DE68903242T2 - Verfahren zur ueberwachung von bohrvorgaengen durch messungen waehrend des bohrens. - Google Patents

Description

• Es ist bekannt, daß die Untersuchung von Ölfeld-Bohrlöchern mittels kabelgeführter Instrumente ausgeführt werden kann nach der Fertigstellung des Abteufens eines Bohrlochs. Solche Techniken standen der Erdölindustrie seit Dekaden zur Verfügung. Leider sind kabelgeführte Untersuchungstechniken häufig nachteilig infolge ihrer Natur, die es erfordert, daß sie nach dem Abteufen ausgeführt werden, und nachdem der Strang aus dem Bohrloch entfernt worden ist. Infolge ihrer Unfähigkeit, die Untersuchungen in Realzeit durchzuführen, können sie keine Hilfe leisten bei der Auswahl der Auskleidung der Kernnahme und der Prüfpunkte ohne erhebliche Verzögerung. Da zusätzlich zwar die kabelgeführten Techniken wirksam sind bei der Bestimmung von Formationsparametern, sind sie nicht in der Lage, Einblick in den Bohrloch-Abteufprozeß selbst zu bieten.
• Im Hinblick auf die Nachteile der kabelgeführten Untersuchungen gewinnen Techniken, die Messungen ausführen, während das Bohrloch abgeteuft wird, in der Erdölindustrie größere Akzeptanz als Standard und gelegentlich sogar als unverzichtbarer Service. Zahlreiche solcher Techniken unterscheiden sich von den traditionellen kabelgeführten Techniken dadurch, daß die MWD-Techniken in der Lage sind, Bohrparameter zu messen, die nicht nur eine Information bezüglich des Abteufprozesses selbst bieten, sondern auch bezüglich der Eigenschaften der geologischen Formationen, die durchteuft werden. Infolge der relativ jungen vermehrten Anwendung zahlreicher MWD-Techniken lernt die Erdölindustrie immer noch aus der Erfahrung, wie die neue Information, die aus MWD erhältlich ist, wirksam verwertet wird. Vielleicht nicht überraschend ergibt die sich ansammelnde Erfahrung einige eher unerwartete Resultate, welche die Kenntnis und Wirksamkeit des Prozesses der Ausbildung von Bohrlöchern in der Erde erheblich verbessern können.
• Ein jüngeres Beispiel ist in U.S. Patent 4,627,276 an Burgess und Lesso beschrieben, das sich auf eine Technik für die Fernbestimmung des Bohrkopfverschleißes und für das Gewinnen von Einsicht in die Wirksamkeit des Abteufprozesses aus Realzeit, Vorortmessungen des untertägigen Gewichtes auf dem Kopf und des untertägigen Drehmoments bezieht. Die Erfahrung mit dieser Technik hat gezeigt, daß es höchst wirksam ist, Bohrlöcher in Delta-Sedimentgeologien mit Schieferbetten, gelegentlich unterbrochen von Sandsteinformationen, mit Bohrköpfen mit gefrästen Zähnen niederzubringen. Eine solche Geologie findet sich in der Golfküstenregion der Vereinigten Staaten. Leider haben nicht alle Regionen der Welt Geologien, die so geradlinig und einfach sind wie die Golfküste. Man betrachte beispielsweise die hochkomplexe Geologie von Kalifornien, wo die pazifische Platte sich unter die Kontinentalplatte schiebt unter Erzeugung von komplexen, stark frakturierten Formationen. In diesen schwierigen Geologien wurde entdeckt, daß die Techniken des vorerwähnten Patents schwierig anwendbar sind oder überhaupt nicht. Ein anderes geologisches Beispiel, bei dem man nicht erwarten würde, daß die Techniken des U.S. Patents 4,627,276 wirksam wären, ist eine vulkanische Geologie. Demgemäß besteht ein Bedarf, Verfahren zu entwickeln und zu entdecken, um die Messungen zu interpretieren, die ausgeführt werden während des Bohrens in komplizierten geologischen Formationen, und die einige Einsicht in die Natur der durchteuften Formationen und des Abteufprozesses selbst bringen.
• EP-A-0,163,426 offenbart ein Verfahren zum Abschätzen der Bohrbedingungen, daß das Bestimmen des Drehmoments (TOR), des Gewichts auf dem Bohrkopf (WOB), der Einbringrate (ROP) und der Drehzahl (ROT) umfaßt, und das Berechnen von Werten X = (TOR/WOB) sowie Y = (ROP/ROT) für gleichzeitige Meßwerte von TOR, WOB, ROP und ROT, wobei X eine Konstante ist, welche indikativ ist für die Lochgeometrie. Eine Historie der Punkte X und Y wird aufgebaut, und Trends in der Historie werden überwacht, um die Bohrbedingungen zu bestimmen. Die Trends können Gesteinstypen zeigen oder Bohrkopfverschleiß, je nach Bedingungen.
• Eine solche klärende Technik wurde entdeckt, die wertvolle und wichtige Informationen in den komplizierten Geologien von Kalifornien aufzeigt und, in Erweiterung dessen, wahrscheinlich in den einfacheren Sedimentformationen ebenfalls. Im Gegensatz zu der Erwartung wurde gefunden, daß die Bohrparameter der Eindringrate (ROP) und des untertägigen Drehmoments (DTOR) in einer Weise kombinierbar sind, daß sie nicht nur Unterstützung leisten bei der Identifikation hochporöser Formationen (stark frakturierter Hornstein in der kalifornischen Geologie), sondern auch Informationen liefern kann bezüglich der unerwünschten Bohrbedingung, bei der sich ein Untermaß-Bohrkopf oder beschädigter Bohrkopf entwickelt. Das erstere ist von größerer Bedeutung, da in harten Formationen (wie Hornstein) Kohlenwasserstoffe die Tendenz haben, sich in den Brüchen zu sammeln, und je frakturierter die Formation ist, desto größer ist die Förderbarkeit der gespeicherten Kohlenwasserstoffe. Das letztere ist ebenfalls von größerer Bedeutung, da die Entwicklung eines Untermaß- Bohrkopfes bedeutet, daß sich der Durchmesser des Kopfes langsam verringert durch Verschleiß der Formation an dem Kopf, um so ein geringfügig konisches Bohrloch zu erzeugen, bei dem der Durchmesser mit der Tiefe abnimmt. Wie bekannt, ist ein konisches Bohrloch eine Situation, die möglichst vermieden werden muß, da es ernsthaft die Schwierigkeiten der Durchführung nachfolgender Arbeitsgänge in diesem Bereich des Bohrlochs vergrößert, wie die Fortsetzung des Bohrprozesses mit einem maßgenauen Bohrkopf oder das Setzen der Verrohrung. Wenn ein konisches Bohrloch sich entwickelt hat, müssen teure Abhilfemaßnahmen getroffen werden, um die sich verjüngende Tendenz des Bohrlochs zu reparieren, etwa das Räumen des Bohrlochs, bevor weitere Aktivitäten wieder aufgenommen werden können.
• In der Praxis der vorliegenden Erfindung wird ein mit "dimensionsloses Drehmoment" bezeichneter Parameter kombiniert mit einem Parameter, der als "normalisierte Eindringrate" bezeichnet wird, zum Gewinnen der oben beschriebenen Information. Das dimensionslose Drehmoment wird bestimmt durch Division einer Untertagemessung des Drehmoments mit dem Produkt aus dem untertägigen Bohrkopfgewicht und der nominellen Bohrkopfgröße. Die normalisierte Eindringrate wird bestimmt durch Division der übertägig gewonnenen Eindringrate mit dem Produkt des untertägigen Gewichts auf dem Bohrkopf und der übertägig gewonnenen Drehzahl. Die gleichzeitigen Werte des dimensionslosen Drehmoments und des normalisierten Gewichts auf dem Bohrkopf werden verglichen mit normalerweise erwarteten Werten dieser Parameter. Es wurde gefunden, daß dann, wenn die Werte sowohl der normalisierten Eindringrate als auch des dimensionslosen Drehmoments hoch sind, verglichen mit normalerweise erwarteten Werten, daß dann eine hochporöse oder frakturierte Formation von dem Drillkopf angetroffen worden ist. Auf diese Weise hat die Bohrmannschaft eine frühe Indikation, daß eine möglicherweise produktive Formationszone angetroffen worden ist. Es ist auch gefunden worden, daß dann, wenn der Wert der Eindringrate innerhalb des normalen Bereichs liegt, während der Wert des dimensionslosen Drehmoments abnormal hoch ist, die Wahrscheinlichkeit besteht, daß der Bohrkopf verschlissen ist bis zu einem unerwünschten Untermaßzustand und gezogen werden sollte und ersetzt werden sollte durch einen Bohrkopf mit Sollmaß. Es wird in diesem Falle angenommen, daß das hohe Drehmoment hervorgerufen wird durch den bohrkopfnahen Stabilisiereinsatz, der an den Bohrlochwandungen schleift.
• Fig. 1 ist eine Illustration einer MWD-Vorrichtung in einem Bohrstrang mit einem Bohrkopf während des Abteufens eines Bohrlochs.
• Fig. 2 ist ein Blockdiagramm der Interpretationsfunktionen, die an den Bohrparametern, erzeugt von der Vorrichtung nach Fig. 1, vorgenommen werden.
• Unter Bezugnahme zunächst auf Fig. 1 ist ein Bohrstrang 10 dargestellt, der in einem Bohrloch 11 hängt und an dessen unterem Ende ein typischer Bohrkopf 12 angebracht ist. Unmittelbar über dem Bohrkopf 12 befindet sich eine Sensorvorrichtung 13 für die Erfassung des untertägigen Gewichts auf dem Bohrkopf (DWOB) und des untertägigen Drehmoments (DT), aufgebaut in Übereinstimmung mit der Erfindung, die in U.S. Patent 4,359,898 an Tanguy und andere beschrieben ist, auf das hiermit verwiesen wird. Der Ausgang des Sensors 13 wird zu einer Übertragungsbaugruppe 15 übertragen, beispielsweise von der Bauart, die im U.S. Patent 3,309,656 an Godbey gezeigt und beschrieben ist, auf das hier ebenfalls verwiesen wird. Der Übertrager 15 befindet sich innerhalb eines speziellen Bohrkragenabschnitts 16 und ist mit diesem verbunden und dient dazu, in dem Bohrfluid, das innerhalb des Bohrstrangs 10 nach unten zirkuliert wird, ein akustisches Signal zu erzeugen, das moduliert wird entsprechend den erfaßten Daten. Das Signal wird über Tage von einem Empfängersystem 17 aufgefangen und verarbeitet durch Verarbeitungsmittel 14, um aufzeichenbare Daten zu liefern, die repräsentativ sind für die untertägigen Messungen. Obwohl hier ein akustisches Datenübertragungssystem erwähnt wird, können natürlich andere Typen von Fernmeßsystemen verwendet werden, unter der Voraussetzung, daß sie in der Lage sind, von unter Tage während des Abteufens ein erfaßbares Signal nach über Tage zu übertragen.
• Es wird nun auf Fig. 2 Bezug genommen bezüglich einer detaillierten Darstellung einer bevorzugten Ausführungsform der vorliegenden Erfindung. Fig. 2 illustriert die Verarbeitungsfunktionen innerhalb der übertägigen Verarbeitungsmittel 17. Die in Realzeit aus den vor Ort getätigten Messungen gewonnenen Signale bezüglich des untertägigen Gewichts auf dem Bohrkopf (WOB) und des untertägigen Drehmoments (TOR), erzielt durch die MWD-Sondensensoren 13, werden übertragen zu der Verarbeitungseinheit 17. Der Verarbeitungseinheit 17 werden ferner übertägig bestimmte Werte der Drehzahl (RPM), des Bohrkopfdurchmessers (R) und der Eindringrate (ROP) zugeführt. Im breiten Sinne spricht die Verarbeitungseinheit 17 an auf die ROP- und TOR-Eingänge zum Erfassen des Auftretens eines oder zweier bedeutender untertägiger Ereignisse: das Eindringen des Bohrkopfes in eine hochporöse Formation, wie sie in einem stark frakturierten Bett angetroffen würde, und die Entwicklung eines Untermaß-Bohrkopfes.
• Während die Verarbeitungseinheit 17 in der Lage ist, auf ROP und TOR allein anzusprechen, um die wünschenswerten Resultate zu erzeugen, hat es sich als bevorzugt erwiesen, ROP und TOR in die normalisierten Größen "normalisierte ROP" (NROP) beziehungsweise "dimensionsloses Drehmoment" (TD) umzusetzen. Dies erfolgt in der Verarbeitungseinheit 17 durch Bilden des Produkts aus WOB und Bohrkopfgröße (R), dargestellt als Block 18, durch Bilden des Produkts von WOB und Drehzahl (RPM), dargestellt als Block 19, und dann Division TOR (Block 20) und ROP (Block 21) durch diese Werte, um TD beziehungsweise NROP zu erhalten.
• Wenn einmal TD und NROP gewonnen worden sind, werden diese Werte in irgendeiner geeigneten Weise kombiniert, etwa unter Verwendung von Suchtabellen in der Verarbeitungseinheit 17 zum Erzeugen einer Indikation hoher Porosität oder eines Untermaß-Bohrkopfes. Dieser Schritt ist graphisch in Fig. 2 als Block 22 dargestellt, der die NROP- und TD- Daten in Form einer Kreuzaufzeichnung wiedergibt. Die Kreuzaufzeichnung der Fig. 2 illustriert drei Bereiche von Bedeutung, in welche die NROP- und TD-Datenpunkte fallen können. Der Bereich 23 ist der Bereich, der bestimmt wird bei der Beobachtung des normalen Abteufprozesses, in welchem normale Werte von NROP und TD fallen. Natürlich können sich die Grenzen des Bereichs 23 von Bohrloch zu Bohrloch oder von Zone zu Zone in demselben Bohrloch ändern, wo unterschiedliche Lithologien angetroffen werden. Demgemäß kann es wünschenswert sein, obwohl bei einem einzelnen Bohrarbeitsgang nicht vorweggenommen, die Grenzen des "normalen" Bereichs 23 jedesmal dann neu zu bestimmen, wenn eine neue Lithologie angetroffen wird. Es kann in der Tat auch wünschenswert sein, die Grenzen des Bereiches 23 neu zu bestimmen, wenn Änderungen in dem Abteufprozeß auftreten, wie Verschleiß des Bohrkopfes 12 oder der Ersatz eines verschlissenen Bohrkopfes durch einen neuen Kopf.
• Daten, die außerhalb des "normalen" Bereichs 23 fallen, zeigen das Auftreten eines möglicherweise beachtenswerten Abteufereignisses an. Wie oben diskutiert, umfassen mindestens zwei solcher Ereignisse das Auftreten des Eindringens des Bohrkopfes 12 in eine hochporöse Zone, wie eine frakturierte Zone, und die Entwicklung eines Untermaß-Bohrkopfes. Es hat sich zur Überraschung von Bohrlochexperten gezeigt, daß Zonen hoher Porosität charakterisiert sind durch sowohl relativ hohe Werte NROP (relativ zu den normalen Werten des Bereichs 23) als auch relativ hoher Werte von TD. Demgemäß ist ein zweiter Bereich 25 des Kreuzdiagramms der Fig. 2 dargestellt als jener Bereich, der indikativ ist für hohe Porosität oder einer frakturierten Zone. Formationszonen hoher Porosität sind von großer Bedeutung insofern, als Kohlenwasserstoffe häufig in solchen Zonen in bestimmten geologischen Regionen akkumuliert gefunden werden, wie etwa in der geologisch komplizierten Region des Offshore-Gebiets von Südkalifornien.
• Bereich 24 des Kreuzdiagramms der Fig. 2 definiert einen dritten Bereich von bedeutendem Interesse. Hier hat es sich gezeigt, daß relativ hohe Werte von TD, begleitet von normalen Werten von NROP, der Entwicklung eines Untermaß-Bohrkopfes oder eines in anderer Weise beschädigten Bohrkopfes entsprechen. Eine rechtzeitige Erkennung eines solchen Ereignisses ermöglicht das frühzeitige Entfernen des Bohrkopfes aus dem Bohrloch für die Bestätigung und den Ersatz, wenn die Untermaßtendenz oder Beschädigung verifiziert worden sind.

Claims (5)

1. Ein Verfahren der Bestimmung von untertägigen Bedingungen, angetroffen von einem Bohrkopf während ein Bohrloch abgeteuft wird, umfassend das Messen des untertägigen Drehmoments TOR, des untertägigen Gewichts auf dem Bohrkopf WOB, der Eindringrate ROP und der Drehzahl RPM und das Kombinieren der Messungen zum Anzeigen der genannten Bedingungen, dadurch gekennzeichnet, daß die Messungen kombiniert werden zum Bestimmen des dimensionslosen Drehmoments TD entsprechend der Beziehung TD = TOR/(WOB·R), wobei R der Bohrkopfdurchmesser ist, und der normalisierten Eindringrate entsprechend der Beziehung NROP = ROP/(WOB·RPM), und daß die gleichzeitigen Werte von TD und NROP verglichen werden mit normalerweise erwarteten Werten dieser Parameter zum Erzeugen einer Anzeige hoher Formationsporosität oder eines beschädigten oder Untermaß-Bohrkopfes.

2. Ein Verfahren nach Anspruch 1, bei dem ein für WOB indikatives Signal erzeugt wird und kombiniert wird mit einer Bestimmung von R zum Erzeugen eines ersten Produktsignals, welches erste Produktsignal kombiniert wird mit einem Signal, das indikativ ist für TOR zum Erzeugen eines für TD indikativen Signals.

3. Ein Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem ein für WOB indikatives Signal erzeugt wird und kombiniert wird mit einem für RPM indikativen Signals zum Erzeugen eines zweiten Produktsignals, welches zweite Produktsignal kombiniert wird mit einem Signal, das indikativ ist für ROP zum Erzeugen eines für NROP indikativen Signals.

4. Ein Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, bei dem eine Indikation einer hochporösen Formation erzeugt wird, wenn die Werte von TD und NROP höher sind als die normalerweise erwarteten Werte.

5. Ein Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei dem eine Indikation eines beschädigten oder Untermaß-Bohrkopfes erzeugt wird, wenn die Werte von TD höher sind als normalerweise erwartet, während die Werte von NROP normal sind.