Предпосылки создания изобретения
Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится к способам выполнения работ нефтяного месторождения, относящихся к подземным пластам с коллекторами в них. Конкретнее, изобретение относится к способам выполнения буровых работ, включающих в себя анализ бурового оборудования, условий бурения и других параметров нефтяного месторождения, влияющих на буровые работы.
Предшествующий уровень техники
Работы, проводимые на нефтяном месторождении, такие как исследования, бурение, испытания на каротажном кабеле, заканчивание и добыча обычно выполняют для установления местоположения и сбора ценных скважинных текучих сред. Как показано на фигуре 1A, исследования часто выполняют с использованием способов сбора данных, таких как сейсмическое сканирование для выработки карт подземных структур. Данные структуры часто анализируют для определения присутствия подземных месторождений, таких как ценных текучих сред или минералов. Данная информация используется для оценки подземных структур и определения местоположения пластов, содержащих необходимые подземные месторождения. Собранные данные можно оценивать и анализировать для определения присутствия таких запасов и их экономически обоснованной доступности.
Как показано на фигурах 1B-1D, одна или несколько скважинных площадок могут быть установлены вдоль подземных структур для отбора ценных текучих сред из подземных коллекторов. Скважинные площадки оборудованы инструментами, способными определять местоположение углеводородов и извлекать их из подземных коллекторов. Как показано на фигуре 1B, бурильные инструменты обычно продвигаются от установок бурения нефтяных скважин в формации вдоль заданной траектории для определения местоположения ценных скважинных текучих сред. Во время буровой работы бурильный инструмент может выполнять внутрискважинные измерения для обследования внутрискважинных условий. В некоторых случаях, как показано на фигуре 1C, бурильный инструмент извлекают и развертывают инструмент на каротажном кабеле в стволе скважин для выполнения дополнительных испытаний скважины. В данном документе термин «ствол скважин» используется взаимозаменяемо с термином «буровой ствол».
После завершения буровой работы скважину можно готовить к эксплуатации. Как показано на фигуре 1D, скважинное оборудование заканчивания развернуто в стволе скважины для заканчивания скважины с подготовкой добычи через нее текучей среды. Текучая среда затем извлекается из коллекторов на забое скважины в ствол скважины и проходит на поверхность. Сооружения добычи установлены на наземных площадках для сбора углеводородов скважинной площадки. Текучая среда, извлеченная из подземного коллектора, проходит на сооружения добычи через транспортирующие устройства, такие как насосно-компрессорная труба. Различное оборудование может быть установлено на нефтяном месторождении для мониторинга параметров нефтяного месторождения и/или оперативного управления работами нефтяного месторождения.
Во время работы нефтяного месторождения обычно собирают данные для анализа и/или мониторинга работ нефтяного месторождения. Такие данные могут включать в себя, например, данные подземного пласта, оборудования, статистические и/или другие. Данные, касающиеся подземного пласта, собирают с использованием различных источников. Такие данные пласта могут быть статическими или динамическими. К статическим данным относится структура пласта и геологическая стратиграфия, определяющая геологическую структуру подземного пласта. К динамическим относятся данные текучих сред, проходящих через геологические структуры подземного пласта. Такие статические и/или динамические данные можно собирать для получения дополнительных знаний о пластах и запасах, содержащихся в них.
Источниками, используемыми для сбора статических данных, могут являться сейсмические инструменты, такие как передвижная сейсмическая станция, посылающая продольные сейсмоволны в землю, как показано на фигуре 1A. Указанные волны измеряют для получения характеристики изменения плотности геологической структуры на различных глубинах. Данную информацию можно использовать для выработки базовых структурных карт подземного пласта. Другие статические измерения можно собирать с использованием способов отбора образцов керна и каротажа скважин. Образцы керна используют для взятия физических образцов пласта на различных глубинах, как показано на фигуре 1B. Скважинный каротаж включает в себя развертывание скважинного инструмента в стволе скважины для сбора данных различных внутрискважинных измерений, таких как плотность, электрическое удельное сопротивление, и т.п., на различных глубинах. Такой скважинный каротаж можно выполнять с использованием, например, бурильного инструмента, показанного на фигуре 1B, и/или инструмента на каротажном кабеле, показанного на фигуре 1C. После выполнения и заканчивания скважины текучая среда проходит на поверхность с использованием эксплуатационной колонны насосно-компрессорной трубы, как показано на фигуре 1D. При прохождении текучей среды к поверхности можно осуществлять мониторинг с различными динамическими измерениями, например, расхода, давления и состава текучей среды. Данные параметры можно использовать для определения различных характеристик подземного пласта.
Датчики можно устанавливать на нефтяном месторождении для сбора данных, относящихся к различным работам нефтяного месторождения. Например, датчики в стволе скважины могут осуществлять мониторинг состава текучей среды, могут быть и размещены вдоль пути прохождения потока, могут осуществлять мониторинг расходов и датчики на сооружениях обработки могут осуществлять мониторинг собранных текучих сред. Другие датчики можно оборудовать для осуществления мониторинга условий на забое, на поверхности, состояния оборудования или других условий. Данные мониторинга часто используют для принятия решений на различных площадках нефтяного месторождения в разное время. Данные собранные указанными датчиками можно дополнительно анализировать и обрабатывать. Данные можно собирать и использовать для текущих или будущих работ. При использовании для будущих работ на тех же или других площадках такие данные можно иногда именовать статистическими данными.
Обработанные данные можно использовать для прогнозирования внутрискважинных условий и принятия решений, касающихся работ нефтяного месторождения. Такие решения могут касаться проектирования скважины, проводки скважины, заканчивания скважины, эксплуатационных уровней, уровней добычи и других конфигураций. Часто данную информацию используют для определения времени начала бурения новых скважин, капремонта существующих скважин или изменения добычи в стволе скважины.
Данные одного или нескольких стволов скважин можно анализировать для планирования или прогнозирования различной производительности данного ствола скважины. В некоторых случаях данные соседних стволов скважин, или стволов скважин с аналогичными условиями или оборудованием, используют для прогнозирования показателей работы скважины. Часто имеется большое число переменных и большие объемы данных для расчета при анализе работы ствола скважины. Поэтому часто целесообразно моделирование режима работы нефтяного месторождения для определения образа действия. Во время предстоящих работ условия работы могут нуждаться в корректировке, поскольку условия меняются, и принимается новая информация.
Разработаны способы моделирования режима работы геологических структур, скважинных коллекторов, стволов скважин, наземного оборудования, а также других участков работы нефтяного месторождения. Примеры способов моделирования раскрыты в следующих патентах/заявках: патент США 5992519, публикации WO 2004049216 и WO 1999/064896, патенты США 6313837, 2003/0216897, 2003/0132934, 20050149307 и 2006/0197759. Обычно существующие способы моделирования используют для анализа только конкретных участков работ нефтяного месторождения. Недавно предприняты попытки использования нескольких моделей в анализе некоторых работ нефтяного месторождения. Смотри, например, патент США № 6980940, публикации WO 04049216, WO 20040220846, WO 10/586283, и патент США 6801197.
Также разработаны способы прогнозирования и/или планирования некоторых работ нефтяного месторождения, таких как буровые работы. Примеры способов для выработки проектов бурения даны в патентах/заявках США №№ 20050236184, 20050211468, 20050228905, 20050209886, 20050209836. Некоторые из способов бурения включают в себя регулирование буровых работ. Примеры таких способов бурения показаны в патентах Великобритании 2392931, 241669. Другие способы бурения направлены на создание буровых работ в режиме реального времени. Примеры способов выполнения бурения в режиме реального времени описаны в патентах/заявках США №№ 7079952, 6266619, 5899958, 5139094, 7003439 и 5680906.
Несмотря на развитие и продвижение различных аспектов проектирования нефтяного месторождения остается необходимость создания способов проектирования и реализации буровых работ на основе комплексного анализа множества различных параметров, влияющих на работы нефтяного месторождения. Необходимо, чтобы такой комплексный анализ параметров нефтяного месторождения и их воздействия на буровые работы выполнялся в режиме реального времени. Дополнительно необходимо, чтобы такие способы давали данные с двусторонним обменом информацией в режиме реального времени с различными источниками, то есть внутренними и/или внешними. Так способы, предпочтительно, дожны иметь, кроме прочего, возможность одного или нескольких из следующего: избирательного оперирования данными для содействия обмену данными, автоматического и/или ручного перевода и/или преобразования данных, обеспечения визуализации данных и/или выходных данных, избирательного доступа к данному числу различных серверов, избирательного доступа к каналам прохождения данных, обеспечения интегрированной обработки выбранных данных в одной операции, обеспечения прямого доступа к источникам данных в режиме реального времени без требования промежуточного средства, отображение данных и/или выходных данных в одном или нескольких изображениях (таких, как двухмерные, трехмерные, сечение скважины), обработка множества различных данных различных форматов, реализация (в автоматическом, ручном, реального времени или другом режиме) команд бурения на основании данных, обновление отображений данных бурения (локальных или удаленных) и модели геологической среды, когда новые данные собраны от скважинных инструментов или на основании данных, сохраняющихся в серверах, и автоматической и/или ручной настройки визуализации живых и статистических данных в других контекстах (таких, как геологические, геофизические) в режиме удовлетворения/превышения требований работоспособности. Идентификация рисков, связанных с бурением скважины, возможно, является наиболее субъективным процессом в сегодняшнем проектировании скважин. Это основывается на персональном понимании части технического проекта скважины, находящейся в стороне по отношению к геологическим параметрам или механическому оборудованию, подлежащему использованию для бурения скважины. Идентификация любых рисков обуславливается интегрированием всей информации по скважинам, геологии и оборудованию в человеческом сознании и ментальном просеивании всей информации, преобразованием взаимозависимостей, основана исключительно на персональном опыте, извлекая который в частях проекта позиционируют потенциальные риски для общего успеха проекта. Это необычайно чувствительно к систематическим ошибкам, вносимым человеком, способности индивидуума запоминать и интегрировать все данные в голове, и индивидуальному опыту для обеспечения распознавания условий, запускающих каждый риск в бурении. Большинство людей неспособны это делать, а те, которые способны, являются непоследовательными, если не следуют строгой технологии или технологической карте. Некоторые системы программного обеспечения рисков бурения на сегодня существуют, но аналогичный процесс с участием человека требуется для идентификации и оценки вероятности каждого индивидуального риска и его последствий. Данные системы являются просто компьютерными системами для записи вручную результатов процесса идентификации риска.
Системы обычного программного обеспечения систем автоматического проектирования скважин могут включать в себя компонент оценки риска. Данный компонент автоматически оценивает риски, связанные с техническими решениями проекта скважины относительно земной геологии и геомеханических параметров и относительно механических ограничений оборудования, отвечающего техническим требованиям или рекомендованного для использования.
Когда пользователь идентифицировал и зафиксировал риски бурения данной скважины, не существует предписанных стандартных способов визуализации для повышения эффективности уже созданной информации по риску. Существуют некоторые способы указания месторасположения риска индивидуальных событий на заданной измеренной глубине или интервале глубин с использованием некоторого типа символа или комбинации формы и рисунка в трехмерном пространстве.
Сущность изобретения
По меньшей мере, в одном аспекте, настоящее изобретение относится к способу выполнения буровых работ на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами в них. Способ включает в себя сбор данных нефтяного месторождения, избирательное оперирование данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени, согласно образованной конфигурации, сравнение данных бурения в режиме реального времени с прогнозами нефтяного месторождения на основании образованной конфигурации и избирательную регулировку буровых работ на основании сравнения.
В другом аспекте изобретение относится к способу выполнения буровых работ для нефтяного месторождения, имеющего систему бурения для продвижения бурильного инструмента в подземном пласте. Способ включает в себя сбор данных нефтяного месторождения, часть которых является данными бурения в режиме реального времени, выработанными на нефтяном месторождении во время бурения, образование множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения, избирательное отображение множества событий нефтяного месторождения вокруг изображения ствола скважины на устройстве отображения и обновление отображения множества событий нефтяного месторождения во время бурения на основании данных бурения в режиме реального времени.
В другом аспекте изобретение относится к способу выполнения буровых работ для нефтяного месторождения, имеющего систему бурения для продвижения бурового инструмента в подземном пласте. Способ включает в себя сбор данных нефтяного месторождения, часть которых является данными бурения в режиме реального времени, выработанными на нефтяном месторождении во время бурения, создание множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения, форматирование отображения данных на основании части множества событий нефтяного месторождения, выбранных для отображения, и избирательное переформатирование отображения в режиме реального времени в ответ на добавление выбранной части множества событий нефтяного месторождения или избирательную корректировку выбранной части множества событий нефтяного месторождения.
В другом аспекте изобретение относится к машиночитаемому носителю, осуществляющему инструкции, исполняемые компьютером, для выполнения на этапе способа выполнения буровых работ для нефтяного месторождения, имеющего систему бурения для продвижения бурового инструмента в подземном пласте. Инструкции включают в себя функциональные возможности для сбора данных нефтяного месторождения, часть которых выработана на скважинной площадке нефтяного месторождения, избирательного оперирования данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени согласно образованной конфигурации, сравнения данных бурения в режиме реального времени с прогнозами нефтяного месторождения на основании созданной конфигурации и избирательной регулировки буровой работы на основании сравнения.
В другом аспекте изобретение относится к системе для выполнения буровой работы на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами в них. Система оборудована наземным блоком для сбора данных нефтяного месторождения и инструментом моделирования, функционально соединенным с наземным блоком. Инструмент моделирования имеет множество форматирующих модулей для избирательного форматирования данных нефтяного месторождения согласно конфигурации режима реального времени и множество модулей обработки для избирательного анализа данных нефтяного месторождения на основании конфигурации режима реального времени.
Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения должны стать ясными из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
На фигурах 1A-1D показан схематичный вид нефтяного месторождения, имеющего подземные структуры, содержащие в себе коллекторы, на нефтяном месторождении проводятся различные работы.
На фигурах 2A-2D показаны графические воспроизведения данных, собранных инструментами, показанными соответственно на фигурах 1A-1D.
На фигуре 3 показан схематичный вид, частично в сечении, буровой работы на нефтяном месторождении.
На фигуре 4 показана схематичная диаграмма системы для выполнения буровой работы на нефтяном месторождении.
На фигуре 5 показана блок-схема последовательности операций способа выполнения буровой работы на нефтяном месторождении.
На фигуре 6A показан снимок экрана примера трехмерного 3D отображения, представляющего многочисленные события месторождения.
На фигуре 6B показан пример представления многочисленных событий месторождения в трехмерном устройстве отображения.
На фигурах 7, 8, 9A, 9B, 10A, 10B показаны примеры представления многочисленных событий месторождения в трехмерном 3D устройстве отображения.
На фигуре 11 и 12 показана блок-схема последовательности операций дополнительных способов выполнения буровых работ на нефтяном месторождении.
Подробное описание изобретения
Конкретные варианты осуществления изобретения должны быть подробно описаны со ссылкой на прилагаемые чертежи. Одинаковые элементы на различных чертежах указаны одинаковыми позициями для единообразия.
В следующем подробном описании вариантов осуществления изобретения раскрыты многочисленные конкретные детали для обеспечения более глубокого понимания изобретения. В других случаях хорошо известные признаки не описаны подробно, для более ясного раскрытия самого изобретения.
В общем настоящее изобретение относится к интеграции программного обеспечения геолого-геофизического моделирования и системы проектирования скважины для моделирования и отображения геометрии ствола скважины, параметров бурения, количественного выражения риска, и времени и стоимости бурения скважины в геологическом контексте.
Настоящее изобретение включает в себя способы применения, разработанные для нефтегазовой отрасли. На фигурах 1A-1D показан пример нефтяного месторождения 100 с подземными структурами и геологическими структурами в них. Более конкретно, на фигурах 1A-1D показаны схематичные виды нефтяного месторождения 100, имеющего подземные структуры 102, содержащие коллектор 104 и работы, выполняемые на нефтяном месторождении. Различные измерения подземного пласта проводятся различными инструментами на одной площадке. Данные измерения можно использовать для выработки информации о пласте, и/или геологических структурах, и/или текучих средах, содержащихся в нем.
На фигуре 1A показаны геофизические исследования, проводимые передвижной сейсмической станцией 106a для измерения свойств подземного пласта. Геофизические исследования представляют собой сейсмические геофизические исследования с производством акустических колебаний. На фигуре 1A источник 110 акустических волн производит акустические колебания 112, отражающиеся от множества горизонтов 114 в геологическом пласте 116. Акустические колебания 112 принимаются датчиками, такими как сейсмоприемники 118, размещенными на земной поверхности, и сейсмоприемники 118 производят электрические выходные сигналы, именуемые принимаемыми данными 120 на фигуре 1А.
Принятые акустические колебания 112 представляют различные параметры такие, как амплитуда и/или частота. Принятые данные 120 передаются, как входные данные на компьютер 122a передвижной сейсмической станции 106a, и, приняв входные данные, компьютер 122a передвижной станции вырабатывает выходные сейсмические данные 124. Сейсмические данные можно дополнительно обрабатывать, как необходимо, например, посредством предварительной обработки данных.
На фигуре 1B показаны буровые работы, выполняемые буровым инструментом 106b, подвешенным на буровой установке 128 и продвигающимся в подземный пласт 102 для образования ствола 136 скважины. Емкость 130 бурового раствора используется для забора бурового раствора в буровой инструмент посредством трубопровода 132 для циркуляции бурового раствора через буровой инструмент и обратно на поверхность. Буровой инструмент продвигается в пласт для достижения коллектора 104. Буровой инструмент предпочтительно приспособлен для измерения внутрискважинных параметров. Инструмент каротажа во время бурения можно также приспособить для показанного отбора образца 133 керна, или удалить для отбора образца керна с использованием другого инструмента.
Наземный блок 134 используется для осуществления связи с буровым инструментом и работами вне площадки. Наземный блок способен осуществлять связь с буровым инструментом для отправки команд приведения в действие бурового инструмента, и приема данных от него. Наземный блок предпочтительно оснащен компьютерным оборудованием для приема, сохранения, обработки и анализа данных с нефтяного месторождения. Наземный блок осуществляет сбор выходных данных 135, вырабатываемых во время буровых работ. Компьютерное оборудование, такое как оборудование наземного блока, может быть установлено на различных площадках на нефтяном месторождении и/или на удаленных площадках.
Датчики S, такие как измерительные приборы, могут устанавливаться повсеместно в коллекторе, на буровой установке, оборудовании нефтяного месторождения таком, как скважинный инструмент или на других участках нефтяного месторождения для сбора информациии о различных параметрах, таких как наземные параметры, внутрискважинные параметры и/или условия работы. Указанные датчики предпочтительно измеряют параметры бурения, такие как осевая нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, давления, температуры, расходы, составы, измеренная глубина, азимут, угол наклона и другие параметры работы на нефтяном месторождении.
Информация, собранная датчиками, может забирать наземный блок и/или другое оборудование сбора данных для анализа или другой обработки. Данные, собранные датчиками, можно использовать индивидуально или в объединении с другими данными. Данные можно собрать в базу данных и все или выбранные части данных можно избирательно использовать для анализа и/или прогноза работы существующих и/или других стволов скважин нефтяного месторождения.
Выходные данные от различных датчиков, установленных вокруг нефтяного месторождения, можно обрабатывать для использования. Данные могут представлять собой статистические данные, данные в режиме реального времени или их комбинации. Данные в режиме реального времени можно использовать в режиме реального времени, или сохранять для последующего использования. Данные можно также объединять со статистическими данными или другими входными данными для дополнительного анализа. Данные можно разместить в отдельных базах данных или объединить в одну базу данных.
Собранные данные можно использовать для выполнения анализа, такого как построение моделей. Например, выходные сейсмические данные можно использовать для выполнения геологической, геофизической имитации и/или имитации технологии исследования и разработки коллектора. Данные коллектора, ствола скважины, наземные данные и/или данные обработки можно использовать для выполнения имитаций добычи из коллектора, ствола скважины, или других имитаций добычи. Выходные данные работы нефтяного месторождения можно вырабатывать датчиками напрямую, или получать после некоторой предварительной обработки или моделирования. Эти выходные данные могут действовать в качестве входных данных для дополнительного анализа.
Данные собирают и сохраняют в наземном блоке 134. Один или несколько наземных блоков можно расположить на нефтяном месторождении, или на удалении, связаными с ним. Наземный блок может быть единым блоком, или комплексной сетью блоков, используемых для выполнения необходимых функций управления данными по всему нефтяному месторождению. Наземный блок может представлять собой систему с ручным или автоматическим управлением. Пользователь может управлять работой наземного блока и/или корректировать ее.
Наземный блок можно оборудовать приемопередатчиком 137 для обеспечения обмена информацией между наземным блоком и различными участками нефтяного месторождения и/или другими площадками. Наземный блок можно также оборудовать также контроллером или функционально соединить с ним для приведения в действие механизмов на нефтяном месторождении. Наземный блок может затем посылать сигналы команд на нефтяное месторождение, реагируя на принятые данные. Наземный блок может принимать команды через приемопередатчик или может сам исполнять команды на контроллер. Можно оборудовать блок обработки данных для анализа данных на месте или на удалении и принятия решений на приведение в действие контроллера. В таком режиме нефтяное месторождение можно избирательно регулировать на основании собранных данных. Данные регулировки можно выполнять автоматически на основании компьютерного протокола, или вручную оператором. В некоторых случаях проекты скважин и/или размещение скважин можно корректировать для выбора оптимальных условий работы или исключения проблем.
На фигуре 1C показана работа на каротажном кабеле, выполняемая инструментом 106c на каротажном кабеле, подвешенном на буровой установке 128 и находящемся в стволе 136 скважины фигуры 1B. Инструмент на каротажном кабеле предпочтительно приспособлен для развертывания в стволе скважины для выполнения каротажных диаграмм скважины, выполнения внутрискважинных испытаний и/или отбра образцов. Инструмент на каротажном кабеле можно использовать для обеспечения работы других способов и устройств для выполнения сейсмических геофизических исследований. Инструмент на каротажном кабеле, показанный на фигуре 1C, может иметь генератор взрывных или акустических волн, подающий соответствующие сигналы в окружающие подземные пласты 102.
Инструмент на каротажном кабеле можно функционально соединить, например, с сейсмоприемниками 118 компьютера 122a передвижной сейсмической станции 106a, показанной на фигуре 1A. Инструмент на каротажном кабеле может также выдавать данные на наземный блок 134. Как показано, выходные данные 135 вырабатывает инструмент на каротажном кабеле и их собирают на поверхности. Инструмент на каротажном кабеле можно устанавливать на различных глубинах в стволе скважины для проведения исследования подземного пласта.
На фигуре 1D показана работа добычи, выполняемая инструментом 106d добычи, развернутым с блока добычи или фонтанного устьевого оборудования 129 в стволе 136 законченной скважины, показанной на фигуре 1C, для извлечения текучей среды из коллекторов на забое скважины и подачи на наземное оборудование 142. Текучая среда проходит из коллектора 104 через перфорационные каналы в обсадной колонне (не показано) в инструмент 106d добычи в стволе 136 скважины и наземное оборудование 142 через сборную сеть 146. Датчики S, установленные на нефтяном месторождении, функционально соединены с наземным блоком 142 для получения данных от него. В процессе добычи выходные данные 135 можно собирать с различных датчиков и отправлять наземный блок и/или оборудование обработки. Указанные данные могут представлять собой, например, данные коллектора, данные ствола скважины, наземные данные и/или данные обработки. Как показано, датчик S может быть установлен в инструменте 106d добычи или связанном с ним оборудовании, таком как фонтанное устьевое оборудование, сборная сеть, наземное оборудование и/или сооружение добычи, для измерения параметров текучей среды, таких как состав текучей среды, расходы, давления, температуры, и/или другие эксплуатационные параметры добычи.
Хотя показана только одна скважинная площадка, должно быть ясно, что нефтяное месторождение может охватывать участок земли, вмещающий в себя одну или несколько скважинных площадок. Одно или несколько сборных сооружений могут быть функционально соединены с одной или несколькими скважинными площадками для избирательного сбора скважинных текучих сред со скважинной площадки.
По всем работам нефтяного месторождения, показанным на фигурах 1A-1D, имеются многочисленные коммерческие факторы. Например, используемое оборудование, показанное на данных чертежах, имеет различную стоимость и/или риски, с ним связанные. По меньшей мере, некоторые из собранных на нефтяном месторождении данных относятся к коммерческим факторам, таким как цена и риск. Указанные коммерческие данные могут включать в себя, например, себестоимость добычи, время бурения, стоимость хранения, цену нефти/газа, погодные факторы, политическую стабильность, налоговую нагрузку, наличие оборудования, геологическую среду и другие факторы, влияющие на стоимость выполнения работ на нефтяном месторождении или потенциальные обязательства, относящиеся к нему. Могут быть приняты решения и разработаны стратегические бизнес-планы уменьшения потенциальных затрат и рисков. Например, проект нефтяного месторождения может основываться на данных коммерческих соображениях. Так, проект нефтяного месторождения может, например, определять размещение буровых установок, а также глубину, число скважин, продолжительность работы и другие факторы, которые должны влиять на затраты и риски, связанные с работой нефтяного месторождения.
Хотя на фигуре 1 показаны инструменты мониторинга, используемые для измерения параметров нефтяного месторождения, должно быть ясно, что инструменты можно использовать для не относящихся к работе нефтяного месторождения работ, таких как работы рудников, водных коллекторов или других подземных сооружений. Также, хотя показаны некоторые инструменты сбора данных, должно быть ясно, что можно использовать различные измерительные инструменты, способные к регистрации таких параметров, как полное время пробега сейсмической волны, плотность, электрическое удельное сопротивлениеие, продуктивность, и т.п., подземного пласта и/или его геологической структуры. Различные датчики S и/или инструменты мониторинга для сбора и/или мониторинга необходимых данных можно размещать на различных позициях по подземному пласту. Другие источники данных можно также создавать на удаленных площадках.
Конфигурация нефтяного месторождения, показанная на фигуре 1, не предполагает ограничения объема изобретения. Часть или все нефтяное месторождение может быть на суше и/или на море. Также, хотя показано одиночное измерение на нефтяном месторождении на одной площадке, в настоящем изобретении можно использовать любые комбинации одного или нескольких нефтяных месторождений, одного или нескольких сооружений обработки и одной или нескольких скважинных площадок.
На фигурах 2A-2D графически показаны данные, собранные инструментами фигур 1A-1D, соответственно. На фигуре 2A показана дорожка 202 сейсмограммы подземного пласта фигуры 1A, взятой инструментом 106a геофизического исследования. Дорожка сейсмограммы измеряет ответный сигнал в двух направлениях за период времени. На фигуре 2B показан образец 133 керна, взятый каротажным инструментом 106b. Испытание керна обычно дает график плотности, электрическое удельное сопротивлениеия или другие физические свойства образца керна по его длине. На фигуре 2C показана скважинная каротажная диаграмма 204 подземного пласта фигуры 1C, взятая инструментом 106c на каротажном кабеле. Каротажная диаграмма, записанная прибором на кабеле, обычно дает измерение электрического удельного сопротивления пласта на различных глубинах. На фигуре 2D показана кривая 206 падения добычи текучей среды, проходящей через подземный пласт фигуры 1D, взятая инструментом 106d измерения добычи. Кривая падения добычи обычно дает продуктивность Q, как функцию времени t.
Соответствующие графики фигур 2A-2C содержат статические измерения, описывающие физические характеристики пласта. Данные измерения можно сравнивать для определения точности измерений и/или проверки наличия ошибок. Таким способом, кривые каждого из соответствующих измерений можно совмещать и масштабировать для сравнения и выверки свойств.
На фигуре 2D представлено динамическое измерение свойств текучей среды, проходящей через ствол скважины. Когда текучая среда проходит через ствол скважины, выполняют измерения свойств текучей среды, таких как расходы, давления, состав, и т.п. Как описано ниже, статические и динамические измерения можно использовать для создания моделей подземного пласта для определения его характеристик.
Модели можно использовать для создания модели геологической среды, задающей подземные условия. Такая модель геологической среды прогнозирует структуру и характер ее изменения при эксплуатации нефтяного месторождения. При сборе новой информации частям модели геологической среды или всей модели может быть необходима корректировка.
На фигуре 3 схематично на виде скважинной площадки 300 показаны детали буровой работы на нефтяном месторождении, такой как буровая работа на фигуре 1B. Система 300 скважинной площадки включает в себя систему 302 бурения и наземный блок 304. В показанном варианте осуществления ствол 306 скважины выполнен роторным бурением общеизвестным способом. Специалистам в данной области техники, использующим выгоды данного изобретения, должно быть ясно, вместе с тем, что настоящее изобретение также находит применение при бурении, отличном от обычного роторного бурения, например наклонно-направленном бурении с использованием забойных турбинных двигателей, и не ограничивается буровыми установками, базирующимися на суше.
Система 302 бурения включает в себя бурильную колонну 308, подвешенную в стволе 306 скважины с буровым долотом 310 на нижнем конце. Система 302 бурения также включает в себя платформу, базирующуюся на суше, и вышечную компоновку 312, установленную над стволом 306 скважины, проходящей подземный пласт F. Компоновка 312 включает в себя ротор 314, ведущую бурильную трубу 316, крюк 318 и вертлюг 319. Бурильная колонна 308 вращается ротором 314, приводимым в движение не показанным средством, соединенным с ведущей бурильной трубой 316 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 308 подвешена на крюке 318, прикрепленном к талевому блоку также (не показано), посредством ведущей бурильной трубы 316 и вертлюга 319, обеспечивающего вращение бурильной колонны относительно крюка.
Система 302 бурения дополнительно включает в себя буровую текучую среду или раствор 320, хранящийся в емкости 322, оборудованной на скважинной площадке. Насос 324 подает буровую текучую среду 320 во внутреннюю полость бурильной колонны 308, через выходное отверстие вертлюга 319, прокачивая поток текучей среды вниз по бурильной колонне 308, как показано стрелкой 324 направления. Буровая текучая среда выходит из бурильной колонны 308 через отверстия в буровом долоте 310, и затем циркулирует вверх через область между наружной поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, называемой кольцевое пространство 326. В таком режиме буровая текучая среда смазывает буровое долото 310 и переносит пластовую выбуренную породу на поверхность, возвращаясь в емкость 322 для рециркуляции.
Бурильная колонна 308 дополнительно включает в себя компоновку низа бурильной колонны КНБК, в общем обозначенную 330, вблизи бурового долота 310, другими словами, в нескольких отрезках утяжеленных бурильных труб от бурового долота. Компоновка 330 низа бурильной колонны обладает возможностью измерения, обработки, и сохранения информации, а также осуществления связи с наземным блоком. КНБК 330 дополнительно включает в себя утяжеленные бурильные трубы 328 с оборудованием, выполняющим различные другие функции измерения.
Датчики S размещены по скважинной площадке для сбора данных, предпочтительно в режиме реального времени, относящихся к работам на скважинной площадке, а также условиям на скважинной площадке. Датчики S фигуры 3 могут быть аналогичными датчикам, показанным на фигурах 1A-1D. Датчики фигуры 3 могут также иметь признаки или обладать возможностью устройств мониторинга, таких как видеокамеры (не показано), для создания картинок работы. Наземные датчики или измерительные приборы S можно развертывать на наземных системах для создания информации по наземному блоку, такой как давление в буровом стояке, нагрузка на крюке, глубина, крутящий момент на поверхности, частота вращения ротора, и т.п. Скважинные датчики или измерительные приборы S расположены на бурильном инструменте и/или в стволе скважины для обеспечения информации о внутрискважинных условиях, таких как давление в стволе скважины, осевая нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, направление, угол наклона, частота вращения утяжеленной бурильной трубы, температура инструмента, температура в кольцевом пространстве и на торце инструмента. Информация, собранная датчиками и видеокамерами, передается на различные части системы бурения и/или наземный блок управления.
Система 302 бурения функционально соединена с наземным блоком 304 для осуществления связи с ним. КНБК 330 оборудована подсистемой 352 связи, осуществляющей связь с наземным блоком. Подсистема 352 связи приспособлена для отправки сигналов и приема сигналов с поверхности с использованием гидроимпульсной скважинной телеметрии. Подсистема связи может включать в себя, например, передатчик, генерирующий сигнал, такой как акустический или электромагнитный сигнал, представляющий измеренные параметры бурения. Связь между скважинными и наземными системами показана, как гидроимпульсная скважинная телеметрия, аналогичная описанной в патенте США 5517464, выданном патентообладателю настоящего изобретения. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что можно использовать различные системы телеметрии, такие как бурильная труба с кабелем, электромагнитные и другие известные системы телеметрии.
Обычно ствол скважины бурят согласно проекту бурения, утвержденному до бурения. Проект бурения обычно предусматривает оборудование, давления, траектории и/или другие параметры, задающие процесс бурения для скважинной площадки. После проектирования можно выполнять буровые работы согласно проекту бурения. Вместе с тем, при сборе информации, может возникнуть необходимость отклонения буровых работ от проекта бурения. Кроме того, при выполнении бурения или других работ, подземные условия могут измениться. Модель геологической среды может также потребовать корректировки при сборе новой информации.
На фигуре 4 показан схематичный вид системы 400 для выполнения буровых работ на нефтяном месторождении. Показанная система 400 включает в себя наземный блок 402, функционально соединенный с системой 404 бурения на скважинной площадке, серверы 406, функционально соединенные с наземным блоком 402, и инструмент 408 моделирования, функционально соединенный с серверами 406. Как показано, каналы 410 связи созданы между системой 404 бурения на скважинной площадке, наземным блоком 402, серверами 406, и инструментом 408 моделирования. Различные каналы могут быть созданы для улучшения прохождения информационных потоков через систему. Например, каналы 410 связи можно создать для непрерывной, периодического действия, односторонней, двусторонней и/или избирательной связи по всей системе 400. Каналы 410 связи могут быть любого типа, такие как проводные, беспроводные, и т.п.
Система 404 бурения скважинной площадки и наземный блок 402 могут быть аналогичными системе бурения и наземному блоку скважинной площадки, показанным на фигуре 3. Наземный блок 402 предпочтительно оборудован компонентом 412 приема и накопления данных, контроллером 414, блоком 416 отображения данных, блоком 418 обработки данных и приемопередатчиком 420. Компонент 412 приема и накопления данных собирает и/или сохраняет данные нефтяного месторождения. Эти данные могут быть данными, измереннными датчиками S на скважинной площадке, описанными для фигуры 3. Эти данные могут также быть данными, принятыми от других источников.
Контроллер 414 способен к выдаче исполнительных команд на нефтяном месторождении. Контроллер 414 может быть снабжен исполнительными механизмами для выполнения буровых работ, таких как наведение, продвижение или других действий на скважинной площадке. Команды можно вырабатывать на основании логики блока 418 обработки данных, или по командам, принятым от других источников. Блок 418 обработки данных предпочтительно снабжен признаками для оперирования и анализа данных. Блоку 418 обработки данных может быть приданы дополнительные функциональные возможности для выполнения работ нефтяного месторождения.
Блок 416 отображения данных может быть оборудован на скважинной площадке и/или удаленных площадках для рассмотрения данных нефтяного месторождения (не показано). Данные нефтяного месторождения, представленные блоком 416 отображения данных, могут быть необработанными данными, обработанными данными и/или выходными данными, выработанными из различных данных. Блок 416 отображения данных предпочтительно выполнен с возможностью создания гибких видов данных, чтобы показанное на экранах могло соответствовать необходимым техническим условиям. Пользователь может определить необходимый образ действия во время бурения на основании рассмотрения отображенных данных нефтяного месторождения. Буровые работы можно избирательно корректировать согласно информации блока 416 отображения данных. Блок 416 отображения данных может включать в себя двухмерное отображение для просмотра данных нефтяного месторождения или образования событий нефтяного месторождения. Блок 416 отображения может также включать в себя трехмерное отображение для просмотра различных аспектов буровых работ. По меньшей мере, некоторые аспекты буровых работ предпочтительно просматривать в режиме реального времени на трехмерном устройстве отображения.
Приемопередатчик 420 создает средство обеспечения доступа для обмена данными с другими источниками. Приемопередатчик также создает средство связи с другими компонентами, такими как серверы 406, система 404 бурения на скважинной площадке, наземный блок 402 и/или инструмент 408 моделирования.
Серверы 406 можно использовать для передачи данных с одной или нескольких скважинных площадок на инструмент 408 моделирования. Серверы 406 включают в себя площадочные серверы 422, удаленный сервер 424 и сторонний сервер 426. Площадочные серверы 422 могут быть установлены на скважинной площадке и/или других площадках для распределения данных с наземного блока. Удаленный сервер 424 установлен на площадке вдали от нефтяного месторождения и передает данные от удаленных источников. Сторонний сервер 426 может находиться на площадке или являться удаленным, но эксплуатируется сторонней организацией, такой как организация заказчика.
Серверы 406 предпочтительно способны передавать данные бурения, такие как каротажные диаграммы, события бурения, траектория, и/или другие данные нефтяного месторождения, такие как сейсмические данные, статистические данные, экономические данные, или другие данные, которые можно использовать во время анализа. Тип сервера не предполагает ограничения изобретения. Предпочтительно, система выполнена с возможностью функционирования с любым типом сервера, который можно использовать.
Серверы 406 осуществляют связь с инструментом 408 моделирования, как показано каналами 410 связи. Как показано многочисленными стрелками, серверы 406 могут иметь отдельные каналы 410 связи с инструментом 408 моделирования. Один или несколько серверов можно объединять или соединять для создания объединенного канала 410 связи.
Серверы 406 собирают множество различных данных. Данные можно собирать из различных каналов, дающих некоторые типы данных, такие как скважинные каротажные диаграммы. Данные с серверов направляют на инструмент 408 моделирования для обработки. Серверы 406 можно также использовать для сохранения и/или передачи данных.
Инструмент 408 моделирования функционально соединен с наземным блоком 402 для приема данных от него. В некоторых случаях инструмент 408 моделирования и/или сервер (серверы) 406 можно устанавливать на скважинной площадке. Инструмент 408 моделирования и/или сервер (серверы) 406 можно также устанавливать на различных площадках. Инструмент 408 моделирования может быть функционально соединен с наземным блоком через сервер (серверы) 406. Инструмент 408 моделирования можно также включать в состав наземного блока 402 или располагать вблизи него.
Инструмент 408 моделирования включает в себя интерфейс 430, блок 432 обработки данных, блок 448 моделирования, архив 434 данных и блок 436 визуализации данных. Интерфейс 430 осуществляет связь с другими компонентами, такими как серверы 406. Интерфейс 430 может также допускать связь с другими нефтяными месторождениями и источниками, не относящимися к нефтяным месторождениям. Интерфейс 430 принимает данные и преобразовывает данные для обработки. Данные от серверов 406 обычно проходят по заданным каналам, которые может выбирать интерфейс 430.
Как показано на фигуре 4, интерфейс 430 выбирает канал данных серверов 406 и принимает данные. Интерфейс 430 также преобразовывает каналы данных для данных от скважинной площадки. Данные можно затем направлять на модули 442 обработки инструмента 408 моделирования. Предпочтительно, данные немедленно включаются в работу инструмента 408 моделирования для сеансов моделирования в масштабе реального времени. Интерфейс 430 создает запросы данных, например исследований, каротажных диаграмм и рисков, отображает интерфейс пользователя, и управляет событиями соединенного состояния. Интерфейс 430 также создает из данных объекты данных для обработки.
Блок 432 обработки данных включает в себя форматирующие модули 440, обрабатывающие модули 442, координирующие модули 444, и вспомогательные модули 446. Данные модули сконструированы с возможностью манипулирования данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени.
Форматирующие модули 440 используются для приведения данных в соответствие требуемому для обработки формату. Входные данные могут нуждаться в форматировании, переводе, преобразовании или других манипуляциях для использования. Форматирующие модули 440 выполнены с возможностью адаптирования данных из различных источников для форматирования и использования, чтобы данные обрабатывались и отображались в режиме реального времени.
Как показано, форматирующие модули 440 включают в себя компоненты для форматирования данных, такие как конвертер величин и преобразующие компоненты. Конвертер величин конвертирует индивидуальные точки данных, принятые с интерфейса в расчетный формат для обработки. Формат может быть определен для конкретных единиц, предусматривать коэффициент перевода для преобразования необходимых единиц, или обеспечивать определение единиц и/или коэффициента перевода. Для облегчения обработки преобразования для необходимых единиц можно блокировать.
Преобразующий компонент преобразовывает данные согласно данному типу классификации, такому как некоторый блок, мнемосхема каротажной диаграммы, точность, макс/мин настройка цветовой таблицы, и т.д. Тип для данного набора данных можно назначить, в частности, когда тип является неизвестным. Назначенный тип и соответствующие преобразования данных можно сохранять в компьютерном файле (например, XML) и выбирать для будущих неизвестных типов данных.
Координирующие модули 444 управляют потоком данных по всему инструменту моделирования. Данными манипулируют так, чтобы их потоки проходили согласно установленному плану. Данные можно выстраивать в порядке очередности и синхронизировать, чтобы это происходило согласно таймеру и/или данному размеру очереди. Координирующие модули включают в себя компоненты организации очереди, компоненты синхронизации, компоненты управления, посреднический компонент инструмента моделирования, компонент настроек и компонент оперирования в режиме реального времени.
Модуль организации очереди группирует данные в очередь для обработки в системе. Система очередей дает некоторое количество данных в заданное время, чтобы их можно было обрабатывать в режиме реального времени.
Компонент синхронизации осуществляет стыковку данных, чтобы подборки различных видов данных можно было сохранять и визуализировать в инструменте моделирования одновременно. В таком режиме некоторые несопоставимые или аналогичные фрагменты данных можно поставить так, чтобы они стыковались с другими данными в процессе прохождения через систему. Компонент синхронизации дает возможность избирательно синхронизировать некоторые данные для обработки. Например, данные каротажной диаграммы можно синхронизировать с данными траектории. В случае если образцы каротажной диаграммы имеют глубину, проходящую за пределы ствола скважины, образцы могут отображаться на холсте с использованием тангенциальной проекции, чтобы, когда имеются данные фактической траектории, образцы каротажной диаграммы переустанавливались вдоль ствола скважины. Альтернативно, входящие образцы каротажной диаграммы, не находящиеся на траектории, можно отобразить в кэш-памяти, чтобы в случае, когда имеются данные траектории, данные образцов можно было отобразить. В случаях, где образцы каротажной диаграммы в кэш-памяти заполнены до приема данных траектории, образцы можно фиксировать и отображать.
Компонент настроек задает настройки интерфейса. Компонент настроек можно установить на необходимый формат, и, в случае необходимости, корректировать. Формат может быть сохранен, например, в файле XML для будущего использования.
Компонент работы в режиме реального времени реализует и отражает работу интерфейса и организует его события. Компонент работы в режиме реального времени также создает запросы по каналу или типам канала, управляет сохранением и восстановлением состояния интерфейса, когда набор данных на выходе сохраняется или загружается.
Компонент управления реализует требуемые интерфейсы для обеспечения установления исходного состояния модуля и его интегрирования для обработки.
Посреднический компонент принимает данные от интерфейса. Посреднический компонент закладывает данные в кэш-память и объединяет одни данные с другими, по мере необходимости.
Например, входные данные, относящиеся к траекториям, рискам, и каротажным диаграммам, можно добавить к данным стволов скважин, сохраняющимся в инструменте моделирования. Посреднический компонент может также объединять данные, такие как данные сейсмических исследований и каротажных диаграмм.
Вспомогательные модули 446 обеспечивают функции поддержки системы бурения. Вспомогательные модули 446 включают в себя компонент выполнения каротажа (не показано) и управляющий компонент интерфейса пользователя (не показано). Компонент выполнения каротажа обеспечивает общий переход к подпрограмме всех каротажных данных. Модуль обеспечивает установление адреса назначения каротажа по заявке. Каротажный модуль может также снабжаться другими признаками, помимо прочего, такими как программа отладки, узел связи, и система предупреждения. Программа отладки посылает отладочное сообщение тем, кто пользуется системой. Узел связи посылает информацию подсистемам, пользователям, и прочую. Информация может прерывать или не прерывать работу и может распределяться по различным площадкам и/или пользователям по всей системе. Система предупреждения может использоваться для отправки сообщения об ошибке и предупреждений на различные площадки и/или пользователям по всей системе. В некоторых случаях предупреждающие сообщения могут прерывать процесс и отображать тревожные сигналы.
Управляющий компонент интерфейса пользователя создает элементы интерфейса пользователя для отображения. Управляющий компонент интерфейса пользователя создает экраны ввода данных пользователя, такие как пункты меню, контекстные меню, панели инструментов, и окна параметров настройки. Диспетчер пользователя можно также использовать для обработки событий, относящихся к этим экранам ввода пользователя.
Обрабатывающий модуль 442 используется для анализа данных и выработки выходных данных. Как описано выше, данные могут включать в себя статические данные, динамические данные, статистические данные, данные в режиме реального времени, или другие виды данных. Дополнительно, данные могут относиться к различным аспектам эксплуатации нефтяного месторождения, таким как структура пласта, геологическая стратиграфия, отбор керна, скважинный каротаж, плотность, электрическое удельное сопротивление, состав текучей среды, расход, внутрискважинные условия, условия на поверхности, состояние оборудования, или другие аспекты эксплуатации нефтяного месторождения.
Обрабатывающий модуль 442 можно использовать для анализа указанных данных для создания модели геологической среды и принятия решений на различных площадках нефтяного месторождения в разное время. Например, событие нефтяного месторождения, такое как событие бурения, риск, извлечение урока, передовой опыт, или другие виды событий нефтяного месторождения, можно определить из анализа указанных данных. Примеры событий бурения включают в себя прихват, потерю циркуляции, наблюдаемые ударные импульсы, или другие виды событий бурения, встречающихся в режиме реального времени во время бурения на различных глубинах и имеющие разную продолжительность. Примеры риска включают в себя потенциальные проблемы управления азимутом искривления ствола скважины от падений пласта, потенциальный приток мелкой воды, или другие виды потенциальных рисков. Например, риски можно прогнозировать из анализа модели геологической среды на основании статистических данных, собранных до бурения, или данных в режиме реального времени, собранных во время бурения. Извлеченные уроки и передовой опыт можно разрабатывать по соседним стволам скважин с аналогичными условиями или оборудованием и выделять как событие нефтяного месторождения для образца при определении необходимого образа действий во время бурения.
Событие нефтяного месторождения может вырабатывать в различных отличающихся форматах (например, на стандартном языке разметки передачи информации на скважинной площадке РПИСП, или тому подобном) обрабатывающий модуль 442. Каждое событие нефтяного месторождения может включать в себя параметры, такие как начальная глубина, конечная глубина, тип, категория, серьезность, вероятность, описание, ослабление, поддающийся воздействию персонал, или другие виды параметров. Данные параметры можно представить в одном или нескольких полях данных различных отличающихся форматов, таких как РПИСП или тому подобных.
Пример события нефтяного месторождения можно выделить в формате РПИСП со следующим полем данных:
<тип>риск</тип>
<категория>наклонно-направленное бурение </категория>
<измеренная начальная глубина в стволе единица измерения = «м» >2391.13</ измеренная начальная глубина в стволе >
<измеренная конечная глубина в стволе единица измерения = «м»>2433.52</измеренная конечная глубина в стволе>
<фактическая начальная глубина в стволе единица измерения = «м» >2221.21304784503</ фактическая начальная глубина в стволе>
<фактическая конечная глубина в стволе единица измерения = «м» >2239.18532207365</ фактическая конечная глубина в стволе>
<измеренная глубина начала работы долота единица измерения = «м» >2391.13</ измеренная глубина начала работы долота>
<измеренная глубина конца работы долота единица измерения = «м»>2391.13</ измеренная глубина конца работы долота>
<уровень важности>2</уровень важности>
<уровень вероятности>2</уровень вероятности>
<вывод>трудность управления наклоном бурения по азимуту вследствие наклонных пластов</вывод>
<детали>наклон пластов прогнозируется около 20 градусов к кровле M9 песчаника, и 25 градусов в M9. Указанные наклоны могут представить проблему управления наклоном бурения по азимуту</детали>
В буровых работах на нефтяном месторождении обычно существует большое число таких событий нефтяного месторождения, которые возникают вдоль траектории ствола скважины. События нефтяного месторождения часто перекрывают друг друга на интервале между некоторыми глубинами, то есть начальной глубиной и конечной глубиной вдоль траектории. Обрабатывающий модуль 442 создает указанные события нефтяного месторождения, которые можно показать установленными в нужное положение относительно траектории ствола скважины и с параметрами события, например важностью и вероятностью, аннотированными для принятия решения на различных площадках нефтяного месторождения в разное время. Интервал некоторых глубин события нефтяного месторождения может также быть показан для сравнения события с геологическими признаками, окружающими траекторию ствола скважины.
Как указано выше, обрабатывающий модуль 442 используется для анализа данных и выработки выходных данных. Компонент обработки включает в себя компонент управления траекторией.
Компонент управления траекторией обрабатывает случай, когда входящая информация траектории указывает на особую ситуацию или требует специального обращения, когда данные, относящиеся к глубинам, не строго возрастают, или данные указывают, что создан контур бокового ствола скважины. Например, когда образец принят с измеренной глубины, меньшей глубины ствола, модуль траектории определяет порядок обработки данных. Модуль траектории может игнорировать все входящие точки исследования, пока измеренная глубина не превзойдет предыдущую измеренную глубину на пути ствола скважины, объединить все входящие точки исследования ниже заданной глубины с существующими образцами на траектории, игнорировать точки выше данной глубины, удалять существующие данные траектории и заменять их новыми данными исследования, начиная с входящей точки замера, создавать новую скважину и устанавливать ее траекторию по входящим данным, и добавлять входящие данные в эту новую скважину, и запрашивать данные пользователя по каждой неверной точке. Все эти действия можно осуществлять в комбинациях и устанавливать автоматизированно или вручную.
Архив 434 данных может сохранять данные для блока моделирования. Данные предпочтительно сохраняют в формате, отвечающем требованиям использования в режиме реального времени (то есть информация обновляется со скоростью, приблизительно равной скорости приема информации). Данные в целом направляются в архив данных из компонента обработки. Данные могут оставаться в системе файлов (например, файле расширяемого языка разметки (XML) или в базе данных). Система определяет, какое место хранения является наиболее приемлемым для определенного блока данных и сохраняет данные способом, обеспечивающим автоматический поток данных через остальную систему в цельном и интегрированном режиме. Система также облегчает ручную и автоматизированную последовательность выполняемых действий таких, как моделирование, геологические и геофизические последовательности выполняемых действий, основанную на сохраняемых данных.
Блок 436 визуализации данных выполняет расчет алгоритма визуализации данных, создавая один или несколько отображений данных для визуализации данных. Отображения данных могут быть представлены пользователю в блоке 416 отображения данных. Блок 436 визуализации данных может содержать двухмерное изображение, трехмерное изображение, изображение скважинного сечения или другие изображения, при необходимости.
Блок 436 визуализации данных может избирательно создавать отображения данных, составленные из любых комбинаций одного или нескольких холстов. Изображения могут быть или не быть синхронизированы друг с другом во время отображения данных. Блок 436 визуализации данных предпочтительно оснащен механизмами для приведения в действие различных изображений или других функций в системе. Дополнительно, блок 436 визуализации данных может быть выполнен для создания отображений данных, представляющих события нефтяного месторождения, вырабатанные из данных бурения, собранных в режиме реального времени во время бурения, событий нефтяного месторождения, выработанных из статистически данных соседних стволов скважин, накопленных с течением времени, текущей траектории ствола скважины во время бурения, модели геологической среды, выработанной по статическим данным подземных геологических признаков, и/или любые их комбинации. Кроме того, блок 436 визуализации данных можно выполнить для избирательной регулировки отображений данных на основании данных бурения в режиме реального времени, когда бурильный инструмент системы 404 бурения продвигается в подземном пласте.
Каждое событие нефтяного месторождения занимает некоторое пространство на холсте, когда представлено на устройстве отображения. Для одновременного отображения данных большого числа событий нефтяного месторождения в интуитивно-понятном режиме, то есть без приведения в беспорядок холста и отображения данных, затенения изображения траектории ствола скважины и модели геологической среды, или других устройств, которые могут нарушить ясность отображения данных, время от времени пользователь может выбирать или повторно выбирать часть большого числа событий нефтяного месторождения для отображения. Блок 436 визуализации данных дополнительно сконфигурирован для выполнения повторного расчета алгоритмов визуализации в режиме реального времени для оптимизации ясности отображения, когда выбранная часть событий нефтяного месторождения дополняется, избирательно корректируется или иначе меняется. Например, алгоритм визуализации может повторно использовать незанятое пространство, возникшее после удаления одного или нескольких событий нефтяного месторождения из выбранных частей событий нефтяного месторождения для отображения. Дополнительные детали алгоритмов визуализации показаны и описаны со ссылками на фигуры 6-8 ниже.
Блок 448 моделирования выполняет ключевые функции моделирования для выработки комплекса выходных данных нефтяного месторождения. Блок 448 моделирования может представлять собой обычный инструмент моделирования с возможностью выполнения функций моделирования, таких как выработка, анализ и манипулирование моделями геологической среды. Модели геологической среды обычно содержат данные разведки и данные эксплуатации, такие как показанные на фигурах 2A-2D.
Хотя конкретные компоненты показаны и/или описаны для использования в блоках и/или модулях инструмента 408 моделирования, должно быть ясно, что различные компоненты с различными функциями можно использовать для создания форматирования, обработки, вспомогательных и координирующих функций, необходимых для обеспечения обработки в режиме реального времени в инструменте 408 моделирования. Компоненты могут иметь объединенные функциональные средства и могут быть реализованы в виде программного обеспечения, аппаратного обеспечения, программно-аппаратных средств, или их комбинаций.
Дополнительно, компоненты, то есть модули 442 обработки и блок 436 визуализации данных инструмента 408 моделирования можно разместить в площадочном сервере 422 или на рассредоточенных площадках, где могут быть задействованы удаленные серверы 424 и/или сторонний сервер 426. Площадочный сервер 422 можно разместить в наземном блоке 402.
На фигуре 5 показан способ 550 выполнения буровых работ на нефтяном месторождении. Способ можно исполнить с использованием, например, системы, показанной на фигуре 4. Способ включает в себя сбор 502 данных, координацию и форматирование 506 данных нефтяного месторождения для обработки в режиме реального времени посредством инструмента моделирования, сравнение 508 данных бурения с прогнозами нефтяного месторождения, и отображение 514 данных нефтяного месторождения в режиме реального времени. Способ может также, если необходимо, включать в себя передачу 504 данных нефтяного месторождения на инструмент моделирования посредством, по меньшей мере, одного сервера, сохранение 510 данных нефтяного месторождения в архиве, создание 512, по меньшей мере, одного изображения для избирательного показа данных нефтяного месторождения, и регулировку 518 буровых работ на основании сравнения данных бурения и прогнозов нефтяного месторождения.
Сбор 502 данных нефтяного месторождения можно осуществлять из различных источников. Как рассмотрено в отношении фигур 3 и 4, данные могут вырабатываться датчиками на скважинной площадке или другими источниками. Данные передаются на инструмент моделирования. Данные можно передавать на инструмент моделирования напрямую, или передавать на инструмент моделирования, по меньшей мере, через один сервер 504. Данные затем принимает интерфейс инструмента моделирования.
Форматирование 506 данных нефтяного месторождения осуществляется для обработки в режиме реального времени инструментом моделирования. Форматирующие компоненты инструмента моделирования можно использовать для избирательного выстраивания очереди данных и пропуска их через систему. Данные избирательно группируются и тактируются для содействия потоку данных в режиме реального времени. Данные также переводятся, синхронизируются, преобразуются или иначе форматируются так, чтобы могли эффективно обрабатываться инструментом моделирования.
После форматирования для обработки в режиме реального времени новый проект бурения может вырабатываться в режиме реального времени посредством избирательного анализа данных нефтяного месторождения. Форматированные данные обрабатываются компонентом обработки инструмента моделирования. Предпочтительно, некоторые типы данных обрабатываются так, чтобы проект бурения и другие данные можно было вырабатывать в режиме реального времени. Затем можно осуществлять сравнение 508 данных бурения с прогнозами нефтяного месторождения, такими как определенная заранее модель геологической среды и/или проект бурения. Сохранение 510 данных может осуществляться в архиве данных.
Данные нефтяного месторождения, обработанные и/или не обработанные, можно использовать для создания 512 изображений для избирательного показа данных нефтяного месторождения. Данные нефтяного месторождения собирают и выстраивают в очередь так, чтобы их можно было отобразить в режиме реального времени и согласно различным форматам для рассмотрения пользователем. Различные холсты определяют схемы для визуализации данных. Данные можно отображать двухмерными или трехмерными, такими какими они собраны. Когда данные обработаны и выработаны различные выходные данные, такие как проект бурения, обработанные данные можно также отображать.
Обработанные данные можно дополнительно анализировать. В одном примере проект бурения в режиме реального времени можно сравнить с заранее определенной моделью геологической среды. Заранее определенная модель геологической среды обычно является проектом, созданным до бурения скважины для планирования работ на нефтяном месторождении, таких как буровые работы. Проект бурения и модель геологической среды можно корректировать на основании собранных данных бурения. Данные бурения в режиме реального времени могут предлагать необходимые альтернативные действия для соответствия требованиям прогнозов нефтяного месторождения. Если так, может быть принято решение о корректировке 516 буровых работ на основании данных в режиме реального времени.
На фигуре 6A показан пример трехмерного отображения, представляющего несколько событий нефтяного месторождения. Трехмерное отображение 500 включает в себя изображение 501 ствола скважины, изображение 503 подземного пласта A, изображение 505 подземного пласта B, и иконки, то есть графические изображения такие, как цветная полоса, цветная лента, цветной ромб, или тому подобные представляющие события 507 нефтяного месторождения. Термин «иконка» используется взаимозаменяемо с термином «графическое изображение» повсеместно в данном документе. Трехмерное отображение 500 может быть статическим отображением, представляющим статистические данные предшествующих буровых работ или динамическим отображением, представляющим ход буровых работ. В случае динамического отображения изображение 501 ствола скважины и иконки, представляющие событие 507 нефтяного месторождения, могут обновляться в режиме реального времени по мере продвижения бурового инструмента в подземном пласте, представленном изображением 503 подземного пласта A и изображением 505 подземного пласта B. Трехмерное отображение 500 может быть создано блоком 436 визуализации данных, представленным в блоке 416 отображения, описанным выше со ссылкой на фигуру 4.
Как показано на фигуре 6A, иконки, представляющие события 507 нефтяного месторождения, выполнены как предмет в виде планшета, установленного вокруг изображения 501 ствола скважины, в трехмерном отображении 500. Как пример, участок изображения ствола скважины и иконки, представляющие событие нефтяного месторождения, затенены изображениями подземного пласта. Блок 436 визуализации данных может быть оснащен механизмом корректировки угла обзора трехмерного отображения для открытия затененных участков изображения ствола скважины и иконок, представляющих события нефтяного месторождения. Дополнительно, блок 436 визуализации данных может быть оснащен механизмом ориентирования иконок, представляющих событие нефтяного месторождения в трехмерном устройстве отображения согласно скорректированного угла обзора. Например, иконки, представляющие события нефтяного месторождения, можно ориентировать вращением планшета, как объекта, используя изображение ствола скважины, как ось вращения. Детали иконок, представляющих события 507 нефтяного месторождения, показаны на фигуре 6B.
На фигуре 6B показан пример представления нескольких событий нефтяного месторождения, расположенных на поверхности планшета, как показано на фигуре 5. Здесь тракты 621-627 A-G являются пространствами, назначенными контейнерами для удержания иконок события нефтяного месторождения, таких как иконки 631-634 А-D события нефтяного месторождения. Каждый из трактов A-G проходит параллельно изображению 603 ствола скважины и размещен в стороне от него на смещение тракта. Например, иконки А-D события нефтяного месторождения размещены в тракте 621 A, тракте 622 B и тракте 624 D, соответственно. Тракт 624 D размещен отнесенным от изображения 603 ствола скважины на смещение 601 тракта.
Начальные глубины событий нефтяного месторождения, соответствующие иконкам А-С события нефтяного месторождения, указаны несколькими стрелками, начинающимися от начальной глубины 605. Конечные глубины событий нефтяного месторождения, соответствующие иконкам А-С события нефтяного месторождения, указаны несколькими стрелками, начинающимися от конечной глубины 607.
Каждая из иконок А-С события нефтяного месторождения имеет форму ленты в данном примере с длиной ленты, представляющей некоторый интервал глубин соответствующего события нефтяного месторождения. Начальная измеренная глубина и конечная измеренная глубина события нефтяного месторождения, соответствующие иконке 634 D события нефтяного месторождения, указаны ромбовидной иконкой. Хотя показанные на фигуре 6B разделяющие линии могут, если необходимо, отображаться между трактами, например трактами A-G, или отключаться между трактами, например не размеченными трактами справа от изображения 603 ствола скважины. Иконки, представляющие события нефтяного месторождения, размещенные слева и справа от изображения ствола скважины на объекте в виде планшета, являются, по существу, симметричными и могут быть представлены как сечения нескольких концентрических цилиндров, отцентрованных вокруг траектории ствола скважины.
Как описано выше со ссылками на фигуру 4, блок 436 визуализации данных выполняет расчет алгоритмов визуализации для создания одного или нескольких отображений для визуализации данных. Например, расчет алгоритмов визуализации может устроить последовательное размещение иконок событий нефтяного месторождения оптимизирования ясности отображения.
Первые события нефтяного месторождения, выбранные для отображения, можно размещать согласно алгоритму размещения на основании одного или нескольких параметров событий нефтяного месторождения. Например, размещение может осуществляться согласно некоторому интервалу глубин, где событие нефтяного месторождения с более длинным интервалом глубин размещается впереди другого события нефтяного месторождения с более коротким интервалом некоторых глубин в растре. В других примерах события нефтяного месторождения можно размещать согласно другой комбинации или одному или нескольким выбранным параметрам. Затем, заданный набор трактов создают на каждом интервале, например, от устья до забоя вдоль изображения ствола скважины в трехмерном отображении. Каждый из этого заданного набора трактов установлен с увеличивающимися отступами от изображения ствола скважины. Затем, иконки событий нефтяного месторождения размещаются в этих указанных наборах трактов последовательно согласно размещению соответствующих событий нефтяного месторождения в растре. В примере размещения на основании интервала некоторых глубин иконка нефтяного месторождения, соответствующая самому длинному интервалу некоторой глубины, размещается первой на тракте, ближайшей к изображению ствола скважины. Другие иконки событий нефтяного месторождения размещаются последовательно на имеющихся трактах, наиболее близких к изображению ствола скважины без перекрывания уже размещенных иконок событий нефтяного месторождения.
Дополнительно к размещению иконок событий нефтяного месторождения, цвет, рисунок или другие характеристики иконок можно выполнить для представления параметров соответствующего события нефтяного месторождения. Как описано выше со ссылками на фигуру 4, каждое событие нефтяного месторождения может включать в себя параметры, такие как начальная глубина, конечная глубина, тип, категория, важность, вероятность, описание, ослабление, персонал, подверженный воздействию, или другие типы параметров. Указанные параметры можно представлять на устройстве отображения посредством месторасположения, длины, цвета, рисунка, или других характеристик иконок нефтяного месторождения, как показано на фигуре 6B.
На фигуре 7 показан снимок экрана, показывающий отображение 700 изображения 750 A ствола скважины и иконок, представляющих события нефтяного месторождения, выполненный как объект 710 в виде планшета, как описано выше со ссылками на фигуру 6A. Отображение 700 может быть создано блоком визуализации данных, выполняющим расчет алгоритмов визуализации, как описано выше со ссылками на фигуру 6B. Каждая из иконок, представляющих события нефтяного месторождения, размещена в одном из трактов, проходящих параллельно изображению 750 A ствола скважины, таком, как один из трактов 751-756 а-f, на объекте 710 в виде планшета. Тракты а-f выполнены способом, аналогичным описанному для фигуры 6B. Разделяющие линии между трактами выключены, как показано на фигуре 7, противоположно ранее показанному примеру экрана. Дополнительно, тракт 751 а показан без иконки, размещенной внутри, в то время как тракт 752 b и тракт 753 c каждый показан только с одной иконкой, размещенной внутри и имеющей в наличии пространство для размещения дополнительных иконок. Такое отображение показано как результат удаления некоторых иконок, ранее размещенных в трактах 751-753 a-c на основании избирательной корректировки, когда пользователь вторично выбирает части большого числа событий нефтяного месторождения для отображения, как описано выше со ссылками на фигуру 4.
На фигуре 8 показан снимок экрана, показывающий отображение 800 изображения 750 A ствола скважины и иконки, представляющие события нефтяного месторождения, аналогичные описанным выше для фигуры 7. Здесь иконки, представляющие события нефтяного месторождения, выполнены как компактный объект 810 типа планшета. Отображение 800 показано в результате выполнения перерасчета блоком 436 визуализации данных алгоритмов визуализации в режиме реального времени для оптимизации ясности отображения.
На фигуре 9A показан пример представления нескольких событий нефтяного месторождения в трехмерном отображении 940. Фигура 9A включает в себя изображение 900 C ствола скважины с тремя объектами, напоминающими пластины, прикрепленные вдоль траектории ствола скважины. Здесь пластина 910 X, пластина 920 Y и пластина 930 Z вместе образуют видоизмененный объект в виде планшета, описанный выше. Пластина 910 X включает в себя различные тракты 901-905. В примере, показанном на фигуре 9A, каждый из различных трактов 901-905 включает в себя одну иконку события нефтяного месторождения, размещенную внутри. Пластина 920 Y и пластина 930 Z являются аналогами пластины 910 X и ориентированы под разными углами вокруг траектории ствола скважины, чтобы быть видными пользователю, когда меняется угол обзора трехмерного отображения 940.
На фигуре 9B показан детальный вид секции примера представления нескольких событий нефтяного месторождения фигуры 9A с аналогичными позициями ссылки, указанными для изометрии.
На фигуре 10A показана схематичная диаграмма с примером видения пользователем трехмерного отображения, представляющего несколько событий нефтяного месторождения с использованием устройства нескольких пластин. Здесь пользователь 1001 A видит трехмерный вид 1130 A вдоль направления 1110 A наблюдения. Трехмерный вид 1130 A представлен в виде 1120 A сечения для иллюстрации преимуществ устройства из нескольких пластин. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что когда направление 1110 A наблюдения меняется, проходя через различные углы наблюдения относительно вида 1120 A сечения, иконка события нефтяного месторождения, размещенная на пластине 1010 X, пластине 1020 Y или пластине 1030 Z, может быть видимой пользователю 1001 A.
На фигуре 10B показана схематичная диаграмма с другим примером наблюдения пользователем трехмерного отображения, представляющего несколько событий нефтяного месторождения с использованием устройства вращающегося планшета. Здесь пользователь 1002 B видит трехмерный вид 1330 B вдоль направления 1310 B наблюдения и направления 1510 C наблюдения. Трехмерный вид 1330 B представлен как вид 1320 B сечения для иллюстрирования преимущества устройства вращающегося планшета. Вид 1320 B сечения включает в себя двойной комплект изображения 1200 B ствола скважины и вращающегося планшета 1220, соответствующих направлению 1310 B наблюдения и направлению 1510 C наблюдения, соответственно для иллюстративных целей.
Как описано выше со ссылками на фигуру 6A, блок 436 визуализации данных можно снабдить механизмом для ориентирования иконки, представляющей события нефтяного месторождения в трехмерном отображении согласно откорректированного угла наблюдения. Например, иконки, представляющие события нефтяного месторождения, можно ориентировать вращением вращающегося планшета 1220, используя изображение 1200 В ствола скважины, как ось вращения. При этом вращающийся планшет 1220 всегда представляется пользователю 1002 B под углом наблюдения, обеспечивающим полную видимость иконки, представляющей события нефтяного месторождения, размещенной на вращающемся планшете, вне зависимости от направления наблюдения.
На фигуре 11 показана блок-схема последовательности операций способа выполнения буровых работ на нефтяном месторождении. Способ можно выполнять с использованием, например, системы, показанной на фигуре 4. Способ может включать в себя сбор данных нефтяного месторождения, с частью данных нефтяного месторождения, являющейся данными бурения в режиме реального времени, вырабатываемыми на нефтяном месторождении во время бурения на этапе 1, образование множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения на этапе 2, избирательное отображение множества событий нефтяного месторождения вокруг изображения ствола скважины на устройстве отображения на этапе 3, обновление отображения множества событий нефтяного месторождения во время бурения на основании данных бурения в режиме реального времени на этапе 10. Способ может, если необходимо, включать в себя дополнение или избирательную корректировку множества событий нефтяного месторождения во время бурения на основании данных бурения в режиме реального времени на этапе 9, и избирательную корректировку буровых работ на основании их отображения на этапе 11.
Отображение может, если необходимо, быть трехмерным 3D отображением, в таком случае способ может включать в себя создание поверхности, согласованной с контуром изображения ствола скважины и, по существу, плоской в ортогональном направлении к контуру изображения ствола скважины на этапе 4, отображение множества событий нефтяного месторождения на поверхности, примыкающей к изображению ствола скважины на этапе 5, изменение направления наблюдения трехмерного отображения для анализа буровых работ на этапе 6, ориентирование поверхности в ответ на изменение направления наблюдения трехмерного 3D отображения на этапе 7 и ориентирование поверхности с использованием контура изображения ствола скважины, как оси вращения на этапе 8.
Данные нефтяного месторождения можно собирать на этапе 1 из различных источников. Как рассмотрено в отношении фигур 3 и 4, данные могут вырабатывать датчики на скважинной площадке или другие источники. Данные можно передавать на инструмент моделирования 408 на фигуре 4. Данные можно передавать напрямую на инструмент моделирования или передавать на инструмент моделирования, по меньшей мере, через один из серверов 406 (фигура 4). Данные затем, в целом, принимает интерфейс инструмента моделирования.
Данные нефтяного месторождения можно выделять в события нефтяного месторождения на этапе 2 посредством обрабатывающих модулей 442 (фигура 4). Некоторые события нефтяного месторождения могут представлять данные нефтяного месторождения в режиме реального времени, собранные во время бурения для мониторинга рисков и других событий бурения при буровых работах. Другие события нефтяного месторождения можно вырабатывать из статистических данных, собранных на соседних скважинных площадках, как справочный материал извлечения уроков или передового опыта. Часть событий нефтяного месторождения выбирают для отображения вокруг изображения траектории ствола скважины на этапе 3 для обеспечения принятия решений в буровых работах. Изображения модели геологической среды, представляющие подземные пласты и коллекторы, окружающие траекторию ствола скважины, можно также выбирать для отображения. Отображение может создавать блок 436 визуализации данных (фигура 4) в инструменте моделирования и представлять пользователю на блоке отображения в наземном блоке.
При продвижении бурового инструмента в подземном пласте множество событий нефтяного месторождения добавляется из увеличивающегося количества данных нефтяного месторождения собранных скважинными датчиками на этапе 9. Пользователь может также, время от времени, выбирать или повторно выбирать события нефтяного месторождения, наиболее важные для отображения на этапе 9. Модуль визуализации данных может пересчитывать алгоритмы визуализации для корректировки размещения отображения событий нефтяного месторождения в режиме реального времени на этапе 10. Необходимый образ действия можно определить на основании обновленного отображения для корректировки буровых работ на этапе 11.
Хотя указанные события нефтяного месторождения в режиме реального времени обновляются для устройства отображения на этапе 10, пользователь может, время от времени, менять направление наблюдения отображения для наблюдения не затененной траектории ствола скважины, осуществляющего проходку пласта к коллектору. Отображение событий нефтяного месторождения можно скомпоновать находящимся на поверхности, примыкающей к изображению ствола скважины на этапе 5, при этом поверхность может являться объектом в виде планшета, прикрепленного к изображению траектории ствола скважины на этапе 4. Поверхность можно также выполнить как структуру из нескольких пластин для обеспечения видимости событий нефтяного месторождения со всех направлений наблюдения. Альтернативно, объект в виде планшета можно вращать вокруг изображения траектории ствола скважины для представления полного вида событий нефтяного месторождения пользователю при изменении угла наблюдения на этапах 7, 8. Объект в виде планшета может вращаться, согласно изменению направления наблюдения, блоком визуализации данных.
На фигуре 12 показана блок-схема последовательности операций способа для выполнения буровых работ на нефтяном месторождении. Способ можно выполнять с использованием, например, системы, показанной на фигуре 4.
Способ включает в себя сбор данных нефтяного месторождения, часть из которых является данными бурения в режиме реального времени, вырабатываемыми на нефтяном месторождении во время бурения на этапе 21, создание множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения на этапе 22, форматирование отображения на основании части множества событий нефтяного месторождения, выбранных для отображения на этапе 23, и избирательное переформатирование отображения в режиме реального времени, в ответ на дополнение выбранной части из множества событий нефтяного месторождения или избирательную корректировку выбранной части из множества событий нефтяного месторождения на этапе 24.
Способ может, если необходимо, включать в себя введение первого события нефтяного месторождения в часть множества событий нефтяного месторождения, выбранных для отображения, где первое событие нефтяного месторождения выделяется на основании данных бурения в режиме реального времени или статистических данных на этапе 25, форматирование отображения на основании ранжирования первого события нефтяного месторождения в выбранной части множества событий нефтяного месторождения на этапе 27, и переформатирование участка отображения, соответствующего первому событию нефтяного месторождения в режиме реального времени, в ответ на добавление второго события нефтяного месторождения в выбранную часть множества событий нефтяного месторождения или удаление третьего события нефтяного месторождения из выбранной части множества событий нефтяного месторождения на этапе 28.
Способ может также, если необходимо, включать в себя отображение каждого из множества событий нефтяного месторождения как иконку на поверхности, примыкающую к изображению ствола скважины на отображении на этапе 26, создание каждой иконки на основании параметра каждого из множества событий нефтяного месторождения, где параметры включают в себя начальную глубину, конечную глубину, тип, категорию, важность или вероятность на этапе 29, размещение каждой иконки на поверхности на основании расположения множества событий нефтяного месторождения на этапе 30, при этом расположение определяет близость размещения каждой иконки относительно изображения ствола скважины, определение местоположения, длины, цвета или рисунка каждой иконки на основании параметра каждого из множества событий нефтяного месторождения на этапе 31, определение места множества трактов на поверхности, множества трактов, по существу параллельных контуру изображения ствола скважины на этапе 32, и размещение каждой иконки в одном из множества трактов без перекрывания на этапе 33.
Данные нефтяного месторождения можно собирать на этапе 21 из различных источников. Как рассмотрено в отношении фигур 3 и 4, данные могут вырабатывать датчики на скважинной площадке или другие источники. Данные нефтяного месторождения можно выделять в события нефтяного месторождения на этапе 22 обрабатывающими модулями 442 на фигуре 4. Части событий нефтяного месторождения выбирают для отображения на этапе 23. Например, пользователь может, время от времени, добавлять событие нефтяного месторождения, например, представляя извлеченный урок или передовой опыт, подлежащее отображению, или удалять событие нефтяного месторождения, которое больше не является существенным. Блок 436 визуализации данных может пересчитывать алгоритмы визуализации в режиме реального времени для переформатирования отображения созданием пространства для добавленных событий нефтяного месторождения или повторного использования пространства, ставшего свободным после удаления события нефтяного месторождения на этапе 24. В результате получается компактный формат, улучшающий ясность отображения.
Например, первое событие нефтяного месторождения можно добавить к отображению 700 фигуры 7 из данных нефтяного месторождения в режиме реального времени или статистических данных на этапе 25. Первое событие нефтяного месторождения можно разместить в тракте 752 b. Второе событие нефтяного месторождения может быть удалено из отображения и оставить свободное пятно в контуре 751 а. Отображение 700 переформатируют в режиме реального времени на этапе 28 блоком 436 визуализации данных для перекомпоновки объекта 710 в виде планшета в компактный объект 810 в виде планшета. Первое событие нефтяного месторождения, например, имеющее самый длинный интервал на некоторой глубине, размещено в контуре 751 а с использованием алгоритмов визуализации на основании ранжирования интервалов некоторых глубин на этапе 27.
Событие нефтяного месторождения можно выделять в различных форматах, таких как РПИСП или подобных. Событие нефтяного месторождения может иметь параметры, такие как начальная глубина, конечная глубина, интервал глубин, тип, категория, важность или вероятность (этапы 29). События нефтяного месторождения можно представлять в отображении иконками, имеющими месторасположение, длину, цвет или рисунок, выполненными соответственно параметрам нефтяного месторождения на этапе 31. События нефтяного месторождения можно разместить с целью размещения при форматировании отображения на этапе 30. Иконки, представляющие события нефтяного месторождения, можно отображать на поверхности примыкающими к изображению ствола скважины на этапе 26 и размещенными в параллельных контурах вдоль траектории ствола скважины без перекрывания друг друга на этапах 32, 33.
Когда выполнены корректировки, процесс можно повторить. Новые данные нефтяного месторождени собирают в процессе бурения. Можно осуществлять мониторинг данных бурения и разрабатывать новые проекты бурения и сравнивать с геологическим проектом. Дополнительные корректировки можно выполнять при необходимости.
Этапы способа показаны в определенном порядке. Вместе с тем, должно быть ясно, что на этапе можно выполнять одновременно или в отличающемся порядке или последовательности. Дополнительно, во всем способе данные нефтяного месторождения можно отображать, холсты могут создавать различные устройства отображения для разных данных, собранных и/или выработанных, и устройства отображения могут иметь вводы данных пользователя, позволяющие пользователям настраивать сбор данных нефтяного месторождения, обработку и отображение.
Из приведенного выше описания должно быть ясно, что различные модификации и изменения можно выполнять в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения без отхода от его реальной сущности. Например, способ можно выполнять в отличающейся последовательности, и создаваемые компоненты могут быть интегрированными или раздельными.
Данное описание предназначено только для иллюстрирования, и не должно восприниматься в смысле ограничения. Объем данного изобретения должен определяться только следующими ниже пунктами формулы изобретения. Термин «содержащий» в формуле изобретения означает «включающий в себя, по меньшей мере», так что приведенные перечни элементов в пункте формулы изобретения являются открытой группой. Неопределенные артикли «A», «an» и другие одиночные термины предполагают включение в себя множественных форм, если они специально не исключены.
Изобретение относится к способу выполнения буровой работы на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами. Техническим результатом является комплексный анализ параметров нефтяного месторождения и их воздействия на буровые работы в режиме реального времени, двусторонний обмен информацией с различными источниками в режиме реального времени. Способ включает в себя сбор данных нефтяного месторождения, по меньшей мере, части данных нефтяного месторождения, выработанной на скважинной площадке нефтяного месторождения, избирательного оперирования данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени, согласно образованной конфигурации, сравнение данных бурения в режиме реального времени с прогнозами нефтяного месторождения на основании образованной конфигурации, и избирательную регулировку буровой работы на основании сравнения. 6 н. и 18 з.п. ф-лы, 12 ил.
1. Способ выполнения буровых работ на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами, содержащий следующие стадии:
сбор данных нефтяного месторождения, по меньшей мере, часть которых является данными бурения в режиме реального времени, вырабатываемыми на скважинной площадке нефтяного месторождения; избирательное оперирование данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени согласно заданной конфигурации; сравнение данных бурения в режиме реального времени с прогнозами нефтяного месторождения на основании заданной конфигурации; избирательная регулировка буровых работ на основании сравнения.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие стадии: образование множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения;
избирательное отображение множества событий нефтяного месторождения вокруг изображения ствола скважины на устройстве отображения; обновление отображения множества событий нефтяного месторождения во время бурения на основании данных бурения в режиме реального времени.
3. Способ по п.1, дополнительно содержащий выработку скорректированного проекта бурения на основании сравнения и реализацию скорректированного проекта бурения на скважинной площадке.
4. Способ по п.1, дополнительно содержащий передачу данных нефтяного месторождения на инструмент моделирования, по меньшей мере, через один сервер.
5. Способ по п.1, в котором на этапе избирательного оперирования содержит организацию очереди данных нефтяного месторождения по типу согласно заданному тактированию для обработки в режиме реального времени.
6. Способ по п.1, дополнительно содержащий сохранение данных нефтяного месторождения в архиве.
7. Способ по п.1, дополнительно содержащий создание, по меньшей мере, одного изображения для избирательного показа данных нефтяного месторождения.
8. Способ по п.1, дополнительно содержащий отображение, по меньшей мере, одной позиции, выбранной из группы, состоящей из данных нефтяного месторождения, проекта бурения в режиме реального времени и их комбинаций.
9. Способ выполнения буровых работ для нефтяного месторождения, имеющего систему бурения для продвижения бурильного инструмента в подземном пласте, содержащий следующие стадии:
сбор данных нефтяного месторождения, часть которых является данными бурения в режиме реального времени, выработанными на нефтяном месторождении во время бурения;
создание множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения;
избирательное отображение множества событий нефтяного месторождения вокруг изображения ствола скважины на устройстве отображения и
обновление отображения множества событий нефтяного месторождения во время бурения на основании данных бурения в режиме реального времени.
10. Способ по п.9, дополнительно содержащий следующие стадии:
избирательное оперирование данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени согласно заданной конфигурации; сравнение данных бурения в режиме реального времени с прогнозами нефтяного месторождения на основании заданной конфигурации и избирательная корректировка буровых работ на основании сравнения.
11. Способ по п.9, дополнительно содержащий выполнение, по меньшей мере, одного из дополнения и избирательной корректировки множества событий нефтяного месторождения во время бурения на основании данных бурения в режиме реального времени.
12. Способ по п.9, дополнительно содержащий избирательную корректировку буровых работ на основании отображения данных.
13. Способ по п.9, в котором отображение данных является трехмерным отображением, и способ дополнительно содержит следующие стадии:
отображение множества событий нефтяного месторождения на поверхности, примыкающей к изображению ствола скважины,
изменение направления наблюдения трехмерного отображения данных для анализа буровой работы и
ориентирование поверхности в ответ на изменение направления наблюдения трехмерного отображения данных.
14. Способ по п.13, дополнительно содержащий определение поверхности, согласованной с контуром изображения ствола скважины и, по существу, плоской в ортогональном направлении к контуру изображения ствола скважины и ориентирование поверхности с использованием контура изображения ствола скважины как оси вращения.
15. Способ выполнения буровой работы для нефтяного месторождения, имеющего систему бурения для продвижения бурового инструмента в подземном пласте, содержащий следующие стадии:
сбор данных нефтяного месторождения, часть которых является данными бурения в режиме реального времени, выработанными на нефтяном месторождении во время бурения;
образование множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения;
форматирование отображения данных на основании части множества событий нефтяного месторождения, выбранных для отображения; и
избирательное переформатирование отображения данных в режиме реального времени в ответ на, по меньшей мере, добавление выбранной части множества событий нефтяного месторождения и избирательной корректировки выбранной части множества событий нефтяного месторождения.
16. Способ по п.15, дополнительно содержащий следующие стадии:
включение первого события нефтяного месторождения в состав части множества событий нефтяного месторождения, выбранных для отображения, при этом первое событие нефтяного месторождения определяется на основании, по меньшей мере, одних данных из данных бурения в режиме реального времени и статистических данных;
форматирование отображения данных на основании расположения первого события нефтяного месторождения в выбранной части множества событий нефтяного месторождения; и
переформатирование части отображения данных, соответствующей первому событию нефтяного месторождения в режиме реального времени, в ответ на, по меньшей мере, одно из добавления второго события нефтяного месторождения в выбранную часть множества событий нефтяного месторождения и удаления третьего события нефтяного месторождения из выбранной части множества событий нефтяного месторождения.
17. Способ по п.15, в котором форматирование отображения данных содержит следующие стадии:
отображение каждого из множества событий нефтяного месторождения, как иконки на поверхности, примыкающей к изображению ствола скважины на устройстве отображения;
образование каждой иконки на основании параметра каждого из множества событий нефтяного месторождения, при этом параметр содержит, по меньшей мере, одно выбранное из группы, состоящей из начальной глубины, конечной глубины, типа, категории, важности и вероятности; и
размещение каждой иконки на поверхности на основании расположения множества событий нефтяного месторождения, при этом расположение определяет близость размещения каждой иконки по отношению к изображению ствола скважины.
18. Способ по п.17, в котором форматирование отображения дополнительно содержит следующие стадии:
определение, по меньшей мере, одного выбранного из группы, состоящей из месторасположения, цвета и рисунка каждой иконки, на основании параметра каждого из множества событий нефтяного месторождения;
определение расположения на поверхности множества трактов, по существу, параллельных контуру изображения ствола скважины; и
размещение каждой иконки в одном из множества трактов без перекрывания.
19. Машиночитаемый носитель, осуществляющий инструкции, исполняемые компьютером, для выполнения этапов способа выполнения буровых работ для нефтяного месторождения, имеющего систему бурения для продвижения бурового инструмента в подземном пласте, при этом инструкции содержат функциональные возможности для следующего:
сбора данных нефтяного месторождения, по меньшей мере, часть которых выработано на скважинной площадке нефтяного месторождения;
избирательного оперирования данными нефтяного месторождения для анализа в режиме реального времени согласно заданной конфигурации;
сравнения данных бурения в режиме реального времени с прогнозами нефтяного месторождения на основании заданной конфигурации и
избирательной корректировки буровой работы на основании сравнения.
20. Машиночитаемый носитель по п.19, осуществляющий инструкции, дополнительно содержащие функциональные возможности для выработки скорректированного проекта бурения на основании сравнения и реализации скорректированного проекта бурения на скважинной площадке.
21. Система для выполнения буровой работы на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт с геологическими структурами и коллекторами, содержащая наземный блок для сбора данных нефтяного месторождения, по меньшей мере, часть которых является данными бурения в режиме реального времени выработанными на скважинной площадке нефтяного месторождения, инструмент моделирования, функционально соединенный с наземным блоком и содержащий множество форматирующих модулей для избирательного форматирования данных нефтяного месторождения согласно конфигурации режима реального времени и множество модулей обработки для избирательного анализа данных нефтяного месторождения на основании конфигурации режима реального времени.
22. Система по п.21, в которой инструмент моделирования дополнительно содержит модуль обработки для образования множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения и блок визуализации данных для создания отображения данных и избирательной корректировки отображения данных в режиме реального времени во время бурения на основании данных бурения в режиме реального времени, при этом отображение представляет множество событий нефтяного месторождения, и буровая работа избирательно корректируется в ответ на отображение данных.
23. Система выполнения буровой работы на нефтяном месторождении, имеющем подземный пласт, содержащая наземный блок сбора данных нефтяного месторождения, часть которых является данными бурения в режиме реального времени, выработанными на нефтяном месторождении во время бурения, причем наземный блок имеет блок отображения данных, представляющий отображение данных, инструмент моделирования, функционально соединенный с наземным блоком и содержащий модуль обработки для образования множества событий нефтяного месторождения на основании данных нефтяного месторождения, и блок визуализации данных для создания отображения данных и избирательной корректировки отображения данных во время бурения в режиме реального времени на основании данных бурения в режиме реального времени, при этом отображение данных представляет множество событий нефтяного месторождения, и систему бурения, функционально соединенную с наземным блоком для продвижения бурильного инструмента в подземном пласте и избирательно регулируемую, в ответ на отображение данных.
24. Система по п.23, в которой инструмент моделирования дополнительно содержит множество форматирующих модулей для избирательного форматирования данных нефтяного месторождения согласно конфигурации режима реального времени и множество модулей обработки для избирательного анализа данных нефтяного месторождения на основании конфигурации режима реального времени.
| US 2004040746 А1, 04.03.2004 | |||
| СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ БУРЕНИЯ | 2001 |
|
RU2208153C2 |
| СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ | 1999 |
|
RU2161701C2 |
| Устройство для путевой блокировки на перегонах двухпутных дорог | 1926 |
|
SU6054A1 |
| US 6975112 В2, 13.12.2005. | |||
