RU2622280C2 - Системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации - Google Patents
Системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2622280C2 RU2622280C2 RU2015122933A RU2015122933A RU2622280C2 RU 2622280 C2 RU2622280 C2 RU 2622280C2 RU 2015122933 A RU2015122933 A RU 2015122933A RU 2015122933 A RU2015122933 A RU 2015122933A RU 2622280 C2 RU2622280 C2 RU 2622280C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inflow
- stimulation
- formation
- location
- intensification
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 93
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims abstract description 60
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 54
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 65
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 22
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 208000032767 Device breakage Diseases 0.000 description 1
- 208000006670 Multiple fractures Diseases 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Auxiliary Devices For Music (AREA)
- User Interface Of Digital Computer (AREA)
Abstract
Предложены системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации. Способ включает определение первого планируемого местоположения (107) интенсификации притока в пределах формации по меньшей мере частично на основании заранее заданной модели формации. Скважина в формации может быть пробурена с помощью скважинного инструмента (204) с блоками (206) LWD/MWD. Для обновления модели формации используют измерения в режиме реального времени и определяют альтернативное местоположение (301) интенсификации притока. Оборудование ВНА изолировано от оборудования (205) интенсификации притока путем установки сбрасываемого шара на место установки шара между блоком LWD и оборудованием интенсификации притока. Второе местоположение интенсификации притока может быть определено на основании данных, полученных от ВНА после интенсификации притока формации в альтернативном местоположении интенсификации притока. Технический результат заключается в сокращении времени проведения операции. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится в целом к операциям бурения скважин и добычи углеводородов и, более конкретно, к системам и способам оптимизации создания скважин в сланцевой формации.
Сланцевые формации приобретают особую важность в добыче углеводородов, поскольку мировые цены на нефть и газ возрастают. Однако добыча углеводородов из сланцевых формаций, как правило, обходится дорого и, следовательно, дает относительно небольшую прибыль. В типичных операциях бурения ствол скважины может быть пробурен отдельно от операций интенсификации притока и завершения. Это увеличивает время и затраты на операции бурения в целом. Кроме того при разделении операций бурения, интенсификации притока и завершения может быть трудно динамически изменять операции интенсификации притока на основе скважинных условий. При этом также увеличивается общее время и затраты на операции.
ЧЕРТЕЖИ
Некоторые конкретные примеры вариантов осуществления изобретения могут быть понятны со ссылкой, в частности, на следующее описание и прилагаемые чертежи.
На фиг.1 показан пример плана скважины согласно аспектам настоящего изобретения.
На фиг.2 показан пример операции бурения и завершения согласно аспектам настоящего изобретения.
На фиг.3 показан пример операции бурения и завершения согласно аспектам настоящего изобретения.
На фиг.4 показан пример операции бурения и завершения согласно аспектам настоящего изобретения.
На фиг.5 показан пример операции бурения и завершения согласно аспектам настоящего изобретения.
Хотя варианты осуществления настоящего изобретения изображены и описаны, и заданы посредством ссылки на примеры вариантов осуществления настоящего изобретения, такие ссылки не накладывают ограничения на описание, и не подразумевают никаких ограничений. Предмет изобретения допускает возможность существенной модификации, изменения, и эквивалентов по форме и функции, которые будут встречаться специалистам в данной области техники, для которых очевидны преимущества настоящего изобретения. Изображенные и описанные варианты осуществления настоящего изобретения являются только примерами и не исчерпывают объем настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Настоящее изобретения относится в целом к операциям бурения скважин и добычи углеводородов и, более конкретно, к системам и способам оптимизации создания скважин в сланцевой формации.
Далее подробно описаны иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения. С целью ясности в настоящем описании могут быть описаны не все признаки фактического воплощения. Естественно, следует иметь в виду, что при разработке любого такого реального варианта осуществления для достижения конкретных целей воплощения должны приниматься многочисленные решения для конкретного воплощения, которые будут изменяться от одного воплощения другому. Кроме того, понятно, что попытки такого усовершенствования могут быть сложными и трудоемкими, но, тем не менее, настоящее описание может быть руководством к действию для специалистов, для которых очевидны его преимущества.
Для облегчения понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры конкретных вариантов осуществления. Следующие примеры никоим образом не следует понимать как ограничивающие или определяющие объем настоящего изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения могут быть применимы к горизонтальным, вертикальным, наклонным, разветвленно-горизонтальным скважинам, соединению двухколенчатых труб, месту пересечения, обводу (обуривание прихваченного на средней глубине в скважине инструмента и назад в скважину под ним), или иным нелинейным скважинам в любом виде подземной формации. Могут быть применимы некоторые варианты осуществления, например для сбора данных каротажа с помощью каротажного кабеля, канатно-тросовой установки и оборудования каротажа в процессе бурения (LWD). Описанные ниже варианты осуществления со ссылками на одно воплощение не предназначены для ограничения объема изобретения.
Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения в настоящем документе описаны системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации. Способ может включать определение первого планируемого местоположения интенсификации притока в пределах формации. Первое планируемое местоположение интенсификации притока может быть основано по меньшей мере частично на заранее заданной модели формации. Скважина в формации может быть пробурена с помощью скважинного инструмента. Первое планируемое местоположение интенсификации притока основано по меньшей мере частично на данных, полученных от внутрискважинного инструмента. Кроме того, внутрискважинный инструмент может интенсифицировать приток формации в скорректированном первом планируемом местоположении интенсификации притока. В некоторых других вариантах осуществления второе местоположение интенсификации притока может быть определено на основании данных, полученных от внутрискважинного инструмента после интенсификации притока формации в скорректированном первом планируемом местоположении интенсификации притока.
На фиг.1 показан пример плана 100 скважины согласно аспектам настоящего изобретения. Как видно, план 100 скважины может включать проектируемую траекторию 106 скважины в пределах формации 102. Траектория 106 скважины может начинаться на поверхности 101 и продолжаться вдоль заранее заданной траектории через пласты 103, 104 и 105. План 100 скважины может, кроме того, включать планируемое местоположение 107 интенсификации притока в пласте 105. Операции интенсификации притока могут включать , помимо прочего, разрыв формации и перфорирование формации. Как должно быть понятно специалисту в данной области с учетом настоящего изобретения, план 100 скважины может быть основан по меньшей мере частично на ряде предположительных данных, которые накоплены перед началом бурения скважины. Данный ряд предположительных данных может включать данные разведки формации от соседней скважины, данные сейсморазведки с поверхности 101, данные каротажа от других продуктивных скважин в пределах формации 102, программные средства моделирования, предыдущий опыт относительно формации 101 и др. Данный ряд предположительных данных может быть использован для определения интересующего пласта, такого как пласт 105, к которому должна быть направлена и опущена траектория 106 скважины. Кроме того, ряд предположительных данных может использоваться для определения планируемого местоположения 107 интенсификации притока по меньше мере для одной операции разрыва или перфорации. Планируемое местоположение 107 интенсификации притока может быть выбрано, например, для доведения до максимума добычи углеводородов, для сведения к минимуму данных для окружающего пласта и др. Могут быть использованы другие критерии выбора, как должно быть понятно специалисту в данной области с учетом настоящего изобретения.
После определения плана 100 скважины могут быть начаты операции бурения, интенсификации притока и завершения. Как правило, вначале выполняются операции бурения. Операции бурения могут включать введение бурильной колонны и бурового снаряда в формацию. В некоторых вариантах осуществления буровой снаряд может содержать буровое долото, которое приводится в действие от бурильной колонны или от внутрискважинного двигателя. Буровой снаряд может также содержать устройства для каротажа и измерений, которые выполняют каротаж формации 102 и других пластов 103, 104 и 105 в процессе бурения скважины. После того как бурение выполнено, бурильная колонна и буровой снаряд могут быть выведены на поверхность, и буровая скважина может быть завершена путем цементирования обсадной колонны на месте. Затем в скважину может быть опущено отдельное устройство интенсификации притока для выполнения перфорации обсадной колонны и разрыва формации.
На фиг.2 показан пример операции 200 бурения и завершения согласно аспектам настоящего изобретения. Как должно быть понятно специалисту в данной области с учетом настоящего изобретения и приведенного ниже описания, пример операции бурения и завершения может сочетать множество этапов в процессе бурения и завершения, а также обеспечивать механизм для изменения плана скважины в режиме реального времени. При этом может быть уменьшено время и затраты на операции бурения и завершения в целом, а также увеличена эффективность добычи углеводородов и срок службы пробуриваемой формации. Как видно, операция 200 бурения и завершения может включать буровую установку 201, установленную на поверхности 101 над стволом скважины 202 в пределах формации 102. Ствол 202 скважины может проходить по траектории 106 скважины, показанной на фиг.1. Буровая установка 201 может быть связана с внутрискважинным инструментом 203, расположенным в стволе 202 скважины. В определенном варианте осуществления внутрискважинный инструмент 203 может быть связан с буровой установкой через бурильную колонну 208. В некоторых других вариантах осуществления внутрискважинный инструмент может быть связан с буровой установкой, например, с помощью каротажного кабеля или канатно-тросовой установки.
Внутрискважинный инструмент 203 может содержать оборудование 204 низа бурильной колонны (BHA) и оборудование 205 интенсификации притока. Оборудование BHA 204 может содержать бурильное долото 207 и блок 206 оборудования каротажа в процессе бурения или измерений в процессе бурения (LWD/MWD), который может выполнять каротаж формации 102 и пластов 103-105, как в процессе бурения ствола 202 скважины, так и после того как скважина пробурена, для оптимизации местоположения разрыва, как будет описано ниже. В некоторых вариантах осуществления бурильная колонна 208 может вращаться и приводить в действие буровое долото 207. В некоторых других вариантах осуществления BHA 207 может, кроме того, содержать внутрискважинный забойный двигатель, который приводит в действие буровое долото 207. В таких вариантах осуществления устройство 205 интенсификации притока и BHA 204 могут быть связаны с поверхностью посредством канатно-тросовой установки. В другом варианте осуществления BHA 204 может поддерживать связь с блоком 212 управления, расположенным на поверхности. Блок 212 управления может содержать обрабатывающее и запоминающее устройство, содержащее ряд команд, которые предписывают процессору принимать выходные данные измерений и каротажа от блока 206 LWD/MWD и выводить команды к внутрискважинному оборудованию. Как будет описано ниже, блок 212 управления может также содержать команды, которые предписывают процессору изменять план скважины, в том числе планируемое местоположение 107 интенсификации притока, путем сравнения измерений в режиме реального времени и выходных данных каротажа от блока 206 LWD/MWD с предположительной моделью.
Буровой раствор 209 может закачиваться в скважину во время операции бурения и может выходить из бурильной колонны через отверстия в буровом долоте 207, вынося буровой шлам к поверхности через кольцевое пространство между бурильной колонной 208 и стволом 202 скважины. После того как ствол 202 скважины пробурен в конкретном местоположении, операции бурения могут прекращаться. Затем ствол скважины может дополнительно «очищаться» за счет циркуляции чистой текучей среды внутри бурильной колонны и через буровое долото, чтобы выносить буровой шлам к поверхности. Это может предотвращать повреждение формации буровым раствором.
В соответствии с аспектами настоящего изобретения, после того как бурение было прекращено, BHA может быть изолировано от оборудования 205 интенсификации притока во внутрискважинном инструменте 203. В некоторых вариантах осуществления оборудование 205 интенсификации притока может быть связано с BHA 204 через изолирующее оборудование 211. BHA 204 может быть изолировано, с использованием шара 210, который опускается в нисходящем потоке текучей среды 209 и устанавливается на место с помощью изолирующего оборудования 211. Благодаря изоляции BHA 204 давление нисходящего потока текучей среды 209 может быть увеличено, и она нагнетается через оборудование 205 интенсификации притока для операций интенсификации притока. Хотя шар 210 и изолирующее оборудование 211 описаны здесь как один механизм, с помощью которого изолируют BHA 204, возможны другие механизмы, в том числе разнообразные клапаны с электрическим управлением.
Как должно быть понятно специалисту в данной области с учетом настоящего изобретения, за счет изоляции BHA 204 от бурильной колонны 208 внутрискважинный инструмент 203 может быть преобразован из бурильного устройства в устройство для завершения. В частности, при изолированном BHA 204 оборудование 205 интенсификации притока внутрискважинного инструмента 203 может использоваться для разрыва формации 102, в том числе, пласта 105, немедленно после окончания бурения, без ведения в работу дополнительного внутрискважинного инструмента.
В некоторых вариантах осуществления формация 102 может подвергаться разрыву, когда внутрискважинный инструмент 203 извлекается из ствола скважины 202, что дополнительно уменьшает время операции. Кроме того, как будет описано ниже, блок 206 LWD/MWD оборудования 203 для бурения и завершения может продолжать каротаж формации 102 после операций разрыва. При продолжении регистрации данных в режиме реального времени, после окончания операции разрыва данные каротажа могут быть использованы для обеспечения успешности разрывов, чтобы либо исключить разрывы из плана скважины, либо добавить дополнительные местоположения разрывов, в зависимости от данных измерений в режиме реального времени.
На фиг.3 показан пример операции 200 бурения и завершения, в соответствии с аспектами настоящего изобретения, где BHA 204 внутрискважинного инструмента 203 изолировано, а оборудование 205 интенсификации притока выполняет разрыв пласта 105 формации 102. Оборудование 205 интенсификации притока может содержать гидрореактивное приспособление или другое приспособление разрыва/интенсификации притока, что должно быть понятно специалисту в данной области с учетом настоящего изобретения. В показанном варианте осуществления текучая среда 302 высокого давления может закачиваться в бурильную колонну 208 с поверхности 101. Текучая среда 302 высокого давления может выходить из оборудования 205 интенсификации потока и вызывать разрыв 301 в пласте 105. Кроме того, расклинивающий наполнитель 303 может быть введен в кольцевое пространство между бурильной колонной 208 и стволом 202 скважины, или через бурильную колонну 208, и может быть введен в разрыв 301 и/или изолирует разрыв после его завершения.
Как видно, местоположение разрыва 301 отличается от планируемого местоположения 107 интенсификации притока по плану 100 скважины. Следует отметить, что, когда ствол 202 скважины пробурен, блок 206 LWD/MWD может выполнять каротаж и измерения формации 102, и передавать результаты в блок 212 управления, например, через телеметрическую систему. Затем блок 212 управления может сравнивать результаты с описанными предположительными данными и обновлять модели формации с помощью результатов. Затем блок 212 управления может определять альтернативное местоположение для разрыва вместо местоположения 107, чтобы оптимизировать реакцию формации и добычу углеводородов.
В дополнение к изменению местоположения 107 разрыва по сравнению с планом скважины, блок 212 управления может также определять, что для оптимизации добычи необходим другой разрыв, и определять местоположение дополнительного разрыва. Следует отметить, что определение может быть выполнено по результатам каротажа и измерений, полученным во время операции бурения. Кроме того, определение может быть выполнено на основании данных каротажа и измерений формации, которые получены после создания разрыва 301. После создания разрыва 301 оборудование бурения и завершения может быть выведено на поверхность 101. Когда оборудование выведено, блок 206 LWD/MWD может продолжать выполнение каротажа и измерения формации. Данные измерений могут отображать сравнительный успех разрыва 301. На основании сравнительного успеха разрыва 301, например, может быть создан дополнительный разрыв. На фиг.4, например, показано оборудование 203 бурения и завершения разрыва формации во втором местоположении 401. Как должно быть понятно специалисту в данной области с учетом настоящего изобретения, разрыв 401 может быть создан, когда оборудование 203 извлекается из ствола 202 скважины, что уменьшает время операции. Кроме того, хотя показан один дополнительный разрыв 401, может быть выполнено множество дополнительных разрывов во множестве местоположений.
Как видно на фиг.5, после того как разрывы 301 и 401 выполнены, и оборудование 203 бурения и завершения извлечено из ствола 202 скважины, в ствол 202 скважины может быть введена завершающая колонна 500 . Хотя для простоты объяснения показаны только два разрыва 301 и 401 и стадии, операции, включающие аспекты настоящего изобретения, могут использоваться для создания множества разрывов через многие пласты формации с множеством стадий. Как видно, завершающая колонна может быть выполнена в соответствии с местоположениями 301 и 401 разрыва в формации 102. Например, завершающая колонна 500 может содержать расширяющиеся уплотнители 502, расположенные по любую сторону разрыва 401, изолирующие разрыв от наружного пространства завершающей колонны 500. Аналогично, завершающая колонна 500 может содержать расширяющиеся уплотнители 504, расположенные по любую сторону разрыва 301, изолирующие разрыв от наружного пространства завершающей колонны 500. Следует заметить, что завершающая колонна 500 может иметь отверстия 506 и 508 вблизи разрывов 401 и 301, соответственно, что позволяет углеводородам поступать во внутреннее пространство завершающей колонны 500, чтобы накапливаться на поверхности.
Как должно быть понятно специалисту в данной области с учетом настоящего изобретения, местоположение расширяющихся уплотнителей и отверстий может быть изменено по необходимости, перед тем как завершающая колонна 500 вводится в ствол 202 скважины, в зависимости от местоположения и конфигурации разрывов. Аналогично, в некоторых вариантах осуществления завершающая колонна 500 может включать элементы интеллектуального управления, такие как устройства регулирования притока и управляемые рукава, которые могут продлить срок службы формации благодаря ограничению потока текучих сред.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения пример системы для оптимизации создания скважины в сланцевой формации может содержать оборудование низа бурильной колонны (BHA), причем BHA содержит буровые долота и оборудование каротажа в процессе бурения (LWD). С BHA может быть связано оборудование для интенсификации притока. Блок управления может поддерживать связь с оборудованием LWD. Блок управления может содержать процессор и запоминающее устройство, причем запоминающее устройство содержит ряд команд, которые, при выполнении процессором, предписывают ему принимать первые данные от оборудования LWD в процессе операции бурения; корректировать первое планируемое местоположение интенсификации притока по меньшей мере частично на основании первых данных, причем первое планируемое местоположение интенсификации притока основано по меньшей мере частично на заранее заданной модели формации; принимать вторые данные от оборудования LWD, после того как выполнена интенсификация притока в первом планируемом местоположении интенсификации притока; и определять второе местоположение интенсификации притока по меньшей мере частично на основании вторых данных. В некоторых вариантах осуществления команды, при их выполнении процессором, могут дополнительно предписывать процессору определять второе планируемое местоположение интенсификации притока в пределах формации по меньшей мере частично на основании заранее заданной модели формации; и принимать решение не интенсифицировать приток формации во втором планируемом местоположении интенсификации притока на основании по меньшей мере частично вторых данных.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения пример способа оптимизации создания скважины в сланцевой формации может включать бурение ствола скважины с помощью внутрискважинного инструмента. Внутрискважинный инструмент может содержать буровое долото, оборудование для каротажа в процессе бурения (LWD) и оборудование интенсификации притока. Буровое долото может быть изолировано от оборудования интенсификации притока. Формация может быть подвергнута интенсификации притока в первом местоположении с использованием оборудования интенсификации притока. После интенсификации притока формации в первом местоположении могут быть получены первые результаты измерений от формации с помощью оборудования LWD. Кроме того, можно определить необходимость выполнения интенсификации притока в другом местоположении по меньшей мере частично на основании первых измерений. В некоторых вариантах осуществления решение о необходимости выполнения интенсификации притока формации в другом местоположении по меньшей мере частично на основании первых измерений, может включать определение второго планируемого местоположения интенсификации притока в пределах фармации по меньшей мере частично на основании заранее заданной модели формации; и принятие решения не интенсифицировать приток формации во втором планируемом местоположении интенсификации притока по меньшей мере частично на основании первых измерений. В некоторых других вариантах осуществления определение необходимости выполнения интенсификации притока формации в другом местоположении по меньшей мере частично на основании первых измерений, может содержать определение второго местоположения интенсификации притока по меньшей мере частично на основании первых измерений.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения указанных целей и преимуществ, а также тех, которые являются свойственными. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, что понятно специалистам в данной области, для которых очевидны преимущества настоящего изобретения. Кроме того, никакие ограничения, кроме описанных в приведенной ниже формуле изобретения, не накладываются на детали описанной конструкции. Таким образом, очевидно, что отдельные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения рассматриваются в рамках объема и сущности настоящего изобретения. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют простое, обычное значение, если патентовладельцем явно и недвусмысленно не определено иное. Неопределённые артикли, используемые в формуле изобретения, определены в настоящем документе, как означающие «один или больше чем один» вводимый элемент. Термин «газ», используется в объеме формулы изобретения для удобства представления различных уравнений. Следует иметь в виду, что термин «газ» в формуле изобретения используется как взаимозаменяемый с термином «нефть», так как вычисление пористости керогена применяется в равной степени как к формации, содержащей кероген, которая производит газ, так и к формации, содержащей кероген, которая производит нефть.
Claims (42)
1. Способ оптимизации создания скважины в сланцевой формации, включающий:
перед началом бурения скважины в сланцевой формации генерирование плана скважины по меньшей мере частично на основе предположительных данных, соответствующих сланцевой формации, причем план скважины включает в себя по меньшей мере первое планируемое местоположение интенсификации притока и второе планируемое местоположение интенсификации притока на поверхности по отношению к первому планируемому местоположению интенсификации притока;
бурение ствола скважины в формации с помощью внутрискважинного инструмента на основе по меньшей мере частично плана скважины
корректирование первого планируемого местоположения интенсификации притока по меньшей мере частично на основании данных, полученных от внутрискважинного инструмента, в то время как скважинный инструмент бурит скважину;
после того как бурение закончено, перемещение внутрискважинного инструмента на поверхность к скорректированному первому планируемому местоположению интенсификации притока;
интенсификацию притока формации в скорректированном первом планируемом местоположении интенсификации притока с помощью внутрискважинного инструмента,
определение того, что интенсификация притока формации не требуется во втором планируемом местоположении интенсификации притока по меньшей мере частично на основе данных, полученных внутрискважинным инструментом после выполнения интенсификации притока формации в скорректированном первом планируемом местоположении интенсификации притока.
2. Способ по п.1, в котором внутрискважинный инструмент содержит:
буровое долото,
оборудование каротажа в процессе бурения (LWD) и
оборудование интенсификации притока.
3. Способ по п.2, который дополнительно включает изоляцию бурового долота от оборудования интенсификации притока с использованием шара и установочного механизма.
4. Способ по п.1, дополнительно включающий:
определение другого местоположения интенсификации притока по меньшей мере частично на основании данных, полученных от внутрискважинного инструмента после выполнения интенсификации притока формации в скорректированном первом планируемом местоположении интенсификации притока.
5. Способ по п.1, который дополнительно включает введение завершающей колонны в формацию, причем завершающая колонна выполнена с возможностью выравнивания с откорректированным первым планируемым местоположением интенсификации притока.
6. Способ по п.5, в котором завершающая колонна содержит по меньшей мере одно расширяющееся уплотнение и по меньшей мере одно отверстие, которое выровнено с откорректированным первым планируемым местоположением интенсификации притока.
7. Система для оптимизации создания скважины в сланцевой формации, содержащая:
оборудование низа бурильной колонны (ВНА), причем ВНА содержит буровое долото и оборудование каротажа в процессе бурения (LWD);
оборудование интенсификации притока, связанное с ВНА; и
блок управления, находящийся в связи с оборудованием LWD, причем блок управления содержит процессор и запоминающее устройство, а запоминающее устройство содержит ряд команд, которые, при выполнении процессором, предписывают ему:
перед началом бурения скважины в сланцевой формации принимать сгенерированный план скважины, основанный по меньшей мере частично на предположительных данных, соответствующих сланцевой формации, причем план скважины включает в себя по меньшей мере первое планируемое местоположение интенсификации притока и второе планируемое местоположение интенсификации притока на поверхности по отношению к первому планируемому местоположению интенсификации притока;
принимать первые данные от оборудования LWD в процессе операции бурения;
корректировать первое планируемое местоположение интенсификации притока по меньшей мере частично на основании первых данных;
принимать вторые данные от оборудования LWD после выполнения интенсификации притока формации в первом скорректированном планируемом местоположении интенсификации притока и
определять, что интенсификация притока формации не требуется во втором планируемом местоположении интенсификации притока по меньшей мере частично на основе вторых данных.
8. Система по п.7, в которой оборудование ВНА связано с оборудованием интенсификации притока через изолирующее оборудование.
9. Система по п.7, которая дополнительно включает завершающую колонну, причем завершающая колонна выполнена с возможностью выравнивания по меньшей мере с откорректированным первым планируемым местоположением интенсификации притока.
10. Способ оптимизации создания скважины в сланцевой формации, включающий:
перед началом бурения скважины в сланцевой формации прием сгенерированного плана скважины, основанного по меньшей мере частично на предположительных данных, соответствующих сланцевой формации,
бурение ствола скважины с помощью внутрискважинного инструмента, причем внутрискважинный инструмент включает:
буровое долото;
оборудование каротажа в процессе бурения (LWD) и
оборудование интенсификации притока;
после того как бурение закончено, изоляцию бурового долота от оборудования интенсификации притока и перемещение внутрискважинного инструмента на поверхность к первому местоположению;
интенсификацию притока формации в первом местоположении с использованием оборудования интенсификации притока, причем первое местоположение включает первое планируемое местоположение интенсификации притока в плане скважины, скорректированное по меньшей мере частично на основе данных, полученных от внутрискважинного инструмента;
получение первых результатов измерений от формации с помощью оборудования LWD после интенсификации притока формации в первом местоположении;
определение необходимости выполнения интенсификации притока в другом местоположении, по меньшей мере частично на основании первых измерений, причем определение необходимости выполнения интенсификации притока в другом местоположении основано по меньшей мере частично на основании первых измерений, содержит определение, что интенсификация притока формации не требуется во втором планируемом местоположении на поверхности от скорректированного первого планируемого местоположения интенсификации притока по меньшей мере частично на основе первых измерений.
11. Способ по п.10, который включает изоляцию бурового долота от оборудования интенсификации притока с использованием шара и установочного механизма.
12. Способ по п.10, в котором оборудование интенсификации притока содержит гидрореактивное приспособление для разрыва.
13. Способ по п.10, в котором определение необходимости выполнения интенсификации притока формации в другом местоположении по меньшей мере частично на основании первых измерений содержит определение нового местоположения интенсификации притока по меньшей мере частично на основании первых измерений.
14. Способ по п.10, который дополнительно включает введение завершающей колонны в формацию, причем завершающая колонна выполнена с возможностью выравнивания с откорректированным первым планируемым местоположением интенсификации притока.
15. Способ по п.10, в котором завершающая колонна содержит по меньшей мере одно расширяющееся уплотнение и по меньшей мере одно отверстие, которое выровнено с откорректированным первым планируемым местоположением интенсификации притока.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/027115 WO2014130036A1 (en) | 2013-02-21 | 2013-02-21 | Systems and methods for optimized well creation in a shale formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015122933A RU2015122933A (ru) | 2017-03-27 |
| RU2622280C2 true RU2622280C2 (ru) | 2017-06-13 |
Family
ID=47844469
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015122933A RU2622280C2 (ru) | 2013-02-21 | 2013-02-21 | Системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9234408B2 (ru) |
| EP (1) | EP2929135B1 (ru) |
| CN (1) | CN104903541B (ru) |
| AU (1) | AU2013378834B2 (ru) |
| BR (1) | BR112015016401B8 (ru) |
| CA (1) | CA2898736C (ru) |
| MX (1) | MX358853B (ru) |
| RU (1) | RU2622280C2 (ru) |
| WO (1) | WO2014130036A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA201504285B (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10458215B2 (en) * | 2013-03-13 | 2019-10-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Producing hydrocarbons from a formation |
| US20160265329A1 (en) * | 2015-03-10 | 2016-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing while tripping |
| US20180189702A1 (en) * | 2016-12-29 | 2018-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Power distribution system optimization for well stimulation and servicing environments |
| CN106970423B (zh) * | 2017-03-28 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定页岩气地层构造模型的方法及装置 |
| US20220372841A1 (en) * | 2019-10-22 | 2022-11-24 | Velikx Llc | Flow diffuser |
| US20210388700A1 (en) * | 2020-06-12 | 2021-12-16 | Landmark Graphics Corporation | Shale field wellbore configuration system |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2178520C2 (ru) * | 1997-06-02 | 2002-01-20 | Анадрил Интернэшнл, С.А. | Способ получения данных из глубинной формации земли и устройство для его осуществления, способ непрерывного получения данных из местоположения внутри глубинной формации земли (варианты), способ измерения параметров формации и способ считывания данных о формации. |
| US20070284106A1 (en) * | 2006-06-12 | 2007-12-13 | Kalman Mark D | Method and apparatus for well drilling and completion |
| US20090151938A1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-06-18 | Don Conkle | Stimulation through fracturing while drilling |
| US20120179444A1 (en) * | 2007-01-29 | 2012-07-12 | Utpal Ganguly | System and method for performing downhole stimulation operations |
| US20120199346A1 (en) * | 2011-02-09 | 2012-08-09 | Dinesh Patel | Completion assembly |
| US20120211241A1 (en) * | 2011-02-21 | 2012-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely operated production valve and method |
| RU2471980C2 (ru) * | 2007-09-21 | 2013-01-10 | Нэборз Глобал Холдингз, Лтд. | Автоматизированное устройство и способы для наклонно-направленного бурения |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2303090A (en) | 1938-11-08 | 1942-11-24 | Guiberson Corp | Pressure drilling head |
| US3648777A (en) | 1969-04-04 | 1972-03-14 | Roy L Arterbury | Well bore circulating tool including positioning method by casing annulus fluid stretching tubing string |
| US4047569A (en) | 1976-02-20 | 1977-09-13 | Kurban Magomedovich Tagirov | Method of successively opening-out and treating productive formations |
| US5394941A (en) * | 1993-06-21 | 1995-03-07 | Halliburton Company | Fracture oriented completion tool system |
| US7040420B2 (en) | 1994-10-14 | 2006-05-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US7147068B2 (en) | 1994-10-14 | 2006-12-12 | Weatherford / Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| US7475742B2 (en) | 2000-06-09 | 2009-01-13 | Tesco Corporation | Method for drilling with casing |
| US7100688B2 (en) * | 2002-09-20 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture monitoring using pressure-frequency analysis |
| US7350590B2 (en) | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
| US7503404B2 (en) * | 2004-04-14 | 2009-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc, | Methods of well stimulation during drilling operations |
| US9135475B2 (en) * | 2007-01-29 | 2015-09-15 | Sclumberger Technology Corporation | System and method for performing downhole stimulation operations |
| US7650947B2 (en) | 2007-02-28 | 2010-01-26 | Titan Specialties, Ltd. | One trip system for circulating, perforating and treating |
| US7775299B2 (en) | 2007-04-26 | 2010-08-17 | Waqar Khan | Method and apparatus for programmable pressure drilling and programmable gradient drilling, and completion |
| US7963325B2 (en) * | 2007-12-05 | 2011-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for fracturing subsurface formations during the drilling thereof |
| US7845431B2 (en) | 2008-05-22 | 2010-12-07 | Tesco Corporation | Retrieval tool with slips for retrieving bottom hole assembly during casing while drilling operations |
| US8498852B2 (en) * | 2009-06-05 | 2013-07-30 | Schlumberger Tehcnology Corporation | Method and apparatus for efficient real-time characterization of hydraulic fractures and fracturing optimization based thereon |
| US8220547B2 (en) * | 2009-07-31 | 2012-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for multilateral multistage stimulation of a well |
| US8186457B2 (en) | 2009-09-17 | 2012-05-29 | Tesco Corporation | Offshore casing drilling method |
| US10267092B2 (en) | 2009-10-05 | 2019-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single-assembly system and method for one-trip drilling, casing, cementing and perforating |
| US9134448B2 (en) * | 2009-10-20 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for characterization of formations, navigating drill paths, and placing wells in earth boreholes |
| US8529984B2 (en) * | 2010-07-26 | 2013-09-10 | Sally Sirkin Lewis | Method of producing an ombré´ finish for materials |
| US20120043079A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control well completion method and apparatus |
| US20130140031A1 (en) * | 2010-12-30 | 2013-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing optimized downhole stimulation operations |
| WO2012115630A1 (en) * | 2011-02-23 | 2012-08-30 | Landmark Graphics Corporation | Method and systems of determining viable hydraulic fracture scenarios |
| US8762118B2 (en) * | 2011-03-07 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling hydraulic fractures |
| RU2634677C2 (ru) * | 2011-07-28 | 2017-11-02 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ выполнения скважинных операций гидроразрыва |
| CN104040376B (zh) * | 2011-10-11 | 2017-10-24 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于执行增产作业的***和方法 |
| AU2011379947B2 (en) * | 2011-10-28 | 2015-05-07 | Landmark Graphics Corporation | Methods and systems for well planning based on a complex fracture model |
| US20140262240A1 (en) * | 2013-03-13 | 2014-09-18 | Thomas J. Boone | Producing Hydrocarbons from a Formation |
-
2013
- 2013-02-21 US US14/240,578 patent/US9234408B2/en active Active
- 2013-02-21 WO PCT/US2013/027115 patent/WO2014130036A1/en active Application Filing
- 2013-02-21 BR BR112015016401A patent/BR112015016401B8/pt active IP Right Grant
- 2013-02-21 MX MX2015008833A patent/MX358853B/es active IP Right Grant
- 2013-02-21 AU AU2013378834A patent/AU2013378834B2/en active Active
- 2013-02-21 CN CN201380069921.7A patent/CN104903541B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-02-21 CA CA2898736A patent/CA2898736C/en active Active
- 2013-02-21 EP EP13708574.2A patent/EP2929135B1/en active Active
- 2013-02-21 RU RU2015122933A patent/RU2622280C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-06-12 ZA ZA2015/04285A patent/ZA201504285B/en unknown
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2178520C2 (ru) * | 1997-06-02 | 2002-01-20 | Анадрил Интернэшнл, С.А. | Способ получения данных из глубинной формации земли и устройство для его осуществления, способ непрерывного получения данных из местоположения внутри глубинной формации земли (варианты), способ измерения параметров формации и способ считывания данных о формации. |
| US20070284106A1 (en) * | 2006-06-12 | 2007-12-13 | Kalman Mark D | Method and apparatus for well drilling and completion |
| US20120179444A1 (en) * | 2007-01-29 | 2012-07-12 | Utpal Ganguly | System and method for performing downhole stimulation operations |
| RU2471980C2 (ru) * | 2007-09-21 | 2013-01-10 | Нэборз Глобал Холдингз, Лтд. | Автоматизированное устройство и способы для наклонно-направленного бурения |
| US20090151938A1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-06-18 | Don Conkle | Stimulation through fracturing while drilling |
| US20120199346A1 (en) * | 2011-02-09 | 2012-08-09 | Dinesh Patel | Completion assembly |
| US20120211241A1 (en) * | 2011-02-21 | 2012-08-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely operated production valve and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112015016401A2 (pt) | 2017-07-11 |
| CA2898736A1 (en) | 2014-08-28 |
| EP2929135A1 (en) | 2015-10-14 |
| WO2014130036A1 (en) | 2014-08-28 |
| CN104903541A (zh) | 2015-09-09 |
| CA2898736C (en) | 2017-02-21 |
| MX2015008833A (es) | 2015-10-14 |
| AU2013378834B2 (en) | 2016-07-21 |
| CN104903541B (zh) | 2017-10-24 |
| BR112015016401B1 (pt) | 2020-11-24 |
| EP2929135B1 (en) | 2020-04-15 |
| US20150068735A1 (en) | 2015-03-12 |
| MX358853B (es) | 2018-09-06 |
| BR112015016401B8 (pt) | 2021-07-13 |
| ZA201504285B (en) | 2016-04-28 |
| US9234408B2 (en) | 2016-01-12 |
| RU2015122933A (ru) | 2017-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8527248B2 (en) | System and method for performing an adaptive drilling operation | |
| RU2622280C2 (ru) | Системы и способы оптимизации создания скважины в сланцевой формации | |
| US20160326853A1 (en) | Multiple wellbore perforation and stimulation | |
| WO2017069971A1 (en) | Well re-stimulation | |
| US20090198478A1 (en) | Oilfield emulator | |
| EP2817734B1 (en) | Methods and systems for gas lift rate management | |
| EP3186476B1 (en) | Optimizing stimulation and fluid management operations | |
| WO2014032003A1 (en) | System and method for performing stimulation operations | |
| WO2013055930A1 (en) | System and method for performing stimulation operations | |
| EP3452699B1 (en) | Method and system for establishing well performance during plug mill-out or cleanout/workover operations | |
| WO2009032937A2 (en) | Method and system for increasing production of a reservoir | |
| US9695681B2 (en) | Use of real-time pressure data to evaluate fracturing performance | |
| EP3436662B1 (en) | Completion optimization process based on acoustic logging data in a lateral section of a horizontal well | |
| AU2013378834A1 (en) | Systems and methods for optimized well creation in a shale formation | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| US20210302619A1 (en) | Wellbore quality improvement | |
| Forni et al. | Conditioning pre-existing old vertical wells to stimulate and Test Vaca Muerta shale productivity through the application of pinpoint completion techniques | |
| Mcneil et al. | New Multistage Fracturing Process Offers Real-Time Control of Rate and Proppant Concentration at the Perforations | |
| Drylie et al. | Start to finish: Optimizing completions from the bit to the perforation cluster | |
| Forni et al. | SPE-172724-MS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200222 |