения.

[0007] На фиг. 2 изображено приведенное в качестве примера забойное оборудование (BHA) в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации настоящего изобретения.

[0008] На фиг. 3 изображен приведенный в качестве примера путь ствола скважины, который может быть образован посредством реализации принципов настоящего изобретения, в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации.

[0009] На фиг. 4 представлена упрощенная схематическая диаграмма системы, выполненной с возможностью выполнения способов, описанных в настоящем описании, в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации.

[00010] На фиг. 5 представлена упрощенная схематическая диаграмма модуля контроллера в соответствии в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации.

[00011] На фиг. 6 представлена схематическая функциональная схема способа автоматизации операций бурения в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[00012] Настоящее изобретение относится к бурению скважин, а, более конкретно, к автоматизации бурения скважин на основании профиля и энергии ствола скважины, бурение которого осуществляют.

[00013] Раскрыты системы и способ для автоматизации операций бурения на основании профиля энергии скважины таким образом, чтобы обеспечивать бурение более плавного ствола скважины. Раскрытые системы содержат модуль контроллера, который может быть с возможностью обмена данными присоединен к измерительной системе и системе бурения. Измерительная система может обновлять модуль контроллера в режиме реального времени, отображая расположение действительного пути ствола скважины по сравнению с планируемым путем стволом скважины. При отклонении действительного пути ствола скважины от планируемого пути ствола скважины, модуль контроллера может быть сконфигурирован для определения обратного пути действительного пути ствола скважины на основании минимального расхода энергии и передачи одного или большего количества корректирующих командных сигналов к узлу управления с целью изменения направления траектории действительного пути ствола скважины таким образом, чтобы возвращать его к планируемому пути ствола скважины. Обратный путь вычисляют с использованием модели траектории на основании критерия минимального расхода энергии ствола скважины для уменьшения выхода за установленные пределы и волнообразных колебаний траекторий скважины. Следует понимать, что основанный на расходе энергии способ возвращения действительного пути ствола скважины к планируемому пути ствола скважины может быть надежной формой автоматизации скважинных систем бурения для достижения оптимального использования бурильного оборудования.

[00014] Со ссылкой на фиг. 1 изображена приведенная в качестве примера система 100 бурения, которая может использовать один или большее количество принципов настоящего изобретения. Стволы скважины могут быть образованы путем бурения в почву 102 с использованием системы 100 бурения. Система 100 бурения может быть сконфигурирована для обеспечения разворачивания и проникновения забойного оборудования (BHA) 104, расположенного или содержащегося другим образом в низу бурильной колонны 106, в почву 102 от вышки 108, расположенной на поверхности 110. Вышка 108 содержит рабочую трубу 112, используемую для опускания и поднимания бурильной колонны 106.

[00015] Забойное оборудование (BHA) 104 может содержать буровое долото 114, функционально присоединенное к буровому снаряду 116, который выполнен с возможностью осевого перемещения в пределах пробуренного ствола 118 скважины, прикрепленному к бурильной колонне 106. Во время эксплуатации буровое долото 114 проникает в почву 102 и, таким образом, образует ствол 118 скважины. Забойное оборудование (BHA) 104 обеспечивает управление направлением бурового долота 114 во время его продвижения в почву 102. Буровой снаряд 116 может быть частично неподвижно оснащен различными измерительными приборами (не показаны), такими как, но не ограниченными приборами измерений во время бурения (MWD) и каротажа во время бурения (LWD), которые могут быть сконфигурированы для снятия скважинных измерений условий бурения. В других вариантах реализации измерительные приборы могут быть выполнены отдельными устройствами внутри бурового снаряда 116, как показано на фиг. 1.

[00016] Текучая среда или «раствор» из емкости 120 для бурового раствора может быть нагнетена вниз по скважине с использованием бурового насоса 122, питаемого примыкающим источником электропитания, таким как первичный двигатель или двигатель 124. Раствор может быть нагнетен из емкости 120 для бурового раствора через стояк 126, подающий раствор в бурильную колонну 106 и направляющий его к буровому долоту 114. Раствор выходит через один или большее количество насадков, образованных в буровом долоте 114, и в процессе охлаждает буровое долото 114. После выведения из бурового долота 114, раствор циркулирует назад к поверхности 110 через кольцевое пространство, образованное между стволом 118 скважины и бурильной колонной 106, и в процессе возвращает буровой шлам и отходы к поверхности. Шлам и смесь раствора проходят через линию 128 потока, и обеспечивается их обработка, при которой очищенный раствор снова возвращают вниз скважины через стояк 126.

[00017] Хотя система 100 бурения изображена и описана относительно системы роторного бурения на фиг. 1, специалистам в данной области техники будет понятно, что многие типы систем бурения могут быть использованы в реализации вариантов реализации изобретения. Например, буры и бурильные вышки, использованные в вариантах реализации изобретения, могут быть использованы на суше (как показано на фиг. 1) или в море (не показано). Расположенные на суше бурильные вышки, которые могут быть использованы в соответствии с вариантами реализации изобретения, содержат, например, плавучие буровые установки, стационарные платформы, гравитационные структуры, буровые судна, полупогружные буровые платформы, самоподъемные буровые вышки, платформы с натяжными опорами и т.п. Следует понимать, что варианты реализации изобретения могут быть применены к различным вышкам от небольших и портативных до крупных и стационарных.

[00018] Также, хотя в настоящее описание приведено относительно бурения нефти, различные варианты реализации изобретения могут быть использованы во многих других применениях. Например, раскрытые способы могут быть использованы в поисках полезных ископаемых, исследования окружающей среды, добычи природного газа, операций подземной установки, добычи, водяных скважинах, геотермических скважинах и т.п. Также, варианты реализации изобретения могут быть использованы в узлах нагрузки на пакер, в спуске подвесок хвостовиков, в спуске колонн заканчивания и т.д. без отклонения от объема изобретения.

[00019] Со ссылкой на фиг. 2, а также со ссылкой на фиг. 1, изображено приведенное в качестве примера забойное оборудование (BHA) 104, которое может быть использовано в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации настоящего изобретения. Как показано, забойное оборудование (BHA) 104 может содержать по меньшей мере буровое долото 114, узел 202 управления, функционально присоединенный к буровому долоту 114, измерения прибор 204 во время бурения (MWD)/каротажа во время бурения (LWD) и утяжеленную бурильную трубу 206. Узел 202 управления может являться любым типом скважинной системой управления или устройством, сконфигурированным для ориентации бурового долота 114 таким образом, чтобы следовать планируемой траектории или пути ствола скважины. В некоторых вариантах реализации узел 202 управления может являться инструментом для наклонно-направленного бурения роторным способом. В других вариантах реализации узел 202 управления может являться гидравлическим забойным двигателем или любым другим известным устройством или системой, выполненной с возможностью изменения направления траектории бурового долота 114, без отклонения от объема изобретения.

[00020] Прибор 204 измерения во время бурения (MWD)/каротажа во время бурения (LWD) может содержать блок датчиков измерения во время бурения (MWD), который может содержать один или большее количество зондов 207 контрольно-измерительных приборов, сконфигурированных для сбора и передачи данных о направлении, механических данных, данных о формации и т.п. В частности, один или большее количество зондов 207 контрольно-измерительных приборов может содержать один или большее количество внутренних или наружных датчиков, таких как наклономер, один или большее количество магнетометров (т.е., компасных блоков), один или большее количество акселерометров, датчик положения вала, их сочетания и т.п., но не ограничиваясь ими. Данные о направлении (т.е., траектория ствола скважины в трехмерном пространстве) забойного оборудования (BHA) 104 внутри почвы 102 (фиг. 1), такие как наклон и азимут, могут быть получены в режиме реального времени посредством зондов 207 контрольно-измерительных приборов.

[00021] Прибор 204 измерений во время бурения (MWD)/каротажа во время бурения (LWD) может также содержать блок датчиков каротажа во время бурения (LWD), который может содержать один или большее количество датчиков, сконфигурированных для измерения параметров формации, таких как сопротивление, пористость, скорость распространения звука или способность передавать гамма-лучи. В некоторых вариантах реализации приборы измерений во время бурения (MWD) и каротажа во время бурения (LWD) и относящиеся к ним блоки датчиков могут сообщаться друг с другом для обмена данными между собой. Прибор 204 измерений во время бурения (MWD)/каротажа во время бурения (LWD) может иметь привод от батареи или генератора, известных в данной области техники, а любые измерения, полученные от прибора 204 измерений во время бурения (MWD)/каротажа во время бурения (LWD), могут быть обработаны на поверхности 110 (фиг. 1) или в участке скважины.

[00022] Утяжеленная бурильная труба 206 может быть сконфигурирована для добавления нагрузки на забойное оборудование (BHA) 104 над буровым долотом 114 таким образом, чтобы обеспечивать достаточную нагрузку на буровое долото 114 для бурения через требуемые геологические формации. Нагрузка также может быть приложена к буровому долоту 114 через бурильную колонну 106, при приложении с поверхности 110.

[00023] Забойное оборудование (BHA) 104 может дополнительно содержать переводник 208 датчика, присоединенный к забойному оборудованию (BHA) 104 или другим способом образующий его часть. Переводник 208 датчика может быть сконфигурирован для наблюдения за различными операционными параметрами в скважинной среде относительно забойного оборудования (BHA) 104. Например, переводник 208 датчика может быть сконфигурирован для наблюдения за операционными параметрами бурового долота 114, такими как, усилие на буровое долото (WOB), крутящий момент на буровое долото (TOB), обороты в минуту (RPM) бурового долота 114, момент изгиба бурильной колонны 106, вибрация, потенциально воздействующая на буровое долото 114 и т.п., но не ограничиваясь ими. В некоторых вариантах реализации переводник 208 датчика может являться DRILLDOC® прибором, производимым компанией «Sperry Drilling», Хьюстон, Техас, США. DRILLDOC® прибор или другой переводник 208 датчика подобного типа может быть сконфигурирован для предоставления измерений в режиме реального времени усилия, крутящего момента и изгиба на примыкающем бурильном приборе (т.е., буровое долото 114) и/или бурильной колонне 106 для характеристики перехода энергии от поверхности к бурильному прибору и/или бурильной колонне 106. Следует понимать, что эти измерения способствуют оптимизации параметров бурения для увеличения производительности и уменьшения передачи нерационально затрачиваемой энергии и вибрации.

[00024] Забойное оборудование (BHA) 104 может дополнительно содержать модуль 210 контроллера, присоединенный к забойному оборудованию (BHA) 104 или другим способом образующий его часть. Модуль 210 контроллера может являться скважинной компьютерной системой, присоединенной с возможностью обмена данными к каждому из переводника 208 датчика, прибора 204 измерений во время бурения (MWD)/каротажа во время бурения (LWD) (например, его зонд(ы) 207) и узла 202 управления через один или большее количество линии 212 передачи данных. Модуль контроллера 210 может быть сконфигурирован для отправления данных и команд к переводнику 208 датчика, прибору 204 измерений во время бурения (MWD)/каротажа во время бурения (LWD) и узлу 202 управления через линии 212 передачи данных в режиме реального времени, и приема данных и команд от них.

[00025] В некоторых вариантах реализации модуль 210 контроллера может дополнительно быть присоединен с возможностью обмена данными к поверхности 110 (фиг. 1) через одну или большее количество линий 214 передачи данных таким образом, чтобы иметь возможность отправлять и принимать данные в режиме реального времени к/от поверхности 110 (фиг. 1) во время эксплуатации. Линии 212, 214 передачи данных могут являться проводными устройствами или средствами связи любого типа, известными специалистам в данной области техники, такими как электрические провода или линии, оптоволоконные линии и т.д., но не ограничиваясь ими. Альтернативно или дополнительно, модуль 210 контроллера может содержать или являться телеметрическим модулем, используемым для передачи измерений к поверхности 110 беспроводным способом, при необходимости, с использованием одного или большего количества способов скважинной телеметрии, включая, но не ограничиваясь гидроимпульсом, акустической, электромагнитной частотой, их сочетания и т.п.

[00026] Со ссылкой на фиг. 3, а также со ссылкой на фиг. 1 и 2, изображен приведенный в качестве примера путь 300 ствола скважины, который может образован путем реализации принципов настоящего изобретения, в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации. Более конкретно, путь 300 ствола скважины выражает планируемый или разработанный путь или траекторию для бурения ствола скважины (например, ствола 118 скважины по фиг. 1) с целью достижения целевого участка 302 внутри подземной формации 304. Ствол скважины может быть пробурен с использованием забойного оборудования (BHA) 104 и бурильной колонны 106, описанной ранее со ссылкой на фиг. 1 и 2. Во время приведенных в качестве примера операций модуль 210 контроллера (фиг. 2) может быть сконфигурирован для непрерывной передачи данных с узлом 202 управления (фиг. 2), таким образом обеспечивая ориентацию бурового долота 114, следующую по планируемому пути 300 ствола скважины.

[00027] Однако обычно буровой снаряд может отклоняться от изначально планированного пути 300 ствола скважины, а вместо него может быть образован действительный путь 306 ствола скважины, который выполнен несоосно с изначальным путем 300 ствола скважины или который другим образом отклоняется от него. Такие отклонения могут приводить к нескольким косвенным переменным, таким как, степень проникновения бурового снаряда, отклонение бурового снаряда в различных типах горных пород и/или формаций, настройка торца долота, вращение бурового снаряда (т.е., скользящее или вращающееся, в зависимости от типа бурового двигателя), усилие на буровое долото 114, расход буровых растворов через и вокруг бурового снаряда, износ бурового долота 114 и других приборов в забойном оборудовании (BHA) 104, вибрация бурильной колонны 106, их сочетания и т.п., но не ограниченным ими.

[00028] При продвижении бурового снаряда в формацию 304, забойное оборудование (BHA) 104 может быть сконфигурировано для снятия маркшейдерских измерений на различных точках 308 вдоль действительного пути ствола 306 скважины с целью определения точного положения бурового снаряда и следует ли действительный путь 306 ствола скважины требуемому пути 300 ствола скважины внутри формации 304. Маркшейдерские измерения могут быть сняты периодически по мере продвижения бурового снаряда таким образом, чтобы через каждые 45 футов (13,716 м), через каждые 75 футов (22,86 м), на каждых 90 футах (27,432 м) или на любом расстоянии или частоте, требуемой оператором скважины. Такие маркшейдерские измерения могут уведомлять оператора скважины (или автоматизированную систему, такую как модуль 210 контроллера по фиг. 2) в режиме реального времени о необходимости изменений направления с целью изменение направления траектории действительного пути 306 ствола скважины и, следовательно, его возвращения в выравнивание с планируемым путем 300 ствола скважины.

[00029] Хотя может существовать несколько способов перенаправления бурового снаряда для обеспечения возможности возвращения действительного пути 306 ствола скважины и следования по планируемому пути 300 ствола скважины, настоящее изобретение обеспечивает модель управления траекторией, осуществляющую указанное действие на основании критерия минимального расхода энергии ствола скважины с целью уменьшения выхода за установленные пределы и волнообразных колебаний траекторий скважин. Учитываемые параметры процесса содержат длину между точками 308 замера, скорость изменения наклона между точками 308 замера и скорость изменения азимута между точками 308 замера. По меньшей мере один из сбалансированного тангенциального способа, способа с минимальным закруглением и способ естественного закругления может быть использован для вычисления этих параметров. Посредством применения условий минимального расхода энергии ствола скважины может быть получено уникальное решение этих параметров, таким образом обеспечивая оптимальное использование оборудования бурового снаряда и более плавный ствол скважины.

[00030] Также может быть предпочтительным автоматизация таких операций, в целом исключая необходимость вмешательства оператора скважины. Вместо этого, скважинная компьютер система, такая как модуль 210 (фиг. 2) контроллера, может автоматически перенаправлять скважинные траектории на основании обновленных маркшейдерских измерений. Другими словами, в соответствии с настоящим изобретением модуль 210 контроллера может быть снабжен обновлениями в режиме реального времени или информацией о положении бурового снаряда относительно планируемого пути 300 ствола скважины и, при необходимости, может быть сконфигурирован для определения обратного пути, обеспечивающего минимальную дополнительную энергию ствола скважины.

[00031] С целью достижения возвращения к планируемому пути ствола скважины 300 с минимальными затратами энергии закругление и скручивание действительного пути 306 ствола скважины, возвращаемого к планируемому пути 300 ствола скважины, должны быть сведены к минимуму. Основанный на расходе энергии математический критерий, используемый для измерения сложности конфигурации пути ствола скважины, обычно использует аппаратные обоснования вместо геометрической сущности пути ствола скважины. Моделирование нелинейной кривой тонкой гибкой балки, например, известно как кривая минимального расхода энергии и характеризуется изгибом по меньшей мере при прохождении через данный комплект точек. Этот критерий считают непревзойденным, учитывая простоту для образования плавных кривых. Следовательно, этот критерий может быть использован для описания минимального расходадействительного пути 306 ствола скважины, возвращаемого к планируемому пути 300 ствола скважины. Дополнительное преимущество заключается в том, что он может быть использован для обращения внимания на выходе кривой пути ствола скважины за установленные пределы остроугольных конфигураций пути ствола скважины, полученных с использованием известных способов.

[00032] Энергия (Es) деформации пути ствола скважины (например, действительный путь 306 ствола скважины, возвращаемый к планируемому пути 300 ствола скважины) выражена как интеграл длины дуги от закругления действительный путь 306 ствола скважины, возвращаемый к планируемому пути 300 ствола скважины) выражена как интеграл длины дуги от закругления (κ) в квадрате:

[00033] Закругление пути ствола скважины может быть выражено как:

[00034] где x выражает расстояние длины интервала между точками замера или точками 308 (фиг. 1), s выражает длину дуги x, a r(s) выражает радиус длины s дуги. Закругление κ также указывает тангенциальный вектор |i| пути ствола скважины. Альтернативно, закругление пути ствола скважины может быть также выражено как:

[00035] где α выражает наклон пути ствола скважины, полученный по меньшей мере из двух измерений в режиме реального времени, полученных в забойном оборудовании (BHA) на соответствующих точках 308 замера (фиг. 3). С использованием закругления пути ствола скважины скручивание пути ствола скважины может также быть определено следующим образом:

[00036] где ϕ выражает азимут пути ствола скважины, полученный по меньшей мере из двух измерений в режиме реального времени, полученных в забойном оборудовании (BHA) на соответствующих точках 308 замера (фиг. 3). Оба вычисления для закругления и скручивания зависят от наклона (α), азимута (ϕ) и длины (d) интервала (т.е., расстояния между точками 308 замера).

[00037] При включении параметра скручивания (τ), выраженного как интеграл длины дуги от скручивания (τ) в квадрате, уравнение (1) минимального расхода энергии становится более полноценным для конфигурации пути ствола скважины, выполненной с возможностью возвращения действительного пути 306 ствола скважины к планируемому пути 300 ствола скважины. Это уравнение может быть выражено следующим образом:

[00038] Уравнение (5) может быть дополнительно нормализовано к длине интервала стандартного ствола скважины между точками замера или точками 308 (фиг. 3), и может быть выражено следующим образом:

[00039] Соответственно, уравнения минимального расхода энергии преобразуют дифференциальные изменения в закруглении, скручивании и деформации энергии обратного пути (т.е., действительного пути ствола скважины 306, возвращаемого к планируемому пути 300 ствола скважины) в вычисленные значения. Такие вычисленные значения могут быть определены с использованием компьютерной система, такой как модуль 210 контроллера по фиг. 2.

[00040] Со ссылкой на фиг. 4, а также со ссылкой на фиг. 1-3, представлена упрощенная схематичная диаграмма системы 400, которая может быть сконфигурирована для выполнения способов, описанных в настоящем описании в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации. Как показано, система 400 может содержать модуль 210 контроллера, такой как описанный в общем ранее со ссылкой на фиг. 2, присоединенный с возможностью обмена данными к системе 402 бурения и измерительной системе 404. Измерительная система 404 может содержать, например, прибор 204 измерений во время бурения (MWD)/каротажа во время бурения (LWD) и переводник 208 датчика по фиг. 2 с целью сбора и передачи данных о направлении, механических данных, данных о формации и т.п. Обновленные данные о направлении забойного оборудования (BHA) 104 (фиг. 2), такие как длина интервала, наклон и азимут, могут быть получены и переданы в режиме реального времени к модулю 202 контроллера в форме одного или большего количества измерительных сигналов 406.

[00041] Модуль 202 контроллера может содержать процессор, который может быть сконфигурирован для приема и обработки измерительных сигналов 406. В некоторых вариантах реализации процессор может являться пропорционально-интегрально-дифференциальным (PID) модулем контроллера или системой. Процессор может быть дополнительно сконфигурирован для сравнения измерительных сигналов 406 с сохраненными данными пути, соответствующим планируемому пути 300 ствола скважины (фиг. 3). Если измерительные сигналы 406, обработанные в модуле 202 контроллера, указывают на наличие отклонения в действительном пути 306 ствола скважины (фиг. 3) от планируемого пути 300 ствола скважины, модуль контроллера 202 может быть сконфигурирован для использования уравнений минимального расхода энергии, описанных ранее, и вычислять обратный путь для действительного пути 306 ствола скважины, что приводит к минимальной дополнительной энергии ствола скважины.

[00042] С использованием результатов, полученных из уравнений минимального расхода энергии, модуль 202 контроллера может быть сконфигурирован для генерации и отправления одного или большего количества корректирующих командных сигналов 408 к системе 402 бурения с целью изменения направления траектории действительного пути 306 ствола скважины для его возврата к планируемому пути 300 ствола скважины. Система 402 бурения может содержать узел 202 управления (фиг. 2) и буровое долото 114 (фиг. 2), например. После приема корректирующих командных сигналов 408, узел 202 управления может регулировать один или большее количество параметров бурения с целью перенаправления бурового долота 114 по направлению к планируемому пути 300 ствола скважины. Приведенные в качестве примера параметры бурения содержат усилие на буровое долото, поток бурового раствора через бурильную колонну 106 (фиг. 2), скорость вращения бурильной колонны 106, плотность и вязкость бурового раствора, азимут и наклон забойного оборудования (BHA) 104, направление торца долота, угол изгиба, их сочетания и т.п., но не ограничены ими.

[00043] При продвижении и проникновении бурения в подземной формации 304 (фиг. 3) измерительная система 404 может быть сконфигурирована для непрерывного сбора или получения другим образом маркшейдерских измерений 410, соответствующих условиям в режиме реального времени операции бурения. В некоторых вариантах реализации маркшейдерские измерения 410 могут быть собраны на точках 308 замера (фиг. 3), однако могут быть также собраны в любое другое время во время операции бурения, без отклонения от объема изобретения. Соответственно, при продвижении операции бурения модуль 202 контроллера непрерывно обновляют измерительными данными 406 в режиме реального времени, соответствующими данным о направлении (т.е., углы наклона и азимута в режиме реального времени) забойного оборудования (BHA) 104 (фиг. 2), причем он выполнен с возможностью подачи корректирующих командных сигналов 408, сконфигурированных для поддержания действительного пути 306 ствола скважины соосным с планируемым путем 300 ствола скважины. Кроме того, так как уравнения минимального расхода энергии используют при генерации корректирующих командных сигналов 408, обеспечивается более плавный профиль ствола скважины, уменьшающий общие осевые нагрузки и трение.

[00044] На основании вычислений, осуществленных в модуле 210 контроллера, может быть рассчитана энергия пути ствола скважины, а также ее форма. Например, измерительная система 404 автоматически считывает между двумя точками замера (например, точками 308 по фиг. 3), таким образом позволяя модулю 210 контроллера классифицировать путь ствола скважины таким образом, чтобы обеспечивать возможность автоматического регулирования системы автоматического управления и контроля посредством системы 402 бурения. При удовлетворении конкретного математического условия, модуль 210 контроллера может определять или другим образом выводить форму пути ствола скважины, и, следовательно, генерировать корректирующий командный сигнал 408, сконфигурированный для исправления траектории ствола скважины.

[00045] Например, при считывании или определении другим способом отсутствия закругления (κ) между двумя точками замера, путь скважины может находиться в так называемом режиме «ожидания». Модуль 210 контроллера может классифицировать данный путь ствола скважины как по существу прямой и подтверждать минимальный расход энергии между указанными двумя точками замера. Для путей ствола скважины в двухмерной (2D) плоскости, если считанное скручивание (τ) в забойном оборудовании (BHA) 104 по существу составляет ноль, математическое условие, указывающее на то, что путь ствола скважины является двухмерным (2D) путем удовлетворено, если путь ствола скважины является плоской кривой. Другими словами, расход энергии связан только с закруглением (κ) в таких путях ствола скважины, и путь ствола скважины может быть классифицирован как плоская кривая. Аналогично, при постоянном закруглении (κ) пути ствола скважины, составляющим больше или меньше нуля (например, увеличивающемся или уменьшающемся), и скручивании (τ), по существу равному нулю, условие, указывающее на то, что путь ствола скважины является двухмерным (2D) путем, удовлетворено, если путь ствола скважины является частью круга. Другими словами, расход энергии связан только с закруглением (κ), но при других условиях остается неизменным.

[00046] Для путей стволов скважин в трехмерном (3D) пространстве, математическое условие, указывающее на то, что путь ствола скважины является трехмерным (3D) путем, удовлетворено при неизменном закруглении (κ), составляющим больше нуля, и при неизменном скручивании (τ), составляющим больше нуля, если путь ствола скважины является частью винтовой линии, или при неизменном соотношении τ/κ. В таких случаях, расход энергии связан с закруглением (κ) и скручиванием (τ), однако остается неизменным. Аналогично, если соотношение τ/κ скручивания больше или меньше нуля, математическое условие, указывающее на то, что путь ствола скважины является трехмерным (3D) путем, удовлетворено, а путь ствола скважины может быть классифицирован как постепенно увеличивающийся спиральный радиальный путь.

[00047] Для трехмерных (3D) путей стволов скважин в некоторых вариантах реализации модуль 210 контроллера может дополнительно быть сконфигурирован для вычисления или определения индекса (I) вращения для пути ствола скважины. Индекс вращения является геометрической величиной, выражающей количество витков в кривой и положительных витков, если нормаль направлена внутрь (т.е., кривая проходит в направлении против часовой стрелки). Вычисление индекса вращения является другим способом определения характеристики пространственной кривой между двумя точками замера, и может быть использовано для способствования определению или описанию другим способом траектории пути ствола скважины. Индекс вращения может быть определен из следующего уравнения:

[00048] где соответствует общему закруглению, которое выражено как 2π, умноженное на индекс вращения кривой. Например, индекс вращения плоской кривой, такой как круг или кривые, полученные путем деформации круга, всегда будет равняться нулю. В общем, для пространственной кривой, использующей общее закругление, он может быть выражен как:

[00049] С использованием уравнения (5), приведенного ранее, можно заключить, что:

[00050] То есть, большее вращение или движение по спирали в пределах данного пути скважины равняется большим расходам энергии профиля пути скважины, или большей энергии, требуемой для бурения для возврата к планируемому пути 300 ствола скважины. Вычисление индекса вращения посредством модуля 210 контроллера может быть применимо в определении нового наклона, азимута и энергии деформации на основании вращения бурового снаряда между двумя точками замера. Это также обеспечит расчет спирального движения пути скважины на основании увеличения расхода энергии.

[00051] Соответственно, модуль 210 контроллера может определять или выводить другим способом форму пути ствола скважины между точками замера на основании измерений, полученных от измерительной системы 404 и внутренних вычислений. Знание формы пути ствола скважины может быть применимо для обеспечения возможности автоматической генерации модулем 210 контроллера корректирующих командных сигналов 408, сконфигурированных для исправления траектории ствола скважины, таким образом автоматизируя следующие регулировки системы 402 бурения в режиме реального времени.

[00052] Со ссылкой на фиг. 5, а также со ссылкой на фиг. 4, представлена схематическая диаграмма модуля 210 контроллера в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации. Настоящее изобретение может быть реализовано посредством программ инструкций, выполняемых компьютером, таких как программные модули, обычно именуемых программными приложениями или программными продуктами, выполняемыми компьютером, таким