Управление разработкой ствола скважины с использованием расчётов неопределённости

Управление разработкой ствола скважины с использованием расчётов неопределённости

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

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

Уровень техники

[002] Бурение для добычи углеводородов, таких как нефть и газ, как правило, заключается в работе бурового оборудования на подземных глубинах, которые могут достигать тысяч футов от поверхности земли. Такая труднодоступная удаленность 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 измерения 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 и/или радиация. Такие данные измерений датчика, как правило, передаются на поверхность, где люди-операторы анализируют данные для регулирования 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 чертежей

[003] На фиг. 1 проиллюстрирован пример реализации по меньшей мере участка системы ствола скважины при осуществлении операции внутри ствола скважины.

[004] На фиг. 2A и 2B проиллюстрированы примеры модели динамики компоновки низа бурильной колонны (КНБК) с использованием системы сосредоточенной массы.

[005] На фиг. 3 проиллюстрирован пример маршрута обработки результатов измерений датчика для уточнения модели динамики КНБК.

[006] На фиг. 4A и 4B проиллюстрированы примеры роста неопределённости для расчётной траектории ствола скважины.

[007] На фиг. 5 проиллюстрирована блок-схема типового процесса управления операцией бурения ствола скважины, который использует одну или несколько моделей неопределённости траектории ствола скважины для управления операцией бурения и измерениями датчика, которые выполняются по мере необходимости.

[008] На фиг. 6 проиллюстрирована блок-схема типового процесса 600 прогностического управления КНБК на основании компьютерной модели с использованием неопределённости расчётной траектории ствола скважины.

[009] На фиг. 7 проиллюстрирована блок-схема типового процесса определения неопределённости расчётной траектории ствола скважины.

[0010] На фиг. 8A проиллюстрирована блок-схема типового процесса осуществления управления измерением искривления ствола скважины, выполняемым по мере необходимости, которое использует одну или несколько моделей неопределённости траектории ствола скважины для определения того, стоит ли выполнять измерение искривления ствола скважины.

[0011] На фиг. 8B проиллюстрирована блок-схема типового процесса управления КНБК на основании одной или нескольких моделей неопределённости траектории ствола скважины.

[0012] На фиг. 9 проиллюстрирована блок-схема типового процесса определения неопределённости расчётной траектории ствола скважины и определения входного управляющего воздействия на КНБК и

[0013] На фиг. 10 проиллюстрирована блок-схема примера компьютерной системы, согласно которой могут работать некоторые примеры.

Подробное описание изобретения

[0014] В целом данное раскрытие изобретения описывает автоматизированное управление и контроль операций бурения ствола скважины, делая заключение о реальной траектории ствола скважины на основании результатов измерений, сделанных с помощью скважинных датчиков. В частности, данное раскрытие изобретения описывает технологии, которые определяют уточнённые меры неопределённости для расчётной траектории ствола скважины. Мера неопределенности может быть выведена из модели динамики КНБК и оценок дисперсии помех. Уточнённые меры неопределённости могут дать возможность более точно отслеживать реальную траекторию ствола скважины и дать возможность осуществлять бурение с меньшими пределами погрешности. Различные аспекты операции бурения могут управляться на основании более совершенных расчётов неопределённости ствола скважины. Например, процесс принятия решений и алгоритмы управления для проведения измерений высокой точности и коррекции управления по автоматизированной механической скорости проходки скважины могут выполняться на основании расчётной неопределённости.

[0015] В некоторых примерах уточнённая мера неопределённости может быть использована системой бурения для определения соответствующих моментов времени для проведения высокоточных измерений датчика. В частности, если неопределённость ствола скважины возрастает до значений больше, чем заданное предельное значение неопределённости, тогда для более точного определения траектории ствола скважины может быть выполнено высокоточное измерение. Дополнительно или в качестве альтернативы в некоторых примерах на основании вычисленной неопределённости ствола скважины управляющие алгоритмы могут быть разработаны с возможностью автоматического управления скважинным оборудованием и инструментами, такими как компоновка низа бурильной колонны (КНБК), таким образом, чтобы бурение выполнялось эффективным и экономически выгодным образом.

[0016] В общем виде реализации настоящего изобретения реализованный компьютером способ управления компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) в стволе скважины включает определение модели динамики КНБК, определение расчётной траектории ствола скважины на основании модели динамики КНБК и определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины.

[0017] Другие основные варианты реализации настоящего изобретения включают 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 одного или более компьютеров может быть выполнена с возможностью выполнения операций для выполнения указанных действий. 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] Первый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым общим вариантом реализации настоящего изобретения, включает определение того, что неопределённость расчётной траектории ствола скважины удовлетворяет предельному значению неопределённости; определение того, что измерение датчика следует принимать, исходя из значения неопределённости расчётной траектории ствола скважины, удовлетворяющего предельному значению неопределённости; и осуществление управляющих действий для проведения высокоточного измерения в стволе скважины.

[0019] Во втором аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины включает определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК, определение дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины на основании расчётной дисперсии помех и определение взвешенной комбинации дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины.

[0020] В третьем аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины дополнительно включает вычитание дисперсии расчётных помех датчика из взвешенной комбинации дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины.

[0021] В четвёртом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК включает определение расчётной дисперсии по меньшей мере одного из вибрационных помех или помех датчика.

[0022] В пятом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК включает использование автоковариационного алгоритма метода наименьших квадратов.

[0023] Шестой аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение предельного значения неопределённости на основании по меньшей мере одного из: проектной траектории ствола скважины, плана окружающих стволов скважин или средств по расчёту механической скорости проходки скважины с использованием КНБК.

[0024] В седьмом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение того, что измерение датчика следует принимать, дополнительно исходя из оптимальных затрат на проведение измерения датчиком и на скорость проходки скважины с использованием КНБК.

[0025] В восьмом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, осуществление действий по управлению для проведения измерения датчиком включает получение высокоточного измерения по меньшей мере от одного из инклинометра или магнитометра.

[0026] Девятый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение того, что измерение датчика доступно, а снижение неопределённости расчётной траектории ствола скважины основано на измерении датчика.

[0027] Десятый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, включает уточнение модели динамики КНБК на основании результата измерения датчика.

[0028] Одиннадцатый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое уменьшает неопределённость расчётной траектории ствола скважины, и бурение ствола скважины в соответствии с определённым входным управляющим воздействием на КНБК.

[0029] Двенадцатый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение уровня точности для измерения датчика, которое следует принимать, исходя из анализа совместимости затрат, связанных с различными уровнями точности измерения и значений неопределённости расчётной траектории ствола скважины, связанных с различными уровнями точности измерения.

[0030] Тринадцатый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение частоты измерений датчика на основании по меньшей мере одного из проектной информации о стволе скважины, информации о затратах, неопределённости траектории ствола скважины или измерений датчика.

[0031] Четырнадцатый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины посредством получения средневзвешенной величины значений неопределённости положения ствола скважины в различных географических направлениях.

[0032] В пятнадцатом 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: управления первым углом изгиба, управления вторым углом изгиба, управления первым пакером или управления вторым пакером.

[0033] В шестнадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое уменьшает неопределённость расчётной траектории ствола скважины, включает определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое максимально увеличивает скорость проходки скважины с использованием КНБК с учётом неопределённости расчётной траектории ствола скважины, удовлетворяющей предельному значению неопределённости.

[0034] В семнадцатом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение модели динамики КНБК включает приведение к линейному виду нелинейной модели динамики КНБК для эксплуатационного режима выполнения операции с использованием КНБК.

[0035] В других общих вариантах реализации настоящего изобретения технологии (например, способы, системы и аппаратные средства) управления компоновкой низа бурильной колонны (КНБК) в стволе скважины включают определение модели динамики КНБК, определение расчётной траектории ствола скважины на основании модели динамики КНБК, определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины, определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое уменьшает неопределённость расчётной траектории ствола скважины, и бурение ствола скважины в соответствии с определённым входным управляющим воздействием на КНБК.

[0036] В первом аспекте, который может быть соединён с любым из общих вариантов реализации настоящего изобретения, определение входного управляющего воздействия на КНБК включает определение по меньшей мере одного из: управления первым углом изгиба, управления вторым углом изгиба, управления первым пакером или управления вторым пакером.

[0037] Во втором аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение входного управляющего воздействия на КНБК, которое уменьшает неопределённость расчётной траектории ствола скважины, включает определение управляющего воздействия на КНБК, которое максимально увеличивает скорость проходки скважины с использованием КНБК с учётом неопределённости расчётной траектории ствола скважины, удовлетворяющей предельному значению неопределённости.

[0038] В третьем аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины включает определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК, определение дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины на основании расчётной дисперсии помех и определение взвешенной комбинации дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины.

[0039] В четвёртом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение неопределённости расчётной траектории ствола скважины дополнительно включает вычитание дисперсии расчётных помех датчика из взвешенной комбинации дисперсий расчётных результатов измерений азимута и расчётных результатов измерений угла наклона траектории ствола скважины.

[0040] В пятом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК включает определение расчётной дисперсии по меньшей мере одного из вибрационных помех или помех датчика.

[0041] В шестом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение расчётной дисперсии помех для модели динамики КНБК включает использование автоковариационного алгоритма метода наименьших квадратов.

[0042] Седьмой аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым общим вариантом реализации настоящего изобретения, дополнительно включает определение того, что неопределённость расчётной траектории ствола скважины удовлетворяет предельному значению неопределённости; определение того, что необходимо высокоточное измерение, исходя из значения неопределённости расчётной траектории ствола скважины, удовлетворяющего предельному значению неопределённости, и осуществление управляющих действий для проведения высокоточного измерения в стволе скважины.

[0043] Восьмой аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение предельного значения неопределённости на основании по меньшей мере одного из: проектной траектории ствола скважины, плана окружающих стволов скважин или средств по расчёту механической скорости проходки при бурении для КНБК.

[0044] В девятом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, определение того, что должно быть проведено высокоточное измерение датчиком, дополнительно основано на оптимальных затратах на проведение высокоточного измерения датчиком и на скорость проходки скважины с использованием КНБК.

[0045] В десятом аспекте настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, осуществление управления для проведения высокоточного измерения датчиком включает приём измерения по меньшей мере от одного из инклинометра или магнитометра.

[0046] Одиннадцатый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает определение того, что высокоточное измерения датчика доступно, а снижение неопределённости расчётной траектории ствола скважины основано на высокоточном измерении датчика.

[0047] Двенадцатый аспект настоящего изобретения, который может быть соединён с любым из предшествующих аспектов, дополнительно включает уточнение модели динамики КНБК на основании высокоточного измерения датчика.

[0048] 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 точность получения реальной траектории ствола скважины на основании измерений датчика. В частности, технологии, описанные в настоящем документе, могут обеспечивать уточнённые измерения неопределённости для расчётной траектории ствола скважины. Уточнённые измерения неопределённости могут дать возможность более точно оценивать риск потенциальных отклонений от проектной траектории ствола скважины. Это может быть использовано в различных целях, таких как более совершенный анализ предотвращения сближения стволов скважин при наклонно направленном бурении.

[0049] Реальная траектория ствола скважины не может быть точно известной во время бурения по различным причинам, включая неизвестные условия бурения и вибрационные помехи, которые могут отклонять буровое долото в сторону от намеченной траектории. Во многих случаях, чем дольше бурение производится без проведения высокоточных измерений, тем больше становится неопределённость траектории ствола скважины. Как правило, уменьшение неопределённости ствола скважины требует более частых измерений для тщательного отслеживания реальной траектории ствола скважины. Однако проведение высокоточных измерений часто требует замедления или прекращения операции бурения, что может увеличивать затраты и вызывать задержки бурения.

[0050] Технологии, описанные в настоящем документе, могут обеспечивать более точную модель роста неопределённости положения ствола скважины, которая может дать возможность более тщательного отслеживания действительного отклонения траектории ствола скважины. Более строгие оценки неопределённости положения ствола скважины снижают необходимость проведения высокоточных измерений и дают возможность более эффективного использования КНБК с меньшим количеством перерывов. В некоторых примерах уточнённая модель неопределённости положения ствола скважины может снижать затраты и задержки, связанные с проведением высокоточных измерений.

[0051] Технологии, описанные в настоящем документе, могут также использоваться для управления механической скоростью проходки бурением и проведения высокоточных измерений по мере необходимости на основании установленных значений неопределённости траектории ствола скважины. Это может быть выполнено, например, передачей по каналу обратной связи показателя полной неопределённости на контроллер механической скорости проходки бурением, который регулирует скорость бурения для удержания роста неопределённости на низком уровне при одновременном поддержании высокой скорости бурения. Если расчётная неопределённость приближается к максимально допустимому значению, тогда может быть выполнено высокоточное измерение (например, измерение искривления ствола скважины) для отслеживания реальной траектории ствола скважины.

[0052] Мера неопределенности может быть выведена из модели динамики КНБК. Модель динамики КНБК может дать возможность расчёта будущей траектории ствола скважины на основании данных прошлых измерений и расчётных входных управляющих воздействий. В некоторых примерах модель динамики КНБК может динамично уточняться по мере того, как выполняются новые измерения, и по мере того, как поступают новые входные управляющие воздействия для точного отслеживания правильной траектории ствола скважины.

[0053] 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.

[0054] 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 более подземных пластов, и обеспечивает более легкую и более 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 поверхности земли 102. Буровая компоновка 104 может использоваться для формирования вертикального участка ствола скважины 108, пролегающего от поверхности земли 102 через один или несколько геологических пластов в толще земли. Один или несколько подземных пластов, таких как продуктивный пласт 126, расположены под поверхностью земли 102. Как будет объяснено более подробно 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.

[0055] В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения буровая компоновка 104 может быть установлена на водной поверхности, а не на поверхности земли 102. Например, в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения поверхность земли 102 может быть океаном, заливом, морем или любой другой водной поверхностью, под которой могут быть найдены нефтегазоносные пласты. В краткой форме 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 любого из двух или из обоих мест расположения.

[0056] 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 технологии 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 (в данном документе 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.

[0057] 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.

[0058] Буровое долото, как правило, расположено внутри или прикреплено к компоновке низа бурильной колонны 118, которая расположена 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 более геологических пластов и 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 распространенных вида 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".

[0059] 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 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 КНБК 118 или в ней. Таким забойным двигателем может быть турбонасосный забойный двигатель или установка электровинтового двигателя, такая как двигатель Муано. Эти двигатели получают буровой флюид через колонну бурильных труб 106 и вращаются для приведения в действие бурового долота или изменения направлений в процессе бурения.

[0060] 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 378 500 литров (100 000 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 основании. 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.

[0061] 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 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.

[0062] 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.

[0063] 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 земли 102 по направлению к целевому подземному пласту 124 и продуктивному пласту 126. В некоторых вариантах реализации настоящего изобретения целевым подземным пластом 124 может быть геологический пласт, поддающийся пневматическому бурению. К тому же, в некоторых вариантах реализации настоящего 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 целевому пласту 124 и расположен под ним. В качестве альтернативы в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения может существовать один или более промежуточных подземных пластов (например, различные скальные пласты или минеральные образования) между целевым подземным пластом 124 и продуктивным пластом 126.

[0064] В некоторых вариантах реализации системы 100 отклоненного ствола скважины вертикальный участок ствола скважины 108 может быть обсажен одной или несколькими обсадными трубами. Как проиллюстрировано, вертикальный участок ствола скважины 108 содержит направляющую обсадную колонну 110, которая начинается от поверхности земли 102 и заканчивается на небольшой глубине геологической среды. Часть вертикального участка ствола скважины 108, обсаженная направляющей обсадной колонной 110, может быть стволом скважины, который имеет больший диаметр. Например, эта часть вертикального участка ствола скважины 108 может иметь размер 45 см (17-1/2”) при размере направляющей обсадной колонны 110, равном 34 см (13-3/8”). Кроме того, следует отметить, что в некоторых вариантах реализации настоящего изобретения вертикальный участок ствола скважины 108 может быть смещен от вертикали (например, может быть наклонным стволом скважины). В других некоторых вариантах реализации настоящего изобретения вертикальный участок ствола скважины 108 может быть ступенчатым стволом скважины, таким образом, что участок бурится вертикально вниз, а затем изгибается и переходит в практически горизонтальный участок ствола скважины. По существу, горизонтальный участок ствола скважины затем может быть повернут вниз ко второму практически вертикальному участку, который затем поворачивается ко второму, по существу, горизонтальному участку ствола скважины. Дополнительные практически вертикальный и горизонтальный участки ствола скважины могут быть добавлены в зависимости, например, от типа поверхности земли 102, глубины одного или нескольких целевых подземных пластов, глубины одного или нескольких продуктивных подземных пластов и/или других критериев.

[0065] Вниз по скважине от направляющей обсадной колонны 110 может находиться кондукторная обсадная колонна 112. Кондукторная обсадная колонна 112 может обсаживать немного меньший ствол скважины и защищать вертикальный участок ствола скважины 108 от притока, например, пресной воды из водоносных горизонтов вблизи поверхности земли 102. Затем вертикальный участок ствола скважины 108 может продолжаться вертикально вниз по направлению к точке отклонения скважины от вертикали 120, которая может находиться на 152-305 метров (500-1000 футов) выше целевого подземного пласта 124. Эта часть вертикального участка ствола скважины 108 может быть защищена промежуточной колонной обсадных труб 114. Диаметр вертик