RU2586363C2

RU2586363C2 - Method and system for drilling wells with automatic response to detected events

Info

Publication number: RU2586363C2
Application number: RU2014102449/03A
Authority: RU
Inventors: Нэнси ДЭВИС; Коди БАТЛЕР; Чарльз М. ПУЛ; Райан ХОРД; Аарон РЕЙНОЛДС; Крейг В. ГОДФРИ; Фрэнк УРИАС; Саад САИД; Эмад БАКРИ; Джеймс Р. Ловорн
Original assignee: Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date: 2011-07-05
Filing date: 2011-07-05
Publication date: 2016-06-10
Also published as: CA2841771A1; MX2013014841A; CN103649460A; EP2729661A1; EP2729661A4; MX358802B; WO2013006165A1; AU2011372537A1; RU2014102449A; CA2841771C; AU2011372537B2

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: invention relates to methods and systems for drilling with automatic response to a detected event. A method of drilling a well comprises a detection of a drilling event by comparing the signature parameters created in the course of drilling, the signature event notifying of said drilling event, and automatic control of drilling operation in response to at least partial matching of the results of comparing said signature parameters with said signature events. When the sharp pressure increase alarm is issued a switch between (a) maintaining a desired pressure in the wellbore and (b) maintaining the desired pressure in the riser occurs automatically. Well drilling system comprises a control system that compares the signature of the parameters for the drilling operation with the event signature that signals of the specified drilling event, and a controller automatically controls the drilling operation in response to said drilling event, which indicates at least partial overlap of said signature settings with said signature event. Said control system is arranged in such a fashion so as to notify about the event of a sharp pressure surge, automatically switch between (a) maintaining a desired pressure in the wellbore and (b) maintaining a desired pressure in the riser.

EFFECT: technical result is an increase in the drilling efficiency.

70 cl, 5 dwg

Description

Область техникиTechnical field

Настоящее изобретение в целом относится к используемому оборудованию и выполняемым действиям, связанным с подземной скважиной и, в частности, согласно нижеописанному варианту осуществления изобретения к способам бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события.The present invention generally relates to the equipment used and the actions taken related to an underground well and, in particular, according to an embodiment of the invention described below, to methods for drilling a well with an automatic response to event detection.

Уровень техникиState of the art

При выполнении операций бурения некоторые наступившие события желательно детектировать сразу, как только они наступили, чтобы как можно быстрее предпринять необходимые корректирующие действия. События также могут быть нормальными, ожидаемыми событиями, при этом желательно иметь возможность управлять операциями бурения на основе идентификации таких событий.When performing drilling operations, it is advisable to detect some of the events that have occurred as soon as they have arrived in order to take the necessary corrective actions as soon as possible. Events can also be normal, expected events, while it is desirable to be able to manage drilling operations based on the identification of such events.

Таким образом, ясно, что усовершенствование решений уровня техники является актуальной задачей.Thus, it is clear that improving the solutions of the prior art is an urgent task.

Осуществление изобретенияThe implementation of the invention

В своем первом аспекте настоящее изобретение заключается в том, что предложен способ бурения скважины, содержащий детектирование события бурения путем сравнения сигнатуры параметров, созданной в процессе бурения, с сигнатурой события, сигнализирующей о данном событии бурения; и автоматическое управление операцией бурения в ответ на, по меньшей мере, частичное совпадение по результатам сравнения указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события, причем при сигнализации о событии резкого увеличения давления выполняется автоматическое переключение между (а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и (b) поддержанием требуемого давления в стояке.In its first aspect, the present invention is that there is provided a method for drilling a well comprising detecting a drilling event by comparing a parameter signature generated during a drilling with an event signature signaling a given drilling event; and automatic control of the drilling operation in response to at least a partial match according to the results of comparing the specified parameter signature with the specified event signature, and when signaling an event of a sharp increase in pressure, automatic switching between (a) maintaining the required pressure in the wellbore and (b ) maintaining the required pressure in the riser.

В своем втором аспекте настоящее изобретение заключается в том, что предложена система бурения скважины, содержащая систему управления, сравнивающую сигнатуру параметров для операции бурения с сигнатурой события, сигнализирующей о событии бурения; и контроллер, автоматически управляющий операцией бурения в ответ на событие бурения, о котором сигнализирует по меньшей мере частичное совпадение указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события, причем система выполнена с возможностью, при сигнализации о событии резкого увеличения давления, автоматического переключения между (а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и (b) поддержанием требуемого давления в стояке.In a second aspect of the present invention, there is provided a well drilling system comprising a control system comparing a signature of parameters for a drilling operation with a signature of an event signaling a drilling event; and a controller that automatically controls the drilling operation in response to a drilling event, which signals at least a partial coincidence of the specified parameter signature with the specified event signature, and the system is configured to automatically switch between (a) maintenance when signaling an event of a sharp increase in pressure the required pressure in the wellbore; and (b) maintaining the required pressure in the riser.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На фиг. 1 показана схема скважинной системы, в которой могут быть осуществлены принципы настоящего изобретения.In FIG. 1 shows a diagram of a downhole system in which the principles of the present invention can be implemented.

На фиг. 2 показана блок-схема, представляющая способ, в котором осуществлены принципы настоящего изобретения.In FIG. 2 is a flowchart showing a method in which the principles of the present invention are implemented.

На фиг. 3 показана блок-схема примера процесса создания сигнатуры параметров, который может быть использован в способе, проиллюстрированном на фиг. 2.In FIG. 3 is a flowchart of an example process for creating a parameter signature that can be used in the method illustrated in FIG. 2.

На фиг. 4 показана блок-схема примера процесса создания сигнатур событий и идентификации событий, который может быть использован в способе, проиллюстрированном на фиг. 2.In FIG. 4 is a flowchart of an example process for creating event signatures and identifying events that can be used in the method illustrated in FIG. 2.

На фиг. 5 показана таблица событий и соответствующие сигнатуры событий, которые могут быть использованы в способе, проиллюстрированном на фиг. 2.In FIG. 5 shows an event table and corresponding event signatures that can be used in the method illustrated in FIG. 2.

Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

На фиг. 1 наглядно и схематично проиллюстрирована система 10 бурения скважины и соответствующий способ, в которых могут быть осуществлены принципы настоящего изобретения. В системе 10 бурение ствола 12 скважины осуществляют посредством вращающегося бурового долота 14, установленного на конце трубчатой буровой колонны 16. Буровая текучая среда 18, известная как буровой раствор, циркулирует вниз через буровую колонну 16, из бурового долота 14 и вверх через кольцевое пространство 20, образованное между буровой колонной и стволом 12 скважины, для охлаждения бурового долота, смазывания буровой колонны, удаления бурового шлама и измерения давления на забое скважины. Обратный клапан 21 (обычно невозвратный клапан с заслонкой) предотвращает течение буровой текучей среды 18 вверх по буровой колонне 16 (например, при выполнении соединений в буровой колонне).In FIG. 1, a well drilling system 10 and a corresponding method in which the principles of the present invention can be illustrated are illustrated diagrammatically. In system 10, a borehole 12 is drilled through a rotary drill bit 14 mounted at the end of the tubular drill string 16. The drilling fluid 18, known as drilling fluid, circulates downward through the drillstring 16, from the drill bit 14 and upward through the annular space 20, formed between the drill string and wellbore 12 to cool the drill bit, lubricate the drill string, remove drill cuttings and measure downhole pressure. A non-return valve 21 (typically a non-return valve with a shutter) prevents the drilling fluid 18 from flowing up the drill string 16 (for example, when making connections in the drill string).

Управление забойным давлением является очень важным аспектом при бурении с контролем давления, а также в других типах буровых операций. Предпочтительно забойным давлением управляют с высокой точностью для предотвращения чрезмерных утечек текучей среды в земляной пласт, окружающий ствол 12 скважины, образования нежелательных разрывов пласта и создания нежелательного притока пластовых текучих сред в ствол скважины и так далее.Downhole pressure control is a very important aspect when drilling with pressure control, as well as in other types of drilling operations. Preferably, the bottomhole pressure is controlled with high accuracy to prevent excessive leakage of fluid into the subterranean formation surrounding the wellbore 12, formation of undesired fractures and formation of an undesired flow of formation fluids into the wellbore, and so on.

В типичном варианте бурения с контролем давления требуется поддерживать забойное давление просто выше порового давления пласта, но не выше давления разрыва пласта.In a typical pressure-controlled drilling embodiment, bottomhole pressure is required to be maintained just above the pore pressure of the formation, but not above the pressure of the fracturing.

В типичном бурении с отрицательным дифференциальным давлением необходимо поддерживать забойное давление чуть ниже порового давления, получая тем самым управляемый приток текучей среды из пласта.In typical drilling with negative differential pressure, it is necessary to maintain the bottomhole pressure just below the pore pressure, thereby obtaining a controlled flow of fluid from the formation.

Для управления давлением в буровую текучую среду 18 может быть добавлен азот, или другой газ, или другая более легкая по массе текучая среда. Данная технология полезна, например, в буровых операциях с отрицательным дифференциальным давлением.To control pressure, nitrogen, or another gas, or other, lighter-weighted fluid may be added to the drilling fluid 18. This technology is useful, for example, in drilling operations with negative differential pressure.

В системе 10 дополнительное управление забойным давлением осуществляют путем закрытия кольцевого пространства 20 (например, путем изолирования его от связи с атмосферой на поверхности и обеспечения возможности повышения давления кольцевого пространства на поверхности или вблизи нее) с использованием вращающегося превентора 22 (RCD - от англ. rotating control device). Вращающийся превентор 22 герметизирует пространство вокруг буровой колонны 16 над устьем 24 скважины. Хотя это не показано на фиг. 1, буровая колонна 16 будет проходить вверх через вращающийся превентор 22 для соединения с, например, роторным столом (не показан), линией 26 стояка, приводом ведущей трубы (не показан), верхним приводом и/или другим типичным буровым оборудованием.In the system 10, additional bottomhole pressure control is carried out by closing the annular space 20 (for example, by isolating it from communication with the atmosphere on the surface and providing the possibility of increasing the pressure of the annular space on or near the surface) using a rotating preventer 22 (RCD - from English rotating control device). Rotary preventer 22 seals the space around the drill string 16 above the wellhead 24. Although not shown in FIG. 1, drill string 16 will extend upward through a rotating preventer 22 for connecting to, for example, a rotary table (not shown), riser line 26, lead pipe drive (not shown), top drive and / or other typical drilling equipment.

Буровая текучая среда 18 вытекает из устья 24 скважины через боковую задвижку 28, связанную с кольцевым пространством 20 ниже вращающегося превентора 22. Текучая среда 18 затем протекает через линии 30, 73 возврата текучей среды к дроссельному манифольду 32, который содержит резервированные дроссели 34 (одновременно может быть использован только один). Противодавление прикладывают к кольцевому пространству 20 путем переменного ограничения потока текучей среды 18 через задействованный дроссель (дроссели) 34.The drilling fluid 18 flows from the wellhead 24 through a lateral valve 28 connected to the annular space 20 below the rotary preventer 22. The fluid 18 then flows through the fluid return lines 30, 73 to the throttle manifold 32, which contains redundant throttles 34 (at the same time only one can be used). Back pressure is applied to the annular space 20 by varyingly restricting the flow of fluid 18 through the associated choke (s) 34.

Чем больше ограничение потока через задействованный дроссель 34, тем больше противодавление, приложенное к кольцевому пространству 20. Таким образом, давление в забое скважины можно удобным образом регулировать, изменяя противодавление, прикладываемое к кольцевому пространству 20. Для определения давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20 на поверхности или вблизи нее, можно использовать гидравлическую модель, чтобы получить требуемое давление в забое скважины так, что оператор (или автоматическая система управления) может без труда определить, как регулировать давление, приложенное к кольцевому пространству, на поверхности или вблизи нее (которое можно легко измерить) для достижения требуемого давления в забое скважины.The greater the restriction of flow through the throttle 34 involved, the greater the back pressure applied to the annular space 20. Thus, the pressure in the well bottom can be conveniently controlled by changing the back pressure applied to the annular space 20. To determine the pressure applied to the annular space 20 by near the surface, you can use the hydraulic model to get the required pressure in the bottom of the well so that the operator (or automatic control system) can be of labor, determine how to regulate the pressure applied to the annular space, on or near the surface (which can be easily measured) to achieve the required pressure in the bottom of the well.

Давление, приложенное к кольцевому пространству 20, может быть измерено на поверхности или близи поверхности посредством различных датчиков 36, 38, 40 давления, каждый из которых имеет связь с указанным кольцевым пространством. Датчик 36 давления измеряет давление ниже вращающегося превентора 22, но выше блока 42 противовыбросовых превенторов (ВОР - от англ. blowout preventer stack). Датчик 38 давления измеряет давление в устье скважины ниже блока 42 противовыбросовых превенторов. Датчик 40 давления измеряет давление в линиях 30, 73 возврата текучей среды выше по потоку от дроссельного манифольда 32.The pressure applied to the annular space 20 can be measured on or near the surface by means of various pressure sensors 36, 38, 40, each of which is connected to the annular space. A pressure sensor 36 measures pressure below the rotating preventer 22, but above the blowout preventer block 42 (BOP - from English blowout preventer stack). A pressure sensor 38 measures pressure at the wellhead below the blowout preventer block 42. A pressure sensor 40 measures the pressure in the fluid return lines 30, 73 upstream of the throttle manifold 32.

Другой датчик 44 давления измеряет давление в линии 26 ввода буровой текучей среды (стояка). Еще один датчик 46 давления измеряет давление ниже по потоку от дроссельного манифольда 32, но выше по потоку от сепаратора 48, вибросита 50 и резервуара 52 бурового раствора. К дополнительным датчикам относятся термометры 54, 56, кориолисов расходомер 58 и расходомеры 62, 64, 66.Another pressure sensor 44 measures pressure in the drilling fluid (riser) line 26. Another pressure sensor 46 measures pressure downstream of the throttle manifold 32, but upstream from the separator 48, the vibrating screen 50 and the mud reservoir 52. Additional sensors include thermometers 54, 56, Coriolis flowmeter 58, and flowmeters 62, 64, 66.

Не все указанные датчики являются необходимыми. К примеру, система 10 может содержать только два из трех расходомеров 62, 64, 66. Однако входные сигналы с указанных датчиков полезны для гидравлической модели при определении того, каким должно быть давление в кольцевом пространстве 20 в процессе выполнения буровых операций.Not all of these sensors are necessary. For example, the system 10 may contain only two of the three flowmeters 62, 64, 66. However, the input signals from these sensors are useful for the hydraulic model when determining what the pressure in the annular space 20 should be during drilling operations.

Кроме того, буровая колонна 16 может быть оснащена своими собственными датчиками 60, например, для прямого измерения давления в забое скважины. Такие датчики 60 могут быть такого известного специалистам данной области техники типа, как системы измерения давления в процессе бурения (PWD - от англ. pressure while drilling), скважинных измерений в процессе бурения (MWD - от англ. measurement while drilling) и/или каротажа в процессе бурения (LWD - от англ. logging while drilling). Данные системы датчиков буровой колонны по существу обеспечивают по меньшей мере измерение давления, но могут также обеспечивать измерение температуры, детектирование характеристик буровой колонны (например, вибрации, крутящий момент, количества оборотов в минуту, нагрузки на долото, прилипания-проскальзывания и так далее), характеристик пласта (сопротивления, плотности и так далее), характеристик текучей среды и/или производить другие измерения. Для передачи измерений скважинных датчиков на поверхность можно применять различные виды телеметрии (акустическую, на основе импульсов давления, электромагнитную и так далее).In addition, the drill string 16 may be equipped with its own sensors 60, for example, for direct measurement of pressure in the bottom hole. Such sensors 60 may be of a type known to those skilled in the art as pressure measurement systems while drilling (PWD - from the English pressure while drilling), downhole measurements while drilling (MWD - from the English measurement while drilling) and / or logging during drilling (LWD - from the English. logging while drilling). These drill string sensor systems essentially provide at least a pressure measurement, but can also provide temperature measurement, detection of drill string characteristics (e.g., vibration, torque, rpm, bit load, stick-slip and so on), formation characteristics (resistance, density and so on), fluid characteristics and / or other measurements. To transmit measurements of downhole sensors to the surface, various types of telemetry can be used (acoustic, based on pressure pulses, electromagnetic, and so on).

При необходимости в систему 10 могут быть введены дополнительные датчики. Например, еще один расходомер 67 можно использовать для измерения расхода потока текучей среды 18, вытекающей через устье 24 скважины, другой кориолисовый расходомер (не показан) может быть напрямую подключен выше по потоку или ниже по потоку от насоса 68 бурового раствора буровой установки и так далее. Вместе с сепаратором 48 могут быть использованы датчики давления и уровня, причем датчики уровня могут быть использованы для индикации объема буровой текучей среды в резервуаре 52 бурового раствора и т.д.If necessary, additional sensors can be introduced into the system 10. For example, another flowmeter 67 can be used to measure the flow rate of fluid 18 flowing through the wellhead 24, another Coriolis flowmeter (not shown) can be directly connected upstream or downstream of the drilling mud pump 68 and so on. . Together with the separator 48, pressure and level sensors can be used, and level sensors can be used to indicate the volume of drilling fluid in the mud reservoir 52, etc.

При необходимости в систему 10 может быть установлено и меньшее количество датчиков. Например, вместо применения расходомера 62 или каких-либо других расходомеров производительность насоса 68 бурового раствора буровой установки может быть определена путем подсчета числа ходов поршня насоса.If necessary, a smaller number of sensors can be installed in the system 10. For example, instead of using a flowmeter 62 or any other flowmeter, the performance of the drilling mud pump 68 can be determined by counting the number of strokes of the pump piston.

Необходимо иметь в виду, что сепаратор 48 может быть как трехфазным, так и четырехфазным или газовым сепаратором бурового раствора (иногда называемым «буровым дегазатором»). Однако применение сепаратора 48 в системе 10 не является обязательным.It must be borne in mind that the separator 48 can be either a three-phase, or a four-phase or gas mud separator (sometimes called a “drilling degasser”). However, the use of a separator 48 in the system 10 is optional.

Буровую текучую среду 18 перекачивают через линию 26 стояка внутрь буровой колонны 16 посредством насоса 68 бурового раствора буровой установки. Насос 68 забирает текучую среду 18 из резервуара 52 бурового раствора и через манифольд 70 стояка перекачивает его в стояк 26. Затем текучая среда циркулирует вниз сквозь буровую колонну 16, наверх через кольцевое пространство 20 по линиям 30, 73 возврата буровой текучей среды через дроссельный манифольд 32, а затем через сепаратор 48 и вибросито 50 в резервуар 52 бурового раствора для обработки и рециркуляции.Drilling fluid 18 is pumped through the riser line 26 into the drill string 16 through the drilling fluid pump 68 of the drilling rig. The pump 68 draws fluid 18 from the mud reservoir 52 and pumps it through the riser 70 to the riser 26. Then, the fluid circulates down through the drill string 16, up through the annulus 20 along the fluid return lines 30, 73 through the throttle manifold 32 and then through the separator 48 and the vibrating screen 50 into the reservoir 52 of the drilling fluid for processing and recycling.

Необходимо иметь в виду, что в системе 10, как до сих пор описывалось выше, дроссель 34 не может быть использован для управления противодавлением, прикладываемым к кольцевому пространству 20, с целью управления давлением в забое скважины, если текучая среда 18 не течет через указанный дроссель. В обычном бурении с положительным дифференциальным давлением такая ситуация возникнет, например, при выполнении соединений в буровой колонне 16 (например, при добавлении отрезка буровой трубы к буровой колонне при бурении ствола скважины 12 глубже), и недостаток циркуляции потребует регулирования давления в забое скважины только путем изменения плотности текучей среды 18.It should be borne in mind that in the system 10, as previously described above, the throttle 34 cannot be used to control the back pressure applied to the annular space 20, in order to control the pressure in the bottom of the well, if the fluid 18 does not flow through the specified throttle . In conventional drilling with positive differential pressure, this situation occurs, for example, when making connections in the drill string 16 (for example, when adding a segment of the drill pipe to the drill string while drilling the wellbore 12 deeper), and the lack of circulation will require adjusting the pressure in the bottom of the well only by changes in fluid density 18.

Однако в системе 10 может быть сохранен поток текучей среды 18 через дроссель 34 даже при отсутствии циркуляции текучей среды через буровую колонну 16 и кольцевое пространство 20 во время выполнения соединения в буровой колонне. Таким образом, к кольцевому пространству 20 все еще может быть приложено давление путем ограничения потока текучей среды 18 через дроссель 34, даже если отдельный насос противодавления не используют.However, in the system 10, the flow of fluid 18 through the throttle 34 can be maintained even if there is no fluid circulation through the drill string 16 and the annular space 20 during the connection in the drill string. Thus, pressure can still be applied to the annular space 20 by restricting the flow of fluid 18 through the throttle 34, even if a separate backpressure pump is not used.

Вместо этого, при выполнении соединительной операции в буровой колонне 16 буровую текучую среду 18 перекачивают от насоса 68 к дроссельному манифольду 32 по обводной линии 72, 75. Таким образом, текучая среда 18 может быть пущена в обход линии 26 стояка, буровой колонны 16 и кольцевого пространства 20 и может течь из насоса 68 напрямую к линии 30 возврата бурового раствора, которая сохраняет связь с кольцевым пространством 20. Ограничение указанного потока дросселем 34, таким образом, создаст давление в кольцевом пространстве 20.Instead, when performing the connecting operation in the drill string 16, the drilling fluid 18 is pumped from the pump 68 to the throttle manifold 32 along the bypass line 72, 75. Thus, the fluid 18 can be started bypassing the riser line 26, the drill string 16 and the annular space 20 and can flow from pump 68 directly to the mud return line 30, which remains in communication with the annular space 20. The restriction of said flow by the throttle 34 will thus create pressure in the annular space 20.

Как показано на фиг. 1, и обводная линия 75, и линия 30 возврата бурового раствора имеют связь с кольцевым пространством 20 посредством единственной линии 73. Однако вместо этого, обводная линия 75 и линия 30 возврата бурового раствора могут быть соединены с устьем 24 скважины по отдельности, например, с использованием дополнительной боковой задвижки (к примеру, ниже вращающегося превентора 22), и в таком случае каждая из линий 30, 75 будет иметь прямую связь с кольцевым пространством 20. Хотя это может потребовать установки дополнительных трубопроводов на буровой площадке, воздействие на давление в кольцевом пространстве по существу будет таким же, как в случае подключения обводной линии 75 и линии 30 возврата бурового раствора к общей линии 73. Таким образом, следует учитывать, что можно применять различные конфигурации компонентов системы 10 без отступлений от принципов раскрытого изобретения.As shown in FIG. 1, both the bypass line 75 and the mud return line 30 are connected to the annular space 20 via a single line 73. However, instead, the bypass line 75 and the mud return line 30 can be separately connected to the wellhead 24, for example, using an additional lateral valve (for example, below the rotating preventer 22), in which case each of the lines 30, 75 will have a direct connection with the annular space 20. Although this may require the installation of additional pipelines on the drilling site , the effect on the pressure in the annular space will essentially be the same as if the bypass line 75 and the mud return line 30 are connected to the common line 73. Thus, it should be noted that various configurations of the components of the system 10 can be applied without departing from the principles of the disclosed inventions.

Поток текучей среды 18 через обводную линию 72, 75 регулируют дросселем или устройством 74 управления потоком другого типа. Линия 72 расположена выше по потоку от устройства 74 управления обводным потоком, и линия 75 расположена ниже по потоку от устройства управления обводным потоком.The flow of fluid 18 through the bypass line 72, 75 is regulated by a throttle or another type of flow control device 74. Line 72 is located upstream of the bypass flow control device 74, and line 75 is located downstream of the bypass flow control device.

Потоком текучей среды 18 в стояке 26 по существу управляют посредством клапана или устройства 76 управления потоком другого типа. Следует иметь в виду, что устройства 74, 76 управления потоком выполнены с возможностью независимого управления, что обеспечивает значительные преимущества для системы 10, как более подробно описано ниже.The flow of fluid 18 in riser 26 is essentially controlled by another type of valve or flow control device 76. It should be borne in mind that the devices 74, 76 flow control are made with the possibility of independent control, which provides significant advantages for the system 10, as described in more detail below.

Поскольку расход текучей среды 18, протекающей через каждый стояк и обводные линии 26, 72 полезен при определении того, как указанные потоки влияют на забойное давление, расходомеры 64, 66 изображены на фиг. 1 подключенными в указанные линии. Однако расход потока, протекающего через стояк 26, можно определить даже при использовании только расходомеров 62, 64, а расход потока, проходящего через обводную линию 72, можно определить даже при использовании только расходомеров 62, 66. Таким образом, следует понимать, что система 10 необязательно должна содержать все датчики, изображенные на фиг. 1 и описанные здесь, а также, наоборот, что указанная система может содержать дополнительные датчики, различные их комбинации и/или типы и так далее.Since the flow rate of fluid 18 flowing through each riser and by-pass lines 26, 72 is useful in determining how these flows affect bottomhole pressure, flowmeters 64, 66 are shown in FIG. 1 connected to the indicated lines. However, the flow rate through the riser 26 can be determined even when using only flow meters 62, 64, and the flow rate through the bypass line 72 can be determined even when using only flow meters 62, 66. Thus, it should be understood that the system 10 need not contain all the sensors depicted in FIG. 1 and described here, as well as, on the contrary, that said system may contain additional sensors, their various combinations and / or types, and so on.

Для заполнения стояка 26 и буровой колонны 16 после выполнения соединения и для уравнивания давления между стояком и линиями 30, 73 возврата бурового раствора перед открытием устройства 76 управления потоком может быть использовано устройство 78 управления обводным потоком и ограничитель 80 потока. В противном случае, резкое открытие устройства 76 управления потоком до заполнения линии 26 стояка и буровой колонны 16 текучей средой и создания в них давления может служить причиной нежелательного нестационарного давления в кольцевом пространстве 20 (например, по причине временного отсутствия потока на дроссельном манифольде 32 во время заполнения текучей средой стояка и буровой колонны и так далее).Bypass flow control device 78 and a flow restrictor 80 may be used to fill riser 26 and drill string 16 after the connection is made and to balance the pressure between riser and mud return lines 30, 73 before opening the flow control device 76. Otherwise, a sharp opening of the flow control device 76 until the riser line 26 and the drill string 16 are filled with fluid and pressure builds up therein may cause undesired unsteady pressure in the annular space 20 (for example, due to a temporary lack of flow on the throttle manifold 32 during filling the riser and drill string with fluid and so on).

Посредством открытия устройства 78 управления обводным потоком после выполнения соединения обеспечивается возможность заполнения стояка 26 и буровой колонны 16 текучей средой 18, в то время как по существу большая часть текучей среды продолжает течь через обводную линию 72, тем самым позволяя непрерывно осуществлять управляемое приложение давления к кольцевому пространству 20. После выравнивания давлений в линии 26 стояка, линиях 30, 76 возврата бурового раствора и обводной линии 75, устройство 74 управления потоком можно закрыть для того, чтобы медленно перенаправить большую часть текучей среды 18 из обводной линии 72 в линию 26 стояка.By opening the bypass flow control device 78 after making the connection, it is possible to fill the riser 26 and the drill string 16 with the fluid 18, while substantially the majority of the fluid continues to flow through the bypass 72, thereby allowing a controlled application of pressure to the annular ring space 20. After pressure equalization in the riser line 26, the mud return lines 30, 76 and the bypass line 75, the flow control device 74 can be closed so that Slowly redirect much of the fluid 18 from the flow line 72 to line 26 of the riser.

Перед выполнением соединения в буровой колонне 16, такие же действия, только в обратном порядке, можно выполнить для постепенного перенаправления потока текучей среды 18 из линии 26 стояка в обводную линию 72 для подготовки к добавлению буровых труб к буровой колонне 16. То есть устройство 74 управления потоком может быть постепенно открыто для медленного перенаправления большей части текучей среды 18 из линии 26 стояка в обводную линию 72, и затем устройство 76 управления потоком может быть закрыто.Before making the connection in the drill string 16, the same steps, only in reverse order, can be performed to gradually redirect the fluid flow 18 from the riser line 26 to the bypass line 72 to prepare for the addition of drill pipes to the drill string 16. That is, the control device 74 the flow may be gradually opened to slowly redirect most of the fluid 18 from the riser line 26 to the bypass line 72, and then the flow control device 76 may be closed.

Следует отметить, что устройство 78 управления потоком и ограничитель 80 потока могут быть встроены в единый элемент (например, в устройство управления потоком, содержащим ограничитель потока), а устройства 76, 78 управления потоком могут быть встроены в единое устройство 81 управления потоком (например, в один дроссель, который может быть постепенно открыт для медленного заполнения и нагнетания давления в линии 26 стояка и буровой колонне 16 после выполнения соединения буровой трубы и затем открыт полностью для обеспечения максимального потока во время бурения). Однако, поскольку типичные буровые установки оборудованы устройством 76 управления потоком в виде клапана в нагнетательном манифольде 70, и применение клапана стояка внедрено в обычную практику бурения, в настоящее время предпочтительно использование индивидуально функционирующих устройств 76, 78 управления потоком. Дальше по тексту устройства 76, 78 управления потоком упоминаются как единое устройство 81 управления потоком, однако следует понимать, что устройство 81 управления потоком может содержать отдельные устройства 76, 78 управления потоком.It should be noted that the flow control device 78 and the flow limiter 80 can be integrated in a single element (for example, in a flow control device containing a flow limiter), and the flow control devices 76, 78 can be integrated in a single flow control device 81 (for example, into one choke, which can be gradually opened to slowly fill and pressurize the riser line 26 and the drill string 16 after completing the connection of the drill pipe and then open completely to ensure maximum flow while drilling). However, since typical drilling rigs are equipped with a valve control device 76 in the form of a valve in the injection manifold 70, and the use of a riser valve is incorporated into normal drilling practice, it is currently preferred to use individually functioning stream control devices 76, 78. Hereinafter, flow control devices 76, 78 are referred to as a single flow control device 81, however, it should be understood that the flow control device 81 may comprise separate flow control devices 76, 78.

Следует отметить, что для создания давления в кольцевом пространстве 20 и в линии 30 возврата буровой текучей среды выше по потоку от дроссельного манифольда 32 система 10 при необходимости может содержать насос противодавления (не показан). Указанный насос противодавления может быть использован вместо обводной линии 72 и устройства 74 управления потоком или в дополнение к ним для обеспечения гарантированного продолжения течения буровой текучей среды через дроссельный манифольд 32 при таких событиях, как выполнение соединительных операций в буровой колонне 16. В этом случае могут быть использованы дополнительные датчики, например, для мониторинга давления и расхода потока на выходе насоса противодавления.It should be noted that to create pressure in the annular space 20 and in the line 30 of the return of the drilling fluid upstream from the throttle manifold 32, the system 10 may optionally contain a back pressure pump (not shown). The specified backpressure pump can be used instead of the bypass line 72 and the flow control device 74, or in addition to providing a guaranteed continuation of the flow of the drilling fluid through the throttle manifold 32 during events such as connecting operations in the drill string 16. In this case, there may be additional sensors were used, for example, to monitor the pressure and flow rate at the outlet of the backpressure pump.

Применение насоса противодавления описано в международной заявке №PCT/US10/38586, поданной 15 июня 2010 года. В указанной заявке также описан способ корректировки заданного значения давления в кольцевом пространстве при бурении.The use of a backpressure pump is described in international application No.PCT / US10 / 38586, filed June 15, 2010. The said application also describes a method for adjusting a predetermined pressure value in an annular space during drilling.

В других примерах, в буровой колонне могут не выполнять соединительные операции при бурении, например, если буровая колонна содержит гибкие трубы. Буровая колонна 16 может содержать провода и/или другие линии (например, устанавливаемые на боковой стенке или внутри буровой колонны), предназначенные для передачи данных, команд, давления и так далее между забоем скважины и поверхностью (например, для связи с датчиками 60).In other examples, the drill string may not perform joint operations while drilling, for example, if the drill string contains flexible pipes. The drill string 16 may contain wires and / or other lines (for example, installed on the side wall or inside the drill string), designed to transmit data, commands, pressure and so on between the bottom of the well and the surface (for example, for communication with sensors 60).

Способы управления давлением и потоком при выполнении буровых операций, в том числе использование устройства валидации данных и прогнозирования, описаны в международной заявке №PCT/US10/56433, поданной 12 ноября 2010 года.Methods of controlling pressure and flow during drilling operations, including the use of a data validation and forecasting device, are described in international application No.PCT / US10 / 56433, filed November 12, 2010.

На фиг. 2 показана схема, иллюстрирующая способ 90 бурения скважины, в котором может использоваться система 10, приведенная на фиг. 1. Однако следует четко понимать, что способ 90 можно использовать вместе с другими системами без отклонения от принципов раскрытого изобретения.In FIG. 2 is a diagram illustrating a method of drilling a well 90 in which the system 10 of FIG. 1. However, it should be clearly understood that method 90 can be used in conjunction with other systems without deviating from the principles of the disclosed invention.

Способ 90 содержит процесс детектирования события, который можно использовать для оповещения оператора о произошедшем событии, например, путем приведения в действие оповещения об опасности или отображения предупреждения в случае нежелательного события (например, при недопустимой утечке текучей среды в пласт, недопустимом притоке текучей среды из пласта в скважину и так далее), а также путем отображения информации об этом событии в случае нормального, прогнозируемого или желательного события и так далее. Способы бурения скважины, содержащие детектирование событий, описаны в международной заявке №PCT/US09/52227, поданной 30 июля 2009 года.Method 90 comprises an event detection process that can be used to notify an operator of an event, for example, by activating a hazard warning or by displaying a warning in the event of an undesired event (for example, when there is an unacceptable leakage of fluid into the reservoir, an unacceptable flow of fluid from the reservoir into the well, and so on), as well as by displaying information about this event in the case of a normal, predictable, or desired event, and so on. Methods of drilling a well containing event detection are described in international application No.PCT / US09 / 52227, filed July 30, 2009.

Одно событие может быть предвестником наступления другого события, при этом детектирование первого события может быть использовано в качестве сигнализации о высокой вероятности наступления второго события или на то, что второе событие уже происходит. Кроме того, о высокой вероятности наступления другого события может сигнализировать серия событий. Таким образом, в качестве источника данных, на основе которых определяют возможность наступления другого события, может быть использовано одно или более предшествующих событий.One event can be a harbinger of the occurrence of another event, while the detection of the first event can be used as a signal of a high probability of the second event or that the second event is already occurring. In addition, a series of events can signal the high probability of another event. Thus, one or more previous events can be used as a data source, on the basis of which the possibility of the occurrence of another event is determined.

В рамках способа 90 может быть детектировано множество различных событий и различные типы событий. Указанные события могут содержать следующие события, но не только: резкое увеличение давления (приток), частичная утечка текучей среды, полная утечка текучей среды, падение давления в стояке, закупорка дросселя, размыв дросселя, неудовлетворительная очистка ствола скважины (закупорка ствола скважины вокруг буровой колонны), переток в забое скважины, размыв ствола скважины, потеря диаметра ствола скважины, резкое увеличение скорости проходки при бурении, выпучивание при циркуляции, выпучивание при выключенном буровом насосе, прихват труб, повреждение трубы вследствие скручивания, развинчивание, закупорка насадки долота, размыв насадки долота, утечка в наземном обрабатывающем оборудовании, отказ насоса буровой установки, отказ насоса противодавления, отказ скважинного датчика 60, размыв буровой колонны, отказ обратного клапана, начало присоединения буровой трубы, завершение присоединения буровой трубы и так далее.Within the method 90, many different events and various types of events can be detected. These events may include the following events, but not only: a sharp increase in pressure (inflow), partial leakage of fluid, complete leakage of pressure in the riser, clogging of the throttle, erosion of the throttle, poor cleaning of the wellbore (blockage of the wellbore around the drill string ), overflow in the bottom of the well, erosion of the borehole, loss of diameter of the borehole, a sharp increase in the rate of penetration during drilling, buckling during circulation, buckling with the mud pump turned off, pipe sticking , pipe damage due to twisting, loosening, blocking of the bit nozzle, erosion of the bit nozzle, leakage in the ground processing equipment, failure of the drilling rig pump, failure of the back pressure pump, failure of the downhole sensor 60, erosion of the drill string, failure of the check valve, start of connecting the drill pipe, completion joining a drill pipe and so on.

Для детектирования указанных событий «сигнатуры» параметров бурения, создаваемые в реальном времени, сравнивают с набором «сигнатур» событий, чтобы определить, происходят ли события, представленные указанными сигнатурами событий. Таким образом, то, что происходит в текущий момент в операции бурения (сигнатуры параметров бурения) сравнивают с набором сигнатур, соответствующих событиям бурения, и наличие совпадений указывает на то, что событие, соответствующее совпавшей сигнатуре события, происходит.To detect these events, “signatures” of drilling parameters generated in real time are compared with a set of “signatures” of events to determine if events represented by the indicated event signatures are occurring. Thus, what is happening at the moment in the drilling operation (the signature of the drilling parameters) is compared with a set of signatures corresponding to the drilling events, and the presence of matches indicates that an event corresponding to the matching event signature is occurring.

Характеристики бурения (например, давление, температура, расход потока и так далее) считывают посредством датчиков, а выходные сигналы датчиков используют для поступления данных, указывающих на характеристики бурения. Указанные данные о характеристиках бурения используют для определения интересующих параметров бурения.Drilling characteristics (for example, pressure, temperature, flow rate, etc.) are read by sensors, and the output signals of the sensors are used to receive data indicative of drilling characteristics. The indicated data on the drilling characteristics are used to determine the drilling parameters of interest.

Данные могут представлять собой данные из соседних скважин (например, других скважин, пробуренных поблизости или в породах сходного литологического типа, в сходных условиях и так далее). Предыдущий опыт бурильщиков также может служить источником необходимых данных. Данные могут быть введены оператором до операции бурения или во время операции бурения.Data can be data from neighboring wells (for example, other wells drilled nearby or in rocks of a similar lithological type, under similar conditions, and so on). Drillers' previous experience can also serve as a source of necessary data. Data can be entered by the operator before a drilling operation or during a drilling operation.

Параметр бурения может содержать данные, относящиеся к одной характеристике бурения, или параметр может содержать отношение, произведение, разность, сумму или другую функциональную зависимость данных, относящихся ко множеству характеристик бурения. Например, во время операций бурения полезно осуществлять мониторинг разности между расходом потока буровой текучей среды, вводимой в скважину (например, через линию 26 стояка с установленным в ней расходомером 66), и расходом потока буровой текучей среды, возвращаемой из скважины (например, через линию 30 возврата буровой текучей среды, измеренным расходомером 67). Таким образом, интересующий параметр, который может быть использован для определения части или сегмента сигнатуры, может представлять собой указанную разность характеристик бурения (расход входного потока - расход выходного потока).A drilling parameter may comprise data relating to one drilling characteristic, or a parameter may comprise a ratio, product, difference, sum or other functional relationship of data relating to a plurality of drilling characteristics. For example, during drilling operations, it is useful to monitor the difference between the flow rate of the drilling fluid introduced into the well (for example, through riser line 26 with a flow meter 66 installed in it) and the flow rate of the drilling fluid returned from the well (for example, through 30 return of drilling fluid measured by the flow meter 67). Thus, a parameter of interest that can be used to determine a portion or segment of a signature can be the indicated difference in drilling performance (input flow rate - output flow rate).

В процессе операции бурения считывают характеристики бурения с течением времени, непрерывно или через промежутки времени. Таким образом, данные, относящиеся к характеристикам бурения, доступны в динамике и можно оценить поведение каждого параметра бурения в реальном времени. В частности, особый интерес в рамках выполнения алгоритма способа 90 представляет изменение параметров бурения с течением времени, то есть увеличивается ли каждый параметр, уменьшается, остается по существу неизменным, остается в определенном диапазоне, превышает максимум, падает ниже минимума и так далее.During the drilling operation, drilling characteristics are read over time, continuously or at intervals. Thus, data related to drilling characteristics are available in dynamics and it is possible to evaluate the behavior of each drilling parameter in real time. In particular, of particular interest in the execution of the algorithm of method 90 is the change in drilling parameters over time, that is, if each parameter increases, decreases, remains essentially unchanged, remains in a certain range, exceeds a maximum, falls below a minimum, and so on.

Указанным поведениям параметра присваивают соответствующие значения и объединяют эти значения для создания сигнатур параметров, указывающих на то, что происходит в реальном времени во время операции бурения. Например, один сегмент сигнатуры параметров может указывать на увеличение давления в стояке (например, измеряемого датчиком 44), а другой сегмент сигнатуры параметров может указывать на снижение давления выше по потоку от дроссельного манифольда (например, измеряемого датчиком 40).These parameter behaviors are assigned the appropriate values and combine these values to create parameter signatures that indicate what happens in real time during the drilling operation. For example, one segment of the parameter signature may indicate an increase in pressure in the riser (for example, measured by the sensor 44), and another segment of the parameter signature may indicate a decrease in pressure upstream of the throttle manifold (for example, measured by the sensor 40).

Сигнатура параметров может содержать множество (предположительно 20 или более) указанных сегментов. Таким образом, сигнатура параметров может обеспечивать «снимок» того, что происходит в реальном времени в процессе операции бурения.The signature of the parameters may contain many (presumably 20 or more) of these segments. Thus, the signature of the parameters can provide a “snapshot” of what happens in real time during the drilling operation.

С другой стороны, сигнатура события не дает представления о том, что происходит в реальном времени в процессе операции бурения. Напротив, сигнатура события представляет то, какими будут поведения параметров бурения, когда соответствующее событие наступит. Сигнатура каждого события является отличительной, так как каждое событие характеризуется своим отличительным сочетанием характеров изменения параметров.On the other hand, the event signature does not give an idea of what happens in real time during the drilling operation. On the contrary, the event signature represents what the behavior of the drilling parameters will be when the corresponding event occurs. The signature of each event is distinctive, since each event is characterized by its own distinctive combination of character changes in parameters.

Как сказано выше, одно событие может быть предвестником другого события. В этом случае сигнатура первого события может являться отличительным сочетанием поведений параметров, которые указывают, что второе событие вскоре (или по меньшей мере в итоге) произойдет.As stated above, one event may be a harbinger of another event. In this case, the signature of the first event may be a distinctive combination of parameter behaviors that indicate that the second event will happen soon (or at least in the end).

События могут представлять собой параметры, например при вышеуказанных обстоятельствах, в которых серия событий может указывать на то, что другое событие собирается произойти. В этом случае соответствующее поведение параметра может указывать на то, наступило или не наступило событие-предвестник (события-предвестники).Events may be parameters, for example, under the above circumstances, in which a series of events may indicate that another event is about to occur. In this case, the corresponding parameter behavior may indicate whether a precursor event has occurred or not (precursor events).

Сигнатуры событий могут быть созданы до начала операции бурения и могут быть основаны на опыте, полученном при бурении сходных скважин при сходных условиях и так далее. Сигнатуры событий могут быть уточнены по мере выполнения операции бурения и приобретения нового опыта в отношении пробуриваемой скважины.Event signatures can be created prior to the start of a drilling operation and can be based on experience gained from drilling similar wells under similar conditions and so on. The signatures of events can be refined as the drilling operation is completed and new experience is gained with respect to the well being drilled.

Вкратце, используют датчики для считывания характеристик бурения в процессе операции бурения; используют данные, относящиеся к считанным характеристикам, для определения интересующих параметров бурения; объединяют значения, указывающие на поведение указанных параметров, в сигнатуры параметров; указанные сигнатуры параметров сравнивают с заданными сигнатурами событий для детектирования того, наступило ли какое-либо соответствующее событие или по существу вероятно наступит.Briefly, sensors are used to read drilling characteristics during a drilling operation; using data related to read characteristics to determine the drilling parameters of interest; combine values that indicate the behavior of the specified parameters into parameter signatures; said parameter signatures are compared with predetermined event signatures to detect whether any corresponding event has occurred or is likely to occur.

Этапы процесса детектирования события схематично показаны на фиг. 2 в виде блок-схемы. Однако следует понимать, что способ 90 может содержать дополнительные, альтернативные или опциональные этапы, и необязательно все показанные этапы должны быть выполнены для соответствия принципам раскрытого изобретения.The steps of the event detection process are shown schematically in FIG. 2 in the form of a flowchart. However, it should be understood that method 90 may comprise additional, alternative, or optional steps, and optionally all steps shown must be performed in order to comply with the principles of the disclosed invention.

На первом этапе 92, показанном на фиг. 2, получают данные. В этом примере данные получают из центральной базы данных, такой как база данных INSITE™, применяемая компанией Halliburton Energy Services, Inc. (г.Хьюстон, шт. Техас, США), однако при необходимости могут быть использованы другие базы данных.In a first step 92 shown in FIG. 2, receive data. In this example, data is obtained from a central database, such as the INSITE ™ database used by Halliburton Energy Services, Inc. (Houston, Texas, USA), but other databases can be used if necessary.

Указанные данные обычно имеют вид результатов измерений характеристик бурения, считанных различными датчиками в процессе операции бурения. Например, датчики 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67, а также другие датчики производят показания различных характеристик (например, давления, температуры, массового или объемного расхода потока, плотности, удельного электрического сопротивления, количества оборотов в минуту, крутящего момента, веса, положения и так далее), которые будут храниться в базе данных. До получения указанных данных из базы данных указанные данные могут быть подвергнуты калибровке, преобразованию и/или другим операциям.These data are usually in the form of measurements of drilling characteristics read by various sensors during a drilling operation. For example, sensors 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67, as well as other sensors, give readings of various characteristics (for example, pressure, temperature, mass or volume flow rate, density, electrical resistivity, rpm, torque, weight, position, and so on) that will be stored in the database. Before receiving the specified data from the database, the specified data may be calibrated, converted, and / or other operations.

Указанные данные могут быть введены оператором вручную. В качестве альтернативы, данные могут быть получены непосредственно от одного или более датчиков или от другой системы сбора данных, независимо от того, получены ли данные по результатам измерения при помощи датчиков, и без предварительного их хранения в отдельной базе данных. Кроме того, как сказано выше, указанные данные можно взять с соседней скважины, из прошлого опыта и так далее. В соответствии с принципами раскрытого изобретения может быть использован любой источник данных.The indicated data can be entered manually by the operator. Alternatively, data can be obtained directly from one or more sensors or from another data collection system, regardless of whether the data are obtained from the measurement results using sensors, and without their preliminary storage in a separate database. In addition, as mentioned above, these data can be taken from a neighboring well, from past experience and so on. In accordance with the principles of the disclosed invention, any data source may be used.

На этапе 94 вычисляют различные значения параметра для дальнейшего использования в способе 90. Например, может потребоваться вычислить отношение значений данных, сумму значений данных, разность значений данных, произведение значений данных и так далее. Однако в некоторых случаях используют данные, как они есть, без каких-либо дополнительных вычислений.At step 94, various parameter values are calculated for further use in method 90. For example, it may be necessary to calculate the ratio of data values, the sum of data values, the difference of data values, the product of data values, and so on. However, in some cases they use the data as it is, without any additional calculations.

На этапе 96 производят валидацию значений параметра и могут быть использованы методики сглаживания, чтобы гарантировать использование на дальнейших этапах способа 90 показательных значений параметров. Например, значение параметра может быть исключено, если данное значение является необоснованно высоким или низким для рассматриваемого параметра, и могут быть использованы методики сглаживания для предотвращения искажения результатов последующего анализа недопустимыми скачками значений параметров. Как сказано выше, значение параметра может соответствовать тому, что другое событие наступило или не наступило.At 96, parameter values are validated and smoothing techniques can be used to ensure that 90 representative parameter values are used in subsequent steps of the method. For example, a parameter value can be excluded if this value is unreasonably high or low for the parameter in question, and smoothing techniques can be used to prevent distortion of the results of subsequent analysis by unacceptable jumps in parameter values. As mentioned above, the value of the parameter may correspond to the fact that another event has occurred or has not occurred.

На этапе 98 определяют сегменты сигнатур параметров. Данный этап может содержать вычисление значений, указывающих на поведения параметров. Например, если параметр имеет тенденцию к увеличению, то соответствующему сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 1; если параметр имеет тенденцию к уменьшению, то сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 2; если параметр не изменяется, сегменту может быть присвоено значение 0 и так далее. Для определения характера изменения параметра можно применить статистические вычисления (алгоритмы) к значениям параметра, полученным на этапе 96.At step 98, parameter signature segments are determined. This step may comprise calculating values indicative of parameter behavior. For example, if a parameter tends to increase, then the corresponding segment of the parameter signature can be set to 1; if the parameter tends to decrease, then the parameter signature segment can be set to 2; if the parameter does not change, the segment can be assigned the value 0, and so on. To determine the nature of the change in the parameter, statistical calculations (algorithms) can be applied to the parameter values obtained in step 96.

Для определения конкретного сегмента сигнатуры параметров также могут быть выполнены сравнения между параметрами. Например, если один параметр больше другого параметра, то сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 1; если первый параметр меньше второго параметра, то сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 2; если указанные параметры по существу равны, то сегменту сигнатуры параметров может быть присвоено значение 0.Comparisons between parameters can also be performed to determine a specific segment of the parameter signature. For example, if one parameter is larger than another parameter, then the parameter signature segment can be set to 1; if the first parameter is less than the second parameter, then the parameter signature segment can be set to 2; if the specified parameters are essentially equal, then the parameter signature segment can be set to 0.

На этапе 100 сегменты сигнатур параметров комбинируют в сигнатуры параметров. Каждая сигнатура параметров представляет собой комбинацию сегментов сигнатуры параметров и представляет происходящее в реальном времени в процессе операции бурения.At step 100, the parameter signature segments are combined into parameter signatures. Each parameter signature is a combination of segments of the parameter signature and represents what is happening in real time during the drilling operation.

На этапе 102 сигнатуры параметров сравнивают с предварительно заданными сигнатурами событий для того, чтобы увидеть, есть ли совпадение. Поскольку в процессе операции бурения данные создаются непрерывно (или по меньшей мере через определенные промежутки времени) в реальном времени, в рамках способа 90 также можно создавать соответствующие сигнатуры параметров для сравнения с сигнатурами событий в реальном времени. Таким образом, в процессе операции бурения оператор может быть незамедлительно информирован о том, происходит ли событие.At step 102, the parameter signatures are compared with the predefined event signatures in order to see if there is a match. Since during the drilling operation, data is generated continuously (or at least at certain intervals) in real time, it is also possible within the method 90 to create corresponding parameter signatures for comparison with real-time event signatures. Thus, during the drilling operation, the operator can be immediately informed whether an event occurs.

Этап 104 представляет собой задание сигнатур событий, которое, как описано выше, может быть выполнено до операции бурения и/или в процессе операции бурения. На фиг. 5 показаны примеры сигнатур событий, подробнее рассмотренные ниже.Step 104 is a task of event signatures, which, as described above, can be performed before the drilling operation and / or during the drilling operation. In FIG. Figure 5 shows examples of event signatures discussed in more detail below.

На этапе 106 если есть совпадение между сигнатурой события и сигнатурой параметра, то сигнализируют о событии. Сигнализация оператору может быть обеспечена, например, путем отображения информации, связанной с событием, на экране компьютера, путем отображения предупреждения об опасности, путем озвучивания сигнала тревоги и так далее. Сигнализация также может иметь вид записи данных о наступлении события в базе данных, запоминающем устройстве компьютера и так далее. Как подробнее описано ниже, дополнительно или альтернативно в ответ на сигнализацию о событии может реагировать система управления.At step 106, if there is a match between the event signature and the parameter signature, an event is signaled. An alarm for an operator can be provided, for example, by displaying information related to an event on a computer screen, by displaying a hazard warning, by sounding an alarm, and so on. The alarm can also take the form of recording data on the occurrence of an event in a database, a computer storage device, and so on. As described in more detail below, a control system may respond additionally or alternatively to the event signaling.

На этапе 108 сигнализируют о вероятности наступления события в случае частичного совпадения сигнатуры события с сигнатурой параметров. Например, если сигнатура события содержит сочетание из 30 поведений параметров, и в созданной сигнатуре параметров 28 или 29 поведений параметров совпадают с соответствующими поведениями в сигнатуре события, это может говорить о высокой вероятности того, что указанное событие происходит, даже если отсутствует полное совпадение между сигнатурой параметров и сигнатурой события. В такой ситуации может быть полезно сигнализировать оператору о высокой вероятности того, что указанное событие происходит.At step 108, the probability of the occurrence of an event is signaled in case of partial coincidence of the event signature with the parameter signature. For example, if the event signature contains a combination of 30 parameter behaviors, and in the created parameter signature 28 or 29 parameter behaviors coincide with the corresponding behaviors in the event signature, this may indicate a high probability that the specified event occurs even if there is no complete match between the signature parameters and event signature. In such a situation, it may be useful to signal the operator that it is highly likely that the event is occurring.

Другой полезной сигнализацией может быть сигнализация о вероятности наступления события в будущем. Например, если, как в вышеописанном примере, в сигнатуре параметров и сигнатуре событий существенное большинство поведений параметров совпадает, а несовпадающие поведения параметров имеют тенденцию к совпадению, может быть полезным (в частности, в случае нежелательного события) сигнализировать оператору о том, что событие вероятно наступит, для обеспечения возможности предпринять необходимые корректирующие действия (например, предотвратить наступление нежелательного события).Another useful signaling can be an alarm about the probability of an event occurring in the future. For example, if, as in the above example, in the parameter signature and the event signature, the significant majority of parameter behaviors are the same, and non-matching parameter behaviors tend to coincide, it may be useful (in particular, in the case of an undesired event) to signal the operator that the event is likely will come to ensure that it is possible to take the necessary corrective actions (for example, to prevent the occurrence of an undesirable event).

На фиг. 3 показана блок-схема другого примера процесса создания сигнатур параметров в рамках способа 90. Процесс начинается с получения данных, как на вышеописанном этапе 92. Затем выполняют вычисления значений параметров, как на вышеописанном этапе 94.In FIG. 3 is a flowchart of another example of a process for creating parameter signatures within the framework of method 90. The process begins by acquiring data as in step 92 above. Then, parameter values are calculated as in step 94 above.

На этапе 110 выполняют операции по предварительной обработке значений параметров. Например, в отношении некоторых параметров могут использовать ограничения по максимуму и по минимуму для исключения ошибочно высоких или низких значений указанных параметров.At 110, pre-processing of the parameter values is performed. For example, with respect to some parameters, maximum and minimum limits may be used to eliminate erroneously high or low values of these parameters.

На этапе 112 значения параметров, прошедшие предварительную обработку, сохраняют в буфере данных. Буфер данных используют для создания очереди значений параметров с целью их последующей обработки.At step 112, the parameter values that have passed pre-processing are stored in a data buffer. The data buffer is used to create a queue of parameter values for the purpose of their subsequent processing.

На этапе 114 со значениями параметров осуществляют подготовительные вычисления. Например, может быть использовано сглаживание (например, усреднение по методу скользящего окна, сглаживание по методу Савицкого-Голея и т.д.), как описано выше в отношении этапа 96.At step 114, preparatory calculations are performed with the parameter values. For example, smoothing can be used (for example, averaging by the method of a sliding window, smoothing by the method of Savitsky-Golay, etc.), as described above with respect to step 96.

На этапе 116 подготовленные значения параметров сохраняют в буфере данных.At step 116, the prepared parameter values are stored in a data buffer.

На этапе 118 в отношении значений параметров выполняют статистические вычисления. Например, для описания характера изменения параметра можно использовать анализ тенденции изменения (например, аппроксимация прямой линией, определение направления тенденции изменения во времени, нахождение производной первого и второго порядков и так далее). Значения, присваиваемые характеристикам изменения параметров, становятся сегментами результирующих сигнатур параметров, как сказано выше в отношении этапа 98.At 118, statistical calculations are performed on the parameter values. For example, to describe the nature of the change in a parameter, you can use an analysis of the trend of change (for example, approximation by a straight line, determining the direction of the trend of change in time, finding the derivative of the first and second orders, and so on). The values assigned to the parameter change characteristics become segments of the resulting parameter signatures, as described above with respect to step 98.

На этапе 120 сегменты сигнатуры параметров выдают в базу данных для хранения, последующего анализа и так далее. В данном примере сегменты сигнатуры параметра заносят в базу данных INSITE™ для операции бурения.At 120, the parameter signature segments are provided to a database for storage, subsequent analysis, and so on. In this example, parameter signature segments are entered into the INSITE ™ database for a drilling operation.

Как сказано выше, на этапе 100 сегменты сигнатуры параметров объединяют в сигнатуры параметров.As stated above, at step 100, the parameter signature segments are combined into parameter signatures.

На фиг. 4 наглядно проиллюстрирована блок-схема примера процесса идентификации того, что событие наступило или наступит в рамках способа 90. Указанный процесс начинается с этапа 122, на котором конфигурируют базу данных сигнатур событий. База данных может быть сконфигурирована таким образом, что содержит любое количество сигнатур событий для обеспечения возможности идентификации любого количества соответствующих событий в процессе операции бурения. Предпочтительно база данных сигнатур событий может быть сконфигурирована отдельно для различных типов операций бурения, таких как бурение с отрицательным дифференциальным давлением, бурение с положительным дифференциальным давлением, бурение в породах разных литологических типов и так далее.In FIG. 4, a flow diagram of an example of a process for identifying that an event has occurred or will occur in the framework of method 90 is illustrated. The process begins with step 122, in which the event signature database is configured. The database can be configured in such a way that it contains any number of event signatures to enable identification of any number of relevant events during the drilling operation. Preferably, the event signature database can be configured separately for various types of drilling operations, such as negative differential pressure drilling, positive differential pressure drilling, rock drilling of different lithological types, and so on.

На этапе 124 требуемый набор сигнатур событий загружают в базу данных сигнатур событий. Как сказано выше, в рамках способа 90 может быть использовано любое количество, любой вид и/или любое сочетание сигнатур событий.At step 124, the desired set of event signatures is loaded into the event signature database. As stated above, in the framework of method 90, any number, any kind and / or any combination of event signatures can be used.

На этапе 126 делают запросы в базу данных на предмет выявления совпадений с сигнатурами параметров, созданными на этапе 100. Как сказано выше, опционально могут быть также идентифицированы частичные совпадения.At step 126, queries are made to the database to identify matches with the parameter signatures created at step 100. As stated above, partial matches can optionally also be identified.

На этапе 128 идентифицируют события, соответствующие сигнатурам событий, совпадающим (или по меньшей мере частично совпадающим) с какими-либо сигнатурами параметров. Выдача результатов на этапе 130 может принимать различные формы, которые зависят от идентифицированного события. Как сказано выше при описании этапа 106, может быть выдан сигнал тревоги, предупреждение об опасности, отображена информация и так далее. Как минимум, наступление события должно быть записано, а в данном примере предпочтительно, что наступление события записывают в базу данных INSITE™ для операции бурения.At step 128, events are identified that correspond to event signatures that match (or at least partially match) with any parameter signatures. The output at step 130 may take various forms that depend on the identified event. As stated above in the description of step 106, an alarm, a hazard warning, information is displayed, and so on. At a minimum, the occurrence of the event should be recorded, and in this example, it is preferable that the occurrence of the event is recorded in the INSITE ™ database for the drilling operation.

На фиг. 5 в таблице приведены четыре примера сигнатур событий, а также поведения параметров, соответствующие сегментам указанных сигнатур. На практике количество сигнатур событий может быть намного большим, а для определения сегментов сигнатур может быть использовано большее или меньшее количество поведений параметров.In FIG. 5, the table shows four examples of event signatures, as well as parameter behavior corresponding to segments of the indicated signatures. In practice, the number of event signatures can be much larger, and more or fewer parameter behaviors can be used to define signature segments.

Необходимо отметить, что каждая сигнатура события отличается от других. Таким образом, о событии резкого увеличения давления (приток) сигнализирует конкретное сочетание поведений параметров, в то время как о событии утечки текучей среды сигнализирует другое конкретное сочетание поведений параметров.It should be noted that each event signature is different from the others. Thus, the event of a sharp increase in pressure (flow) is signaled by a specific combination of parameter behavior, while the event of a fluid leak is signaled by another specific combination of parameter behavior.

Если в процессе операции бурения создана сигнатура параметров, совпадающая (или по меньшей мере частично совпадающая) с какой-либо из сигнатур событий, показанных на фиг. 5, будет осуществлена сигнализация о том, что наступило соответствующее событие. Если создана сигнатура параметров, до определенной степени совпадающая с сигнатурой события, или если сегменты сигнатуры параметров имеют тенденцию к совпадению, может быть осуществлена сигнализация о том, что соответствующее событие по существу вероятно наступит. Это может происходить даже без вмешательства человека, в связи с чем буровая система характеризуется большей степенью автоматизации, точности и безопасности.If a parameter signature is created during the drilling operation that matches (or at least partially matches) one of the event signatures shown in FIG. 5, an alarm will be made indicating that the corresponding event has occurred. If a parameter signature is created that matches the event signature to some extent, or if the segments of the parameter signature tend to coincide, a signal can be made that the corresponding event is likely to occur. This can happen even without human intervention, and therefore the drilling system is characterized by a greater degree of automation, accuracy and safety.

Сигнализация о событиях, обеспечиваемая способом 90, может быть использована для управления операцией бурения. Например, при сигнализации о событии резкого увеличения давления задействованный(ые) дроссель(и) 34 можно настроить на ответное увеличение давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20 в системе 10. При детектировании утечки текучей среды дроссель(и) (34) можно настроить на ответное уменьшение давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20. В начале присоединения буровой трубы устройства 81, 74 управления потоком могут быть надлежащим образом настроены на поддержание требуемого давления в кольцевом пространстве 20 в процессе присоединения, а при детектировании события завершения процесса присоединения буровой трубы указанные устройства управления потоком могут быть надлежащим образом настроены на возобновление циркуляции потока через буровую колонну 16 в рамках подготовки к продолжению бурения.The event signaling provided by method 90 can be used to control the drilling operation. For example, when signaling an event of a sharp increase in pressure, the associated throttle (s) 34 can be configured to reciprocally increase the pressure applied to the annular space 20 in the system 10. When detecting a fluid leak, the throttle (s) (34) can be set to respond reducing the pressure applied to the annular space 20. At the beginning of the attachment of the drill pipe, the flow control devices 81, 74 can be properly configured to maintain the required pressure in the annular space 20 during the process of connecting, and when detecting the event of completion of the process of connecting the drill pipe, the indicated flow control devices can be properly configured to resume circulation of the flow through the drill string 16 in preparation for the continuation of drilling.

При помощи способа 90 на основе детектирования соответствующих событий можно при необходимости автоматически и без вмешательства человека реализовать указанные и другие виды управления операцией бурения. В одном варианте для реализации управления операцией бурения может быть использована система управления, описанная, например, в международной заявке №PCT/US08/87686.Using method 90, based on the detection of relevant events, it is possible, if necessary, to automatically and without human intervention, implement these and other types of control of the drilling operation. In one embodiment, a control system described, for example, in international application No.PCT / US08 / 87686 can be used to implement control of a drilling operation.

В некоторых вариантах осуществления изобретения вмешательство человека может быть использовано, например, для определения, требуется ли управление операцией бурения в ответ на детектирование событий в рамках способа 90. Таким образом, при детектировании события (или при сигнализации о том, что указанное событие вероятно произойдет) перед ответным осуществлением автоматического управления операцией бурения может быть затребована авторизация человеком.In some embodiments of the invention, human intervention can be used, for example, to determine whether control of a drilling operation is required in response to event detection in method 90. Thus, when detecting an event (or signaling that the event is likely to occur) prior to the reciprocal implementation of automatic control of the drilling operation, authorization by a person may be required.

Как показано на фиг. 1, с системой 86 управления (такой как система управления, описанная в международной заявке №PCT/US08/87686 или в международной заявке №PCT/US 10/56433) соединен контроллер 84 (например, программируемый логический контроллер или контроллер другого типа, выполненный с возможностью управления работой бурового оборудования). С контроллером 84 также соединены устройства 34, 74, 81 управления потоком для регулирования потока, вводимого в буровую колонну 16, потока, протекающего через линию 30 возврата буровой текучей среды, и потока, протекающего между линией 26 ввода стояка и линией 30 возврата.As shown in FIG. 1, a controller 84 is connected to a control system 86 (such as a control system described in international application No. PCT / US08 / 87686 or in international application No. PCT / US 10/56433) (for example, a programmable logic controller or another type of controller configured with the ability to control the operation of drilling equipment). Flow control devices 34, 74, 81 are also connected to the controller 84 to control the flow introduced into the drill string 16, the flow flowing through the drilling fluid return line 30, and the flow flowing between the riser input line 26 and the return line 30.

Система 86 управления может содержать различные элементы, например одно или более вычислительных устройств/процессоров, гидравлическую модель, модель ствола скважины, базу данных, программные средства в различных форматах, запоминающее устройство, машиночитаемый код и так далее. Указанные и другие элементы могут быть выполнены в одной конструкции или в одном месте, а также могут быть распределены между множеством конструкций или мест.The control system 86 may comprise various elements, for example, one or more computing devices / processors, a hydraulic model, a wellbore model, a database, software in various formats, a storage device, a machine-readable code, and so on. These and other elements can be made in one design or in one place, and can also be distributed between many designs or places.

С системой 86 управления соединены датчики 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67, которые считывают соответствующие характеристики бурения в процессе операции бурения. Как сказано выше, в систему 86 управления могут быть введены данные, полученные из соседних скважин, данные, полученные из прошлого опыта операторов, данные, предоставляемые другими операторами, и так далее. Для выполнения вышеописанных этапов способа 90 система 86 управления может содержать программные средства, программируемое и предварительно запрограммированное запоминающее устройство, машиночитаемый код и так далее.Sensors 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 are connected to the control system 86, which read the corresponding drilling characteristics during the drilling operation. As stated above, data obtained from neighboring wells, data obtained from past experience of operators, data provided by other operators, and so on can be entered into control system 86. To perform the above steps of method 90, the control system 86 may comprise software, programmable and pre-programmed memory, a computer-readable code, and so on.

Система 86 управления может быть расположена на буровой площадке, где с указанной системой управления могут быть соединены датчики 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 проводным или беспроводным способом. Альтернативно, система 86 управления может быть расположена в удаленном месте, где она может получать данные посредством спутниковой связи, через Интернет, беспроводным способом или любыми другими подходящими средствами. Контроллер 84 также может быть соединен с системой 86 управления различными способами, независимо от того расположена указанная система управления локально или удаленно.The control system 86 may be located at the drilling site, where sensors 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 can be connected to the specified control system by wire or wireless. Alternatively, the control system 86 may be located in a remote location where it can receive data via satellite, over the Internet, wirelessly, or by any other suitable means. The controller 84 may also be connected to the control system 86 in various ways, regardless of whether the control system is located locally or remotely.

В одном примере система 86 управления в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что наступило или по существу вероятно наступит резкое увеличение давления (приток), может автоматически вызвать закрытие одного или более дросселей 34 (например, увеличивая ограничение потока текучей среды 18 через линию 30 возврата) до заданной степени. Например, при совпадении (или по существу совпадении) сигнатуры параметров с сигнатурой события резкого увеличения давления система управления 86 выдаст сигнал контроллеру 84 на закрытие задействованного(ых) дросселя(ей) 34 до заданной степени (например, в процентном отношении от рабочего диапазона дросселя, например, на 1-10% от указанного диапазона).In one example, the control system 86 in response to outputting at step 130 results indicating that a sharp increase in pressure (inflow) has occurred or is likely to occur, may automatically cause one or more throttles 34 to close (for example, increasing the restriction of fluid flow 18 through the return line 30) to a predetermined degree. For example, if the signature of the parameters coincides (or essentially coincides) with the signature of the event of a sharp increase in pressure, the control system 86 will issue a signal to the controller 84 to close the activated throttle (s) 34 to a predetermined degree (for example, as a percentage of the working range of the throttle, for example, 1-10% of the specified range).

Указанная заданная степень может быть запрограммирована в системе 86 управления, и/или указанная заданная степень может быть введена, например, через интерфейс человек-машина. После закрытия дросселя(ей) 34 до заданной степени управление дросселем(ями) 34 может быть возвращено автоматизированной системе, в результате чего поддерживают заданное значение давления в стволе скважины или в стояке (причем заданное значение давления может быть получено, например, из гидравлической модели или может быть введено вручную), дроссель(ями) могут управлять вручную, или может быть реализовано иное управление дросселем(ями).The specified predetermined degree may be programmed in the control system 86, and / or the specified predetermined degree may be entered, for example, through a human-machine interface. After closing the throttle (s) 34 to a predetermined degree, the control of the throttle (s) 34 can be returned to the automated system, as a result of which the set pressure value in the wellbore or riser is maintained (the set pressure value can be obtained, for example, from a hydraulic model or can be entered manually), throttle (s) can be controlled manually, or other control of throttle (s) can be implemented.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что наступило или по существу вероятно наступит событие утечки текучей среды, система 86 управления может автоматически вызвать открытие одного или более дросселей 34 (например, уменьшая ограничение потока текучей среды 18 через линию 30 возврата) до заданной степени. Например, при совпадении (или по существу совпадении) сигнатуры параметров с сигнатурой события утечки текучей среды система управления 86 выдаст сигнал контроллеру 84 на открытие задействованного(ых) дросселя(ей) 34 до заданной степени (например, в процентном отношении от рабочего диапазона дросселя, например, на 1-10% от указанного диапазона).In another example, in response to the output at step 130 of the results indicating that a fluid leak event has occurred or is likely to occur, the control system 86 may automatically cause the opening of one or more throttles 34 (for example, reducing the restriction of fluid flow 18 through return line 30) to a predetermined degree. For example, if the signature of the parameters coincides (or essentially coincides) with the signature of the fluid leakage event, the control system 86 will signal the controller 84 to open the activated throttle (s) 34 to a predetermined degree (for example, as a percentage of the throttle operating range, for example, 1-10% of the specified range).

Указанная заданная степень может быть запрограммирована в системе 86 управления, и/или указанная заданная степень может быть введена, например, через интерфейс человек-машина. После открытия дросселя(ей) 34 до заданной степени управление дросселем(ями) 34 может быть возвращено автоматизированной системе, в результате чего поддерживают заданное значение давления в стволе скважины или стояке (указанное заданное значение может быть получено из гидравлической модели или может быть введено вручную), дросселем(ями) могут управлять вручную, или может быть реализовано другое управление дросселем(ями).The specified predetermined degree may be programmed in the control system 86, and / or the specified predetermined degree may be entered, for example, through a human-machine interface. After opening the throttle (s) 34 to a predetermined degree, the control of the throttle (s) 34 can be returned to the automated system, as a result of which the set pressure value in the wellbore or riser is maintained (the specified set value can be obtained from the hydraulic model or can be entered manually) , throttle (s) may be controlled manually, or other throttle (s) control may be implemented.

В другом примере система 86 управления может выдавать предупреждение об опасности или сигнал тревоги оператору о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит. После этого оператор может предпринять необходимые корректирующие действия, основанные на предупреждении об опасности/сигнале тревоги, или может осуществить ручную коррекцию любого действия, автоматически предпринятого системой 86 управления в ответ на выдачу сигнализации на этапе 130. Если действие системой 86 управления уже предпринято, оператор может при необходимости отменить или обратить его.In another example, the control system 86 may issue a hazard warning or alarm to the operator that the event has occurred or is likely to occur. After that, the operator can take the necessary corrective actions based on the hazard warning / alarm, or can manually correct any action automatically taken by the control system 86 in response to the alarm in step 130. If the control system 86 has already taken action, the operator can cancel or reverse if necessary.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит, система 86 управления может осуществлять переключение между поддержанием требуемого давления в стволе скважины и поддержанием требуемого давления в стояке. Методика, согласно которой система управления может поддерживать давление в стволе скважины, описана в международных заявках №PCT/US 10/38586 и №PCT/US10/56433; методика, согласно которой система управления может поддерживать давление в стояке, описана в международной заявке №PCT/US11/31767.In another example, in response to outputting at step 130 results indicating that the event has occurred or is likely to occur, control system 86 may switch between maintaining the required pressure in the wellbore and maintaining the required pressure in the riser. The methodology according to which the control system can maintain pressure in the wellbore is described in international applications No.PCT / US 10/38586 and No.PCT / US10 / 56433; the methodology according to which the control system can maintain the pressure in the riser is described in international application No. PCT / US11 / 31767.

В ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит, система 86 управления может осуществлять переключение между режимами заданного значения давления в стволе скважины и заданного значения давления в стояке 26. Например, при детектировании события резкого увеличения давления (притока) система 86 управления может осуществить переключение с поддержания требуемого давления в стволе 12 скважины на поддержание требуемого давления в стояке 26. Указанное переключение фактически может быть осуществлено после верификации допустимости условий для указанного переключения и после обеспечения оператора возможностью выбора (например, путем отображения предупреждения) для инициирования указанного переключения.In response to the output at step 130 of the results indicating that the event has occurred or is likely to occur, the control system 86 can switch between the modes of the set pressure value in the wellbore and the set pressure value in the riser 26. For example, when a sharp event is detected increase the pressure (inflow), the control system 86 can switch from maintaining the required pressure in the wellbore 12 to maintain the required pressure in the riser 26. The specified switching is actually can be carried out after verifying the admissibility of the conditions for the specified switch and after providing the operator with a choice (for example, by displaying a warning) to initiate the specified switch.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит, система 86 управления может автоматически обеспечивать оператора (например, бурильщика) инструкциями или указаниями о том, какие корректирующие действия следует предпринять. Эти инструкции или указания могут быть обеспечены локальным дисплеем буровой площадки и/или могут быть переданы между буровой площадкой и удаленным местом и так далее.In another example, in response to the output at step 130 of the results indicating that the event has occurred or is likely to occur, the control system 86 may automatically provide the operator (eg, the driller) with instructions or instructions on what corrective actions should be taken. These instructions or instructions may be provided by the local display of the well site and / or may be transmitted between the well site and a remote location, and so on.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что событие наступило или по существу вероятно наступит, система 86 управления может автоматически выполнять процедуру управления скважиной.In another example, in response to the output at step 130 of results indicating that the event has occurred or is likely to occur, control system 86 may automatically perform a well control procedure.

Процедура управления скважиной может содержать направление возвращаемого потока текучей среды 18 в типовой дроссельный манифольд 82 и газосепаратор 88 буровой установки (см. фиг. 1), предназначенные для обработки ситуаций, связанных с управлением скважиной.The well control procedure may include the direction of the returned fluid stream 18 to the typical throttle manifold 82 and the gas separator 88 of the drilling rig (see FIG. 1), designed to handle situations associated with well control.

Альтернативно процедура управления скважиной может содержать автоматическое задействование дроссельного манифольда 32 системой 86 управления для оптимальной откачки нежелательного притока. Пример автоматизированной работы дроссельного манифольда 32 для откачки нежелательного притока описан в международной заявке №PCT/US10/20122, поданной 5 января 2010 года.Alternatively, the well control procedure may include automatically activating throttle manifold 32 by control system 86 for optimal pumping of undesired inflow. An example of the automated operation of the throttle manifold 32 for pumping out unwanted inflows is described in international application No.PCT / US10 / 20122, filed January 5, 2010.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что дроссель закупорен или по существу вероятно будет закупорен, система 86 управления может автоматически манипулировать дросселем 34 (например, попеременно открывать и закрывать до заданной степени и так далее). Событие закупорки дросселя 34 может быть представлено в виде сигнатуры события, которая, например, содержит сегмент сигнатуры параметров, указывающий на увеличение перепада давления на указанном дросселе. Автоматическое манипулирование дросселем 34 в ответ на выдачу сигнализации на этапе 130 может потенциально сместить то, что закупорило или все больше закупоривает указанный дроссель.In another example, in response to the output at step 130 of the results indicating that the throttle is clogged or is likely to be clogged, the control system 86 may automatically manipulate the throttle 34 (for example, alternately open and close to a predetermined degree and so on). The throttle clogging event 34 may be represented as an event signature, which, for example, contains a segment of the parameter signature indicating an increase in pressure drop across said throttle. The automatic manipulation of the throttle 34 in response to an alarm in step 130 can potentially displace what has clogged or clogs the specified throttle more and more.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что один из дросселей закупорен, размыт или заблокирован, или его работа нарушена другим образом, или по существу вероятно будет нарушена таким образом, система 86 управления может автоматически переключать поток текучей среды 18 от одного из дросселей 34 к другому из указанных дросселей. Такое переключение от одного дросселя 34 к другому может быть выполнено поступательно и автоматически так, чтобы в процессе указанного переключения система 86 управления также могла поддерживать требуемое давление в стволе скважины или давление в стояке.In another example, in response to the output at step 130 of the results indicating that one of the throttles is clogged, blurred or blocked, or if its operation is disturbed in another way, or essentially likely to be violated in this way, the control system 86 can automatically switch the flow of fluid Wednesday 18 from one of the chokes 34 to the other of these chokes. Such a switch from one throttle 34 to another can be performed translationally and automatically so that during the specified switch, the control system 86 can also maintain the required pressure in the wellbore or pressure in the riser.

В ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что поток текучей среды 18 вышел или по существу вероятно выйдет за пределы рабочего диапазона одного из дросселей, система 86 управления может автоматически переключить поток текучей среды 18 от одного из дросселей 34 к другому из указанных дросселей. Дроссели 34 могут иметь разные размеры затвора, так что дроссели имеют различные оптимальные рабочие диапазоны. При выходе потока текучей среды 18 за пределы рабочего диапазона дросселя 34, используемого для изменяемого ограничения потока, может быть полезным переключить указанный поток на другой из указанных дросселей, имеющий оптимальный рабочий диапазон, более подходящий для указанного потока.In response to the output at step 130 of the results indicating that the fluid flow 18 has gone out or is likely to go beyond the operating range of one of the throttles, the control system 86 can automatically switch the fluid flow 18 from one of the throttles 34 to another from specified chokes. The inductors 34 may have different gate sizes, so that the inductors have different optimum operating ranges. When the fluid flow 18 is outside the operating range of the throttle 34 used for the variable flow restriction, it may be useful to switch said flow to another of said throttles having an optimal operating range more suitable for said flow.

В ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что поток текучей среды 18 вышел за пределы рабочего диапазона задействованного дросселя или по существу вероятно выйдет за пределы, система 86 управления может автоматически открывать дополнительный дроссель 34. Увеличение количества задействованных дросселей 34, через которые протекает текучая среда 18, сокращает поток, протекающий через каждый дроссель, чтобы не был превышен рабочий диапазон каждого дросселя.In response to the output at step 130 of the results indicating that the fluid flow 18 is outside the operating range of the throttle involved or is likely to exceed the limits, the control system 86 may automatically open an additional throttle 34. Increasing the number of throttles 34 involved, through which the fluid 18 flows, reduces the flow flowing through each throttle so that the operating range of each throttle is not exceeded.

В другом примере система 86 управления может автоматически изменять или корректировать заданное значение давления (например, полученное из гидравлической модели) в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что а) наступил или по существу вероятно наступит отказ датчика (например, датчика 60, инструмента измерения давления в процессе бурения (PWD - от англ. pressure while drilling) и так далее), b) в забое скважины наступило или по существу вероятно наступит разделение буровой колонны 16 (например, откручивание, отсоединение, развинчивание и так далее), и/или с) наступило или по существу вероятно наступит событие притока или утечки, в результате чего желательна корректировка плотности текучей среды 18 в скважине в моделях, например в гидравлической модели и/или в модели скважины. Система 86 управления может воздействовать на контроллер 84 посредством измененного/скорректированного заданного значения вместо заданного значения, получаемого, например, из гидравлической модели. По результатам детектирования события притока или утечки текучей среды система 86 управления может обновлять гидравлическую(ие) модель(и) и/или модель(и) скважины, используя уточненную плотность текучей среды 18.In another example, the control system 86 may automatically change or adjust a predetermined pressure value (for example, obtained from a hydraulic model) in response to the output at step 130 of the results indicating that a) a sensor (e.g., a sensor 60, a tool for measuring pressure during drilling (PWD - from the English pressure while drilling), and so on), b) in the bottom of the well, separation of the drill string 16 has occurred or is likely to occur (for example, loosening, disconnecting, unscrewed and so on) and / or c) an inflow or leakage event has occurred or is likely to occur, as a result of which it is desirable to adjust the density of the fluid 18 in the well in models, for example in a hydraulic model and / or in a well model. The control system 86 may act on the controller 84 by means of a modified / adjusted setpoint instead of a setpoint obtained, for example, from a hydraulic model. Based on the results of detecting a fluid inflow or leak event, the control system 86 can update the hydraulic (s) model (s) and / or model (s) of the well using the specified density of the fluid 18.

В другом примере система 86 управления может автоматически сообщать в гидравлическую(ие) модель(и) и/или модель(и) скважины о детектировании события. Например, при таком событии, как отказ датчика 60 (например, датчика давления в процессе бурения (PWD) и так далее), система 86 управления может автоматически сообщать об этом в гидравлическую модель, в результате чего будет прервана корректировка заданного значения давления на основе актуальных измерений от указанного датчика. В другом примере, при таком событии как разделение буровой колонны 16 система 86 управления может автоматически сообщать об этом в гидравлическую(ие) модель(и) и/или модель(и) скважины, в результате чего будет отрегулирован объем кольцевого пространства 20 и/или будут отрегулированы другие параметры модели(ей).In another example, the control system 86 may automatically report the event detection to the hydraulic model (s) and / or model (s) of the well. For example, in an event such as a failure of the sensor 60 (for example, a pressure sensor while drilling (PWD) and so on), the control system 86 can automatically report this to the hydraulic model, as a result of which the correction of the set pressure value based on the actual measurements from the specified sensor. In another example, in an event such as the separation of the drill string 16, the control system 86 can automatically report this to the hydraulic model (s) and / or model (s) of the well, as a result of which the volume of the annular space 20 and / or The other parameters of the model (s) will be adjusted.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о наличии избыточного давления в стволе 12 скважины или по меньшей мере выше по потоку от дроссельного манифольда 32, система 86 управления может автоматически открывать один или более до этого не задействованных дросселей 34. Максимальное давление может быть запрограммировано в системе 86 управления таким образом, что при превышении указанного максимального давления контроллер 84 откроет один или более дросселей 34 для сброса избыточного давления.In another example, in response to the output at step 130 of the results indicating the presence of excessive pressure in the wellbore 12 or at least upstream of the throttle manifold 32, the control system 86 may automatically open one or more previously unused chokes 34. Maximum the pressure can be programmed in the control system 86 in such a way that when the specified maximum pressure is exceeded, the controller 84 will open one or more chokes 34 to relieve the overpressure.

В другом примере в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о том, что наступил или по существу вероятно наступит отказ уплотнительного элемента вращающегося превентора (RCD) 22, система 86 управления может автоматически перенаправить поток на дроссельный манифольд 82 буровой установки или другой дроссельный манифольд, сходный с дроссельным манифольдом 32. Система 86 управления также может автоматически открывать дроссель(и) 34 до заданной степени для сброса давления ниже вращающегося превентора (RCD) 22.In another example, in response to the output at step 130 of the results indicating that the sealing element of the rotary preventer (RCD) 22 has occurred or is likely to occur, the control system 86 may automatically redirect the flow to the throttle manifold 82 of the drilling rig or other throttle manifold similar to throttle manifold 32. The control system 86 may also automatically open throttle (s) 34 to a predetermined degree to relieve pressure below the rotary preventer (RCD) 22.

В другом примере система 86 управления в ответ на выдачу на этапе 130 результатов, сигнализирующих о вертикальной качке плавучей буровой установки, может автоматически изменять объем кольцевого пространства 20, используемый в гидравлической(их) модели(ях) и/или модели(ях) скважины. Например, система 86 управления может получать информацию о вертикальной качке буровой установки от стандартных компенсаторов движения плавучей буровой установки. Объем кольцевого пространства 20 может быть автоматически изменен/скорректирован системой 86 управления в ответ на сигнализацию о подъеме или падении буровой установки, причем на основе этого измененного/скорректированного объема кольцевого пространства обеспечивается возможность обновления заданного значения давления в стволе скважины или в стояке.In another example, the control system 86 in response to the output at step 130 of the results of the vertical roll of the floating drilling rig, can automatically change the volume of the annular space 20 used in the hydraulic model (s) and / or model (s) of the well. For example, the control system 86 may receive information on the vertical roll of the drilling rig from standard motion compensators for a floating drilling rig. The volume of the annular space 20 can be automatically changed / adjusted by the control system 86 in response to a signal about the rise or fall of the rig, and based on this changed / adjusted volume of the annular space, it is possible to update the set pressure value in the wellbore or in the riser.

Таким образом, совершенно понятно, что раскрытое изобретение имеет множество преимуществ перед решениями уровня техники в области бурения скважин и детектирования событий бурения. Вышеописанный способ позволяет осуществлять точное детектирование событий бурения в реальном времени для обеспечения возможности выполнения надлежащих действий в случае необходимости. Система 86 управления может автоматически выполнять надлежащие действия (например, выдавать предупреждение об опасности или сигнал тревоги, управлять работой дросселей 34, управлять работой различных устройств управления потоком и так далее) в ответ на сигнализацию о том, что конкретное событие бурения наступило или по существу вероятно наступит.Thus, it is clear that the disclosed invention has many advantages over prior art solutions in the field of well drilling and detection of drilling events. The above method allows for accurate detection of drilling events in real time to enable appropriate actions to be taken if necessary. The control system 86 may automatically take appropriate actions (for example, to issue a hazard warning or alarm, control the operation of chokes 34, control the operation of various flow control devices, and so on) in response to a signal that a particular drilling event has occurred or is likely to occur will come.

В частности, в раскрытом изобретении предложен способ 90, который может содержать этапы детектирования события бурения путем сравнения сигнатуры параметров, созданной в процессе бурения, с сигнатурой события, сигнализирующей об указанном событии бурения, автоматического управления операцией бурения в ответ на по меньшей мере частичное совпадение по результатам сравнения указанной сигнатуры параметров с указанной сигнатурой события.In particular, the disclosed invention provides a method 90, which may include the steps of detecting a drilling event by comparing the signature of the parameters created during the drilling process with the signature of the event signaling the specified drilling event, automatically controlling the drilling operation in response to at least a partial match by the results of comparing the specified parameter signature with the specified event signature.

Автоматическое управление может содержать автоматическое регулирование дросселя 34 в ответ на указанное детектирование.Automatic control may include automatic regulation of the throttle 34 in response to the specified detection.

Указанное событие бурения может содержать приток, при этом автоматическое управление может содержать автоматическое закрытие дросселя 34 до заданной степени в ответ на детектирование указанного притока.Said drilling event may comprise an inflow, wherein automatic control may comprise automatically closing throttle 34 to a predetermined degree in response to detecting said inflow.

Указанное событие бурения может содержать утечку текучей среды 18, при этом автоматическое управление может содержать автоматическое открытие дросселя 34 до заданной степени в ответ на детектирование указанной утечки текучей среды 18.Said drilling event may comprise leakage of fluid 18, wherein automatic control may comprise automatically opening throttle 34 to a predetermined degree in response to detecting said leakage of fluid 18.

Указанный этап детектирования может содержать детектирование того, что указанное событие бурения наступило или по существу вероятно наступит.Said detection step may comprise detecting that said drilling event has occurred or is likely to occur.

Указанное событие бурения может содержать начало или завершение процесса присоединения буровой трубы. Автоматическое управление может содержать автоматическое возобновление циркуляции потока через буровую колонну 16 в ответ на детектирование завершения процесса соединения буровой трубы.The specified drilling event may include the beginning or completion of the process of joining the drill pipe. Automatic control may include automatically resuming flow through the drill string 16 in response to detecting completion of the drill pipe connection process.

Автоматическое управление может содержать автоматическое переключение между а) поддержанием требуемого давления в стволе 12 скважины и b) поддержанием требуемого давления в стояке 26.Automatic control may include automatically switching between a) maintaining the required pressure in the wellbore 12 and b) maintaining the required pressure in the riser 26.

Указанное событие бурения может содержать приток.The specified drilling event may contain an influx.

Автоматическое управление может содержать автоматическое выполнение процедуры управления скважиной. Указанная процедура управления скважиной может содержать перенаправление потока текучей среды 18 в дроссельный манифольд 82 буровой установки, автоматическую откачку из скважины нежелательного притока и/или автоматическое задействование дроссельного манифольда 32, обеспечивающее откачку нежелательного притока из скважины.Automatic control may include the automatic execution of a well control procedure. The specified well control procedure may include redirecting the fluid flow 18 to the throttle manifold 82 of the drilling rig, automatically pumping unwanted inflow from the well and / or automatically activating the throttle manifold 32 to pump unwanted inflow from the well.

Указанное событие бурения может содержать закупорку дросселя 34, при этом автоматическое управление может содержать автоматическое манипулирование дросселем 34. Автоматическое манипулирование дросселем 34 может содержать поочередное открытие и закрытие дросселя 34.The specified drilling event may include a blockage of the throttle 34, while the automatic control may include the automatic manipulation of the throttle 34. The automatic manipulation of the throttle 34 may include alternately opening and closing the throttle 34.

Автоматическое управление может содержать автоматическое переключение потока с первого дросселя 34 на второй дроссель 34. Указанное событие бурения может содержать наличие потока, протекающего через первый дроссель 34, за пределами оптимального рабочего диапазона первого дросселя 34, нарушение работы первого дросселя 34, блокировку первого дросселя 34, закупорку первого дросселя 34 и/или размыв первого дросселя 34. Переключение потока может содержать автоматическое поддержание требуемого давления в процессе указанного переключения.Automatic control may include automatically switching the flow from the first throttle 34 to the second throttle 34. The specified drilling event may include the presence of a flow flowing through the first throttle 34, outside the optimal operating range of the first throttle 34, malfunctioning of the first throttle 34, blocking of the first throttle 34, blockage of the first throttle 34 and / or erosion of the first throttle 34. The flow switch may include automatically maintaining the required pressure during the specified switch.

Указанное событие бурения может содержать выход за пределы рабочего диапазона одного или более задействованных дросселей 34, при этом автоматическое управление может содержать автоматическое увеличение количества задействованных дросселей 34.The specified drilling event may include going beyond the operating range of one or more involved chokes 34, while automatic control may include automatically increasing the number of chokes 34 involved.

Указанное событие бурения может содержать отказ уплотнения вращающегося превентора 22. Автоматическое управление может содержать автоматическое перенаправление потока в дроссельный манифольд 82 буровой установки и/или открытие дросселя 34 до заданной степени, что обеспечивает возрастающий сброс давления через вращающийся превентор 22.The specified drilling event may include a failure of the seal of the rotating preventer 22. Automatic control may include automatically redirecting the flow to the throttle manifold 82 of the drilling rig and / or opening the throttle 34 to a predetermined degree, which provides an incremental pressure relief through the rotating preventer 22.

Автоматическое управление может содержать сообщение информации о вертикальной качке буровой установки в модель.Automatic control may contain a message about the vertical roll of the drilling rig into the model.

Указанное событие бурения может содержать вертикальную качку буровой установки. Автоматическое управление может содержать автоматическое регулирование объема кольцевого пространства 20 и/или автоматическое обновление заданного значения давления.Said drilling event may comprise a vertical roll of the drilling rig. Automatic control may include automatic regulation of the volume of the annular space 20 and / or automatic updating of the set pressure value.

Указанное событие бурения может содержать отказ датчика 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67. Автоматическое управление может содержать сообщение информации об отказе датчика 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 в модель.The specified drilling event may contain a sensor failure 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67. The automatic control may include a message about the sensor failure 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 per model.

Автоматическое управление операцией бурения может быть выполнено дополнительно в ответ на авторизацию человеком такого автоматического управления указанной операцией бурения.Automatic control of the drilling operation can be performed additionally in response to human authorization of such automatic control of the specified drilling operation.

Кроме того, настоящим изобретением предложена система 10 бурения скважины. Система 10 бурения скважины может содержать систему 86 управления, сравнивающую сигнатуру параметров для операции бурения с сигнатурой события, сигнализирующей о событии бурения, и контроллер 84, автоматически управляющий операцией бурения в ответ на указанное событие бурения, о котором сигнализирует по меньшей мере частичное совпадение между указанной сигнатурой параметров и указанной сигнатурой события.In addition, the present invention provides a system 10 for drilling a well. The well drilling system 10 may include a control system 86 comparing a parameter signature for a drilling operation with a signature of an event signaling a drilling event, and a controller 84 automatically controlling the drilling operation in response to said drilling event, which indicates at least a partial match between said the parameter signature and the specified event signature.

Контроллер 84 может автоматически регулировать дроссель 34 в ответ на обнаруженное событии бурения.Controller 84 may automatically adjust throttle 34 in response to a detected drilling event.

Указанное событие бурения может содержать приток, при этом контроллер 84 может автоматически закрывать дроссель 34 до заданной степени в ответ на обнаруженный приток.Said drilling event may comprise an inflow, wherein the controller 84 may automatically close the throttle 34 to a predetermined degree in response to a detected inflow.

Указанное событие бурения может содержать утечку текучей среды 18, при этом контроллер 84 может автоматически открывать дроссель 34 до заданной степени в ответ на обнаруженную утечку текучей среды 18.Said drilling event may include a fluid leak 18, wherein the controller 84 may automatically open the throttle 34 to a predetermined degree in response to a detected fluid leak 18.

Указанное по меньшей мере частичное совпадение может сигнализировать о том, что указанное событие бурения наступило или по существу вероятно наступит.Said at least partial coincidence may indicate that said drilling event has occurred or is likely to occur.

Указанное событие бурения содержит начало или завершение процесса присоединения буровой трубы. Контроллер 84 может автоматически возобновлять циркуляцию потока через буровую колонну 16.The specified drilling event contains the beginning or completion of the process of joining the drill pipe. The controller 84 may automatically resume circulation of the stream through the drill string 16.

Система 86 управления может осуществлять автоматическое переключение между а) поддержанием требуемого давления в стволе скважины и b) поддержанием требуемого давления в стояке.The control system 86 may automatically switch between a) maintaining the required pressure in the wellbore and b) maintaining the required pressure in the riser.

Указанное событие бурения может содержать приток. Система 86 управления может автоматически выполнять процедуру управления скважиной. Указанная процедура управления скважиной может содержать перенаправление потока текучей среды 18 в дроссельный манифольд 82 буровой установки, автоматическое откачивание притока из скважины и/или автоматическое управление дроссельным манифольдом 32, в результате чего откачивают нежелательный приток из скважины.The specified drilling event may contain an influx. The control system 86 may automatically perform a well control procedure. The specified well control procedure may include redirecting the fluid flow 18 to the throttle manifold 82 of the drilling rig, automatically pumping the inflow from the well and / or automatically controlling the throttle manifold 32, as a result of which unwanted inflow from the well is pumped out.

Указанное событие бурения может содержать закупорку дросселя 34, при этом контроллер 84 может автоматически регулировать дроссель 34. Автоматическое регулирование дросселя 34 может содержать поочередное открытие и закрытие дросселя 34.The specified drilling event may include a blockage of the throttle 34, while the controller 84 may automatically adjust the throttle 34. Automatic regulation of the throttle 34 may include alternately opening and closing the throttle 34.

Система 86 управления может автоматически переключать поток с первого дросселя 34 на второй дроссель 34. Указанное событие бурения может содержать наличие потока, протекающего через первый дроссель 34, за пределами оптимального рабочего диапазона первого дросселя 34, нарушение работы, блокировку, закупорку и/или размыв первого дросселя 34. Система 86 управления может автоматически поддерживать требуемое давление в процессе переключения потока с первого дросселя 34 на второй дроссель 34.The control system 86 may automatically switch the flow from the first throttle 34 to the second throttle 34. The specified drilling event may include the presence of a stream flowing through the first throttle 34, outside the optimal operating range of the first throttle 34, malfunction, blocking, blockage and / or erosion of the first throttle 34. The control system 86 may automatically maintain the required pressure in the process of switching the flow from the first throttle 34 to the second throttle 34.

Указанное событие бурения может содержать выход за пределы рабочего диапазона одного или более задействованных дросселей 34, при этом система 86 управления может автоматически увеличивать количество задействованных дросселей 34.The specified drilling event may include going beyond the operating range of one or more involved chokes 34, while the control system 86 may automatically increase the number of chokes 34 involved.

Указанное событие бурения может содержать отказ уплотнения вращающегося превентора 22. Система 86 управления может автоматически перенаправлять поток в дроссельный манифольд 82 буровой установки и/или автоматически открывать дроссель 34 до заданной степени, что обеспечивает возрастающий сброс давления через вращающийся превентор 22.Said drilling event may include a failure of the seal of the rotary preventer 22. The control system 86 can automatically redirect the flow to the throttle manifold 82 of the drilling rig and / or automatically open the throttle 34 to a predetermined degree, which provides an incremental pressure relief through the rotary preventer 22.

Система 86 управления может автоматически сообщать информацию о вертикальной качке буровой установки в модель.The control system 86 may automatically report vertical roll information to the model.

Указанное событие бурения может содержать вертикальную качку буровой установки. Система 86 управления может автоматически регулировать объем кольцевого пространства 20 и/или автоматически обновлять заданное значение давления.Said drilling event may comprise a vertical roll of the drilling rig. The control system 86 may automatically adjust the volume of the annular space 20 and / or automatically update the set pressure value.

Указанное событие бурения может содержать отказ датчика 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67. Система 86 управления может автоматически сообщать об отказе датчика 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 в модель.The specified drilling event may include a sensor failure 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67. The control system 86 may automatically report a sensor failure 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 67 per model.

Система 86 управления может обеспечить выдачу предупреждения об опасности, сигнала тревоги, указаний оператору и/или обеспечить по меньшей мере один вариант ответа на обнаруженное событие бурения.The control system 86 may provide a hazard warning, an alarm, instructions to the operator and / or provide at least one response to a detected drilling event.

Контроллер 84 может дополнительно автоматически управлять операцией бурения в ответ на авторизацию человеком такого автоматического управления указанной операцией бурения.The controller 84 may further automatically control the drilling operation in response to human authorization of such automatic control of the indicated drilling operation.

Следует понимать, что различные варианты осуществления раскрытого изобретения, описанные здесь, могут быть применены в различных ориентациях, в том числе наклонной, перевернутой, горизонтальной, вертикальной и так далее в различных конфигурациях без отступления от принципов раскрытого изобретения. Указанные варианты осуществления описаны только в качестве примеров полезного применения принципов раскрытого изобретения, которые не ограничены какими-либо конкретными деталями указанных вариантов осуществления.It should be understood that the various embodiments of the disclosed invention described herein can be applied in various orientations, including inclined, inverted, horizontal, vertical, and so on in various configurations without departing from the principles of the disclosed invention. These embodiments are described only as examples of beneficial application of the principles of the disclosed invention, which are not limited to any specific details of these embodiments.

Несомненно, специалисту данной области техники, после тщательного рассмотрения приведенных вариантов осуществления раскрытого изобретения, понятно, что множество модификаций, дополнений, замен, исключений и другие изменения могут быть произведены в конкретных вариантах осуществления и что такие изменения предусмотрены принципами раскрытого изобретения. Соответственно, представленное выше подробное описание следует рассматривать только в качестве иллюстрации и примера, а сущность и объем изобретения ограничены только прилагаемыми пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.Undoubtedly, it will be understood by a person skilled in the art, after careful consideration of the above embodiments of the disclosed invention, that many modifications, additions, substitutions, exceptions and other changes can be made in specific embodiments and that such changes are provided for by the principles of the disclosed invention. Accordingly, the above detailed description should be considered only as an illustration and example, and the essence and scope of the invention are limited only by the attached claims and their equivalents.

Claims

1. A method of drilling a well, comprising:
detecting a drilling event by comparing the signature of the parameters created during the drilling process with the signature of the event signaling the given drilling event; and
automatic control of the drilling operation in response to at least a partial match according to the results of comparing the specified parameter signature with the specified event signature, and when signaling an event of a sharp increase in pressure, automatic switching between (a) maintaining the required pressure in the wellbore and (b) maintaining the required pressure in the riser.

2. The method according to claim 1, wherein the automatic control further comprises automatic throttle control in response to said detection.

3. The method according to claim 1, wherein said drilling event comprises an inflow, and the automatic control further comprises automatically closing the throttle to a predetermined degree in response to detecting said inflow.

4. The method according to claim 1, wherein said drilling event comprises a fluid leak, and wherein the automatic control further comprises automatically opening the throttle to a predetermined extent in response to detecting said fluid leak.

5. The method of claim 1, wherein the detection further comprises detecting that said drilling event has occurred.

6. The method of claim 1, wherein the detection further comprises detecting that said drilling event is likely to occur.

7. The method of claim 1, wherein said drilling event comprises initiating a drill pipe attachment process.

8. The method of claim 1, wherein said drilling event comprises terminating a drill pipe attachment process.

9. The method of claim 8, wherein the automatic control further comprises automatically resuming flow through the drill string in response to detecting completion of the drill pipe attachment process.

10. The method of claim 1, wherein the automatic control further comprises automatically performing a well control procedure.

11. The method of claim 10, wherein said well control procedure comprises redirecting a fluid stream to a throttle manifold of a drilling rig.

12. The method according to p. 10, in which the automatic execution of the specified well control procedure further comprises the automatic pumping of unwanted inflow from the well.

13. The method according to p. 10, in which the automatic execution of the specified well control procedure further comprises automatically activating the throttle manifold, which ensures the pumping of unwanted inflow from the well.

14. The method according to claim 1, wherein said drilling event comprises plugging the throttle, and wherein the automatic control further comprises automatically manipulating the throttle.

15. The method according to p. 14, in which the manipulation of the throttle further comprises alternately opening and closing said throttle.

16. The method according to claim 1, in which the automatic control further comprises automatically switching the flow from the first throttle to the second throttle.

17. The method of claim 16, wherein said drilling event comprises having flow through a first throttle outside the optimal operating range of said first throttle.

18. The method of claim 16, wherein said drilling event comprises a malfunction of said first throttle.

19. The method of claim 16, wherein said drilling event comprises locking said first throttle.

20. The method of claim 16, wherein said drilling event comprises a plugging of said first throttle.

21. The method of claim 16, wherein said drilling event comprises erosion of said first throttle.

22. The method according to p. 16, in which the switching flow further comprises automatically maintaining the required pressure during the specified switching.

23. The method according to claim 1, wherein said drilling event comprises exceeding the operating range of one or more throttles involved, and the automatic control further comprises automatically increasing the number of throttles involved.

24. The method of claim 1, wherein said drilling event comprises a failure of a seal of a rotating preventer.

25. The method of claim 24, wherein the automatic control further comprises automatically redirecting the flow to the throttle manifold of the rig.

26. The method according to p. 24, in which the automatic control further comprises opening the throttle to a predetermined degree, which provides incremental pressure relief through the specified rotating preventer.

27. The method according to claim 1, in which the automatic control further comprises reporting information about the vertical roll of the drilling rig into the model.

28. The method of claim 1, wherein said drilling event comprises a vertical roll of the drilling rig.

29. The method according to p. 28, in which the automatic control further comprises automatically adjusting the volume of the annular space.

30. The method according to p. 28, in which the automatic control further comprises automatically updating the set pressure value.

31. The method of claim 1, wherein said drilling event comprises a sensor failure.

32. The method according to p. 31, in which the automatic control further comprises a message about the failure of the sensor in the model.

33. The method according to p. 1, in which automatic control is additionally performed in response to the authorization by a person of such automatic control of said drilling operation.

34. A well drilling system comprising:
a control system comparing a signature of parameters for a drilling operation with a signature of an event signaling a drilling event; and
a controller that automatically controls the drilling operation in response to a drilling event, which is signaled by at least a partial coincidence of the specified parameter signature with the specified event signature, the specified control system being configured to automatically switch between (when signaling an event of a sharp increase in pressure) a) maintaining the required pressure in the wellbore and (b) maintaining the required pressure in the riser.

35. The system of claim 34, wherein said controller automatically adjusts the throttle in response to a detected drilling event.

36. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises an inflow, wherein said controller automatically closes the throttle to a predetermined degree in response to a detected inflow.

37. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises a fluid leak, wherein said controller automatically opens a throttle to a predetermined degree in response to a detected fluid leak.

38. The system of claim 34, wherein said at least partial coincidence signals that said drilling event has occurred.

39. The system of claim 34, wherein said at least partial match indicates that said drilling event is likely to occur.

40. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises the beginning of a drill pipe attachment.

41. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises completion of a drill pipe connection.

42. The system of claim 41, wherein said controller resumes flow circulation through the drill string.

43. The system of claim 34, wherein said control system automatically performs a well control procedure.

44. The system of claim 43, wherein said well control procedure comprises redirecting a fluid stream to a throttle manifold of a drilling rig.

45. The system of claim 43, wherein said well control procedure comprises automatically pumping out unwanted inflow from the well.

46. The system of claim 43, wherein said well control procedure comprises automatically activating a throttle manifold, which leads to pumping out unwanted inflow from the well.

47. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises clogging a throttle, wherein said controller automatically manipulates said throttle.

48. The system of claim 47, wherein the manipulation of the throttle comprises alternately opening and closing said throttle.

49. The system of claim 34, wherein said control system automatically switches the flow from the first throttle to the second throttle.

50. The system of claim 49, wherein said drilling event comprises a stream flowing through said first throttle outside the optimal operating range of said first throttle.

51. The system of claim 49, wherein said drilling event comprises a malfunction of said first throttle.

52. The system of claim 49, wherein said drilling event comprises locking said first throttle.

53. The system of claim 49, wherein said drilling event comprises plugging said first throttle.

54. The system of claim 49, wherein said drilling event comprises erosion of said first throttle.

55. The system of claim 49, wherein said control system automatically maintains the required pressure during flow switching from said first throttle to said second throttle.

56. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises exceeding a working range limit of one or more chokes involved, said control system automatically increasing the number of chokes involved.

57. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises a failure of a seal of a rotating preventer.

58. The system of claim 57, wherein said control system automatically redirects flow to the throttle manifold of the rig.

59. The system of claim 57, wherein said control system automatically opens the throttle to a predetermined degree, which provides incremental pressure relief through said rotating preventer.

60. The system of claim 34, wherein said control system automatically reports information about the vertical roll of the drilling rig to the model.

61. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises a vertical roll of the drilling rig.

62. The system of claim 61, wherein said control system automatically adjusts the amount of annular space.

63. The system of claim 61, wherein said control system automatically updates a predetermined pressure value.

64. The system of claim 34, wherein said drilling event comprises a sensor failure.

65. The system of claim 64, wherein said control system automatically reports a failure of said sensor to the model.

66. The system of claim 34, wherein said control system provides a hazard warning in response to a detected drilling event.

67. The system of claim 34, wherein said control system provides an alarm in response to a detected drilling event.

68. The system of claim 34, wherein said control system provides instructions to the operator in response to a detected drilling event.

69. The system of claim 34, wherein said control system provides at least one option for responding to a detected drilling event.

70. The system of claim 34, wherein said controller automatically controls the drilling operation additionally in response to human authorization of such control of said drilling operation.