СПОСОБ И УСТРОЙСТВО КОНТРОЛЯ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

[0001] Настоящая заявка претендует на приоритет предварительной заявки на патент США № 62/077758, поданной 10 ноября 2014 г., которая в полном объеме включена в настоящую заявку посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] Настоящее изобретение относится к способам измерения во время бурения и, более конкретно, к способам и устройству измерения воздействующих на секцию скважинных приборов изгибающих моментов, применяемых для индикации искривления ствола скважины, и использования указанных измеренных значений изгибающих моментов.

[0003] Для добычи углеводородов, таких как нефть и газ, осуществляется бурение скважин вращающимся буровым долотом, прикрепленным на конце бурильной колонны. В настоящее время буровые работы в некоторых случаях предусматривают выполнение наклонно-направленного бурения (например, бурения наклонных и/или горизонтальных скважин) скважины к конечному участку и увеличение объема добычи углеводородов из подземных пластов. В современных системах наклонно-направленного бурения, в общем, используется бурильная колонна, содержащая компоновку низа бурильной колонны (КНБК) и буровое долото, размещенное на ее конце, которое может приводиться в действие посредством вращения бурильной колонны с поверхности, вращения при помощи забойного двигателя, расположенного в скважине вблизи бурового долота, или с использованием комбинации забойного двигателя и вращения бурильной колонны с поверхности.

[0004] КНБК, в общем, содержит несколько скважинных устройств, расположенных в непосредственной близости к буровому долоту и предназначенных для измерения определенных рабочих параметров бурильной колонны и бурового долота. Указанные устройства обычно содержат датчики для измерения температуры и давления в скважине, устройства для измерения углов азимута и наклона скважины и устройство измерения удельного сопротивления, предназначенное для определения наличия углеводородов и воды. К бурильной колонне часто прикрепляются дополнительные скважинные приборы, известные как приборы для каротажа во время бурения (КВБ) и измерения во время бурения (ИВБ), которые предназначены для определения геологических характеристик и параметров пластовых флюидов во время выполнения буровых работ.

[0005] Бурение скважин обычно выполняется, в общем, по заданным желаемым траекториям, определенным проектами скважин, которые обычно проходят через множество различных подземных пластов. В процессе бурения согласно проекту скважины требуется неоднократное выполнение изменения траектории бурения скважины для корректировки наклона или азимута или просто сохранения, в общем, прямолинейной траектории бурения. Таким образом, в процессе бурения скважины может осуществляться множество операций корректировки ориентации бурового долота и сохранения направления движения долота, которые приводят к изменениям наклона и/или азимута. Хотя данные геофизических исследований, выполняемых во время бурения скважины, могут указывать траекторию скважины, которая далее сравнивается с проектной траекторией, такие геофизические исследования обычно предоставляют сравнительно обобщенные данные траектории скважины, предполагающие более плавно изменяющийся профиль скважины, чем существующий в действительности профиль. Например, указанные геофизические исследования предоставляют минимальный объем информации относительно спиралеобразного изменения траектории скважины или местных изменений направления (то есть, отклонения траектории или искривления ствола), величина которых может приводить к возникновению больших напряжений в секции скважинных приборов, чем напряжения, определенные на основании данных известных способов геофизических исследований. Такие спиралеобразные изменения или искривления траектории либо прочие виды искривления ствола скважины могут приводить к возникновению проблем при выполнении буровых работ или последующих операций в скважине.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0006] Фиг. 1 иллюстрирует чертеж примера буровой системы в соответствии с вариантом реализации настоящего изобретения.

[0007] Фиг. 2 иллюстрирует чертеж примера компоновки низа бурильной колонны в соответствии с одним или более вариантов реализации настоящего изобретения.

[0008] Фиг. 3 иллюстрирует схематическое обобщенное представление скважины, проходящей через множество подземных пластов.

[0009] Фиг. 4A - 4B иллюстрируют графическое представление примера данных измерения изгибающих моментов при воздействии различных нагрузок, которые могут возникнуть в приведенной в качестве примера скважине; Фиг. 4A иллюстрирует сравнение указанных изгибающих моментов, полученных при растяжении, с указанными изгибающими моментами, полученными в условиях бурения (то есть, при сжатии); а фиг. 4B иллюстрирует сравнение указанных изгибающих моментов, полученных при растяжении, с приведенными в качестве примера указанными изгибающими моментами, полученными в условиях бурения, в качестве функции направления.

[0010] Фиг. 5 иллюстрирует графическое представление интенсивности искривления ствола (ИИС) скважины, определенной на основании измеренного значения изгибающего момента, в сравнении с прогнозируемыми значениями интенсивности искривления ствола.

[0011] Фиг. 6 иллюстрирует графическое представление показателя интенсивности искривления ствола скважины, определенного на основании изгибающего момента, в сравнении с интенсивностью искривления ствола, определенной по данным геофизических исследований.

[0012] Фиг. 7 иллюстрирует структурную схему приведенного в качестве примера способа выполнения операций контроля искривления ствола скважины, описанного в настоящем документе.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0013] Представленное далее подробное описание изобретения приведено со ссылкой на прилагаемые графические материалы, иллюстрирующие различные детали примеров, выбранных для указания способов осуществления конкретных вариантов реализации изобретения. В настоящем документе рассмотрены различные примеры по меньшей мере частичной реализации предмета изобретения со ссылкой на указанные графические материалы, и проиллюстрированные варианты реализации изобретения описаны достаточно подробно, чтобы обеспечить специалистам в данной области техники возможность практического осуществления изобретения. Для осуществления предмета изобретения могут быть использованы различные другие варианты, отличающиеся от вариантов, раскрытых в настоящем документе, а также дополнительно в конструкцию или функционирование вариантов, конкретно описанных в настоящем документе, могут быть внесены различные изменения, не выходящие за пределы объема настоящего изобретения.

[0014] В настоящем документе описаны различные способы и устройство контроля искривления ствола скважины посредством измерения изгибающих моментов, воздействующих на бурильную колонну или секцию скважинных приборов. В некоторых вариантах реализации изобретения изгибающие моменты, воздействующие на секцию скважинных приборов, контролируются через определенные интервалы времени или глубины или, по существу, непрерывно. В некоторых вариантах реализации изобретения, хотя изгибающие моменты могут измеряться, по существу, непрерывно, их значения могут усредняться в пределах определенных интервалов, например, времени или глубины для обеспечения возможности проведения последующего анализа. В некоторых указанных вариантах реализации изобретения изгибающие моменты, воздействующие на секцию скважинных приборов, измеряются посредством использования узла, содержащего множество тензодатчиков. Во многих таких вариантах реализации изобретения тензодатчики размещаются через определенные интервалы по окружности секции скважинных приборов, причем во многих вариантах они могут располагаться в одной плоскости, проходящей вблизи тензодатчиков, по существу, перпендикулярно продольной оси секции. В некоторых вариантах реализации изобретения результаты измерений, полученные от множества тензодатчиков, по существу, в один момент времени, сопоставляются для определения изгибающего момента, воздействующего на секцию. Вместе с тем во многих вариантах реализации изобретения после измерения изгибающие моменты могут подвергаться последующей оценке для определения искривления ствола скважины. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения изгибающие моменты могут использоваться для определения радиуса кривизны, связанного с измеренными изгибающими моментами, причем определенный радиус кривизны может дополнительно сопоставляться с данными направления, которые могут отсчитываться, например, от потолочной или нижней точки ствола скважины, и/или относительно азимутальной ориентации для определения направления изгибающего момента и, соответственно, искривления ствола скважины. Во многих вариантах реализации изобретения указанные выше измерения и расчеты будут выполняться, по существу, в реальном времени во время бурения. Данные отклонения ствола скважины от траектории и/или искривления ствола могут использоваться для принятия мер корректировки, если это необходимо.

[0015] Фиг. 1 иллюстрирует пример буровой системы 100, в которой может использоваться один или более вариантов реализации настоящего изобретения. Строительство скважины осуществляется посредством бурения подземных пластов 102 при помощи буровой системы 100. Буровая система 100 предназначена для приведения в действие компоновки 104 низа бурильной колонны (КНБК), размещенной на конце бурильной колонны 106, проходящей сквозь подземные пласты 102 от буровой вышки 108, установленной на поверхности 110. Буровая вышка 108 содержит ведущую трубу 112, используемую для спуска и подъема бурильной колонны 106.

[0016] КНБК 104 содержит буровое долото 114 и секцию 116 скважинных приборов, которая прикреплена к бурильной колонне 106 и может перемещаться в продольном направлении в пробуренной скважине 118. В процессе функционирования для бурового долота 114 предусматривают нагрузку на долото (НД) и крутящий момент на долоте (КМД), достаточные для прохождения сквозь подземные пласты 102 и, соответственно, получения скважины 118. КНБК 104 осуществляет также контроль направления перемещения бурового долота 114 сквозь подземные пласты 102. Представленный пример КНБК 104 может содержать один или более стабилизаторов, забойный двигатель и/или другие компоненты, предназначенные для управления траекторией перемещения бурового долота 114 во время бурения для получения скважины, соответствующей заданному проекту.

[0017] Секция 116 скважинных приборов, укомплектованная различными измерительными приборами (не показаны), такими как, среди прочего, приборы для измерения во время бурения (ИВБ) и каротажа во время бурения (КВБ), предназначенные для проведения скважинных измерений параметров во время бурения, может быть временно установлена в бурильной колонне. В других вариантах реализации изобретения измерительные приборы являются автономными и устанавливаются в секции 116 скважинных приборов, как проиллюстрировано на фиг. 1. Из представленного выше описания очевидно, что термин «секция скважинных приборов», используемый в настоящем документе, охватывает бурильную колонну, а также другие виды секции скважинных приборов, известные в данной области техники.

[0018] Промывочная жидкость или «буровой раствор» из резервуара 120 для бурового раствора прокачивается в скважину буровым насосом 122, который приводится в движение расположенным рядом приводом, таким как первичный привод или двигатель 124. Буровой раствор прокачивается из резервуара 120 для бурового раствора через нагнетательный трубопровод 126, который подает буровой раствор в бурильную колонну 106 и далее к буровому долоту 114. Буровой раствор выходит через одну или более насадок, предусмотренных в буровом долоте 114, и охлаждает буровое долото 114 в процессе функционирования. После выхода из бурового долота 114 буровой раствор поступает обратно к поверхности 110 по кольцевому пространству между стенкой скважины 118 и бурильной колонной 106, и удаляет на поверхность частицы и обломки выбуренной породы. Смесь частиц выбуренной породы и бурового раствора проходит по трубопроводу 128 на вибросито и дополнительную центрифугу (не показаны), которая обеспечивает отделение от жидкости большей части твердых частиц, таких как обломки и мелкие частицы, и повторный возврат очищенного бурового раствора в скважину через нагнетательный трубопровод 126.

[0019] Телеметрический блок 130, присоединенный к КНБК, передает телеметрические данные на поверхность с использованием системы телеметрии посредством пульсаций бурового раствора. Передатчик телеметрического блока 130 модулирует сопротивление потоку промывочной жидкости для генерирования импульсов давления, распространяющихся по потоку жидкости к поверхности со скоростью звука. Один или более преобразователей давления преобразуют сигнал давления в электрический сигнал (сигналы), подаваемый на устройство преобразования сигналов в цифровую форму. Следует отметить, что существуют другие телеметрические системы, которые могут использоваться для передачи сигналов из скважины к устройству преобразования в цифровую форму. В таких телеметрических системах могут применяться акустическая телеметрия, электромагнитная телеметрия или телеметрия с использованием бурильной трубы с встроенным кабелем.

[0020] Телеметрические сигналы в цифровой форме передаются по каналу 132 обмена данными на блок 134 обработки или другое устройство обработки данных. В некоторых вариантах реализации изобретения блок 134 обработки (который может представлять собой известный «компьютер», подобный компьютеру, проиллюстрированному на фиг. 1, или любое другое известное устройство) содержит соответствующий интерфейс пользователя и обеспечивает возможность хранения и извлечения данных, а также управления этими операциями. Во многих вариантах реализации изобретения блок 134 обработки содержит один или более процессоров в сочетании с дополнительным аппаратным обеспечением в соответствии с необходимостью (энергозависимая и/или энергонезависимая память, порты обмена данными, устройство (устройства) и порты ввода-вывода и т. д.) для обеспечения функций управления, описанных в настоящем документе. Представленный пример блока 134 обработки может использоваться для управления функциями буровой системы 100 и приема, а также обработки данных скважинных измерений, переданных телеметрическим блоком 130, для управления параметрами бурения. В таких вариантах реализации изобретения одно или более энергонезависимых машиночитаемых устройств 136 памяти (например, запоминающее устройство (такое как динамическое оперативное запоминающее устройство, флэш-память, статическое оперативное запоминающее устройство или любое другое устройство памяти, которое во всех случаях следует рассматривать как постоянный носитель данных), жесткий диск или другие механические, электронные, магнитные или оптические запоминающие устройства и т. д.) содержат команды, предназначенные для выполнения процессором требуемых функций, таких как различные примеры функций, описанные в настоящем документе. Блок 134 обработки функционирует в соответствии с программным обеспечением (которое может храниться на энергонезависимых машиночитаемых устройствах 136 памяти) и данными, введенными пользователем при помощи устройства 138 ввода, для обработки и декодирования полученных сигналов. Результирующие телеметрические данные могут дополнительно анализироваться и обрабатываться блоком 134 обработки для формирования изображения полезной информации на мониторе 140 компьютера или другом устройстве отображения. Очевидно, что указанные функции могут быть реализованы в соответствии с требованиями отдельными блоками обработки, а также указанные один или более блоков обработки могут осуществить дополнительные функции при наличии аналогичных записанных в памяти команд.

[0021] Для иллюстрации на фиг. 1 указана вертикальная траектория скважины, однако для специалистов в данной области техники очевидно, что траектория скважин может иметь различную форму, в том числе в некоторых случаях может содержать участки, направленные, в общем, горизонтально (более подробно этот вопрос описан со ссылкой на фиг. 3, представленную в настоящем документе). Хотя буровая система 100 проиллюстрирована и описана на основании представленной на фиг. 1 системы роторного бурения, для специалистов в данной области техники очевидно, что при осуществлении вариантов реализации настоящего изобретения могут использоваться различные способы бурения. Например, бурильный инструмент и бурильные установки, используемые в вариантах реализации изобретения, могут применяться для наземного (например, как проиллюстрировано на фиг. 1) или морского бурения, например, для выполнения подводного бурения (не показано). В частности, операции шельфового или подводного бурения могут предусматривать применение устройств и способов ИВБ и КВБ, содержащих аспекты вариантов реализации, описанных в настоящем документе. Варианты реализации настоящего изобретения могут применяться на морских нефтяных платформах, в том числе, например, плавучих буровых установках, стационарных платформах, конструкциях гравитационного типа, буровых судах, полупогружных платформах, самоподъемных буровых установках, платформах с натяжными опорами и аналогичных конструкциях; кроме того, варианты реализации настоящего изобретения могут применяться на различных буровых установках от небольших передвижных до крупногабаритных стационарных буровых установок.

[0022] Далее, хотя варианты, описанные в настоящем документе, касаются бурения нефтяных скважин, различные варианты реализации изобретения могут использоваться во многих других областях. Например, представленные способы могут применяться в процессе бурения для поиска полезных ископаемых, проведения экологических исследований, добычи природного газа, строительства подземных сооружений, проведения горных работ, бурения водозаборных скважин, геотермальных скважин и подобных целей.

[0023] Фиг. 2 со ссылкой на фиг. 1, иллюстрирует пример компоновки 104 низа бурильной колонны (КНБК), в которой может использоваться один или более вариантов реализации настоящего изобретения. Хотя описание представлено со ссылкой на КНБК, примеры реализации изобретения, описанные в настоящем документе, могут в альтернативном или дополнительном варианте использоваться на различных участках бурильной колонны и, следовательно, они не ограничиваются обобщенным положением в пределах только известной КНБК (то есть, на нижнем участке бурильной колонны). Как проиллюстрировано на фигуре, КНБК 104 содержит буровое долото 114, роторное управляемое устройство 202, прибор 204 ИВБ/КВБ и утяжеленную бурильную трубу 206.

[0024] Прибор 204 ИВБ/КВБ дополнительно содержит блок датчиков ИВБ, содержащий один или более датчиков 216, имеющих соответствующую схему, обеспечивающую измерение и передачу одного или более сигналов, содержащих данные направления, данные механических характеристик, данные параметров пласта и прочие аналогичные данные. В частности, один или более датчиков 216 содержит один или более внутренних или наружных датчиков, таких как, среди прочего, инклинометр, один или более магнитометров (то есть, блоки компаса) или других азимутальных датчиков, один или более акселерометров (или других датчиков вибрации), датчик положения вала, акустический датчик, а также другие датчики (например, различные датчики параметров пласта), а также комбинации датчиков, указанных выше. Расстояние между датчиками 216 и буровым долотом 114 может представлять собой любое продольное расстояние, требуемое для конкретного применения в скважине. Данные направления движения (например, траектория скважины в трехмерном пространстве) КНБК 104 в подземном пласте 102 (фиг. 1), такие как угол наклона и азимута, могут быть получены в реальном времени при помощи датчиков 216.

[0025] Прибор 204 ИВБ/КВБ может дополнительно содержать блок датчиков параметров пласта, содержащий один или более датчиков, предназначенных для измерения параметров пласта, таких как удельное сопротивление, пористость, скорость распространения акустических волн или проницаемость для гамма-излучения. В некоторых вариантах реализации изобретения приборы ИВБ и КВБ и связанные с ними блоки датчиков осуществляют обмен данными друг с другом для обмена полученными данными. Как известно в данной области техники, прибор 204 ИВБ/КВБ может функционировать с питанием от аккумулятора или генератора и любые данные измерений, полученные от прибора 204 ИВБ/КВБ, могут быть обработаны на поверхности 110 (фиг. 1) и/или в скважине.

[0026] Утяжеленная бурильная труба 206 предназначена для увеличения нагрузки на КНБК 104 над буровым долотом 114, чтобы на буровое долото 114 воздействовала нагрузка, достаточная для бурения через требуемые геологические пласты. В других вариантах реализации изобретения на буровое долото 114 также воздействует нагрузка, обусловленная бурильной колонной 106, проходящей от поверхности 110. В процессе выполнения буровых операций нагрузка на буровое долото 114 может увеличиваться или уменьшаться для оптимизации производительности и эффективности бурения. Например, может осуществляться прогнозирование кривизны скважины и оптимизация нагрузки на буровое долото 114 для учета сил сопротивления движению или трения, обусловленного кривизной. Очевидно, что при увеличении кривизны скважины увеличивается сила сопротивления.

[0027] КНБК 104 дополнительно содержит блок 208 датчиков, присоединенный к КНБК 104 или иным образом входящий в ее состав. Блок 208 датчиков предназначен для контроля различных рабочих параметров скважины, касающихся КНБК 104. Например, блок 208 датчиков может быть предназначен для контроля рабочих параметров бурового долота 114, таких как, среди прочего, нагрузка на долото (НД), крутящий момент на долоте (КМД), частота вращения (об/мин) бурового долота 114, изгибающий момент бурильной колонны 106, вибрация, возможно воздействующая на буровое долото 114 и аналогичные параметры. Как проиллюстрировано на фигуре, блок 208 датчиков размещен над прибором 204 ИВБ/КВБ и утяжеленной бурильной трубой 206. Однако в других вариантах реализации изобретения блок 208 датчиков может быть размещен в любом положении вдоль КНБК 104 без выхода за пределы объема изобретения. Для обеспечения измерения изгибающего момента блок 208 датчиков, предпочтительно, содержит множество тензодатчиков. Для целей описанных в настоящем документе способов и устройства тензодатчики содержат множество групп тензодатчиков, причем каждая группа содержит по меньшей мере два тензодатчика, ориентированные с учетом измерения напряжения в ортогональных направлениях. Предпочтительно, по меньшей мере один тензодатчик каждой группы ориентирован с учетом измерения напряжения по оси, параллельной продольной оси блока датчиков.

[0028] В некоторых вариантах реализации изобретения блок 208 датчиков представляет собой устройство DRILLDOC^®, поставляемое на рынок компанией Sperry Drilling, расположенной в г. Хьюстон, штат Техас, США. Устройство DRILLDOC^® или другой подобный блок 208 датчиков может быть предназначен для проведения в реальном времени измерений нагрузки, крутящего момента и изгибающего момента, воздействующих на расположенный вблизи режущий инструмент (например, буровое долото 114) и/или бурильную колонну 106, для оценки передачи энергии с поверхности режущему инструменту и/или бурильной колонне 106. Например, устройство DRILLDOC^® может представлять собой прибор ИВБ, размещенный в утяжеленной бурильной трубе 206 для осуществления в реальном времени измерений натяжения, скручивания, изгиба и вибрации утяжеленной бурильной трубы 206. Данные измерений усилия деформации и крутящего момента при помощи устройства DRILLDOC^® используются для оценки усилия, воздействующего на долото, и вращающего момента на долоте. Очевидно, что результаты этих измерений способствуют оптимизации параметров бурения для увеличения производительности, уменьшения непроизводительных потерь энергии и снижения вибрации.

[0029] Блок 208 датчиков на основании устройства DRILLDOC^® содержит три группы тензодатчиков, расположенных в точках, смещенных по азимуту, по существу, на 120° друг относительно друга по периметру блока. Блок датчиков DRILLDOC^® содержит в каждой группе четыре тензодатчика, ориентированных в аксиальном направлении (то есть, в общем, параллельно продольной оси блока) и предназначенных для измерения растяжения и сжатия КНБК; а также содержит в каждой группе четыре тензодатчика, ориентированных ортогонально аксиально ориентированным тензодатчикам (то есть, направленных в боковую сторону, в общем, перпендикулярно продольной оси блока) и предназначенных для измерения крутящего момента, приложенного к блоку. Аксиально ориентированные тензодатчики используются также для определения изгибающего момента, обусловленного изменением растяжения и сжатия блока под воздействием приложенной аксиальной нагрузки. Эти тензодатчики расположены в известной конфигурации относительно датчика ориентации блока или бурильной колонны для обеспечения определения направления любого измеренного изгибающего момента, возникшего в результате приложения аксиальной нагрузки. В результате могут быть определены величина и направление отклонения скважины, вызывающего возникновение изгибающего момента.

[0030] КНБК 104 дополнительно содержит модуль 210 двустороннего обмена данными, присоединенный к бурильной колонной 106 или иным образом входящий в ее состав. Модуль 210 обмена данными может быть с возможностью обмена данными присоединен к блоку 208 датчиков и прибору 204 ИВБ/КВБ (например, его датчиком (датчиками) 216) при помощи одной или более линий 212 обмена данными, так что модуль 210 обмена данными в реальном времени осуществляет передачу данных на блок 208 датчиков и прибор 204 ИВБ/КВБ и прием данных от них.

[0031] Модуль 210 обмена данными может быть с возможностью обмена данными присоединен к оборудованию, расположенному на поверхности (не показано), при помощи одной или более линий 214 обмена данными, так что модуль 210 обмена данными в процессе функционирования осуществляет в реальном времени передачу данных на оборудование, расположенное на поверхности 110 (например, фиг. 1), и прием данных от указанного оборудования. Например, модуль 210 обмена данными осуществляет передачу на оборудование, расположенное на поверхности 110, различных скважинных рабочих параметров, полученных при помощи блока 208 датчиков, и прибора 204 ИВБ/КВБ. Однако в других вариантах реализации изобретения модуль 210 обмена данными осуществляет обмен данными с компьютеризованной системой (не показана) или аналогичной системой, предназначенной для приема различных данных скважинных рабочих параметров, полученных при помощи блока 208 датчиков и прибора 204 ИВБ/КВБ. Очевидно, что указанная компьютеризованная система может быть расположена в скважине или на поверхности 110.

[0032] Линии 212, 214 обмена данными могут представлять собой кабельные устройства связи или средства, известные специалистам в данной области техники, такие как, среди прочего, проводники или линии, проводящие электрические сигналы, волоконно-оптические линии и т. д. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения бурильная труба с встроенным кабелем (не показана) используется для двусторонней передачи данных между оборудованием, расположенным на поверхности 110, и модулем 210 обмена данными. При использовании трубы с встроенным кабелем КНБК 104 и бурильная колонна 106 содержат проводники электрических сигналов, встроенные в один или более компонентов КНБК или бурильной колонны, так что данные измерений и сигналы, переданные прибором 204 ИВБ/КВБ и блоком 208 датчиков, подаются непосредственно на оборудование, расположенное на поверхности 110, с высокой скоростью передачи данных. В альтернативном или дополнительном варианте модуль 210 обмена данными содержит или иным образом включает в себя телеметрический модуль, используемый для передачи данных измерений на оборудование, расположенное на поверхности 110, при помощи беспроводной системы, если это необходимо, с использованием одного или более методов телеметрии, в том числе, среди прочего, телеметрии посредством пульсаций бурового раствора, акустической телеметрии, электромагнитной телеметрии, их комбинаций и подобных систем.

[0033] Фиг. 3 иллюстрирует схематическое обобщенное представление скважины, в общем, указанной позицией 300 и проходящей через множество подземных пластов, в общем, указанных позицией 302. Скважина 300 проходит от устья 304, расположенного на поверхности, и содержит, по существу, вертикальный участок, в общем, обозначенный позицией 306. Первый изгиб, в общем, обозначенный позицией 308, приводит к прохождению скважины в определенном азимутальном направлении относительно, по существу, вертикального участка 306, первоначально с переходом, в общем, на прямолинейный наклонный участок, в общем, обозначенный позицией 310, до достижения следующего изгиба, в общем, обозначенного позицией 312, приводящего к прохождению скважины 300, в общем, по горизонтальной траектории, обозначенной позицией 314. Хотя наклонный участок 310, в общем, является прямолинейным, конкретная траектория не полностью прямолинейна вследствие наличия точек отклонения траектории (или искривления ствола), указанных позициями 316, 318, 320 и 322. Указанные искривления (отклонения) ствола могут возникнуть в результате аномалий подземных пластов, препятствующих движению долота в требуемом направлении, или использования попеременных интервалов управления направлением движения долота и интервалов неуправляемого перемещения долота, которые обычно применяются при выполнении наклонно-направленного бурения.

[0034] Прохождение секцией скважинных приборов каждой из указанных точек 316, 318, 320 и 322 отклонения связано с воздействием на секцию скважинных приборов некоторого изгибающего момента. Как указано в настоящем документе, в соответствии с данным изобретением предлагается устройство для измерения указанных изгибающих моментов, когда они воздействуют на указанную секцию, что может обеспечить определение положения местного изменения траектории скважины (которое может представлять собой отклонение от определенного изгиба или от прямолинейной траектории) и величины или интенсивности искривления ствола. В выбранных вариантах реализации изобретения множество полученных данных искривления ствола и их интенсивности накапливаются в пределах по меньшей мере определенного участка скважины, а затем могут использоваться для определения показателя интенсивности искривления ствола в качестве функции глубины скважины. Использование такого показателя интенсивности искривления ствола скважины упрощает выполнение последующих операций в скважине, что более подробно рассмотрено далее в настоящем документе.

[0035] Радиус кривизны (R_c) в положении в скважине, выраженный в градусах/100 футов, может быть определен по измеренному значению изгибающего момента, например, при помощи следующего соотношения:

где:

M - измеренное значение изгибающего момента (футо-фунтов);

E - модуль упругости секции скважинных приборов; и

I - момент инерции, который для цилиндрической трубы выражается следующей формулой:

где:

d_o- наружный диаметр трубы; и

d_i- внутренний диаметр трубы.

Для сложных приборов, имеющих нерегулярные поперечные сечения, которые содержат электронные схемы и монтажные соединения, могут использоваться эквивалентные конфигурации жесткости компонентов.

[0036] Фиг. 4A - 4B иллюстрируют графическое представление примера данных определения изгибающих моментов при воздействии различных нагрузок, которые могут возникнуть в приведенной в качестве примера скважине; Фиг. 4A иллюстрирует сравнение определенных изгибающих моментов при растяжении секции скважинных приборов, представленных кривой 402, с приведенными в качестве примера определенными изгибающими моментами секции скважинных приборов в условиях бурения (то есть, при сжатии секции скважинных приборов), представленными кривой 404; а фиг. 4B иллюстрирует сравнение приведенных в качестве примера определенных изгибающих моментов при растяжении секции скважинных приборов в качестве функции направления, представленных кривой 406, с соответствующими определенными изгибающими моментами в условиях бурения, представленными кривой 408. На фиг. 4B значение 0° соответствует потолочной стороне ствола скважины.

[0037] Как проиллюстрировано на фиг. 4A, изгибающие моменты, определенные при растяжении и сжатии, в общем, являются сопоставимыми. Когда секция скважинных приборов находится в условиях растяжения, она, в общем, должна быть прямолинейной по меньшей мере между положениями на прямолинейном участке скважины, за исключением участков отклонения траектории скважины, воздействующих на секцию скважинных приборов. Общее соответствие направления изгибающего момента при растяжении и сжатии, проиллюстрированное на фиг. 4B, дополнительно указывает, что полученный изгибающий момент является функцией соответствующей траектории скважины, а не каких-либо других аномалий.

[0038] Фиг. 5 иллюстрирует графическое представление интенсивности искривления ствола (ИИС) скважины, определенной на основании измеренного значения изгибающего момента, которая указана кривой 502, в сравнении с двумя следующими величинами: расчетной интенсивностью искривления ствола, определенной на основании данных анализа минимальной кривизны согласно проекту скважины, которая указана точками 504a - 504i, и интенсивностью искривления ствола скважины, определенной на основании данных геофизических исследований, которая представлена кривой 506. Как видно по данным анализа минимальной кривизны, согласно проекту скважины траектория соответствующей скважины будет, в общем, плавной и равномерной. Интенсивность искривления ствола скважины, определенная на основании данных геофизических исследований, которая представлена кривой 506, указывает значительно большее искривление, чем можно предположить при рассмотрении проекта скважины. Вместе с тем интенсивность искривления ствола скважины, определенная на основании измеренных значений изгибающего момента, указывает намного большее искривление и более значительную локальную кривизну, чем полученная на основании данных геофизических исследований интенсивность искривления ствола скважины.

[0039] Фиг. 6 иллюстрирует графическое представление показателя интенсивности искривления ствола, определенного на основании измеренного изгибающего момента, который представлен кривой 602, в сравнении с интенсивностью искривления ствола, определенной по данным геофизических исследований, которая представлена кривой 604. Сравнение измеренной интенсивности искривления ствола, представленной кривой 604, с прогнозируемой интенсивностью искривления ствола (не показана) обеспечивает определение показателя интенсивности искривления ствола скважины. Значение «единица» (1) указывает, что интенсивность искривления ствола, определенная на основании данных геофизических исследований, и интенсивность искривления ствола, определенная на основании измеренных значений изгибающего момента, совпадают, и дополнительное искривление отсутствует. В представленном примере интенсивность искривления ствола сравнительно небольшая и даже измеренные значения интенсивности искривления, по-видимому, находятся в пределах расчетных допусков. Однако этот пример иллюстрирует графическое определение величины интенсивности искривления ствола на различных участках скважины в форме, которая может использоваться для контроля выполнения последующих операций бурения и/или других операций, выполняемых в данной скважине, и/или контроля операций бурения в других скважинах в пределах конкретного географического района.

[0040] Показатель интенсивности искривления ствола, определенный на основании измеренных значений изгибающего момента, может быть рассчитан, например, с использованием уравнения, указанного далее (которое аналогично уравнению 1, представленному выше, но учитывает разность между прогнозируемым изгибающим моментом и измеренным изгибающим моментом):

где:

M - изгибающий момент, определенный по данным тензодатчиков; и

M_e- прогнозируемый изгибающий момент, который может быть определен, например, на основании данных геофизических исследований или проекта скважины.

[0041] Отклонение интенсивности искривления ствола, определенной на основании изгибающего момента, от проекта скважины или данных геофизических исследований может служить показателем эксплуатационных характеристик конструкции КНБК, используемой в скважине. При выполнении некоторых операций может быть желательным изменить конструкцию КНБК для продолжения бурения данной скважины или для использования в соседних скважинах. При выполнении некоторых операций конструкция или способ эксплуатации данной КНБК могут привести к возникновению большей интенсивности искривления ствола, чем прогнозировалось, и, следовательно, эти характеристики могут использоваться для изменения способа эксплуатации КНБК для уменьшения такого воздействия. Кроме того, показатель интенсивности искривления ствола, полученный на основании изгибающего момента, может использоваться для определения траектории следующих скважин, которые будут пробуриваться на этом участке, поскольку он позволяет оценить не только возможности заданной КНБК, но также потенциальное воздействие пластов на проект скважины при использовании конкретной КНБК.

[0042] Например, могут быть предприняты меры для уменьшения интенсивности искривления ствола на одном или более участках для упрощения установки обсадных труб в скважине, включая цементирование обсадных труб. В качестве только одного примера можно указать использование показателя интенсивности искривления ствола для определения спиралеобразного изменения траектории скважины, обусловленного движением бурового долота, в общем, по спиралеобразной траектории, которое приводит к значительной неровности поверхностей скважины, что может усложнить последующее цементирование обсадных труб. В случаях, когда показатель интенсивности искривления ствола указывает на наличие такой спиралеобразной траектории, можно будет расширить данный участок скважины, например, при помощи расширителя для уменьшения нежелательных характеристик этого участка скважины посредством изменения диаметра скважины на этом участке. После определения участков, характеризующихся определенной интенсивностью искривления ствола, могут осуществляться другие скважинные операции, в том числе подготовка скважины (например, посредством увеличения времени циркуляции жидкости и/или использования добавок, которые вводятся в скважину), проработка или расширение участков скважины иным образом или другие операции, известные специалистам в данной области техники.

[0043] Фиг. 7 иллюстрирует структурную схему 700 приведенного в качестве примера способа выполнения операций, описанного в настоящем документе. На этапе 702 выполняется измерение напряжения или изгиба секции скважинных приборов в скважине. На этапе 704 осуществляется определение первого изгибающего момента, воздействующего на секцию скважинных приборов, на основании данных измерения изгиба или напряжения в первом положении в скважине. На этапе 706 осуществляется определение второго изгибающего момента, воздействующего на секцию скважинных приборов, на основании данных измерения изгиба или напряжения во втором положении в скважине. На этапе 708 определяется значение интенсивности искривления ствола на основании по меньшей мере одного параметра из числа первого и второго изгибающих моментов, определенных, как указано выше в настоящем документе. Дополнительно может потребоваться определить показатель интенсивности искривления ствола для секции скважинных приборов, находящейся в скважине, с учетом первого и второго определенных изгибающих моментов, как указано на этапе 710. Показатель интенсивности искривления ствола может быть задан таким образом, чтобы указывать величину интенсивности искривления ствола на требуемом участке скважины, или может быть задан, как описано выше в настоящем документе, таким образом, чтобы указывать соотношение указанной интенсивности искривления ствола и одного или более прогнозируемых значений величины искривления ствола скважины. Во многих вариантах реализации изобретения указанное соотношение используется в качестве наглядного показателя измеренной величины искривления, подобного графическим изображениям, представленным на фиг. 5 и 6. Кроме того, как указано на этапе 712, либо определенный показатель интенсивности искривления ствола, либо по меньшей мере один параметр из числа первого и второго определенных изгибающих моментов может дополнительно использоваться для выполнения операции в скважине, содержащей секцию скважинных приборов, или в другой скважине. Как указано выше в настоящем документе, с учетом информации, полученной на основании определенных изгибающих моментов, воздействующих на секцию скважинных приборов, и/или показателя интенсивности искривления ствола скважины, соответствующего указанным изгибающим моментам, может выполняться множество различных операций.

[0044] В некоторых вариантах реализации настоящее изобретение может быть осуществлено в виде набора команд, записанных на машиночитаемом носителе, содержащем постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство, компакт-диск, DVD-диск, жесткий диск, флэш-память или любое другое энергонезависимое машиночитаемое устройство памяти, известное или неизвестное в настоящее время, при выполнении которых одним или более блоков обработки компьютеризованной системы (таких как блок 134 обработки, проиллюстрированный на фиг. 1) осуществляется способ по настоящему изобретению, например, способ, описанный на фиг. 10.

[0045] В некоторых вариантах реализации блок 134 обработки (который может представлять собой известный «компьютер» (любой из множества известных типов компьютеров)) содержит соответствующий интерфейс пользователя и обеспечивает возможность хранения и извлечения данных, а также управление этими операциями. Во многих вариантах реализации изобретения блок 134 обработки содержит один или более процессоров в сочетании с дополнительным аппаратным обеспечением в соответствии с необходимостью (энергозависимая и/или энергонезависимая память, порты обмена данными, устройство (устройства) и порты ввода-вывода и т. д.) для обеспечения функций управления, описанных в настоящем документе. Представленный пример блока 134 обработки может использоваться для управления функциями буровой системы и приема, а также обработки данных скважинных измерений, переданных блоком датчиков, для оценки усилий, воздействующих на долото, и управления параметрами бурения. В таких вариантах реализации одно или более энергонезависимых машиночитаемых устройств памяти (например, запоминающее устройство (такое как динамическое оперативное запоминающее устройство, флэш-память, статическое оперативное запоминающее устройство или любое другое устройство памяти, которое во всех случаях следует рассматривать как постоянный носитель данных), жесткий диск или другие механические, электронные, магнитные или оптические запоминающие устройства и т. д.) содержат команды, предназначенные для выполнения процессором требуемых функций, таких как различные примеры функций, описанные в настоящем документе). Очевидно, что указанные функции могут быть реализованы в соответствии с требованиями отдельными блоками обработки, а также указанные один или более блоков обработки могут осуществить дополнительные функции при наличии аналогичных записанных в памяти команд.

[0046] В некоторых вариантах реализации изобретения часть операций, таких как операции, проиллюстрированные на фиг. 7 и описанные в других разделах настоящего документа, может выполняться в скважине блоком обработки, размещенным в КНБК, а остальная часть может осуществляться блоком обработки, расположенным на поверхности, как описано со ссылкой на фиг. 1. В качестве одного из примеров данные изгибающих моментов могут быть определены в скважине на основании данных измерений, полученных от тензодатчиков (или других датчиков для измерения изгиба), а затем переданы на поверхность, как указано в настоящем документе, для сопоставления с прогнозируемыми или расчетными значениями изгибающих моментов. В таком случае каждый блок обработки содержит некоторые машиночитаемые устройства памяти, содержащие команды, требуемые для выполнения процессором, находящимся в данном положении, операций, которые необходимо осуществить в этом положении.

[0047] Хотя на фиг. 1-7 представлен способ последовательного выполнения описанных измерений и расчетов, для специалистов в данной области техники очевидно, что в других вариантах реализации может использоваться другая последовательность операций, одна или более операций могут быть исключены и/или две или более операций могут выполняться параллельно с использованием нескольких процессоров или одного процессора, организованного в виде двух или более виртуальных машин или подпроцессоров. Кроме того, в других вариантах реализации изобретения указанные операции могут быть реализованы на основании одного или более специализированных взаимосвязанных блоков аппаратного обеспечения или модулей интегральных схем, причем соответствующие сигналы управления и данные передаются между модулями и за их пределы. Таким образом, любая последовательность операций может выполняться на основании программного обеспечения, встроенного программного обеспечения, аппаратного обеспечения или гибридной технологии.

[0048] В представленном описании ссылки на выражения «один из вариантов реализации изобретения», «вариант реализации изобретения» или «один из примеров», «пример» означают, что указанный признак содержится или может содержаться по меньшей мере в одном варианте реализации или примере осуществления настоящего изобретения. Отдельные ссылки на выражения «вариант реализации изобретения», «один из вариантов реализации изобретения» или «один из примеров», «пример» в настоящем документе не обязательно касаются одного варианта реализации или примера осуществления изобретения, однако вместе с тем все эти варианты реализации не являются взаимоисключающими, если это явно не указано или не очевидно для специалистов в данной области техники, которые ознакомились с настоящим описанием. Таким образом, настоящее изобретение охватывает различные комбинации и/или сочетания вариантов реализации и примеров осуществления изобретения, описанных в настоящем документе, а также дополнительные варианты реализации и примеры осуществления, которые находятся в пределах объема, определенного формулой изобретения, указанной в настоящем описании, а также всеми правомерными эквивалентами, предусмотренными указанной формулой изобретения.

[0049] Варианты реализации изобретения, описанные в настоящем документе, ни в коей мере не ограничивают и не определяют объем настоящего изобретения. Описанные в настоящем документе варианты, касающиеся конкретной реализации, такие как прибор ИВБ/КВБ, не имеют ограничительного характера.

[0050] Приложенные графические материалы, составляющие часть настоящего документа, иллюстрируют конкретные варианты практической реализации предмета изобретения и не имеют ограничительного характера. Проиллюстрированные варианты реализации изобретения описаны достаточно подробно, чтобы обеспечить специалистам в данной области техники возможность практического осуществления принципов изобретения, изложенных в настоящем документе. Для осуществления изобретения могут быть использованы различные другие варианты и их производные, в которых элементы конструкции и логическая структура заменены или изменены без выхода за пределы объема настоящего изобретения. Следовательно, настоящее подробное описание изобретения не имеет ограничительного характера, и объем различных вариантов реализации определяется только приложенной формулой изобретения, а также полным набором эквивалентов, которые охватывает указанная формула изобретения.

[0051] Хотя в настоящем документе были проиллюстрированы и описаны конкретные варианты реализации изобретения, очевидно, что любая конструкция, предназначенная для достижения подобной цели, может быть использована вместо указанных конкретных вариантов. Настоящий документ охватывает все модификации и изменения, внесенные в различные варианты реализации изобретения. После ознакомления с указанным выше описанием для специалистов в данной области техники будет очевидно, что могут быть использованы комбинации рассмотренных выше вариантов, а также другие варианты реализации изобретения, конкретно не описанные в настоящем документе.