CN101868595A - 自动化指向性的钻探设备和方法 - Google Patents

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Abstract

用于钻探到目标位置的方法和系统包括接收包括到目标位置的计划钻探路径的输入并且确定钻探系统的井底钻具组件的投影位置的控制系统。比较井底钻具组件的投影位置与计划钻探路径以确定偏差量。创建如基于离开计划钻探路径的偏差量选择的、到目标位置的经修改的钻探路径，并且产生使钻探系统的井底钻具组件转向为沿着经修改的钻探路径指向目标位置的钻机控制信号。

Description

自动化指向性的钻探设备和方法
背景技术
在钻探操作开始时，钻探者通常建立包括目标位置和到目标位置的钻探路径的钻探计划。一旦钻探开始，便沿着任何数目的方向从竖直钻探路径引导或者“转向(steer)”井底钻具组件以遵循所提出的钻探计划。例如，为了回收地下碳氢化合物沉积物，钻探计划可能包括到储藏上方的位点的竖井，然后穿过沉积物的指向或者水平钻井。操作者然后可以根据计划在竖直和水平这两个方面转向钻具。
在一些实施例中，这样的指向性的钻探要求精确地确定驱动钻头的井底马达的弯曲段的方向。在这样的实施例中，旋转钻柱改变了弯曲段和刀面的定向。为了有效地转向该组件，操作者必须首先例如经由随钻测量(MWD)设备确定当前刀面定向。此后，如果钻探方向需要调节，则操作者必须旋转钻柱以改变刀面定向。在其它实施例中，例如旋转可转向系统，操作者仍然必须确定当前刀面定向。
在钻探期间，以各种间隔或者其它时间获得识别井中的BHA的定位和指向性的数据的“测绘(survey)”。每一次测绘均产生在井中的位置倾斜和方位角(或者罗盘航行)的测量(通常在测量时的总深度)。特别地，在指向井眼中，井眼的位置必须是以合理的精度已知的以保证正确的井眼路径。测量自身包括井眼的相对于竖直方向倾斜和方位角。除了刀面数据和倾斜度以及方位角，在每一次测绘期间获得的数据还可以包括孔深度数据、管道旋转数据、钩子负载数据、Δ压力数据(跨井底钻探马达)和建模狗腿(dogleg)数据。
可以在井中的离散的位点处进行这些测量，并且可以根据这些离散的位点计算井眼的近似路径。传统上，在每一个钻杆连接处进行标准测绘以获得关于新的测绘位置的倾斜度和方位角的精确测量。然而，如果指向性的钻探操作在单一钻杆接头或者连接的跨度内要求在滑动和旋转之间的一个或者多个过渡，则钻探者不能依靠最近的测绘来精确地评定操作进展或者效力。例如，钻探者不能利用最近的测绘数据来评定在获得测绘之后引发的“滑动”的效力或者精度。测绘的传统使用不向指向性的钻探者提供关于在获得最近的测绘测量之后执行的操作进展或者效力的任何反馈。
当发生与计划钻探路径的偏差时，钻探者必须考虑他们可以用来试图将钻具引导返回至初始路径的因素。这通常要求操作者操纵绞车制动器，并且旋转转台或者顶部钻轴驱动器以发现钩子负载、泥浆马达差压和钻柱扭矩的精确组合，以正确地定位刀面。这可能是困难的、耗时的和复杂的。每一个调节对于刀面定向具有不同的效果，并且每一个均必须被与用于钻孔的其它钻探要求相组合地考虑。因此，在钻孔中重指向刀面是非常复杂的、劳动密集型的并且经常是不准确的。需要一种用于转向BHA的更加有效率的、可靠的方法。
发明内容
在一个示例性方面，本公开涉及一种钻探至目标位置的方法。该方法包括接收包括到目标位置的计划钻探路径的输入和确定钻探系统的井底钻具组件的投影位置。比较井底钻具组件的投影位置与计划钻探路径，并且创建到目标位置的修改钻探路径。通常在钻井的表面处产生钻机控制信号，所述信号使钻探系统的井底钻具组件转向为沿着修改钻探路径指向目标位置。
在一个方面，创建到目标位置的修改钻探路径包括计算与计划钻探路径相交叉的从井底钻具组件的投影位置的曲线。在另一个方面，创建到目标位置的修改钻探路径包括计算不与计划钻探路径相交叉并且被从井底钻具组件的投影位置指引至目标位置的、新的计划钻探路径，该方法进一步包括再次确定钻探系统的井底钻具组件的投影位置。比较井底钻具组件的投影位置与新的修改钻探路径并且创建到目标位置的第二修改钻探路径。在钻井表面处自动地并且以电子方式产生一个或者多个钻机控制信号，所述信号使钻探系统的井底钻具组件转向为沿着第二修改钻探路径指向目标位置。
在一个方面，确定井底钻具组件的投影位置包括确定井底钻具组件的钻头的投影位置，并且确定钻头的投影位置包括考虑来自一个或者多个测绘结果的数据。
在一个方面，基于离开计划路径的偏差量是否超过阀值而创建修改钻探路径包括：如果离开计划路径的偏差量超过第一阀值偏差量则创建与计划钻探路径相交叉的修改钻探路径，并且如果离开计划路径的偏差量超过第二阀值偏差量则创建不与计划钻探路径相交叉的修改钻探路径。该方法可以包括接收用户发起的输入，所述输入指示当井底钻具组件离开计划路径超过第二阀值偏差量时是否创建不与计划钻探路径交叉的、到目标的新的计划路径。
在一个方面，该计划钻探路径包括公差带，并且当井底钻具组件的投影位置与公差带边界相交叉时，创建修改钻探路径发生，并且当井底钻具组件的投影位置在公差带内时，创建修改钻探路径不发生。在另一个方面，该方法包括计算将井底钻具组件转向至目标位置所需要的刀面倾斜数值和测得深度。
在一个方面，创建到目标位置的修改钻探路径包括计算第一3D曲线、计算保持段，和可选地计算第二3D曲线。该第一和可选的第二3D曲线可以是修改钻探路径的一部分。可选的第二3D曲线可以在目标位置之前的位置处融合修改路径与初始计划钻探路径。在这里的一个优选实施例中，诸如利用计算机或者如在这里描述的其它适当的逻辑设备，可以以电子方式实现全部的曲线计算。
在一个方面，该方法包括关于计划钻探路径限定公差带、干预带和校正带。比较井底钻具组件的投影位置与计划钻探路径包括确定哪个带包含井底钻具组件的所确定的投影。在创建到目标位置的修改钻探路径之后，关于修改钻探路径限定新的公差带、新的干预带和新的校正带。
在一个方面，确定井底钻具组件的投影位置包括使用实时测绘投影作为定向趋势。实时投影是使用以下方法执行的，所述方法包括最小曲率圆弧、方向趋势和直线中的至少一个。实时投影可以包括刀面定向输入。
在一个方面，该方法包括创建到目标位置的修改钻探路径，包括计算第一3D曲线、保持段和沿着计划钻探路径指引井底钻具组件的可选的第二3D曲线。通过计算在目标位置处与计划钻探路径交叉所需要的任何曲线，计算在目标位置之前的第一位置处与计划钻探路径交叉所需要的任何曲线，可以优选地以电子方式计算第一和可选的第二3D曲线。每一个曲线可以具有对于BHA可接受的曲率。通过计算在第一位置之前的第二位置处与计划钻探路径交叉所需要的任何曲线，所述曲线每一个均具有可接受的曲率，第一和第二位置分离选定的测量距离，和选择在到达目标位置之前在第一位置处与计划路径交叉的计算曲线，可以优选地以电子方式进一步计算所述曲线。
在另一示例性方面中，本公开涉及一种用于钻探至目标位置的系统。该系统包括适于接收包括到目标位置的计划钻探路径的输入的接收设备、适于确定钻探系统的井底钻具组件的投影位置的传感设备，和适于比较井底钻具组件的投影位置与计划钻探路径以确定离开计划路径的偏差量的逻辑设备。第二逻辑设备适于创建如基于离开计划钻探路径的偏差量选择的、到目标位置的修改钻探路径。钻机控制信号发生器适于在钻井的表面处自动地和以电子方式产生一个或者多个钻机控制信号，所述信号使钻探系统的井底钻具组件转向为沿着修改钻探路径指向目标位置。
在一个方面，该系统包括绞车驱动、顶驱和泥浆泵。该控制信号发生器传输该一个或者多个信号以控制绞车、顶驱和泥浆泵从而在钻探进行时改变井底钻具组件的方向。在一个方面，该第二逻辑设备基于离开计划路径的偏差量是否超过阀值而创建修改钻探路径。它包括用于如果离开计划路径的偏差量超过离开计划路径的第一阀值偏差量则创建与计划钻探路径相交叉的修改钻探路径的装置，和用于如果离开计划路径的偏差量超过离开计划路径的第二阀值偏差量则创建不与计划钻探路径交叉的修改钻探路径的装置。
在另一示例性方面，本公开涉及一种在钻探操作期间从钻机到地下目标位置指向性地转向井底钻具组件的方法。该方法包括以下步骤：产生具有钻探路径的钻探计划和作为公差带的可接受的误差容限；接收指示一个或者多个定向趋势和到钻头深度的投影的数据；基于一个或者多个定向趋势和到钻头深度的投影确定井底钻具组件的实际位置；和确定钻头是否在公差带内。该方法还包括比较井底钻具组件的实际位置与计划钻探路径以从实际钻探路径识别离开井底钻具组件的计划路径的偏差量并且基于离开计划路径的偏差量创建修改钻探路径。这包括：如果离开计划路径的偏差量超过离开计划路径的第一阀值偏差量则创建与计划钻探路径相交叉的修改钻探路径，和如果离开计划路径的偏差量超过离开计划路径的第二阀值偏差量则创建不与计划钻探路径相交叉的、到目标位置的修改钻探路径。该方法进一步包括确定用于使井底钻具组件转向为沿着修改钻探路径的所期望的刀面定向；在指向性的转向控制器处在钻井表面处自动地和以电子方式产生一个或者多个钻机控制信号；和将该一个或者多个钻机控制信号输出到绞车和顶驱以使井底钻具组件转向为沿着修改钻探路径。
附图简要说明
当结合附图阅读时根据下面的详细说明可以最好地理解本公开。要强调的是，根据在工业中的标准实践，各种特征未按比例绘制。事实上，为了使得讨论清楚起见，各种特征的尺寸可以被任意地增加或者降低。
图1是根据本公开的一个或者多个方面的钻机设备的示意图。
图2A和2B是根据本公开的一个或者多个方面的方法的流程图。
图3是根据本公开的一个或者多个方面的设备的示意图。
图4A-4C是根据本公开的一个或者多个方面的设备的示意图。
图5A是根据本公开的一个或者多个方面的方法的流程图。
图5B是关于钻探路径的公差柱体的图示。
图6A是根据本公开的一个或者多个方面的方法的流程图。
图6B是根据本公开的一个或者多个方面的设备的示意图。
图6C-6D是根据本公开的一个或者多个方面的方法的流程图。
图7A-7C是根据本公开的一个或者多个方面的方法的流程图。
图8A-8B是根据本公开的一个或者多个方面的设备的示意图。
图8C是根据本公开的一个或者多个方面的方法的流程图。
图9A-9B是根据本公开的一个或者多个方面的方法的流程图。
图10A-10B是根据本公开的一个或者多个方面的显示设备的示意图。
图11是根据本公开的一个或者多个方面的设备的示意图。
具体实施方式
应该理解本公开提供用于实现各种实施例的不同特征的很多不同的实施例或者示例。在下面描述组件和布置的特定示例以简化本公开。这些当然仅仅是示例而非旨在是限制性的。另外，本公开可以在各种示例中重复引用数字和/或字母。这种重复是为了简洁和清楚起见而不是在本质上规定在所讨论的各种实施例和/或配置之间的关系。而且，在随后的说明中，在第二特征之上或者在第二特征上形成第一特征可以包括其中第一和第二特征被直接接触地形成的实施例，并且也可以包括其中可以形成置于第一和第二特征之间从而第一和第二特征可以并不直接接触的另外的特征的实施例。
与要求显著更多的人工输入或者为输入提供的暂停的传统系统相比，在这里所公开的系统和方法提供增强的BHA控制，从而产生增强的BHA响应性和更快的BHA操作。通过使用数据反馈和位置探测、处理所接收的数据和基于投影的实际钻头位置优化钻探路径，本发明能够有利地实现这点。在钻探之前，目标位置通常得以识别并且最佳井眼轮廓或者计划路径得以建立。这种建议的钻探路径通常是基于到目标位置或者多个位置的最有效率的或者有效的路径的。当钻探进行时，BHA可能由于一个或者多个不同的因素而开始偏离最佳的预先计划的钻探路径。在这里所公开的系统和方法适于探测离开计划路径的偏差并且产生校正以将BHA返回钻探路径，或者如果更加有效地，产生到目标位置的替选钻探路径，每一种情形均优选地以可能的最有效率的方式发生同时优选地避免过度校正。
参考图1，图示出示例本公开的一个或者多个方面的设备100的示意图。设备100是或者包括陆基钻机。然而，本公开的一个或者多个方面能够被应用于或者易于适合于任何类型的钻机，例如，升降式钻井台、半潜式钻机、钻探船、盘管钻机、适用于钻探和/或重入操作的修井机和套管钻机、在本公开范围内的其他钻机。
设备100包括在钻台110上方支撑起落机构的桅杆105。该起落机构包括天车115和移动滑车120。天车115被联接到桅杆105的顶部处或者靠近此处，并且移动滑车120通过钻机钢丝绳125从天车115悬垂。钻机钢丝绳125的一端从起落机构延伸到绞车130，绞车130被配置为卷出和卷入钻机钢丝绳125以使得移动滑车120相对于钻台110被降低和升高。被称作死绳固定器的、钻机钢丝绳125的另一端可能靠近绞车130或者在钻机上的任何其他位置处被锚固到固定位置。
钩子135被附接到移动滑车120的底部。从钩子135悬挂顶驱140。从顶驱140延伸的钻轴145被附接到保护接头150，保护接头150被附接到悬挂在井眼160内的钻柱155。替选地，钻轴145可以被直接地附接到钻柱155。
如在这里所使用地术语“钻轴”不限于从顶驱直接地延伸、或者在其它情形在传统上被称作钻轴的组件。例如，在本公开范围内，“钻轴”可以另外地或者替选地包括至少间接地从顶驱或者其它旋转驱动元件向钻柱传输扭矩、位置和/或旋转的主轴、驱动轴、输出轴和/或另一组件。尽管如此，纵使仅仅为了清楚和简洁起见，这些组件也可以在这里被通称为“钻轴”。
钻柱155包括钻杆165、井底钻具组件(BHA)170和钻头175的相互连接部分。除了其它组件以外，井底钻具组件170可以包括稳定器、钻环和/或随钻测量(MWD)或者钢索输送设备。在这里还可以被称作刀具的钻头175被连接到BHA170的底部或者被以其它方式附接到钻柱155。一个或者多个泵180可以通过可被连接到顶驱140的软管或者其它导管185向钻柱155递送钻探流体。
井底MWD或者钢索输送设备可以被配置用于评价物理性质，诸如压力、温度、扭矩、钻压(WOB)、振动、倾斜、方位角、在三维空间中的刀面定向和/或其它井底参数。这些测量可以在井底进行，被存储在固态存储器中一定时间，并且在表层处从设备(多个)下载和/或被实时地传输到表层。数据传输方法可以包括例如对数据数字编码并且可能地作为钻探流体或者泥浆系统中的压力脉冲通过钻柱155的声学传输、通过钢索或者有线管道的电子传输和/或作为电磁脉冲传输将编码数据传输到表层。MWD工具和/或BHA170的其它部分可以具有存储用于以后经由钢索和/或当BHA170从井眼160起钻时检索的测量的能力。
在一个示例性实施例中，例如当利用欠平衡或者压力受控钻探方法钻探井160时，设备100还可以包括旋转防喷器(BOP)158。在这样的实施例中，环形泥浆和切屑可以在表层处被加压，并且有可能地利用节流口系统控制实际的所期流量和压力，并且流体和压力在井口处被保持并且被旋转BOP158沿着流线向下引导至节流口。设备100还可以包括被配置为探测在例如井眼160(或者其中的套管)和钻柱155之间限定的环带中的压力的表层套管环形压力传感器159。
在图1描绘的示例性实施例中，利用顶驱140引起钻柱155旋转运动。然而，本公开的方面还能够被应用于或者易于适合于利用其它驱动系统，诸如动力水龙头、旋转台、盘管单元、井底马达和/或传统的旋转钻机等的实施方式。
设备100还包括被配置为控制或者有助于控制设备100的一个或者多个组件的控制的控制器190。例如，控制器190可以被配置为向绞车130、顶驱140、BHA170和/或泵180传输操作控制信号。控制器190可以是靠近桅杆105和/或设备100的其它组件安装的独立组件。在一个示例性实施例中，控制器190包括位于邻近设备100的控制室，诸如经常用作组合工具棚的被称作“司钻偏房”的通用掩蔽所、办公室、通信中心和通用会所中的一个或者多个系统。控制器190可以被配置为经由为了清楚起见在图1中未被描绘的有线或者无线传输装置向绞车130、顶驱140、BHA 170和/或泵180传输操作控制信号。
控制器190还被配置为从设备100中包括的各种传感器经由有线或者无线传输装置(在图1中也未被示出)接收电子信号，其中每一个传感器均被配置为探测操作特征或者参数。一个这样的传感器是上述的表层套管环形压力传感器159。设备100可以包括被附接到或者以其它方式与BHA 170相关联的井底环形压力传感器170a。井底环形压力传感器170a可以被配置为探测在BHA 170的外部表层和井眼160的内径之间限定的环环状区域中的压力值或者范围，该压力还可以被称作套管压力、井底套管压力、MWD套管压力或者井底环形压力。这些测量可以包括静态环形压力(泵关闭)和活动环形压力(泵打开)。
在此指出在本公开上下文中单词“探测(detecting)”的含义可以包括探测、感测、测量、计算和/或以其它方式获得数据。类似地，在本公开上下文中单词“探测(detect)”可以包括探测、感测、测量、计算和/或以其它方式获得数据。
设备100可以另外地或者替选地包括被配置用于探测BHA 170中的冲击和/或振动的冲击/振动传感器170b。设备100可以另外地或者替选地包括被配置为探测在BHA 170的一个或者多个马达172上的压力差值或者范围的泥浆马达delta压力(ΔP)传感器172a。该一个或者多个马达172可以每一个都是或者包括使用钻探流体的液压动力驱动钻头175的容积式钻探马达，也被称作泥浆马达。一个或者多个扭矩传感器172b也可以被包括于BHA 170中以向控制器190发送指示通过一个或者多个马达172而被施加到钻头175的扭矩的数据。
设备100可以另外地或者替选地包括被配置为探测当前刀面定向的刀面传感器170c。刀面传感器170c可以是或者包括传统的或者未来研制出的探测相对于磁北或者真北刀面定向的磁性刀面传感器。替选地或者另外地，刀面传感器170c可以是或者包括传统的或者未来研制出的探测相对于地球重力场的刀面定向的重力刀面传感器。刀面传感器170c还可以或者替选地是或者包括传统的或者未来研制出的陀螺传感器。设备100可以另外地或者替选地包括与BHA 170成一体并且被配置为探测在BHA 170处或者附近的WOB的WOB传感器170d。
设备100可以另外地或者替选地包括被耦接到或者以其它方式与顶驱140相关联的扭矩传感器140a。扭矩传感器140a可以替选地位于BHA 170中或者与BHA 170相关联。扭矩传感器140a可以被配置为探测钻轴145和/或钻柱155的扭转数值或者范围(例如，响应于作用于钻柱上的操作力)。顶驱140可以另外地或者替选地包括或者以其它方式与速度传感器140b相关联，速度传感器140b被配置为探测钻轴145的旋转速度的数值或者范围。
顶驱140、绞车130、天车或者移动滑车、钻机钢丝绳或者死绳固定器可以另外地或者替选地包括或者以其它方式与不同于WOB传感器170d的WOB传感器140c相关联(从能够基于活动和静态钩子负载的钩子负载传感器计算的WOB)(例如，在加载路径机构中某处安装一个或者多个传感器以探测并且计算能够在钻机间改变的WOB)。WOB传感器140c可以被配置为探测WOB数值或者范围，其中可以在顶驱140、绞车130或者设备100的其它组件处执行这样的探测。
由这里描述的传感器执行的探测可以被一次地、连续地、周期地和/或以随机的间隔执行。该探测可以由操作者或者访问人机接口(HMI)的他人以手动方式触发，或者由例如满足预定条件(例如，时间段期满、钻探进度达到预定深度、钻头使用达到预定程度等)的触发特征或者参数自动地触发。这样的传感器和/或其它探测装置可以包括可以位于钻井/钻机现场当地或者位于具有到系统的网络链接的另一远程位置处的一个或者多个接口。
参考图2A，示意出是根据本公开一个或者多个方面的、将刀面定向操纵到理想定向的方法200a的流程图。可以在设备100操作期间与图1所示设备100的一个或者多个组件相关联地执行方法200a。例如，可以在经由设备100执行钻探操作期间关于刀面定向执行方法200a。
方法200a包括步骤210，在步骤210期间测量当前刀面定向TFM。可以使用传统的或者将来研制出的磁性刀面传感器测量TFM，该磁性刀面传感器探测相对于磁北或者真北的刀面定向。替选地或者另外地，可以使用传统的或者将来研制出的重力刀面传感器测量TFM，该重力刀面传感器探测相对于地球重力场的刀面定向。在一个示例性实施例中，可以在井眼端部偏离竖直方向小于大约7°时使用磁性刀面传感器测量，并且随后在井眼端部偏离竖直方向大于大约7°时使用重力刀面传感器测量TFM。然而，用于确定TFM的陀螺和/或其它装置也在本公开的范围内。
在随后的步骤220中，TFM被与所期望的刀面定向TFD相比较。如果TFM充分地等于TFD，如在决策步骤230期间确定地，则再次执行方法200a并且重复步骤210。“充分相等”可以指的是基本相等，例如不大于几个百分点的变化，或者可以替选地指的是不大于预定角度，例如大约5°的变化。而且，方法200a的重复执行可以是基本上立即的，或者在重复执行方法200a并且重复步骤210之前可以存在延迟时间段。
如果TFM并不充分等于TFD，如在决策步骤230期间确定地，则方法200a继续步骤240，在该步骤期间，钻轴被驱动系统旋转例如大约等于在TFM和TFD间X的差异的量。然而，在步骤240期间执行的其它旋转调节量也在本公开的范围内。在步骤240被执行之后，重复执行方法200a并且重复步骤210。这种重复执行可以是基本上立即的，或者在重复执行方法200a并且重复步骤210之前可以存在延迟时间段。
参考图2B，示意出是图2A所示方法200a的另一实施例的流程图，这里利用引用数字200b标注。方法200b包括当刀面定向在期望定向中时的信息收集步骤，并且可以在设备100操作期间与图1所示设备100的一个或者多个组件相关联地执行方法200b。例如，可以在经由设备100执行钻探操作期间关于刀面定向执行方法200b。
方法200b包括在上面关于方法200a描述地并且在图2A中示出的步骤210、220、230和240。然而，方法200b还包括步骤233，在步骤233期间，如在决策步骤230期间确定地，如果TFM充分等于TFD，则测量当前操作参数。替选地或者另外地，可以以周期的或者预定的时间间隔，或者当发生其它事件时测量当前操作参数。方法200b还包括步骤236，在步骤236期间，记录在步骤233中测量的操作参数。可以在将来在步骤240期间执行的钻轴旋转量计算中采用在步骤236期间记录的操作参数，例如可以利用一个或者多个智能自适应控制器、可编程逻辑控制器、人工神经网络和/或其它自适应和/或“学习型”控制器或者处理设备确定钻轴旋转量。
方法200a和200b的每一个步骤可以被自动地执行。例如，图1的控制器190可以被配置为自动地执行步骤230的刀面比较，无论周期地、以随机间隔的还是以其它方式。控制器190还可以被配置为诸如响应于在步骤220和230期间执行的刀面比较自动地产生并且传输指引步骤240的钻轴旋转的控制信号。
参考图3，示意出根据本公开一个或者多个方面的设备300的框图。设备300包括用户接口305、BHA 310、驱动系统315、绞车320和控制器325。设备300可以在图1所示的环境和/或设备内实施。例如，BHA 310可以基本上类似于图1所示的BHA 170，驱动系统315可以基本类似于图1所示的顶驱140，绞车320可以基本类似于图1所示的绞车130，和/或控制器325可以基本类似于图1所示的控制器190。除了在这里描述的或者以其它方式在本公开范围内的其它方法，还可以在执行图2A所示的方法200a和/或图2B所示的方法200b时利用设备300。
用户接口305和控制器325可以是经由有线或者无线装置而被相互连接的离散的组件。替选地，如图3中的短划线所示意地，用户接口305和控制器325可以是单一系统或者控制器327的集成组件。
用户接口305包括用于用户输入一个或者多个刀面设定点的装置330，并且还可以包括用于用户输入其它设定点、极限和其它输入数据的装置。数据输入装置330可以包括键盘、语音识别设备、拨盘、按钮、开关、滑动选择器、操纵杆、游戏杆、鼠标、数据库和/或其它传统的或者将来研制出的数据输入设备。这样的数据输入装置可以支持从本地和/或远程位置输入数据。替选地或者另外地，数据输入装置330可以包括用于用户诸如经由一个或者多个下拉菜单选择预定刀面设定点数值或者范围的装置。刀面设定点数据还可以或者替选地经由一个或者多个数据库查询过程的执行而由控制器325选择。通常，数据输入装置330和/或在本公开范围内的其它组件支持从在钻机现场以及除了别的装置以外的具有到系统、网络、局域网(LAN)、广域网(WAN)、互联网、卫星链路和/或无线电的通信链路的一个或者多个远程位置上的站进行操作和/或监视。
用户接口305还可以包括用于以文本、图形或者视频形式向用户可视地呈现信息的显示器335。用户还可以与数据输入装置330相结合地利用显示器335输入刀面设定点数据。例如，刀面设定点数据输入装置330可以与显示器335集成或者以其它方式可通信地耦接到显示器335。
BHA 310可以包括被配置为探测在BHA 310的MWD部分处或者附近的环形压力数值或者范围的并且可以基本类似于图1所示的压力传感器170a的MWD套管压力传感器340。经由MWD套管压力传感器340探测的套管压力数据可以经由有线或者无线传输而经由电信号发送到控制器325。
BHA 310还可以包括被配置为探测在BHA 310的MWD部分中的冲击和/或振动并且可以基本类似于图1所示的冲击/振动传感器170b的MWD冲击/振动传感器345。经由MWD冲击/振动传感器345探测的冲击/振动数据可以经由有线或者无线传输而经由电信号被发送到控制器325。
BHA 310还可以包括被配置为探测在BHA 310的泥浆马达上的压力差值或者范围并且可以基本类似于图1所示泥浆马达ΔP传感器172a的泥浆马达ΔP传感器350。经由泥浆马达ΔP传感器350探测的压力差异数据可以经由有线或者无线传输而经由电信号被发送到控制器325。可以替选地或者另外地诸如通过计算在刚好离开底部处的表层竖管压力和一旦钻头接触底部并且开始钻探并且受到扭矩作用时的压力之间的差异而计算、探测或者以其它方式确定在表层处的泥浆马达ΔP。
BHA 310还可以包括以合作方式被配置为探测当前刀面并且共同地可以基本类似于图1所示的刀面传感器170c的磁性刀面传感器355和重力刀面传感器360。磁性刀面传感器355可以是或者包括探测相对于磁北或者真北的刀面定向的、传统的或者将来研制出的磁性刀面传感器。重力刀面传感器360可以是或者包括探测相对于地球重力场的刀面定向的、传统的或者将来研制出的重力刀面传感器。在一个示例性实施例中，磁性刀面传感器355可以在井眼端部偏离竖直方向小于大约7°时探测当前刀面，并且重力刀面传感器360可以在井眼端部偏离竖直方向大于大约7°时探测当前刀面。然而，还可以在本公开范围内利用其它刀面传感器，包括非磁性刀面传感器和非重力倾斜传感器。在任何情形中，经由一个或者多个刀面传感器(例如，传感器355和/或360)探测的刀面定向可以经由有线或者无线传输而经由电信号被发送到控制器325。
BHA 310还可以包括被配置为探测关于被BHA 310的马达(多个)施加到钻头的扭矩的数值或者数值范围并且可以基本类似于图1所示的扭矩传感器172b的MWD扭矩传感器365。经由MWD扭矩传感器365探测的扭矩数据可以经由有线或者无线传输而经由电信号被发送到控制器325。
BHA 310还可以包括被配置为探测在BHA 310处或者靠近此处关于WOB的数值或者数值范围并且可以基本类似于图1所示WOB传感器170d的MWD WOB传感器370。经由MWD WOB传感器370探测的WOB数据可以经由有线或者无线传输而经由电信号被发送到控制器325。
绞车320包括用于控制钻机钢丝绳(例如图1所示的钻机钢丝绳125)的送出和/或送入的控制器390和/或其它装置。这样的控制可以包括绞车的旋转控制(进与出)以控制钩子的高度或者位置，并且还可以包括钩子上升或者下降的速率控制。然而，在本公开范围内的示例性实施例包括其中绞车钻柱进给系统可以替选地是液压油缸或者齿条和小齿轮类型提升系统钻机的那些，这里钻柱的上下运动是经由除了绞车之外的某种机构。钻柱还可以采取盘管的形式，在此情形中，钻柱进出钻孔的运动是由夹持并且推/拉管道进/出钻孔的喷射头控制的。尽管如此，这样的实施例仍然可以包括控制器390的类型，并且控制器390仍然可以被配置为控制钻柱的送出和/或送入。
驱动系统315包括被配置为与图1所示扭矩传感器140a非常相同地探测钻轴或者钻柱的反应扭转的数值或者范围的表层扭矩传感器375。驱动系统315还包括被配置为诸如相对于真北或者另一静止基准探测钻轴的旋转位置的数值或者范围的钻轴位置传感器380。分别地经由传感器375和380探测的表层扭转和钻轴位置数据可以经由有线或者无线传输而经由电信号被发送到控制器325。驱动系统315还包括用于控制钻轴或者被耦接到驱动系统315的其它钻柱组件(例如图1所示的钻轴145)的旋转位置、速度和方向的控制器385和/或其它装置。
在一个示例性实施例中，驱动系统315、控制器385和/或设备300的其它组件可以包括用于解决在钻柱和井眼之间的摩擦的装置。例如，这样的摩擦解决装置可以被配置为探测摩擦发生和/或严重性，然后可以可能地由控制器385和/或设备300的另一控制组件从实际“反作用”扭矩减去所述摩擦。
控制器325被配置为从用户接口305、BHA 310和/或驱动系统315接收一个或者多个上述参数，并且利用这样的参数以连续地、周期地或者以其它方式确定当前刀面定向。控制器325可以进一步被配置为诸如经由智能自适应控制产生控制信号，并且将控制信号提供给驱动系统315和/或绞车320以调节和/或保持刀面定向。例如，控制器325可以执行图2B所示方法202以向驱动系统315和/或绞车320提供一个或者多个信号从而增加或者降低WOB和/或钻轴位置，诸如这可能是准确地“操纵”钻探操作所要求的。
而且，如在图3中描绘的示例性实施例中那样，驱动系统315的控制器385和/或绞车320的控制器390可以被配置为产生并且向控制器325传输信号。因此，驱动系统315的控制器385可以被配置为影响对BHA 310和/或绞车320的控制从而有助于获得和/或维持所期望的刀面定向。类似地，绞车320的控制器390可以被配置为影响对BHA310和/或驱动系统315的控制从而有助于获得和/或维持所期望的刀面定向。替选地或者另外地，诸如由在图3中描绘的双向箭头392示意地，驱动系统315的控制器385和绞车320的控制器390可以被配置为直接地通信。因此，驱动系统315的控制器385和绞车320的控制器390可以被配置为在获得和/或维持所期望的刀面定向时相配合。这样的配合可以独立于提供给或者来自控制器325和/或BHA 310的控制。
参考图4A，示意出根据本公开一个或者多个方面的设备400a的至少一个部分的示意图。设备400a是图1所示的设备100和/或图3所示的设备300的一种示例性实现方式，并且是其中可以执行图2A所示的方法200a和/或图2B所示的方法200b的一种示例性环境。设备400a包括多个用户输入410和可以包括一个或者多个处理器的至少一个主要转向模块420。用户输入410包括钻轴扭矩正极限410a、钻轴扭矩负极限410b、钻轴速度正极限410c、钻轴速度负极限410d、钻轴振荡正极限410e、钻轴振荡负极限410f、钻轴振荡中性点输入410g和刀面定向输入410h。一些实施例包括从先前测绘410p输入的测绘数据、计划钻探路径410q或者优选地包括这两者。这些输入可以被用于获得旨在将BHA保持在计划钻探路径上的刀面定向输入410h。然而，在其它实施例中，刀面定向是直接输入的。在本公开范围内的其它实施例可以利用另外的或者替代的用户输入410。用户输入410可以基本类似于图3所示的用户输入330或者用户接口305的其它组件。所述至少一个转向模块420可以形成图3所示的控制器325和/或图3所示的驱动系统315的控制器385的至少一个部分，或者由其至少一个部分形成。在图4A描绘的示例性实施例中，所述至少一个转向模块420包括刀面控制器420a和绞车控制器420b。在一些实施例中，它还包括泥浆泵控制器。
设备400a还包括或者被以其它方式与多个传感器430相关联。该多个传感器430包括钻头扭矩传感器430a、钻轴扭矩传感器430b、钻轴速度传感器430c、钻轴位置传感器430d、泥浆马达ΔP传感器430e和刀面定向传感器430f。然而，在本公开范围内的其它实施例可以利用另外的或者替代的传感器430。在一个示例性实施例中，该多个传感器430中的每一个可以位于井眼的表层处，而不位于邻近钻头的井底、井底钻具组件和/或任何随钻测量工具处。然而，在其它实施例中，传感器430中的一个或者多个可以不是表层传感器。例如，在一个示例性实施例中，钻轴扭矩传感器430b、钻轴速度传感器430c和钻轴位置传感器430d可以是表层传感器，而钻头扭矩传感器430a、泥浆马达ΔP传感器430e和刀面定向传感器430f可以是井底传感器(例如，MWD传感器)。而且，各个传感器430可以基本类似于图1或者图3所示的相应传感器。
设备400a还包括或者被与钻轴驱动440相关联。钻轴驱动440可以形成顶驱或者另一旋转驱动系统诸如图1所示的顶驱140和/或图3所示的驱动系统315的至少一个部分。钻轴驱动440被配置为从所述至少一个转向模块420接收钻轴驱动控制信号，如果不再从设备400a的其它组件接收的话。钻轴驱动控制信号指引钻轴的位置(例如，方位角)、自旋方向、自旋速率和/或振荡。刀面控制器420a被配置为利用从用户输入410和传感器430接收的数据产生钻轴驱动控制信号。
刀面控制器420a可以比较钻轴的实际扭矩与从相应的用户输入410a接收的钻轴扭矩正极限。可以利用从钻轴扭矩传感器430b接收的数据确定钻轴的实际扭矩。例如，如果钻轴的实际扭矩超过钻轴扭矩正极限，则钻轴驱动控制信号可以指引钻轴驱动440减小被施加到钻轴的扭矩。在一个示例性实施例中，刀面控制器420a可以被配置为诸如通过在不超过钻轴扭矩正极限的情况下最大化钻轴的实际扭矩来优化与钻轴的实际扭矩有关的钻探操作参数。
刀面控制器420a可以替选地或者另外地比较钻轴的实际扭矩与从相应的用户输入410b接收的钻轴扭矩负极限。例如，如果钻轴的实际扭矩小于钻轴扭矩负极限，则钻轴驱动控制信号可以指引钻轴驱动440增加被施加到钻轴的扭矩。在一个示例性实施例中，刀面控制器420a可以被配置为诸如通过在仍然超过钻轴扭矩负极限的情况下最小化钻轴的实际扭矩来优化与钻轴的实际扭矩有关的钻探操作参数。
刀面控制器420a可以替选地或者另外地比较钻轴的实际速度与从相应的用户输入410c接收的钻轴速度正极限。可以利用从钻轴速度传感器430c接收的数据确定钻轴的实际速度。例如，如果钻轴的实际速度超过钻轴速度正极限，则钻轴驱动控制信号可以指引钻轴驱动440减小用以驱动钻轴的速度。在一个示例性实施例中，刀面控制器420a可以被配置为诸如通过在不超过钻轴速度正极限的情况下最大化钻轴的实际速度来优化与钻轴的实际速度有关的钻探操作参数。
刀面控制器420a可以替选地或者另外地比较钻轴的实际速度与从相应的用户输入410d接收的钻轴速度负极限。例如，如果钻轴的实际速度小于钻轴速度负极限，则钻轴驱动控制信号可以指引钻轴驱动440增加用以驱动钻轴的速度。在一个示例性实施例中，刀面控制器420a可以被配置为诸如通过在仍然超过钻轴速度负极限的情况下最小化钻轴的实际速度来优化与钻轴的实际速度有关的钻探操作参数。
刀面控制器420a可以替选地或者另外地比较钻轴的实际定向(方位角)与从相应的用户输入410e接收的钻轴振荡正极限。可以利用从钻轴位置传感器430d接收的数据确定钻轴的实际定向。例如，如果钻轴的实际定向超过钻轴振荡正极限，则钻轴驱动控制信号可以指引钻轴驱动440将钻轴旋转到在钻轴振荡正极限内，或者修改钻轴振荡参数从而沿着正方向(例如，顺时针)的实际钻轴振荡不超过钻轴振荡正极限。在一个示例性实施例中，刀面控制器420a可以被配置为诸如通过在不超过钻轴振荡正极限的情况下最大化钻轴沿着正方向的实际振荡量来优化与钻轴的实际振荡有关的钻探操作参数。
刀面控制器420a可以替选地或者另外地比较钻轴的实际定向与从相应的用户输入410f接收的钻轴振荡负极限。例如，如果钻轴的实际定向小于钻轴振荡负极限，则钻轴驱动控制信号可以指印钻轴驱动440将钻轴旋转到钻轴振荡负极限内，或者修改钻轴振荡参数从而沿着负方向(例如，逆时针)的实际钻轴振荡不超过钻轴振荡负极限。在一个示例性实施例中，刀面控制器420a可以被配置为诸如通过在不超过钻轴振荡负极限的情况下最大化钻轴沿着负方向的实际振荡量来优化与钻轴的实际振荡有关的钻探操作参数。
刀面控制器420a可以替选地或者另外地比较钻轴振荡的实际中性点与从相应的用户输入410g接收的所期望的钻轴振荡中性点输入。可以利用从钻轴位置传感器430d接收的数据确定钻轴振荡的实际中性点。例如，如果实际钻轴振荡中性点从所期望的钻轴振荡中性点改变预定数量，或者落在振荡中性点的所期望的范围外，则钻轴驱动控制信号可以指引钻轴驱动440修改钻轴振荡参数以作出适当的校正。
刀面控制器420a可以替选地或者另外地比较刀面的实际定向与从相应的用户输入410h接收的刀面定向输入。从用户输入410h接收的刀面定向输入可以是指示所期望的刀面定向的单一数值。这可以被直接地输入或者使用例如在图4C、5A和5B中描述的过程而从测绘数据文件410p和计划钻探路径410q取得。如果实际刀面定向不同于刀面定向输入数值预定的数量，则钻轴驱动控制信号可以指引钻轴驱动440以相应于刀面定向的必要校正的数量旋转钻轴。然而，从用户输入410h接收的刀面定向输入可以替选地是在其中期望保留刀面定向的范围。例如，如果实际刀面定向在刀面定向输入范围外，则钻轴驱动控制信号可以指引钻轴驱动440以将实际刀面定向恢复到刀面定向输入范围内所必要的数量旋转钻轴。在一个示例性实施例中，实际刀面定向被与被直接地输入或者使用自动化过程而从测绘数据文件410p和计划钻探路径410q取得的刀面定向输入相比较。在一些实施例中，这是有可能对于钻探进展路径误差加以考虑地、基于预定和/或一直更新的钻井计划(例如，“钻井程序”)的。
在由刀面控制器执行的上述比较和/或计算中的每一个中，还可以在产生钻轴驱动信号时利用实际泥浆马达ΔP和/或实际钻头扭矩。可以利用从泥浆马达ΔP传感器430e接收的数据和/或通过测量在钻头位于底部上之前的泵压力并且扣除这个数值而确定实际泥浆马达ΔP，并且可以利用从钻头扭矩传感器430a接收的数据确定实际钻头扭矩。替选地，可以利用从泥浆马达ΔP传感器430e接收的数据计算实际钻头扭矩，因为实际钻头扭矩和实际泥浆马达ΔP是成比例的。
其中可以利用实际泥浆马达ΔP和/或实际钻头扭矩的一个示例是当不能依赖实际刀面定向来提供准确的或者快速的足够数据时。例如，这可以是在“盲”钻期间的情形，或者其中钻探者不再从刀面定向传感器430f接收数据的其它情形。在这样的情况下，能够利用实际钻头扭矩和/或实际泥浆马达ΔP确定实际刀面定向。例如，如果所有的其它钻探参数保持相同，则实际钻头扭矩和/或实际泥浆马达ΔP的变化能够指示刀面定向沿着与钻探相同或者相反的方向成比例地旋转。例如，正在增加的扭矩或者ΔP可以指示刀面被沿着与钻探相反的方向改变，而正在降低的扭矩或者ΔP可以指示刀面被沿着与钻探相同的方向移动。因此，以此方式，在产生钻轴驱动信号时刀面控制器420能够利用从钻头扭矩传感器430a和/或泥浆马达ΔP传感器430e接收的数据，从而能够以校正或者以其它方式对于由实际钻头扭矩和/或实际泥浆马达ΔP的变化指示的任何刀面变化加以考虑的方式驱动钻轴。
而且，在一些操作条件下，由刀面控制器420从刀面定向传感器430f接收的数据能够落后实际刀面定向。例如，刀面定向传感器430f可以仅仅周期地确定实际刀面，或者可能需要相当的时间段来将数据从刀面传输到表层。事实上，在现有技术系统中，这样的延迟是30秒或者更多并不罕见。因此，在本公开范围内的一些实施方式中，除了(如果不是替代)利用从刀面定向传感器430f接收的实际刀面数据，可能更加准确的或者以其它方式有利的是刀面控制器420a利用从钻头扭矩传感器430a和泥浆马达ΔP传感器430e接收的实际扭矩和压力数据。然而，在本公开的一些实施例中，如在图9A和9B中公开的实时测绘投影可以被用于提供关于BHA方向和刀面定向的数据。
如在图4A中所示，设备400a的用户输入410还可以包括WOB皮重(tare)410i、泥浆马达ΔP皮重410j、ROP输入410k、WOB输入410l、泥浆马达ΔP输入410m和钩子负载限制410n，并且所述至少一个转向模块420还可以包括绞车控制器420b。设备400a的多个传感器430还可以包括钩子负载传感器430g、泥浆泵压力传感器430h、钻头深度传感器430i、套管压力传感器430j和ROP传感器430k。该多个传感器430中的每一个可以位于井眼表层、井底(例如，MWD)或者其它位置处。
如上所述，刀面控制器420a被配置为利用从用户输入410和传感器430中的一些接收的数据产生钻轴驱动控制信号，并且随后向钻轴驱动440提供钻轴驱动控制信号，由此通过驱动钻轴定向和速度而控制刀面定向。因此，钻轴驱动控制信号被配置为控制(至少部分地)钻轴定向(例如，方位角)以及钻轴的速度和旋转方向(如果有的话)。
绞车控制器420b被配置为也利用从用户输入410和传感器430中的一些接收的数据产生绞车滚筒(或者制动器)驱动控制信号。此后，绞车控制器420b向绞车驱动450提供绞车驱动控制信号，由此控制绞车的进给方向和速率。绞车驱动450可以形成图1所示的绞车130和/或图3所示的绞车320的至少一个部分，或者可以由其至少一部分形成。本公开的范围还能够被应用于或者易于适合于用于调节钻柱的竖直定位的其它装置。例如，绞车控制器420b可以是提升控制器，并且绞车驱动450可以是或者包括除了绞车设备之外的或者除绞车设备另外地用于提升钻柱的装置(例如，齿条并且小齿轮设备)。
设备400a还包括比较当前钩子负载数据与WOB皮重以产生当前WOB的比较器420c。从钩子负载传感器430g接收当前钩子负载数据，并且从相应的用户输入410i接收WOB皮重。
绞车控制器420b比较当前WOB与WOB输入数据。从比较器420c接收当前WOB并且从相应的用户输入410l接收WOB输入数据。从用户输入410l接收的WOB输入数据可以是指示所期望的WOB的单一数值。例如，如果实际WOB不同于WOB输入预定数量，则绞车驱动控制信号可以指引绞车驱动450进出地馈送线缆相应于WOB的必要校正的数量。然而，从用户输入410l接收的WOB输入数据可以替选地是其中期望WOB得以保持的范围。例如，如果实际WOB在WOB输入范围外，则绞车驱动控制信号可以指引绞车驱动450进出地馈送将实际WOB恢复到WOB输入范围内而必要的数量。在一个示例性实施例中，绞车控制器420b可以被配置为诸如通过在不超过WOB输入数值或者范围的情况下最大化实际WOB来优化与WOB有关的钻探操作参数。
设备400a还包括比较泥浆泵压力数据与泥浆马达ΔP皮重以产生“未校正”泥浆马达ΔP的比较器420d。从泥浆泵压力传感器430h接收泥浆泵压力数据，并且从相应的用户输入410j接收泥浆马达ΔP皮重。
设备400a还包括与钻头深度数据和套管压力数据一起地利用未校正泥浆马达ΔP以产生“被校正的”或者当前泥浆马达ΔP的比较器420e。从钻头深度传感器430i接收钻头深度数据，并且从套管压力传感器430j接收套管压力数据。套管压力传感器430j可以是表层套管压力传感器，诸如图1所示的传感器159，和/或井底套管压力传感器，诸如图1所示的传感器170a，并且在任一情形中可以探测在套管或者井眼直径和钻柱组件之间限定的环带中的压力。
绞车控制器420b比较当前泥浆马达ΔP与泥浆马达ΔP输入数据。从比较器420e接收当前泥浆马达ΔP，并且从相应的用户输入410m接收泥浆马达ΔP输入数据。从用户输入410m接收的泥浆马达ΔP输入数据可以是指示所期望的泥浆马达ΔP的单一数值。例如，如果当前泥浆马达ΔP以预定数量不同于泥浆马达ΔP输入，则绞车驱动控制信号可以指引绞车驱动450进出地馈送线缆相应于泥浆马达ΔP的必要校正的数量。然而，从用户输入410m接收的泥浆马达ΔP输入数据可以替选地是其中期望泥浆马达ΔP得以保持的范围。例如，如果当前泥浆马达ΔP在这个范围外，则绞车驱动控制信号可以指引绞车驱动450进出地馈送线缆将当前泥浆马达ΔP恢复到输入范围以内所必要的数量。在一个示例性实施例中，绞车控制器420b可以被配置为诸如通过在不超过输入数值或者范围的情况下最大化泥浆马达ΔP来优化与泥浆马达ΔP有关的钻探操作参数。
绞车控制器420b可以还或者替选地比较实际ROP数据与ROP输入数据。从ROP传感器430k接收实际ROP数据，并且从相应的用户输入410k接收ROP输入数据。从用户输入410k接收的ROP输入数据可以是指示所期望的ROP的单一数值。例如，如果实际ROP以预定数量不同于ROP输入，则绞车驱动控制信号可以指引绞车驱动450进出地馈送线缆相应于ROP的必要校正的数量。然而，从用户输入410k接收的ROP输入数据可以替选地是其中期望ROP得以保持的范围。例如，如果实际ROP在ROP输入范围外，则绞车驱动控制信号可以指引绞车驱动450进出地馈送线缆将实际ROP恢复到ROP输入范围以内所必要的数量。在一个示例性实施例中，绞车控制器420b可以被配置为诸如通过在不超过ROP输入数值或者范围的情况下最大化实际ROP来优化与ROP有关的钻探操作参数。
当产生绞车驱动控制信号时，绞车控制器420b也可以利用从刀面控制器420a接收的数据。实际WOB的变化能够引起实际钻头扭矩、实际泥浆马达ΔP和实际刀面定向改变。例如，当钻压被越来越大地施加到钻头时，实际刀面定向能够与钻头旋转方向相反地旋转(由于反扭矩)，并且实际钻头扭矩和泥浆马达压力能够成比例地增加。因此，刀面控制器420a可以向绞车控制器420b提供数据，该数据指示绞车线缆是否应该被进出地馈送，并且有可能使得实际刀面定向符合由相应的用户输入410h提供的刀面定向输入数值或者范围而必要的相应的进给速率。在一个示例性实施例中，绞车控制器420b还可以向刀面控制器420a提供数据从而以足以补偿增加或者降低的WOB、钻头深度或者套管压力的数量和/或速率顺时针或者逆时针地旋转钻轴。
如在图4A中所示，用户输入410还可以包括拉伸限制输入410n。当产生绞车驱动控制信号时，绞车控制器420b可以被配置为保证绞车并不超过从用户输入410n接收的拉伸限制地拉伸。拉伸限制还被称作钩子负载限制，并且除了其它参数以外可以依赖于钻机的具体配置。
在一个示例性实施例中，绞车控制器420b还可以向刀面控制器420a提供数据以使得刀面控制器420a诸如以足以补偿被达到或者超过的拉伸限制的数量、方向和/或速率旋转钻轴。刀面控制器420a还可以向绞车控制器420b提供数据以使得绞车控制器420b诸如以足以充分地调节刀面定向的数量、方向和/或速率增加或者降低WOB，或者调节钻柱进给。
参考图4B，示意出这里利用引用数字400b标注的、设备400a的另一实施例的至少一个部分的高级别示意图。类似设备400a，设备400b是图1所示设备100的和/或图3所示设备300的一种示例性实现方式，并且是其中可以执行图2A所示的方法200a和/或图2B所示的方法200b的一种示例性环境。
类似设备400a，设备400b包括多个用户输入410和所述至少一个转向模块420。所述至少一个转向模块420包括上述的刀面控制器420a和绞车控制器420b，并且还包括泥浆泵控制器420c。类似设备400a，设备400b还包括或者以其它方式与多个传感器430、钻轴驱动440和绞车驱动450相关联。设备400b还包括或者以其它方式与泥浆泵驱动460相关联，泥浆泵驱动460被配置为控制泥浆泵诸如图1所示的泥浆泵180的操作。在图4B所示设备400b的示例性实施例中，该多个传感器430中的每一个可以位于井眼表层、井底(例如，MWD)或者其它位置处。
泥浆泵控制器420c被配置为利用从用户输入410和传感器430中的一些接收的数据产生泥浆泵驱动控制信号。此后，泥浆泵控制器420c向泥浆泵驱动460提供泥浆泵驱动控制信号，由此控制泥浆泵的速度、流率和/或压力。泥浆泵控制器420c可以形成图1所示的控制器190和/或图3所示的控制器325的至少一个部分，或者可以由其至少一部分形成。
如上所述，泥浆马达ΔP可以成比例地或者以其它方式与刀面定向、WOB、和/或钻头扭矩相关。因此，可以利用泥浆泵控制器420c影响实际泥浆马达ΔP从而有助于使得实际刀面定向符合由相应的用户输入提供的刀面定向输入数值或者范围。泥浆泵控制器420c的这样的操作可以独立于刀面控制器420a和绞车控制器420b的操作。替选地，如由图4B所示的双向箭头462描绘地，泥浆泵控制器420c用以获得或者保持所期望的刀面定向的操作可以与刀面控制器420a和绞车控制器420b相结合或者相配合。
图4A和4B所示的控制器420a、420b和420c可以每一个都是或者包括智能或者模型自由自适应控制器，诸如在商业上可以从CyberSoft、General Cybernation Group公司获得的那些。控制器420a、420b和420c还可以共同地或者独立地在任何传统的或者将来研制出的计算设备，诸如除了一个或者多个个人计算机或者服务器、手持设备、PLC系统和/或大型机等上实现。
图4C是识别图1中的设备100的另一可替代钻机侧钻探控制系统400c的示例性组件的另一高级别框图。在这个示例性实施例中，该框图包括包含刀面计算引擎404的主控制器402、包含刀面控制器420a、绞车控制器420b和泥浆泵控制器42Of的转向模块420。另外，该控制系统包括可以接收图4A中的输入410的用户输入设备470、输出显示器472和与主控制器402通信的传感器430。在所示实施例中，刀面计算引擎404和转向模块420是可以共享相同处理器或者使用各自处理器进行操作以执行不同的但是相配合功能的应用。因此，主控制器402被示为包围绞车、刀面和泥浆泵控制器以及刀面计算引擎404。然而，在其它实施例中，刀面计算引擎404关于它的计算和路径确定使用单独的处理器进行操作。用户输入设备470和显示器472可以包括用户接口，诸如图3所示用户接口305的至少一部分。用户接口和控制器可以是经由有线或者无线装置而被相互连接的离散的组件。然而，它们可以替选地是例如单一系统的集成组件。
如以上所指示地，钻探计划包括井眼轮廓或者计划钻探路径。这是通常在条件要求改变钻探计划之前用于待被钻探的井眼的预先选择的径路。它通常规定沿着井眼的弯曲(inflection)关键点和被用于达到被称作目标位置的井眼位置目的或者多个目的的最佳曲率。在可能的程度上，主控制器402控制钻机在规定公差带内使BHA转向为沿着计划钻探路径指向目标位置。
计算引擎404是被配置为计算用于BHA的控制钻探路径的控制器或者控制器的一部分。这个路径遵守在被称作公差带(仅仅为了示例性目的，这里还被称作“公差柱体”)的可接受的误差容限内的计划井眼钻探路径。基于定位和其它反馈，并且基于初始的计划钻探路径，刀面计算引擎404将或者产生在0和360度之间的推荐刀面角度设置和在这个刀面设置上以英尺或者米为单位钻的距离，或者作出继续以旋转钻探模式向前钻探的推荐。优选地，角度设置尽可能小地不同于已钻探段以减轻能够使得套管插入复杂化的急剧曲率。这些推荐保证了BHA以有效率的和有效的方式沿着所期望的方向行进以到达目标位置。
刀面计算引擎404基于多个因素给出它的推荐。例如，刀面计算引擎404考虑初始的控制钻探路径，它考虑定向趋势，并且它考虑到钻头深度的实时投影。在一些实施例中，这个引擎404考虑帮助识别BHA的位置和方向的另外的信息。在其它情形中，引擎404仅仅考虑定向趋势和初始钻探路径。
初始控制钻探路径可以已被用户直接地输入或者可以已被刀面计算引擎404基于由用户输入的参数计算出。可以基于来自用于预测钻头位置的周期或者实时测绘结果的历史或者现有定位数据确定定向趋势。这可以包括例如在测得深度的由用户规定的钻探间隔之上产生的曲率或者狗腿严重性。这些比率能够被用作用于待被钻探的下一控制曲线的开始点，并且能够通过根据历史钻探参数分析当前钻探行为而得以提供。能够根据到钻头位置的实时投影执行到计划目标位置的垂直面距离的计算。到钻头深度的这个实时投影可以由刀面计算引擎404或者转向模块420基于从传感器430获得的静态和/或动态信息计算。如果由转向模块420计算，则数值可以被馈送到刀面计算引擎404以进行另外的处理。可以使用任何数目的方法计算这些关于钻头深度的投影数值，包括例如最小曲率圆弧方法、定向趋势方法和直线方法。一旦位置得以计算，它便被用作用于法平面间隙计算和任何随后的控制路径或者校正路径计算的开始点。
使用这些输入，刀面计算引擎404相对于计划或者控制钻探路径作出关于实际钻探路径位于何处的确定。基于它的发现结果，刀面计算引擎404创建转向指令以帮助保持实际钻探路径与计划钻探路径相对准，即，在公差带内。可以作为刀面定向指令输出这些指令，可以在图4A中的输入410h中使用刀面定向指令。在一些实施例中，如在下面进一步讨论的那样，所创建的转向指令是基于实际钻探路径相对于计划钻探路径的偏差程度的。在图5A中示出一种由刀面计算引擎404执行以确定从所期望的路径的偏差量并且确定校正路径的示例性方法500。
在图5A中，方法500能够始于步骤502，其中刀面计算引擎404接收用户输入控制或者计划钻探路径。控制或者计划钻探路径是可以基于多个因素的所期望的路径，但是经常地旨在提供从钻机到目标位置的最有效率或者最有效的路径。
在步骤504，刀面计算引擎404考虑当前所期望的钻探路径、定向趋势和到钻头深度的投影。如以上所讨论的那样，定向趋势是基于先前测绘读数的并且到钻头深度或者钻头位置的投影是由刀面计算引擎404、转向模块420或者在主控制器402中的其它控制器或者模块确定的。该信息被从计算组件传送到刀面计算引擎404并且包括如在下面所讨论的那样当需要时被用于计算校正曲线的狗腿严重性数值。这里，作为第一迭代，当前所期望的钻探路径可以对应于在于步骤502中接收的钻计划中限定的控制或者计划钻探路径。
在步骤506，刀面计算引擎404基于定向趋势和到钻头深度的投影确定实际钻探路径。如以上所指示地，可以使用另外的数据来确定实际钻探路径并且在一些实施例中，如果实际钻探路径测量受到怀疑或者用于计算的所需传感输入是有限的，则可以使用定向趋势来估计实际钻探路径。在步骤508，刀面计算引擎404确定实际路径是否在由当前所期望的钻探路径限定的公差带内。参考图5B示出并且描述了公差带或者向前钻进带。
图5B作为短划线示出示例性计划井眼钻探路径530。计划井眼路径530形成假定的公差柱体532、干预带534和校正带536的轴线。只要实际钻探路径在公差柱体532内，实际钻探路径便是在可接受的、离开计划钻探路径的偏差范围内的，并且钻探能够继续而不用转向调节。可以将公差柱体规定在距所期望的路径或者距镗孔直径的距离的某个百分比内，并且公差柱体能够部分地依赖于关于每一个提出的钻井不同的考虑。例如，校正带可以替选地被设为大约50％地不同于或者大约20％地不同于计划路径，而干预带可以被设为大约25％地或者大约10％地不同于计划路径。因此，返回图5A，如果刀面计算引擎404在步骤508确定实际路径在关于计划钻探路径的公差带内，则该过程能够只是返回步骤504以等待接收下一定向趋势和/或到钻头深度的投影。
如果在步骤508，刀面计算引擎404确定实际钻探路径在图5B所示公差柱体532外，则刀面计算引擎404确定实际路径是否在干预带534内，在干预带534内，转向模块420可以产生一个或者多个控制信号进行干涉以保持BHA沿着所期望的方向前进。图5B中的干预带534围绕公差柱体532同心地延伸。它包括由公差柱体532限定的内部边界和由校正带536限定的外部边界。如果实际钻探路径在干预带534中，则可以认为实际钻探路径从计划钻探路径530适度地偏离。在该实施例中，校正带536围绕干预带534是同心的并且限定干预带534外的全部区域。如果实际钻探路径在校正带536中，则可以认为实际钻探路径从计划钻探路径530显著地偏离。
现在转向图5A，在步骤510，如果实际钻探路径在干预带534内，则在步骤512，刀面计算引擎404能够计算3D从投影的钻头位置朝向计划钻探路径530的弯曲段路径。如上所述，这个计算能够基于从当前或者先前测绘文件获得的数据，并且可以包括钻头深度或者钻头位置的投影和狗腿严重性数值。所计算出的弯曲段路径优选地包括例如遵循弯曲段所需要的刀面定向和以英尺或者米为单位的钻探测得深度(“MD”)，以尽可能有效率但是同时最小化任何过度校正地将BHA带回公差带中。
这个经校正的方向路径作为一个或者多个转向信号然后在步骤514被输出到转向模块420。因此，图4C中的控制器420a、b、f中的一个或者多个接收所期望的刀面定向数据和使得控制器能够产生转向BHA的一个或者多个命令信号的其它建议信息。从计划钻探路径，转向模块420和/或钻机侧钻探控制系统400c的其它组件能够控制绞车、顶驱和泥浆泵根据经校正路径指向性地转向BHA。
从这里，该过程返回步骤504，在此处刀面计算引擎404考虑当前计划路径、定向趋势和到钻头深度的投影。这里，当前计划路径现在被在步骤512计算的弯曲段路径修改。因此在下一迭代期间，被认为是“计划”钻探路径的钻探路径现在是矫正性路径。
如果在步骤510，实际钻探路径不在干预带534内，则刀面计算引擎404在步骤516确定实际钻探路径然后应该在校正带536中并且确定计划路径是否是关键钻探路径。关键钻探路径通常是此时存在限制产生到目标位置的新的计划钻探路径的理想度的原因的钻探路径。例如，关键钻探路径可以是这样的钻探路径，选择路径以避免地下岩层并且干预带534外侧的区域包括岩层。当然，可以由于任何原因而作出将计划钻探路径指定为关键路径。
如果在步骤516，计划钻探路径不是关键路径，则刀面计算引擎404产生从钻头的投影的当前位置到目标位置的新的计划路径。这个新的计划路径可以独立于初始的计划路径或者可能不与初始的计划路径交叉并且可以基于例如从当前位置到目标的最有效率或者最有效的路径而被产生。例如，新的路径可以包括从投影的当前钻头位置到目标需要的最小曲率数量。新的计划路径可能例如以大约100英尺或者30米的规则位置间隔示出测得深度(“MD”)、倾斜度、方位角、南北和东西刀面和狗腿严重性(“DLS”)或者曲率。路径、刀面定向数据和其它数据可以被输出到转向模块420从而转向模块420能够转向BHA以尽可能接近地遵循新的路径。这个输出可以包括计算出的刀面建议角度和到钻具的距离。该过程再次返回步骤504，在此处刀面计算引擎404考虑当前计划路径、定向趋势和到钻头深度的投影。现在当前计划路径是在步骤518计算的新的计划路径。
然而，如果在步骤516确定计划路径是关键路径，则刀面计算引擎404创建转向钻头以与初始计划路径交叉以继续钻探的路径。为此，如在步骤520指示地，刀面计算引擎404计算从投影的钻头位置朝向计划钻探路径或者朝向目标的至少第一3D弯曲段路径(“交叉路径”)。可选地，刀面计算引擎404能够另外地计算在到达目标之前从交叉路径将BHA融合到计划路径中的第二3D弯曲段路径。根据BHA已经偏离到校正带中的程度，这些弯曲段路径可以被保持或者直段划分。当然，如果不带第二3D弯曲段路径地计划交叉路径，则经修改的计划将是从偏差到新的目标，或者最终目标或者在初始计划路径上的位置的保持或者直段。
刀面计算引擎404在步骤514向转向模块420输出包括作为一个或者多个转向信号的、新产生的曲线(一个或者多个)的经修改的转向路径。如以上那样，经修改的计划路径可能以例如大约100英尺或者30米的规则的位置间隔包括测得深度(MD)、倾斜度、方位角、南北和东西、刀面和DLS。在下一迭代期间，刀面计算引擎404在步骤504用当前计划路径作为经校正计划路径考虑当前计划路径、定向趋势和到钻头深度的投影。
方法500在钻探过程期间迭代以尝试保持具有计划路径的实际钻探路径，并且根据情况要求调节计划路径。在一些实施例中，该过程连续地实时发生。这能够有利地允许加速钻探而不需要停止以依靠钻井计划的人员咨询或者评价测绘数据。在其它实施例中，该过程在诸如例如大约90秒、大约五分钟、大约十分钟、大约三十分钟或者某个其它持续时间的预设钻探时间段或者间隔之后迭代。替选地，所述迭代可以是预定的钻探进展深度。例如，该过程可以在现有井眼延伸大约五英尺、大约十英尺、大约五十英尺或者某个其它深度时迭代。该过程间隔还可以包括时间和深度分量。例如，该过程可以包括钻探至少大约三十分钟或者直至井眼延伸大约十英尺。在另一个示例中，该间隔可以包括钻探直至井眼延伸至大约二十英尺，但是不长于大约九十分钟。当然，用于间隔的上述时间和深度数值仅仅是示例，并且很多其它数值也是在本公开的范围内的。
一旦已被刀面计算引擎404通常以电子方式计算出来，用于初始钻探计划的校正路径和用于目标位置的校正路径便被传送到钻机侧控制系统的控制组件。在计算校正之后，刀面计算引擎404或者其它钻机侧控制组件，包括转向模块420，作出能够在钻机上执行的命令或者刀面推荐。
在一些实施例中，当实际钻探路径在校正带536中时，用户可以选择性地控制刀面计算引擎404是创建到目标的新的计划路径还是创建对于初始计划的校正计划路径。例如，用户可以选择指令校正选项计算到“目标”或者到“初始计划”的路径的默认功能。在一些实施例中，默认可以仅在初始钻探路径的指定部分期间起作用。
因为指向性控制决定是基于钻探钻井从计划路径的偏差量的，所以在每一测绘之后，能够执行到计划钻井的正常计划近似度扫描。如果钻探位置在干预带中，则通常将推荐将钻探钻井朝向计划推回。如果钻井继续偏离计划并且进入校正带，则将通常作为对于目标的校正或者对于初始计划的校正计算重新计划路径。
除了或者替代到钻头深度的实时投影或者定向趋势，一些实施例考虑一个或者多个变量。输入变量可以对于每一计算改变。另外，狗腿严重性或者曲率可以被用于计算限制振荡数量并且避免钻探路径超调的适当的曲线。可以通过使用BHA的当前钻探行为、根据历史钻探参数或其组合进行分析而推导狗腿严重性或者曲率。
当创建将BHA返回初始钻头路径的修改钻探计划时，如当投影的钻头位置在干预带534内时或者当计划钻探路径已经显著地偏离并且是关键路径时，目标是在达到目标位置之前返回初始计划钻探路径。然而，曲线轮廓仍然是一个考虑，因为曲线轮廓能够影响摩擦、振荡和其它因素。狗腿严重性数值可以如之前那样被用于计算一个或者两个曲线计算：第一曲线将钻头转向初始计划路径或者目标，以及可选的第二曲线允许BHA以有限的超调数量或者无超调或者过度校正数量地更加快速地与计划路径相对准并且遵循计划路径。确定曲线轮廓的一种方法包括计算到初始计划中的最终点或者目标位置的曲线保持或者曲线保持曲线轮廓，并且然后对于最终目标减1点再次进行计算测绘时间段或者距离计算或者其它时间段。优选地以电子方式实现所述计算。这个过程继续进行，到达最终减2点等等，直至计算失败。最后成功的轮廓计算能够被布置成产生带有相关联钻探长度的、具有最小可接受的曲率的一个或者两个圆弧。这些数值确定用于第一校正曲线的刀面建议信息，所述第一校正曲线被用于形成新的钻探路径并且被用于转向BHA。当实际钻探路径达到最终曲线以与初始钻探计划交叉时，在其中使用返回到初始钻探计划的第二、最终曲线的可选实施例中，这个最终曲线被以第二个计算出的钻探长度和曲率钻探。
应该指出，虽然公差柱体532和干预带534被示为不具有圆形截面的柱体，但是它们可以具有其它形状，非限制性地包括例如椭圆形、锥形、抛物线形或者其它形状，或者围绕计划钻探路径530可以是非同心的。诸如根据在计划路径的一侧上的地质沉积，可替代形状可以例如允许钻头从计划路径沿着一个方向比另一方向更加偏离。进而，虽然所述示例包括三个区域(公差带、干预带和校正带)，但是这仅仅是用于解释的目的。在其它实施例中，当考虑是否创建与初始计划路径相交叉的路径，是否创建直接地行进到目标位置而不与初始计划钻探路径交叉的路径，或者在矫正性曲线(一个或者多个)上DLS能够是多么平缓的时，可以包括另外的区域，并且可以权衡另外的因素。
在一些示例性实施例中，通过向刀面计算引擎404输入数据，钻探者能够在钻探时不断地增加或者降低公差尺寸。这可以帮助在钻探路径中减小或者避免过度校正或者过度振荡。
一旦已被计算出，从刀面计算引擎404输出的数据便可以用作到图4C中的转向模块420、或者图4A中的转向模块420的输入。例如，除了别的以外，从刀面计算引擎404输出的数据可以包括可用作图4A中的输入410h的刀面定向。在该图中，刀面定向410h是到设备400a的输入并且由刀面控制器420a使用以控制钻轴驱动440。从刀面计算引擎404输出的另外的数据可以被用作到设备400a的输入。使用这些输入，刀面控制器420a、绞车控制器420b和泥浆泵控制器420f能够控制钻机或者BHA自身沿着所期望的钻探路径转向BHA。
在一些实施例中，提醒模块可以被用于关于钻头从计划钻探路径的偏差、钻探系统具有的任何潜在问题或者要求注意的其它信息提醒钻探者和/或钻井监视站。当钻探者不在钻机处，即钻探者(一个或者多个)远离钻机时，提醒模块可以被以如此方式与刀面计算引擎404相关联，使得当刀面计算引擎404探测到钻头从计划钻探路径的偏差时，提醒模块向钻探者发出信号，并且在一些情形中，能够被布置成在使钻头转向为沿着新的路径之前等待人工用户干预例如批准。该提醒可以通过任何适当的装置在钻机上发生，并且可以作为视觉提醒出现于显示器472上。替选地，它可以是可听提醒或者可以触发经由RF信号将提醒信号传输到指定位置或者个人。
除了向显示器472或者钻机周围的其它位置通信提醒，提醒模块可以将提醒通信到外部位置。这可以允许外部监视并且可以允许钻探者进行远程调节。可以经由任何适当的传输链路通信这些提醒。例如，在其中提醒模块向远程位置发送提醒信号的一些实施例中，所述提醒可以是通过卫星通信系统的。更加具体地，一个或者多个轨道(通常固定位置)卫星可以被用于在钻井监视站和离岸平台上的提醒模块之间中转通信信号(潜在地双向的)。替选地，无线电、蜂窝、光学或者硬连接信号传输方法可以被用于在提醒模块和钻探者或者钻井监视站之间的通信。在其中石油钻探位置是离岸平台的情形中，可以使用卫星通信系统，因为蜂窝、硬连接和船到岸式系统在一些情形中是不实际的或者不可靠的。应该指出，可以不带特定提醒地而是通过使用所述远程访问系统作出外部监视和调节。
中央化的钻井监视站通常可以是被配置为与多个提醒模块接口的计算机或者服务器，每一个提醒模块位于多个钻井平台中的不同的一个处。钻井监视站可以被配置为从其上具有提醒模块的多个钻井钻探位置接收各种类型的信号(例如卫星、RF、蜂窝、硬连接、光学、船到岸和电话)。钻井监视站还可以被配置为从提醒模块向与提醒模块通信的多个远程用户终端的特定远程用户终端传输选定信息。钻井监视站还可以从远程用户终端接收信息或者指令。远程用户端子经由钻井监视站和提醒模块被配置为显示用于与提醒模块相关联的钻井的钻探或者生产参数。
钻井监视站通常可以位于中央数据中心(hub)处，并且可以经由例如卫星通信链路与钻探场所处的提醒模块通信。监视站可以被配置为利用各种数据再现和同步技术而允许用户基于从钻探场所(一个或者多个)收集的信息和数据定义提醒。这样，在本发明的每一个实施例中所接收到的数据可以不是真正地实时的，因为所述提醒依赖于已经经由无线电或者卫星通信介质而被从钻探场所传输到中央数据中心的数据(这本质上占用一些完成时间)。
在一个实施例中，一种示例性提醒模块监视一个、两个或者更多特定的应用或者性质。操作部分和关于其设立所述提醒的实际数值还通常是数据库和元数据驱动的，并且因此，当性质具有特定数据类型时，则可以使得适当的操作能够由用户进行选择。
现在转向图6A，示意出根据本公开一个或者多个方面的方法600a的流程图。方法600a可以在设备100操作期间与图1所示的设备100的一个或者多个组件相关联地执行。例如，方法600a可以被执行用以在经由设备100执行的钻探操作期间优化钻探效率，可以由在这里的任何图中公开的任何控制系统执行，包括图3和4A-C等。
方法600a包括步骤602，在步骤602期间，探测、收集，或者以其它方式获得用于计算单位机械能(MSE)的参数。这些参数可以在这里被称作MSE参数并且可以被用作图4A-C和其它图中的输入。MSE参数包括静态和动态参数。即，一些MSE参数在基本连续的基础上改变。这些动态MSE参数包括钻压(WOB)、钻头旋转速度(RPM)、钻柱旋转扭矩(TOR)和钻头通过所钻地层的机械钻速(ROP)。其它MSE参数很少改变，例如除了其它事件以外在起钻、到达新的地层类型以及改变钻头类型之后。这些静态MSE参数包括机械效率比(MER)和钻头直径(DIA)。
可以基本上或者完全自动地获得MSE参数，其中需要很少的或者不需要用户输入。例如，在方法600a的步骤中的首次重复执行期间，可以经由数据库自动查询检索静态MSE参数。因此，在随后的重复执行期间，诸如当钻头类型或者地层数据未从方法600a的前面的重复执行改变时，可以不要求重复检索静态MSE参数。因此，步骤602的执行可以在很多重复执行中仅仅要求探测动态MSE参数。可以由各种传感器诸如图1、3、4A和/或4B所示传感器或者以其它方式与之相关联地执行动态MSE参数探测。
在方法600a中随后的步骤604包括计算MSE。在一个示例性实施例中，根据下面的公式计算MSE：
MSE＝MERx[(4xWOB)/(πxDIA2)+(480xRPMxTOR)/(ROPxDIA2)]
其中：MSE＝单位机械能(磅每平方英寸)；
MER＝机械效率(比率)；
WOB＝钻压(磅)；
DIA＝钻头直径(英寸)；
RPM＝钻头旋转速度(rpm)；
TOR＝钻柱旋转扭矩(尺-磅)；并且
ROP＝机械钻速(英尺每小时)。
MER还可以被称作钻头效率因子。在一个示例性实施例中，MER等于0.35。然而，MER可以基于一个或者多个不同的条件，诸如钻头类型、地层类型和/或其它因素而改变。
方法600a还包括决策步骤606，在这期间，在前面的步骤604期间计算的MSE与理想的MSE相比较。在决策步骤606期间被用于比较的理想MSE可以是单一数值，诸如100％。替选地，在决策步骤606期间被用于比较的理想MSE可以是目标数值范围，诸如90-100％。替选地，理想MSE可以是根据对于所钻区域的高级分析而推导的数值范围，该分析考虑了在当前操作中正钻探的各种地层。
如果在步骤606期间确定在步骤604期间计算的MSE等于理想MSE，或者落入理想MSE范围内，则可以通过再次前进到步骤602而重复执行方法600a。然而，如果在步骤606期间确定所计算出的MSE并不等于理想MSE，或者并不落入理想MSE范围内，则执行另外的步骤608。在步骤608期间，调节一个或者多个操作参数，其目的在于使得MSE更加接近理想MSE数值或者在理想MSE范围内。例如，一起参考图1和6A，步骤608的执行可以包括通过从控制器190向顶驱140和/或绞车130传输控制信号以改变RPM、TOR和/或WOB而增加或者降低WOB、RPM和/或TOR。在步骤608被执行之后，可以通过再次前进到步骤602而重复执行方法600a。
可以自动地执行方法600a的每一个步骤。例如，在上面已经关于步骤602描述了动态MSE参数的自动化探测和静态MSE参数的数据库查找。图1的控制器190(和在这里描述的其它控制器)可以被配置为自动地执行步骤604的MSE计算，并且还可以被配置为自动地执行决策步骤606的MSE比较，其中MSE计算和比较这两者均可以被周期地、以随机间隔地或者以其它方式执行。控制器还可以被配置为诸如响应于步骤606的MSE比较自动地产生并且传输步骤608的控制信号。
图6B示意出根据本公开一个或者多个方面的设备690的框图。设备690包括用户接口692、绞车694、驱动系统696和控制器698。可以在图1、3和4A-4C所示的环境和/或设备中实现设备690。例如，绞车694可以基本类似于图1所示的绞车130，驱动系统696可以基本类似于图1所示的顶驱140，和/或控制器698可以基本类似于图1所示的控制器190。还可以在执行图2A所示的方法200a、图2B所示的方法200b、图5A中的方法599和/或图6A所示的方法600a时利用设备690。
用户接口692和控制器698可以是经由有线或者无线装置而被相互连接的离散的组件。然而，如由图6B中的短划线所指示地，用户接口692和控制器698可以替选地是单一系统699的集成组件。
用户接口692包括用于用户输入一个或者多个预定效率数据(例如，MER)数值和/或范围的装置692a，和用于用户输入一个或者多个预定钻头直径(例如，DIA)数值和/或范围的装置692b。数据输入装置692a和692b中的每一个可以包括键盘、语音识别设备、拨盘、按钮、开关、滑动选择器、操纵杆、游戏杆、鼠标、数据库(例如，具有偏移信息)和/或其它传统的或者将来研制出的数据输入设备。这样的数据输入装置可以支持从本地和/或远程位置输入数据。替选地或者另外地，数据输入装置692a和/或692b可以包括用于用户诸如经由一个或者多个下拉菜单选择预定的MER和DIA数值或者范围的装置。MER和DIA数据可以还或者替选地经由一个或者多个数据库查询过程的执行而由控制器698选择。通常，数据输入装置和/或在本公开范围内的其它组件可以支持从在钻机现场以及具有到系统、网络、局域网(LAN)、广域网(WAN)、互联网和/或无线电等装置的通信链路的一个或者多个远程位置上的站进行系统操作和/或监视。
用户接口692还可以包括用于以文本、图形或者视频形式向用户可视地呈现信息的显示器692c。用户还可以与数据输入装置692a和692b相结合地利用显示器692c输入MER和DIA数据。例如，预定效率和钻头直径数据输入装置692a和692b可以与显示器692c集成或者以其它方式可通信地耦接到显示器692c。
绞车694包括被配置用于探测ROP数值或者范围并且可以基本类似于图1所示ROP传感器130a的ROP传感器694a。经由ROP传感器694a探测的ROP数据可以经由有线或者无线传输而经由电信号被发送到控制器698。绞车694还包括控制电路694b和/或用于控制钻机钢丝绳(例如图1所示的钻机钢丝绳125)的送出和/或送入的其它装置。
驱动系统696包括被配置用以与图1所示的扭矩传感器140a和钻柱155非常相同地探测钻柱的反应扭转的数值或者范围(例如，TOR)的扭矩传感器696a。驱动系统696还包括被配置用以与图1所示的钻头速度传感器140b、钻头175和井眼160非常相同地探测钻头在井眼内的旋转速度的数值或者范围(例如，RPM)的钻头速度传感器696b。驱动系统696还包括被配置用以与图1所示WOB传感器140c非常相同地探测WOB数值或者范围的WOB传感器696c。替选地或者另外地，可以将WOB传感器696c定位成与驱动系统696分离，无论是在图6B所示的另一组件中或者在其它位置处。分别地，经由传感器696a、696b和696c探测的钻柱扭转、钻头速度和WOB数据可以经由有线或者无线传输而经由电信号被发送到控制器698。驱动系统696还包括控制电路696d和/或用于控制钻轴或者被联接到驱动系统696的其它钻柱组件(例如图1所示的钻轴145)的旋转位置、速度和方向的其它装置。控制电路696d和/或驱动系统696的其它组件还可以包括用于控制井底泥浆马达(多个)的装置。因此，在本公开范围内的RPM可以包括被转换成井底泥浆马达RPM的泥浆泵流量数据，井底泥浆马达RPM可以被加到钻柱RPM以确定总的钻头RPM。
控制器698被配置为从用户接口692、绞车694和驱动系统696接收上述MSE参数并且利用MSE参数连续地、周期地或者以其它方式计算MSE。控制器698进一步被配置为基于计算出的MSE向绞车694和/或驱动系统696提供信号。例如，控制器6980可以执行图2A所示的方法200a和/或图2B所示的方法200b，并且因此诸如为了优化钻探效率而可能要求地(基于MSE)向绞车694和/或驱动系统696提供一个或者多个信号以增加或者降低WOB和/或钻头速度。
参考图6C，示意出根据本公开一个或者多个方面用于基于实时计算的MSE优化钻探操作的方法600b的流程图。可以与这里公开的任何系统相配合地使用所获得的数据。方法600b可以经由图1所示的设备100、图3所示的设备300、图4A所示的设备400a、图4B所示的设备400b和/或图6B所示的设备690执行。还可以与执行图2A所示方法200a、图2B所示方法200b和/或图6A所示方法600a相结合地执行方法600b。图6C所示的方法600b可以包括或者形成图6A所示方法600a的至少一部分。
在方法600b的步骤612期间，为了通过改变WOB而基于MSE优化钻探效率，确定基线MSE。因为在步骤612中确定的基线MSE将被利用来通过改变WOB进行优化，所以将在这里使用传统的MSEBLWOB。
在随后的步骤614中，WOB被改变。这种改变能够包括或者增加或者降低WOB。在步骤614期间增加或者降低WOB可以是在某些预定WOB极限内。例如，WOB变化可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预定WOB极限内或者超过预定WOB极限时。可以经由操作者输入而手动地改变WOB，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地改变WOB。如上那样，可以从另一位置对这样的信号进行远程控制。
此后，在步骤616期间，在预定的钻探间隔ΔWOB期间，以改变的WOB继续钻探。ΔWOB间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，ΔWOB间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤616可以包括以变化的WOB继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺，或者某个其它深度。ΔWOB间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，ΔWOB间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，ΔWOB间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。当然，用于ΔWOB间隔的上述时间和深度数值仅仅是示例，并且很多其它数值也在本公开的范围内。
在以变化的WOB通过ΔWOB间隔继续钻探操作之后，执行步骤618以确定在ΔWOB间隔期间由利用变化的WOB进行操作而产生的MSEΔWOB。在随后的决策步骤620中，改变的MSEΔWOB被与基线MSEBLWOB相比较。如果相对于MSEBLWOB，改变的MSEΔWOB是理想的，则方法600b继续至步骤622。然而，如果相对于MSEBLWOB，改变的MSEΔWOB不是理想的，则方法600b继续至步骤624，其中WOB被恢复成它的在步骤614被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤622。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤620期间作出的确定。所述确定可以包括如果MSEΔWOB基本等于和/或小于MSEBLWOB则发现MSEΔWOB是理想的。然而，在于步骤620期间进行确定时，另外的或者替选的因素也可能发挥作用。
在方法600b的步骤622期间，为了通过改变钻头旋转速度RPM而基于MSE进行钻探效率优化，基线MSE被确定。因为在步骤622中确定的基线MSE将被利用来通过改变RPM而进行优化，所以将在这里使用传统的MSEBLRPM。
在随后的步骤626中，RPM被改变。这样的改变能够包括或者增加或者降低RPM。在步骤626期间增加或者降低RPM可以是在某些预定的RPM极限内。例如，RPM变化可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预定RPM极限内或者超过预定RPM极限时。可以经由操作者输入手动地改变RPM，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地改变RPM。
此后，在步骤628期间，在预定钻探间隔ΔRPM期间，以改变的RPM继续钻探。ΔRPM间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，ΔRPM间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤628可以包括以变化的RPM继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。ΔRPM间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，ΔRPM间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，ΔRPM间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。当然，用于ΔRPM间隔的上述时间和深度数值仅仅是示例，并且很多其它数值也在本公开的范围内。
在以变化的RPM通过ΔRPM间隔继续钻探操作之后，执行步骤630以确定在ΔRPM间隔期间由利用变化的RPM进行操作而产生的MSEΔRPM。在随后的决策步骤632中，改变的MSEΔRPM被与基线MSEBLRPM相比较。如果相对于MSEBLRPM，改变的MSEΔRPM是理想的，则方法600b返回至步骤612。然而，如果相对于MSEBLRPM，改变的MSEΔRPM不是理想的，则方法600b继续至步骤634，其中RPM被恢复成它的在步骤626被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤612。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤632期间作出的确定。所述确定可以包括如果MSEΔRPM基本等于和/或小于MSEBLRPM则发现MSEΔRPM是理想的。然而，在于步骤632期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
而且，在步骤632和/或634被执行之后，方法600b可以不即刻地返回步骤612以进行随后的重复执行。例如，方法600b随后的重复执行可以被延迟预定的时间间隔或者钻探进展深度。替选地，方法600b可以在执行步骤632和/或634之后结束。
参考图6D，示意出根据本公开的一个或者多个方面用以基于实时计算的MSE而优化钻探操作的方法600c的流程图。可以经由图1所示的设备100、图3所示的设备300、图4A所示的设备400a、图4B所示的设备400b和/或图6B所示的设备690执行方法600c。还可以与图2A所示的方法200a、图2B所示的方法200b、图6A所示的方法600a和/或图6C所示的方法600b的执行相结合地执行方法600c。图6D所示的方法600c可以包括或者形成图6A所示的方法600a和/或图6C所示的方法600b的至少一部分。
在方法600c的步骤640期间，为了通过降低WOB而基于MSE进行钻探效率优化，基线MSE被确定。因为在步骤640中确定的基线MSE将被利用来通过降低WOB而进行优化，所以将在这里使用传统的MSEBL-WOB。
在随后的步骤642中，WOB被降低。在步骤642期间降低WOB可以是在某些预定的WOB极限内。例如，WOB的降低可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的WOB极限内或者超过预先定义的WOB极限时。可以经由操作者输入手动地降低WOB，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地降低WOB。
此后，在步骤644期间，在预定钻探间隔-ΔWOB期间，以降低的WOB继续钻探。-ΔWOB间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，-ΔWOB间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤644可以包括以降低的WOB继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。-ΔWOB间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，-ΔWOB间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，-ΔWOB间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。当然，用于-ΔWOB间隔的上述时间和深度数值仅仅是示例，并且很多其它数值也在本公开的范围内。
在以降低的WOB通过-ΔWOB间隔继续钻探操作之后，执行步骤646以确定在-ΔWOB间隔期间由利用降低的WOB进行操作而产生的MSE-ΔWOB。在随后的决策步骤648中，降低的MSE-ΔWOB被与基线MSEBL-WOB相比较。如果相对于MSEBL-WOB，降低的MSE-ΔWOB是理想的，则方法600c继续至步骤652。然而，如果相对于MSEBL-WOB，降低的MSE-ΔWOB不是理想的，则方法600c继续至步骤650，其中WOB被恢复成它的在步骤642被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤652。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤648期间作出的确定。所述确定可以包括如果MSE-ΔWOB基本等于和/或小于MSEBL-WOB则发现MSE-ΔWOB是理想的。然而，在于步骤648期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
在方法600c的步骤652期间，为了通过增加WOB而基于MSE进行钻探效率优化，基线MSE被确定。因为在步骤652中确定的基线MSE将被利用来通过增加WOB而进行优化，所以将在这里使用传统的MSEBL+WOB。
在随后的步骤654中，WOB被增加。WOB在步骤654期间的增加可以在某些预先定义的WOB极限内。例如，WOB增加可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的WOB极限内或者超过预先定义的WOB极限时。可以经由操作者输入而手动地增加WOB，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地增加WOB。
此后，在步骤656期间，在预定钻探间隔+ΔWOB期间，以增加的WOB继续钻探。+ΔWOB间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，+ΔWOB间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤656可以包括以增加的WOB继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。+ΔWOB间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，+ΔWOB间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，+ΔWOB间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。
在以增加的WOB通过+ΔWOB间隔继续钻探操作之后，执行步骤658以确定在+ΔWOB间隔期间由利用增加的WOB进行操作而产生的MSE+ΔWOB。在随后的决策步骤660中，改变的MSE+ΔWOB被与基线MSEBL+WOB相比较。如果相对于MSEBL+WOB，改变的MSE+ΔWOB是理想的，则方法600c继续至步骤664。然而，如果相对于MSEBL+WOB，改变的MSE+ΔWOB不是理想的，则方法600c继续至步骤662，其中WOB被恢复成它的在步骤654被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤664。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤660期间作出的确定。所述确定可以包括如果MSE+ΔWOB基本等于和/或小于MSEBL+WOB则发现MSE+ΔWOB是理想的。然而，在于步骤660期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
在方法600c的步骤664期间，基线MSE被确定以通过降低钻头旋转速度RPM而基于MSE进行钻探效率优化。因为在步骤664中确定的基线MSE将被利用来通过降低RPM而优化，所以将在这里使用传统的MSEBL-RPM。
在随后的步骤666中，RPM被降低。RPM在步骤666期间的降低可以在某些预先定义的RPM极限内。例如，RPM降低可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的RPM极限内或者超过预先定义的RPM极限时。可以经由操作者输入而手动地降低RPM，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地降低RPM。
此后，在步骤668期间，在预定钻探间隔-ΔRPM期间，以降低的RPM继续钻探。-ΔRPM间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，-ΔRPM间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤668可以包括以降低的RPM继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。-ΔRPM间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，-ΔRPM间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，-ΔRPM间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。
在以降低的RPM通过-ΔRPM间隔继续钻探操作之后，执行步骤670以确定在-ΔRPM间隔期间由利用降低的RPM进行操作而产生的MSE-ΔRPM。在随后的决策步骤672中，降低的MSE-ΔRPM被与基线MSEBL-RPM相比较。如果相对于MSEBL-RPM，改变的MSE-ΔRPM是理想的，则方法600c继续至步骤676。然而，如果相对于MSEBL-RPM，改变的MSE-ΔRPM不是理想的，则方法600c继续至步骤674，其中RPM被恢复成它的在步骤666被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤676。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤672期间作出的确定。所述确定可以包括如果MSE-ΔRPM基本等于和/或小于MSEBL-RPM则发现MSE-ΔRPM是理想的。然而，在于步骤672期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
在方法600c的步骤676期间，基线MSE被确定以通过增加钻头旋转速度RPM而基于MSE优化钻探效率。因为在步骤676中确定的基线MSE将被利用来通过增加RPM进行优化，所以将在这里使用传统的MSEBL+RPM。
在随后的步骤678中，RPM被增加。RPM在步骤678期间的增加可以在某些预先定义的RPM极限内。例如，RPM增加可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的RPM极限内或者超过预先定义的RPM极限时。可以经由操作者输入而手动地增加RPM，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地增加RPM。
此后，在步骤680期间，在预定钻探间隔+ΔRPM期间，以增加的RPM继续钻探。+ΔRPM间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，+ΔRPM间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤680可以包括以增加的RPM继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。+ΔRPM间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，+ΔRPM间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，+ΔRPM间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。
在以增加的RPM通过+ΔRPM间隔继续钻探操作之后，执行步骤682以确定在+ΔRPM间隔期间由利用增加的RPM进行操作而产生的MSE+ΔRPM。在随后的决策步骤684中，增加的MSE+ΔRPM被与基线MSEBL+RPM相比较。如果相对于MSEBL+RPM，改变的MSE+ΔRPM是理想的，则方法600c继续至步骤688。然而，如果相对于MSEBL+RPM，改变的MSE+ΔRPM不是理想的，则方法600c继续至步骤686，其中RPM被恢复成它的在步骤678被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤688。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤684期间作出的确定。所述确定可以包括如果MSE+ΔRPM基本等于和/或小于MSEBL+RPM则发现MSE+ΔRPM是理想的。然而，在于步骤684期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
步骤688包括在通过返回步骤640而重复执行方法600c之前等待预定的时间段或者钻探深度间隔。然而，在一个示例性实施例中，该间隔可以小至0秒或者0英尺，从而该方法基本在执行步骤684和/或686之后即刻地返回步骤640。替选地，方法600c可以不要求重复执行，从而方法600c可以基本上在执行步骤684和/或686之后结束。
而且，在方法600c的单一重复执行内，钻探间隔-ΔWOB、+ΔWOB、-ΔRPM和+ΔROM可以每一个都是基本相同的。替选地，间隔中的一个或者多个可以相对于其他间隔在持续时间或者深度中改变。类似地，在方法600c的单一重复执行内，WOB在步骤642和654中被降低和增加的数量可以是基本相同的或者可以相对于彼此改变。在方法600c的单一重复执行内，在步骤666和678中RPM被降低和增加的数量可以是基本相同的或者可以相对于彼此改变。相对于方法600c的随后的重复执行，WOB和RPM变化也可以改变或者保持相同。
如上所述，可以为基于MSE的钻探操作或者控制利用本公开的一个或者多个方面。然而，可以另外地或者替选地为基于ΔT的钻探操作或者控制利用本公开的一个或者多个方面。即，如上所述，在钻探操作期间，扭矩被从顶驱或者其它旋转驱动传递到钻柱。驱动钻头所需的扭矩可以被称作钻头扭矩(TOB)，并且可以利用传感器诸如图1所示的扭矩传感器140a、图3所示的扭矩传感器355、图4A和4B所示的一个或者多个传感器430、图6B所示的扭矩传感器696a和/或BHA的一个或者多个扭矩感测设备而被监视。
钻柱在钻探期间经历各种类型的振动，包括轴向(纵向)振动、弯曲(侧向)振动和扭转(旋转)振动。扭转振动是由在钻头、钻柱和井眼之间的非线性相互作用引起的。如上所述，该扭转振动能够包括粘滑振动，其特征在于交替停止(在这期间BHA“粘附”到井眼)和大的BHA角速度间隔(在这期间BHA相对于井眼“滑移”)。
BHA的粘滑行为引起TOB或者ΔT的实时变化。根据本公开的一个或者多个方面，可以利用该ΔT来支持粘滑报警(SSA)。例如，可以利用“停车灯”指示器可视地显示ΔT或者SSA参数，其中绿色光可以指示可接受的操作状态(例如，0-15的SSA参数)，琥珀色光可以指示粘滑行为即将发生(例如，16-25的SSA参数)，并且红色光可以指示粘滑行为很可能发生(例如，高于25的SSA参数)。然而，这些示例阈值可以是能够在操作期间被调节的，因为它们可以随着钻探条件而改变。ΔT或者SSA参数可以替选地或者另外地被以图形方式(例如，示出当前的和历史的数据)、以声音方式(例如，经由报警器)和/或经由仪表或者量规显示器而被显示。这些显示选项的组合也在本公开的范围内。例如，上述“停车灯”指示器可以连续地指示SSA参数而与它的数值无关，并且当SSA参数超过预定数值(例如，25)时可以触发声响报警。
钻探操作控制器或者在本公开范围内的其它设备可能已经在其中集成了如上所述基于ΔT或者SSA参数的钻探操作或者控制的一个或者多个方面。例如，控制器诸如图1所示的控制器190、图3所示的控制器325、图4A或者4B所示的控制器420和/或图6B所示的控制器698可以被配置为或者在探测到粘滑之前或者当探测到粘滑时自动地利用增加的或者降低的RPM(例如，+/-5RPM)的短突发调节钻柱RPM以破坏粘滑振动的谐波，并且然后恢复正常RPM。控制器可以被配置为关于预定的或者用户可调节的持续时间以预定的或者用户可调节的数量或者百分比自动地逐步升高或者降低RPM，以试图使得钻探操作离开谐波状态。替选地，控制器可以被配置为自动地继续以渐增方式上下地调节RPM直至ΔT或者SSA参数指示粘滑操作已被停止。
在一个示例性实施例中，ΔT或者SSA使能的控制器可以进一步被配置为当诸如可能由于过高的目标WOB而使得粘滑严重时自动地降低WOB。这样的自动WOB降低可以包括单一调节或者增量调节，无论是临时的还是长期的，并且它可以被保持直至ΔT或者SSA参数指示粘滑操作已被停止。
ΔT或者SSA使能的控制器可以进一步被配置为自动地增加WOB，诸如用以发现WOB粘滑上限。例如，如果所有其它的可能钻探参数均被优化或者被调节到相应的极限内，则控制器可以以渐增方式自动地增加WOB直至ΔT或者SSA参数接近或者等于它的上限(例如，25)。
在一个示例性实施例中，根据本公开的一个或者多个方面的基于ΔT的钻探操作或者控制可以根据下面的伪代码中的一个或者多个方面而发挥功能：
IF(counter＜＝Process_Time)
IF(counter＝＝1)
Minimum_Torque＝Realtime_Torque
PRINT(“Minimum”，Minimum_Torque)
Maximum_Torque＝Realtime_Torque
PRINT(“Maximum”，Maximum_Torque)
END
IF(Realtime_Torque＜Minimum_Torque)
Minimum_Torque＝Realtime_Torque
END
IF(Maximum_Torque＜Realtime_Torque)
Maximum_Torque＝Realtime_Torque
END
Torque_counter＝(Torque_counter+Realtime_Torque)
Average_Torque＝(Torque_counter/counter)
counter＝counter+1
PRINT(“Process_Time”，Process_Time)
ELSE
SSA＝((Maximum_Torque-Minimum_Torque)/Average_Torque)*100
其中Process_Time是自从对ΔT或者SSA参数的监视开始起逝去的时间，Minimum_Torque是在Process_Time期间发生的最小TOB，Maximum_Torque是在Process_Time期间发生的最大TOB，Realtime_Torque是当前TOB，Average_Torque是在Process_Time期间的平均TOB，并且SSA是粘滑报警参数。
如上所述，可以在根据图2A所示的方法200a、图2B所示的方法200b、图6A所示的方法600a、图6C所示的方法600b和/或图6D所示的方法600c中或者以其它方式根据所述方法利用ΔT或者SSA参数。例如，如在图7A中所示，ΔT或者SSA参数可以替代在上面参考图6A描述的MSE参数。替选地，除了在上面参考图6A描述的MSE参数以外，还可以监视ΔT或者SSA参数，从而钻探操作或者控制基于MSE和ΔT或者SSA这两个参数。
参考图7A，示意出根据本公开一个或者多个方面的方法700a的流程图。在其操作期间，可以与图1所示的设备100、图3所示的设备300、图4A所示的设备400a、图4B所示的设备400b和/或图6B所示的设备690的一个或者多个组件相关联地执行方法700a。
方法700a包括步骤702，在该步骤期间，测量当前ΔT参数。在随后的步骤704中，计算ΔT。如在决策步骤706期间确定地，如果ΔT充分等于所期望的ΔT或者以其它方式是理想的，则重复执行方法700a并且重复步骤702。“理想”可以是如上所述的。方法700a的重复执行可以是基本上即刻的，或者在重复执行方法700a并且重复步骤702之前可以存在延迟时间段。如在决策步骤706期间确定地，如果ΔT不是理想的，则方法700a继续至步骤708，在该步骤期间，调节一个或者多个钻探参数(例如，WOB、RPM等)以试图改进ΔT。在步骤708被执行之后，重复执行方法700a并且重复步骤702。这样的重复执行可以是基本上即刻的，或者在重复执行方法700a并且重复步骤702之前可以存在延迟时间段。
参考图7B，示意出根据本公开一个或者多个方面的用于监视ΔT和/或SSA的方法700b的流程图。可以经由图1所示的设备100、图3所示的设备300、图4A所示的设备400a、图4B所示的设备400b和/或图6B所示的设备690执行方法700b。还可以与图2A所示的方法200a、图2B所示的方法200b、图6A所示的方法600a、图6C所示的方法600b、图6D所示的方法600c和/或图7A所示的方法700a的执行相结合地执行方法700b。图7B所示的方法700b可以包括或者形成图7A所示的方法700a的至少一部分。
在方法700b的步骤712期间，为了通过改变WOB而基于ΔT进行优化，基线ΔT被确定。因为在步骤712中确定的基线ΔT将被利用来通过改变WOB而进行优化，所以将在这里使用传统的ΔTBLWOB。
在随后的步骤714中，WOB被改变。这样的改变能够包括或者增加或者降低WOB。在步骤714期间增加或者降低WOB可以是在某些预先定义的WOB极限内。例如，WOB变化可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的WOB极限内或者超过预先定义的WOB极限时。可以经由操作者输入而手动地改变WOB，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地改变WOB。如上那样，可以从另一位置对这样的信号进行远程控制。
此后，在步骤716期间，在预定钻探间隔ΔWOB期间，以改变的WOB继续钻探。ΔWOB间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，ΔWOB间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤716可以包括以变化的WOB继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。ΔWOB间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，ΔWOB间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，ΔWOB间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。当然，用于ΔWOB间隔的上述时间和深度数值仅仅是示例，并且很多其它数值也在本公开的范围内。
在以变化的WOB通过ΔWOB间隔继续钻探操作之后，执行步骤718以确定在ΔWOB间隔期间由利用变化的WOB进行操作而产生的ΔTΔWOB。在随后的决策步骤720中，改变的ΔTΔWOB被与基线ΔTBLWOB相比较。如果相对于ΔTBLWOB，改变的ΔTΔWOB是理想的，则方法700b继续至步骤722。然而，如果相对于ΔTBLWOB，改变的ΔTΔWOB不是理想的，则方法700b继续至步骤724，其中WOB被恢复成它的在步骤714被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤722。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤720期间作出的确定。所述确定可以包括如果ΔTΔWOB基本等于和/或小于ΔTBLWOB则发现ΔTΔWOB是理想的。然而，在于步骤720期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
在方法700b的步骤722期间，为了通过改变钻头旋转速度RPM而基于ΔT进行优化，基线ΔT被确定。因为在步骤722中确定的基线ΔT将被利用来通过改变RPM而进行优化，所以将在这里使用传统的ΔTBLRPM。
在随后的步骤726中，RPM被改变。这样的改变能够包括或者增加或者降低RPM。在步骤726期间增加或者降低RPM可以是在某些预先定义的RPM极限内。例如，RPM变化可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的RPM极限内或者超过预先定义的RPM极限时。可以经由操作者输入而手动地改变RPM，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地改变RPM。
此后，在步骤728期间，在预定钻探间隔ΔRPM期间，以改变的RPM继续钻探。ΔRPM间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，ΔRPM间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤728可以包括以变化的RPM继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。ΔRPM间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，ΔRPM间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，ΔRPM间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。当然，用于ΔRPM间隔的上述时间和深度数值仅仅是示例，并且很多其它数值也在本公开的范围内。
在以变化的RPM通过ΔRPM间隔继续钻探操作之后，执行步骤730以确定在ΔRPM间隔期间由利用变化的RPM进行操作而产生的ΔTΔRPM。在随后的决策步骤732中，改变的ΔTΔRPM被与基线ΔTBLRPM相比较。如果相对于ΔTBLRPM，改变的ΔTΔRPM是理想的，则方法700b返回至步骤712。然而，如果相对于ΔTBLRPM，改变的ΔTΔRPM不是理想的，则方法700b继续至步骤734，其中RPM被恢复成它的在步骤726被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤712。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤732期间作出的确定。所述确定可以包括如果ΔTΔRPM基本等于和/或小于ΔTBLRPM则发现ΔTΔRPM是理想的。然而，在于步骤732期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
而且，在步骤732和/或734被执行之后，方法700b可以不即刻地返回步骤712以进行随后的重复执行。例如，方法700b随后的重复执行可以被延迟预定的时间间隔或者钻探进展深度。替选地，方法700b可以在执行步骤732和/或734之后结束。
参考图7C，示意出根据本公开的一个或者多个方面用以基于实时计算的ΔT而优化钻探操作的方法700c的流程图。可以经由图1所示的设备100、图3所示的设备300、图4A所示的设备400a、图4B所示的设备400b和/或图6B所示的设备690执行方法700c。还可以与图2A所示的方法200a、图2B所示的方法200b、图6A所示的方法600a、图6C所示的方法600b、图6D所示的方法600c、图7A所示的方法700a和/或图7B所示的方法700b的执行相结合地执行方法700c。图7C所示的方法700c可以包括或者形成图7A所示的方法700a和/或图7B所示的方法700b的至少一部分。
在方法700c的步骤740期间，为了通过改变WOB而基于ΔT进行优化，基线ΔT被确定。因为在步骤740中确定的基线ΔT将被利用来通过降低WOB而进行优化，所以将在这里使用传统的ΔTBL-WOB。
在随后的步骤742中，WOB被降低。在步骤742期间降低WOB可以是在某些预先定义的WOB极限内。例如，WOB的降低可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的WOB极限内或者超过预先定义的WOB极限时。可以经由操作者输入而手动地降低WOB，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地降低WOB。
此后，在步骤744期间，在预定钻探间隔-ΔWOB期间，以降低的WOB继续钻探。-ΔWOB间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，-ΔWOB间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤744可以包括以降低的WOB继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。-ΔWOB间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，-ΔWOB间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，-ΔWOB间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。当然，用于-ΔWOB间隔的上述时间和深度数值仅仅是示例，并且很多其它数值也在本公开的范围内。
在以降低的WOB通过-ΔWOB间隔继续钻探操作之后，执行步骤746以确定在-ΔWOB间隔期间由利用降低的WOB进行操作而产生的ΔT-ΔWOB。在随后的决策步骤748中，降低的ΔT-ΔWOB被与基线ΔTBL-WOB相比较。如果相对于ΔTBL-WOB，降低的ΔT-ΔWOB是理想的，则方法700c继续至步骤752。然而，如果相对于ΔTBL-WOB，降低的ΔT-ΔWOB不是理想的，则方法700c继续至步骤750，其中WOB被恢复成它的在步骤742被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤752。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤748期间作出的确定。所述确定可以包括如果ΔT-ΔWOB基本等于和/或小于ΔTBL-WOB则发现ΔT-ΔWOB是理想的。然而，在于步骤748期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
在方法700c的步骤752期间，为了通过增加WOB而基于ΔT进行优化，基线ΔT被确定。因为在步骤752中确定的基线ΔT将被利用来通过增加WOB而进行优化，所以将在这里使用传统的ΔTBL+WOB。
在随后的步骤754中，WOB被增加。WOB在步骤754期间的增加可以在某些预先定义的WOB极限内。例如，WOB增加可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的WOB极限内或者超过预先定义的WOB极限时。可以经由操作者输入而手动地增加WOB，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地增加WOB。
此后，在步骤756期间，在预定钻探间隔+ΔWOB期间，以增加的WOB继续钻探。+ΔWOB间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，+ΔWOB间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤756可以包括以增加的WOB继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。+ΔWOB间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，+ΔWOB间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，+ΔWOB间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。
在以增加的WOB通过+ΔWOB间隔继续钻探操作之后，执行步骤758以确定在+ΔWOB间隔期间由利用增加的WOB进行操作而产生的ΔT+ΔWOB。在随后的决策步骤760中，改变的ΔT+ΔWOB被与基线ΔTBL+WOB相比较。如果相对于ΔTBL+WOB，改变的ΔT+ΔWOB是理想的，则方法700c继续至步骤764。然而，如果相对于ΔTBL+WOB，改变的ΔT+ΔWOB不是理想的，则方法700c继续至步骤762，其中WOB被恢复成它的在步骤754被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤764。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤760期间作出的确定。所述确定可以包括如果ΔT+ΔWOB基本等于和/或小于ΔTBL+WOB则发现ΔT+ΔWOB是理想的。然而，在于步骤760期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
在方法700c的步骤764期间，基线ΔT被确定以通过降低钻头旋转速度RPM而基于ΔT进行优化。因为在步骤764中确定的基线ΔT将被利用来通过降低RPM而优化，所以将在这里使用传统的ΔTBL-RPM。
在随后的步骤766中，RPM被降低。RPM在步骤766期间的降低可以在某些预先定义的RPM极限内。例如，RPM降低可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预定RPM极限内或者超过预定RPM极限时。可以经由操作者输入而手动地降低RPM，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地降低RPM。
此后，在步骤768期间，在预定钻探间隔-ΔRPM期间，以降低的RPM继续钻探。-ΔRPM间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，-ΔRPM间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤768可以包括以降低的RPM继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。-ΔRPM间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，-ΔRPM间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，-ΔRPM间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。
在以降低的RPM通过-ΔRPM间隔继续钻探操作之后，执行步骤770以确定在-ΔRPM间隔期间由利用降低的RPM进行操作而产生的ΔT-ΔRPM。在随后的决策步骤772中，降低的ΔT-ΔRPM被与基线ΔTBL-RPM相比较。如果相对于ΔTBL-RPM，改变的ΔT-ΔRPM是理想的，则方法700c继续至步骤776。然而，如果相对于ΔTBL-RPM，改变的ΔT-ΔRPM不是理想的，则方法700c继续至步骤774，其中RPM被恢复成它的在步骤766被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤776。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤772期间作出的确定。所述确定可以包括如果ΔT-ΔRPM基本等于和/或小于ΔTBL-RPM则发现ΔT-ΔRPM是理想的。然而，在于步骤772期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
在方法700c的步骤776期间，基线ΔT被确定以通过增加钻头旋转速度RPM而基于ΔT进行优化。因为在步骤776中确定的基线ΔT将被利用来通过增加RPM进行优化，所以将在这里使用传统的ΔTBL+RPM。
在随后的步骤778中，RPM被增加。RPM在步骤778期间的增加可以在某些预先定义的RPM极限内。例如，RPM增加可以不大于大约10％。然而，其它百分数也在本公开的范围内，包括当这样的百分数在预先定义的RPM极限内或者超过预先定义的RPM极限时。可以经由操作者输入而手动地增加RPM，或者可以经由利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件传输的信号自动地增加RPM。
此后，在步骤780期间，在预定钻探间隔+ΔRPM期间，以增加的RPM继续钻探。+ΔRPM间隔可以是预定的时间段，诸如五分钟、十分钟、三十分钟或者某个其它持续时间。替选地，+ΔRPM间隔可以是预定的钻探进展深度。例如，步骤780可以包括以增加的RPM继续钻探操作直至现有井眼被延伸五英尺、十英尺、五十英尺或者某个其它深度。+ΔRPM间隔还可以包括时间和深度分量两者。例如，+ΔRPM间隔可以包括钻探至少三十分钟或者直至井眼被延伸十英尺。在另一示例中，+ΔRPM间隔可以包括进行钻探直至井眼延伸二十英尺，但是不长于九十分钟。
在以增加的RPM通过+ΔRPM间隔继续钻探操作之后，执行步骤782以确定在+ΔRPM间隔期间由利用增加的RPM进行操作而产生的ΔT+ΔRPM。在随后的决策步骤784中，增加的ΔT+ΔRPM被与基线ΔTBL+RPM相比较。如果相对于ΔTBL+RPM，改变的ΔT+ΔRPM是理想的，则方法700c继续至步骤788。然而，如果相对于ΔTBL+RPM，改变的ΔT+ΔRPM不是理想的，则方法700c继续至步骤786，其中RPM被恢复成它的在步骤778被执行之前的数值，并且该方法然后继续至步骤788。
可以手动地或者利用控制器、控制系统和/或钻机和相关设备的其它组件自动地执行在决策步骤784期间作出的确定。所述确定可以包括如果ΔT+ΔRPM基本等于和/或小于ΔTBL+RPM则发现ΔT+ΔRPM是理想的。然而，在于步骤784期间进行确定时，另外的或者可替代的因素也可能发挥作用。
步骤788包括在通过返回步骤740而重复执行方法700c之前等待预定的时间段或者钻探深度间隔。然而，在一个示例性实施例中，该间隔可以小至0秒或者0英尺，从而该方法基本在执行步骤784和/或786之后即刻地返回步骤740。替选地，方法700c可以不要求重复执行，从而方法700c可以基本上在执行步骤784和/或786之后结束。
而且，在方法700c的单一重复执行内，钻探间隔-ΔWOB、+ΔWOB、-ΔRPM和+ΔROM可以每一个都是基本相同的。替选地，间隔中的一个或者多个可以相对于其他间隔在持续时间或者深度中改变。类似地，在方法700c的单一重复执行内，WOB在步骤742和754中被降低和增加的数量可以是基本相同的或者可以相对于彼此改变。在方法700c的单一重复执行内，在步骤766和778中RPM被降低和增加的数量可以是基本相同的或者可以相对于彼此改变。相对于方法700c的随后的重复执行，WOB和RPM变化也可以改变或者保持相同。
参考图8A，示意出根据本公开一个或者多个方面的设备800的示意图。设备800可以包括或者构成图1所示的设备100、图3所示的设备300、图4A所示的设备400a、图4B所示的设备400b、图4C中的设备400c和/或图6B所示的设备690的至少一部分。设备800代表其中可以执行或者以其它方式实施在本公开范围内的一种或者多种方法的示例性实施例，包括图2A所示的方法200a、图2B所示的方法200b、图5A所示的方法500、图6A所示的方法600a、图6C所示的方法600b、图6D所示的方法600c、图7A所示方法700a、图7B所示方法700b和/或图7C所示的方法700c。
设备800包括在这里共同被称作输入802的多个手动或者自动化数据输入。该设备还包括在这里共同地被称作处理器804的多个控制器、计算器、探测器和其它处理器。如由箭头803在图8A中指示地，来自不同的输入802的数据被传输到不同的处理器804。设备800还包括在这里共同地被称作设备808的多个传感器、编码器、致动器、驱动器、马达、以及其它感测、测量和致动设备。如由箭头805在图8A中指示地，在这里共同地被称作数据806的各种数据和信号在不同的处理器804和不同设备808之间传输。
设备800还可以包括被连接到或者以其它方式与显示器810相关联，显示器810可以被来自一个或者多个处理器804的数据驱动或者以其它方式接收所述数据，如果该数据并不还来自设备800的其它组件的话。显示器810在这里还可以被称作人机接口(HMI)，但是这样的HMI可以进一步包括一个或者多个输入802和/或处理器804。
在图8A所示的示例性实施例中，输入802包括用于提供下面的设定点、极限、范围和其它数据的装置：
井底钻具压力输入802a；
节流口位置基准输入802b；
ΔP限制输入802c；
ΔP基准输入802d；
绞车拉伸限制输入802e；
MSE限制输入802f；
MSE目标输入802g；
泥浆流量设定点输入802h；
泵压力皮重输入802i；
钻轴负幅度输入802j；
钻轴正幅度输入802k；
ROP设定点802l；
泵输入802m
刀面位置输入802n；
顶驱RPM输入802o；
顶驱扭矩限制输入802p；
WOB基准输入802q；和
WOB皮重输入802r。
然而，输入802可以包括在本公开的范围内的用于提供另外的或者替选的设定点、极限、范围以及其它数据的装置。
井底钻具压力输入802a可以指示在井眼底端处气态和/或其它环境的最大期望压力的数值。替选地，井底钻具压力输入802a可以指示期望在井眼底部处保持的压力的范围。这样的压力可以被表达成绝对压力或者计示压力(例如，相对于大气压力或者某个其它预定压力)。
节流口位置基准输入802b可以是指示所期望的节流口位置的设定点或者数值。替选地，节流口位置基准输入802b可以指示期望节流口位置被保持的范围。节流口可以是具有孔口或者被配置为控制流体流率和/或压力的其它装置的设备。节流口可以位于节流口线的端部处，节流口线是从BOP堆叠上的出口引出的高压管道，由此在井眼中处于压力的流体能够通过节流口线流出钻井并且流至节流口，由此降低流体压力(例如，至大气压力)。节流口位置基准输入802b可以是将节流口位置表达成或者“打开”或者“关闭”的二进制指示器。替选地，节流口位置基准输入802b可以被表达成指示节流口被部分地打开或者关闭的程度的百分比。
ΔP限制输入802c可以是指示在泥浆马达之上最大或者最小压降的数值。替选地，ΔP限制输入802c可以指示期望在在泥浆马达之上的压降被保持的范围。ΔP基准输入802d可以是指示在泥浆马达之上的所期望的压降的设定点或者数值。在一个示例性实施例中，ΔP限制输入802c是指示在泥浆马达上的最大所期望的压降的数值，并且ΔP基准输入802d是指示在泥浆马达之上的标称期望压降的数值。
绞车拉伸限制输入802e可以是指示将被钻机钢丝绳施加到绞车(例如，当支撑提离井底的钻柱或者拉拽在井眼中粘着的设施时)的最大力的数值。例如，绞车拉伸限制输入802e可以指示在操作期间绞车应该支撑的最大钩子负载。绞车拉伸限制输入802e可以被表达成绞车能够支撑而不破坏绞车、钻井用钢丝绳和/或其它设施的最大重量或者钻机钢丝绳张力。
MSE限制输入802f可以是指示在钻探期间期望的最大或者最小MSE的数值。替选地，MSE限制输入802f可以是在钻探期间期望MSE被保持的范围。如以上所讨论的那样，MSE的实际数值至少部分地依赖于WOB、钻头直径、钻头速度、钻柱扭矩和ROP，其每一个均可以根据本公开的方面调节以保持所期望的MSE。MSE目标输入802g可以是指示所期望的MSE的数值，或者在钻探期间期望MSE被保持的范围。在一个示例性实施例中，MSE限制输入802f是指示最大和/或最小MSE的数值或者范围，并且MSE目标输入802g是指示所期望的标称MSE的数值。
泥浆流量设定点输入802h可以是指示由泥浆泵输出的最大、最小或者标称期望泥浆流速的数值。替选地，泥浆流量设定点输入802h可以是期望泥浆流速被保持的范围。泵压力皮重输入802i可以是指示当前、期望、初始、测得或者其它泥浆泵压力皮重的数值。泥浆泵压力皮重通常考虑到当钻柱被提离井底时在泥浆压力和套管或者井眼压力之间的差异。
钻轴负幅度输入802j可以是指示沿着第一角度方向从钻轴振荡中性点的最大期望钻轴旋转的数值，而钻轴正幅度输入802k可以是指示沿着相反的角度方向从钻轴振荡中性点的最大期望钻轴旋转的数值。例如，在顶驱操作以振荡钻轴期间，钻轴负幅度输入802j可以指示钻轴经过振荡中性点的最大期望顺时针旋转，并且钻轴正幅度输入802k可以指示钻轴经过振荡中性点的最大期望逆时针旋转。
ROP设定点输入802l可以是指示最大、最小或者标称期望ROP的数值。替选地，ROP设定点输入802l可以是期望ROP被保持的范围。
泵输入802m可以是指示最大、最小或者标称的、与泥浆泵的操作有关的期望流速、功率、速度(例如，冲程每分钟)和/或其它操作参数的数值。例如，泥浆泵可以实际上包括多于一个泵，并且泵输入802m可以指示所期望的多个泥浆泵的最大或者标称聚合压力、流速或者其它输出参数，或者泵系统是否与多个泥浆泵相结合地操作。
刀面位置输入802n可以是指示所期望的刀面定向的数值。替选地，刀面位置输入802n可以是期望刀面被保持的范围。刀面位置输入802n可以被表达成相对于固定或者预定参考的一个或者多个角度。例如，刀面位置输入802n可以表示相对于真北的所期望的刀面方位角定向和/或相对于竖直方向的所期望的刀面倾斜。如以上所讨论的那样，在一些实施例中，这是直接地输入的，或者可以基于计划钻探路径。在使用图5A中的方法钻探时，可以基于其它数据计算刀面定向，其它数据诸如测绘数据或者趋势数据以及从计划钻探路径的偏差数量。这可以是为了使BHA转向为沿着修改的钻探路径而考虑的数值。
顶驱RPM输入802o可以是指示顶驱的最大、最小或者标称期望旋转速度的数值。替选地，顶驱RPM输入802o可以是期望顶驱旋转速度被保持的范围。顶驱扭矩限制输入802p可以是指示将由顶驱施加的最大扭矩的数值。
WOB基准输入802q可以是指示从钻柱作用于钻头上的重量产生的最大、最小或者标称期望WOB的数值，但是可能还对于影响WOB的其它力，诸如在钻柱和井眼之间的摩擦加以考虑。替选地，WOB基准输入802q可以是期望WOB被保持的范围。WOB皮重输入802r可以是指示对于当提离井底时的钩子负载和钻柱重量加以考虑的当前、期望、初始、测量或者其它WOB皮重的数值。
输入802中的一个或者多个可以包括键盘、语音识别设备、拨盘、游戏杆、鼠标、数据库和/或其它传统的或者将来研制出的数据输入设备。输入802中的一个或者多个可以支持从本地和/或远程位置输入数据。输入802中的一个或者多个可以包括用于用户诸如经由一个或者多个下拉菜单选择预定设定点数值或者范围的装置。输入802中的一个或者多个可以还或者替选地被配置为使得一个或者多个处理器804能够诸如经由一个或者多个数据库查询过程的执行而进行自动化输入。输入802中的一个或者多个有可能与设备800的其它组件相结合地，可以支持从钻机现场以及一个或者多个远程位置上的站进行操作和/或监视。每一个输入802可以具有单独的用于输入的装置，但是输入802中的两个或者更多可以共同地具有单一输入装置。输入802中的一个或者多个可以被配置为允许人工输入，但是输入802中的一个或者多个可以替选地被配置为利用计算机、软件、模块、进程、数据库查询、算法、计算和/或以其它方式自动输入数据。输入802中的一个或者多个可以被配置用于这样的自动数据输入，但是具有超控(override)功能，利用该超控功能，人类操作者可以批准或者调节以自动方式提供的数据。
在图8A所示的示例性实施例中，设备808包括：
滑车位置传感器808a；
套管压力传感器808b；
节流口位置传感器808c；
死绳固定器负载传感器808d；
绞车编码器808e；
泥浆压力传感器808f；
MWD刀面重力传感器808g；
MWD刀面磁性传感器808h；
返回管线流量传感器808i；
返回管线泥浆重量传感器808j；
顶驱编码器808k；
顶驱扭矩传感器808l；
节流口致动器808m；
绞车驱动808n；
绞车马达808o；
泥浆泵驱动808p；
顶驱驱动808q；和
顶驱马达808r。
然而，设备808可以包括在本公开的范围内的另外的或者替选设备。设备808被配置为与绞车、节流口、泥浆泵、顶驱、滑车、钻柱和/或钻机的其它组件中的相应组件相结合地操作。替选地，设备808还包括这些其它的钻机组件中的一个或者多个组件。
滑车位置传感器808a可以是或者包括光学传感器、射频传感器、光学或者其它编码器，或者被配置为感测滑车的相对或者绝对竖直位置的另一种类型的传感器。滑车位置传感器808a可以被耦接到或者与滑车、天车、绞车和/或设备800或者钻机的的另一组件集成。
套管压力传感器808b被配置为探测在钻柱和套管或者井眼之间限定的环带中的压力，并且可以是或者包括一个或者多个换能器、应变计和/或用于探测压力变化或者以其它方式感测压力的其它设备。套管压力传感器808b可以被耦接到套管、钻柱和/或设备800或者钻机的另一组件，并且可以位于井眼表层、稍微地在表层下面或者在井眼显著更深的位置处或者在这些位置附近。
节流口位置传感器808c被配置为探测节流口是被打开还是被关闭，并且可以进一步被配置为探测节流口被部分地打开或者关闭的程度。节流口位置传感器808c可以被耦接到或者与节流口、节流口致动器和/或设备800或者钻机的另一组件集成。节流口可以替选地例如基于套管压力保持设定压力或者稳态质量流动。这能够使用可选的质量流量计808s测量。
死绳固定器负载传感器808d被配置为探测在或者靠近锚固端部处在钻机钢丝绳中的张力。它可以包括一个或者多个换能器、应变计和/或被耦接到钻井用钢丝绳的其它传感器。
绞车编码器808e被配置为探测围绕其缠绕钻机钢丝绳的绞车线轴的旋转位置。它可以包括一个或者多个光学编码器、干涉计和/或被配置为探测线轴的角度位置和/或线轴角度位置中的任何变化的其它传感器。绞车编码器808e可以包括被耦接到线轴和/或绞车的静止部分或者与之集成的一个或者多个组件。
泥浆压力传感器808f被配置为探测由泥浆马达输出的液压流体的压力，并且可以是或者包括一个或者多个换能器、应变计和/或用于探测流体压力的其它设备。它可以被耦接到或者与泥浆泵集成，并且因此位于井眼的表层开口处或者附近。
MWD刀面重力传感器808g被配置为基于重力探测刀面定向。MWD刀面磁性传感器808h被配置为基于磁场探测刀面定向。这些传感器808g和808h可以被耦接到或者与MWD组件集成，并且因此位于井底。
返回管线流量传感器808i被配置为探测在返回管线内的泥浆流速，并且可以被表达成加仑/分钟。返回管线泥浆重量传感器808j被配置为探测在返回管线内流动的泥浆的重量。这些传感器808i和808j可以被耦接到返回流线，并且可以因此位于井眼的表层开口处或者附近。
顶驱编码器808k被配置为探测钻轴的旋转位置。它可以包括一个或者多个光学编码器、干涉计和/或被配置为相对于顶驱、真北或者某个其它固定参考点探测钻轴的角度位置和/或在钻轴的角度位置中的任何变化的其它传感器。顶驱扭矩传感器808l被配置为探测被顶驱施加的扭矩，或者以当前速率旋转钻轴或者钻柱所必要的扭矩。这些传感器808k和808l可以被耦接到或者与顶驱集成。
节流口致动器808m被配置为致动节流口以将节流口配置在打开配置、关闭配置和/或在完全打开和完全关闭之间的一个或者多个位置中。它可以是液压、气动、机械、电致动器或其组合。
绞车驱动808n被配置为向绞车马达808o提供电信号以致动绞车马达808o。绞车马达808o被配置为旋转围绕其缠绕钻机钢丝绳的线轴，由此进出地馈送钻机钢丝绳。
泥浆泵驱动808p被配置为向泥浆泵提供电信号，由此控制泥浆泵输出的流速和/或压力。顶驱驱动808q被配置为向顶驱马达808r提供电信号以致动顶驱马达808r。顶驱马达808r被配置为旋转钻轴，由此旋转被耦接到钻轴的钻柱。
设备808可以(可被应用于大多数传感器的物体)
在图8A所示的示例性实施例中，在设备808和处理器804之间传输的数据806包括：
滑车位置806a；
套管压力806b；
节流口位置806c；
钩子负载806d；
泥浆压力806e；
泥浆泵冲程/相位806f；
泥浆重量806g；
钻轴位置806h；
返回流量806i；
刀面806j；
顶驱扭矩806k；
节流口致动信号806l；
绞车致动信号806m；
泥浆泵致动信号806n；
顶驱致动信号806o；和
顶驱扭矩限制信号806p。
然而，在设备808和处理器804之间传递的数据806可以包括在本公开的范围内的另外的或者替选的数据。
在图8A所示的示例性实施例中，处理器804包括：
节流口控制器804a；
滚筒控制器804b；
泥浆泵控制器804c；
振荡控制器804d；
钻轴位置控制器804e；
刀面控制器804f；
d指数计算器804g；
校正d指数计算器804h；
MSE计算器804i；
ROP计算器804l；
真实深度计算器804m；
WOB计算器804n；
粘/滑探测器804o；和
测绘记录804p。
然而，处理器804可以包括在本公开的范围内的另外的或者替选的控制器、计算器、探测器、数据存储和/或其它处理器。
节流口控制器804a被配置为从井底钻具压力输入输入802a接收井底钻具压力设置，从套管压力传感器808b接收套管压力806b，从节流口位置传感器808c接收节流口位置806c，并且从返回管线泥浆重量传感器808j接收泥浆重量806g。节流口控制器804a还可以从压力计算器804k接收井底钻具压力数据。替选地，处理器804可以包括利用从井底钻具压力输入802a接收的井底钻具压力设置和从压力计算器804k接收的当前井底钻具压力执行算法的比较器、求和或者其它设备，并且替代或者除了井底钻具压力设置和/或当前井底钻具压力之外，将这样的算法的结果提供给节流口控制器804a。节流口控制器804a被配置为处理所接收的数据并且产生节流口致动信号806l，节流口致动信号806l然后被传输到节流口致动器808。
例如，如果当前井底钻具压力大于井底钻具压力设置，则节流口致动信号806l可以指引节流口致动器808m进一步打开，由此增加返回流速并且降低当前井底钻具压力。类似地，如果当前井底钻具压力小于井底钻具压力设置，则节流口致动信号806l可以指引节流口致动器808m进一步关闭，由此降低返回流速并且增加当前井底钻具压力。节流口致动器808m的致动可以是增量式的，从而节流口致动信号806l反复地指引节流口致动器808m以预定量进一步打开或者关闭直至当前井底钻具压力令人满意地符合井底钻具压力设置。替选地，节流口致动信号806l可以指引节流口致动器808m以与在当前井底钻具压力和井底钻具压力设置之间的当前差异成比例的量进一步打开或者关闭。
滚筒控制器804b被配置为从ROP设定点输入802l接收ROP设定点，以及从ROP计算器804l接收当前ROP。滚筒控制器804b还被配置为从比较器、求和或者利用来自WOB基准输入802g的WOB基准点和来自WOB计算器804n的当前WOB执行算法的其它设备接收WOB数据。可以基于当前MSE数据修改该WOB数据。替选地，滚筒控制器804b被配置为直接地从WOB基准输入802g接收WOB基准点并且从WOB计算器804n接收当前WOB，并且然后自身执行WOB比较或者求和算法。滚筒控制器804b还被配置为从比较器、求和或者利用从ΔP基准输入802d接收的ΔP基准和从被配置为确定当前ΔP的处理器804中的一个接收的当前ΔP执行算法的其它设备接收ΔP数据。当前ΔP可以被校正以对于套管压力806b加以考虑。
滚筒控制器804b被配置为处理所接收的数据并且产生绞车致动信号806m，绞车致动信号806m然后被传输到绞车驱动808n。例如，如果从WOB计算器804n接收的当前WOB小于从WOB基准输入802q接收的WOB基准点，则绞车致动信号806m可以指引绞车驱动808n以致使绞车马达808o送出更多的钻井用钢丝绳。如果当前WOB小于WOB基准点，则绞车致动信号806m可以指引绞车驱动808n致使绞车马达808o送入钻井用钢丝绳。
如果从ROP计算器804l接收的当前ROP小于从ROP设定点输入802l接收的ROP设定点，则绞车致动信号806m可以指引绞车驱动808n致使绞车马达808o送出更多的钻井用钢丝绳。如果当前ROP大于ROP设定点，则绞车致动信号806m可以指引绞车驱动808n致使绞车马达808o送入钻井用钢丝绳。
如果当前ΔP小于从ΔP基准输入802d接收到的ΔP基准，则绞车致动信号806m可以指引绞车驱动808n致使绞车马达808o送出更多的钻井用钢丝绳。如果当前ΔP大于ΔP基准，则绞车致动信号806m可以指引绞车驱动808n致使绞车马达808o送入钻井用钢丝绳。
泥浆泵控制器804c被配置为接收泥浆泵冲程/相位数据806f、来自泥浆压力传感器808f的泥浆压力806e、当前ΔP、来自MSE计算器804i的当前MSE、来自ROP计算器804l的当前ROP、来自粘/滑探测器804o的粘/滑指示器、来自泥浆流量设定点输入802h的泥浆流速设定点和来自泵输入802m的泵数据。泥浆泵控制器804c然后利用该数据产生泥浆泵致动信号806n，泥浆泵致动信号806n然后被传输到泥浆泵808p。
振荡控制器804d被配置为接收当前钻轴位置806h、当前顶驱扭矩806k、来自粘/滑探测器804o的粘/滑指示器、来自ROP计算器804l的当前ROP和来自输入802j和输入802k的钻轴振荡幅度极限。振荡控制器804d然后利用该数据为钻轴位置控制器804e产生输入以用于产生顶驱致动信号806o。例如，如果来自粘/滑探测器804o的粘/滑指示器指示发生粘/滑，则由振荡控制器804d产生的信号可以指示振荡需要开始或者增加振幅。
钻轴位置控制器804e被配置为接收来自振荡控制器804d的信号、来自顶驱RPM输入802o的顶驱RPM设置、来自刀面控制器804f的信号、来自WOB计算器804n的当前WOB和来自MWD刀面传感器808g和808h中的至少一个的当前刀面806j。钻轴位置控制器804e还可以被配置为从顶驱扭矩限制输入802p接收顶驱扭矩限制设置，但是可以利用比较器、求和或者考虑到当前MSE的其它设备调节该设置，其中当前MSE是从MSE计算器804i接收到的。钻轴位置控制器804e还可以被配置为从粘/滑探测器804o接收粘/滑指示器。钻轴位置控制器804e然后利用该数据产生顶驱致动信号806o。
例如，顶驱致动信号806o引起顶驱驱动808q致使顶驱马达808r以由顶驱RPM输入802o指示的速度旋转钻轴。然而，这可以仅当其它输入没有覆盖这个目的时才发生。例如，如果来自振荡控制器804d的信号如此指引，则顶驱致动信号806o还将引起顶驱驱动808q致使顶驱马达808r以旋转方式振荡钻轴。另外地，来自刀面控制器804d的信号可以覆盖或者以其它方式影响顶驱致动信号806o以旋转方式在某个静态位置处指向钻轴或者为振荡设定中性点。
刀面控制器804f被配置为从刀面位置输入802n接收刀面位置设置，以及从MWD刀面传感器808g和808h中的至少一个接收当前刀面806j。刀面控制器804f还可以被配置为接收ΔP数据。刀面控制器804f然后利用该数据产生被提供给钻轴位置控制器804e的信号。
d指数计算器804g被配置为从ROP计算器804l接收当前ROP、当前ΔP和/或其它压力数据、钻头直径、来自WOB计算器804n的当前WOB和来自返回管线泥浆重量传感器808j的当前泥浆重量806g。d指数计算器804g然后利用该数据计算d指数，d指数是用于评价ROP和探测或者预测异常气孔压力区域的因子。假设所有的其它参数都是恒定的，则当在正常压力部分中钻探时，d指数应该随着深度增加，而这种趋势的反向是指示进入潜在过压力中的钻探。来自d指数计算器804g的信号可选地被提供给显示器810以及刀面计算引擎404。因此，通过将引起来自d指数计算器804g的数值增加的区域作为公差带外的从计划路径的偏差，转向模块420能够停止钻探或者调节计划路径。这个能够有利地自动地引引主控制器沿着不同的方向钻探以避免钻探到潜在的过压力区域中。d指数计算器只是用于分析ROP的另一种适当的方法或者算法，并且是能够类似于用于MSE的完成的另一种计算。
校正d指数计算器804h可以被配置为接收与由d指数计算器804g接收的基本相同的数据。替选地，校正d指数计算器804h被配置为接收如由d指数计算器804g计算的当前d指数。校正d指数计算器804h然后利用该数据计算经校正的d指数，经校正的d指数校正关于泥浆重量的d指数数值并且能够被与地层压力而非不同差压直接地相关。来自d指数计算器804g的信号例如被提供给显示器810。
MSE计算器804i被配置为接收来自顶驱RPM输入802o的当前RPM数据、来自顶驱扭矩传感器808l的顶驱扭矩806k和来自WOB计算器804n的当前WOB。MSE计算器804i然后利用该数据计算当前MSE，当前MSE然后被传输到滚筒控制器804b、钻轴位置控制器804e和泥浆泵控制器804c。MSE计算器804i还可以被配置为从MSE限制输入802f接收MSE限制设置，在此情形中，MSE计算器804i还可以被配置为比较当前MSE与MSE限制设置并且在当前MSE超过MSE限制设置时触发警告。MSE计算器804i还可以被配置为从MSE目标输入802g接收MSE目标设置，在此情形中，MSE计算器804i还可以被配置为产生指示在当前MSE和MSE目标之间的差异的信号。该信号可以被一个或者多个处理器804利用以校正和调节由此利用的各种数据数值，诸如如上所述对由滚筒控制器804b利用的当前或者参考WOB、和/或由钻轴位置控制器804e利用的顶驱扭矩限制设置进行调节。
压力计算器804k被配置为接收来自套管压力传感器808b的套管压力806b、来自泥浆压力传感器808f的泥浆压力806e、来自返回管线泥浆重量传感器808j的泥浆重量806g和来自真实深度计算器804m的真正竖直深度。压力计算器804k然后利用该数据计算当前井底钻具压力，当前井底钻具压力然后被传输到节流口控制器804a。然而，在被发送到节流口控制器804a之前，当前井底钻具压力可以被与从井底钻具压力输入802a接收的井底钻具压力设置相比较，在此情形中，当产生节流口致动信号806l时，节流口控制器804a可以仅仅利用在当前底部有效压力和井底钻具压力设置之间的差异。可以由压力计算器804k、节流口控制器804a或者另一个处理器804执行在当前井底钻具压力和井底钻具压力设置之间的该比较。
ROP计算器804l被配置为从滑车位置808a接收滑车位置806a并且然后利用该数据计算当前ROP。当前ROP然后被传输到真实深度计算器804m、滚筒控制器804b、泥浆泵控制器804c和振荡控制器804d。
真实深度计算器804m被配置为接收来自MWD刀面传感器808g和808h中的至少一个的当前刀面806j、测绘记录804p和利用从ROP计算器804l接收的当前ROP计算的当前测得深度。真实深度计算器804m然后利用该数据计算真正竖直深度，真正竖直深度然后被传输到压力计算器804k。
WOB计算器804n被配置为接收来自粘/滑探测器804o的粘/滑指示器、以及来自死绳固定器负载传感器808d的当前钩子负载806d。WOB计算器804n还可以被配置为接收提离井底钻柱重量皮重，提离井底钻柱重量皮重可以是在从WOB皮重输入802r接收的WOB皮重和从死绳固定器负载传感器808d接收的当前钩子负载806d之间的差异。在任何情形中，WOB计算器804n被配置为基于当前钩子负载、当前钻柱重量和粘滑指示器计算当前WOB。当前WOB然后被传输到钻轴位置控制器804e、d指数计算器804g、校正d指数计算器804h、MSE计算器804i和滚筒控制器804b。
粘/滑探测器804o被配置为接收当前顶驱扭矩806k并且利用该数据产生粘/滑指示器，粘/滑指示器然后被提供给泥浆泵控制器804c、振荡控制器804d和钻轴位置控制器804e。粘/滑探测器804o测量顶驱扭矩806k关于时间的变化，这个变化指示钻头是否可能展示粘/滑行为，粘/滑行为指示顶驱扭矩和/或WOB应该降低或者钻轴振荡幅度应该被修改。
处理器804可以被共同地实现为单一处理设备或者实现为多个处理设备。每一个处理器804可以包括一个或者多个软件或者其它程序产品模块、子模块、进程、子进程、状态机、算法。每一个处理器804可以另外的包括一个或者多个计算机存储器或者用于数字数据存储的其它装置。处理器804中的一个或者多个的方面可以基本类似于在这里参考任何控制器或者其它数据处理设备所描述的那些。因此，处理器804可以包括或者例如由图1中的控制器190、图3中的控制器325、图4A-C中的控制器420和图6B中的控制器698的至少一部分构成。
图8B示意根据本公开的一个或者多个方面的系统控制模块812。系统控制模块812是图8A所示设备800的一种可能的实现，并且可以与图1所示设备100以及分别地在图3、4A-C和7B中示出的设备300、400a、400b、400c和790中的任何设备相结合地利用或者在所述设备内实现。还可以利用系统控制模块812来执行图2A、2B、5A、6A、6C、7A、7B和7C中的任一图所示方法的一个或者多个方面。
系统控制模块812包括HMI模块814、数据传输模块816和主要钻探控制模块818。HMI模块814包括人工数据输入模块814a和显示模块814b。主要钻探控制模块818包括感测数据模块818a、控制信号传输模块818b、BHA控制模块818c、绞车控制模块420b、顶驱控制模块420a、泥浆泵控制模块420f、ROP优化模块818g、钻头寿命优化模块818h、基于MSE的优化模块818i、基于d指数的优化模块818j、基于校正d指数的优化模块818k和BHA优化模块818m。
人工数据输入模块814a被配置为便于用户输入各种设定点、操作范围、地层条件、设施参数和/或包括钻探计划或者用于确定钻探计划的数据的其它数据。例如，除了别的以外，人工数据输入模块814a可以使得能够进行图8A所示的输入802。这样的数据可以经由数据传输模块816而由人工数据输入模块814a接收，数据传输模块816可以包括或者支持一个或者多个连接器、端口和/或用于从各种数据输入设备接收数据的其它装置。显示模块814b被配置为提供用户已经成功地输入利用人工数据输入模块814a而便于进行的一些或者全部输入的指示。除了别的以外，这样的指示可以诸如经由文本或者图形图标或者其它信息的显示、一个或者多个灯或者LED的照明、或者灯、LED、图解图标或者符号的颜色变化而包括某种类型的视觉指示。
主要钻探控制模块818被配置为从HMI模块814接收由用户输入的数据，如在图8B中描绘的示例性实施例中，HMI模块814在一些实施例中经由数据传输模块816通信。
主要钻探控制模块818的感测数据模块818a也从各种传感器、探测器、编码器和与各种设施和钻机组件相关联的其它这样设备接收感测或者探测数据。除了在这里包括的其它的图以外，这样的感测和信息获得设备的示例包括图4A中的设备430和图8A中的806。该感测数据还可以经由数据传输模块816而由感测数据模块818a接收。
控制信号传输模块718b在主要钻探控制模块818的控制模块和实际工作系统之间接口。例如，它向绞车130、顶驱140、泥浆泵180和在一些实施例中图1中的BHA 170发送和接收控制信号。当BHA被配置为在井底控制时可以采用BHA控制模块718c。
绞车控制模块420b、顶驱控制模块420a和泥浆泵控制模块420f被用于产生经由控制信号传输模块718b而被发送到绞车、顶驱和泥浆泵的控制信号。这些可以对应于图4C所示的控制器。
在一些实施例中，主要钻探控制模块818可以包括并非全部的所示优化模块818g-m，并且每一个优化模块能够由用户分开地购买。因此，一些实施例可以包括优化模块中的仅仅一个而其它实施例包括多于一个优化模块。因此，主要钻探控制模块818可以被如此配置，使得可用模块相配合以达到考虑在主要钻探控制模块中可用的全部优化模块的优化数值。在下面参考图8C进一步地对此讨论。
仍然参考图8B，ROP优化模块818g确定改进BHA的ROP的方法或者过程调节。除了别的以外，ROP优化模块818g接收来自感测数据模块430的数据以及其它数据，包括与刀面定向相关的数据，以确定增大化ROP的最有效方式。在考虑这些和/或其它因素之后，ROP优化模块818g与控制模块818c、420a、420b和420f通信从而控制模块能够确定转向变化是否将会以增大化生产率和效率的方式优化ROP。
钻头寿命优化模块818h可以考虑从感测数据模块430接收的数据以及刀面定向数据，包括方位角、倾斜刀面定向数据、钻探时间，以确定最有效的方式来保持钻头寿命而不降低效率或者生产率。在考虑这些或者其它因素之后，钻头寿命优化模块与控制模块818c、420a、420b和420f通信从而控制模块能够确定转向变化是否将会以增大化生产率和效率的方式保持钻头寿命。
基于MSE的优化模块818i执行以上参考图6A、6C和6D讨论的、基于MSE的优化过程。优化模块818i的输出可以被通信到控制模块818c、420a、420b和420f以实际上实现产生效率的变化。
基于d指数的优化模块818j可以包括d指数计算器804g以在探测或者预测异常气孔压力区域时确定d指数并且评价ROP。因此，当d指数模块探测到正常压力变化时，d指数模块能够与控制模块818c、420a、420b和420f通信以考虑作出对于有效率的和有效的钻探而言所必要的任何转向变化。
基于校正d指数的优化模块818k可以包括校正d指数计算器804h。使用所接收的数据，优化模块818k校正用于泥浆重量的d指数数值，该数值能够被与地层压力而非不同差压直接地相关。这个经校正的数值还能够被通信到控制模块818c、420a、420b和420f以考虑作出对于有效率的和有效的钻探而言所必要的任何转向变化。
BHA优化模块818m可以考虑从感测数据模块430接收的数据、在人工数据输入模块714a处输入的数据和其它可获得的数据以确定用于BHA的优化方案。在一些实施例中，BHA优化模块818m处理从主要钻探控制模块718中的其它模块接收的信息。使用该信息，BHA优化模块818m向控制模块818c、420a、420b和420f输出数据以考虑对于BHA作出对于优化BHA而言所必要的任何转向变化。
当绞车控制模块420b、顶驱控制模块420a和泥浆泵控制模块420f从优化模块接收信息时，它们处理数据以确定所推荐变化的相互作用是正面地还是负面地影响钻井系统的总体生产率，并且以最有效地实现改变的方式产生指引图1的绞车130、顶驱140和泥浆泵180的控制信号。
图8C示出由主要钻探控制模块818执行以优化钻机的总体钻探操作的示例性方法830。如以上所讨论的那样，主要钻探控制模块818的一些实施例并不包括图8B所示的全部优化模块。因此，方法830考虑其中主要钻探控制模块包括一个、多于一个或者并非所有的所示优化模块的情况。应认识到这些模块是示例性的并且可以在其中包括其它优化模块。
方法830包括并行地出现而不必顺序进行的步骤。在一些实施例中，这些并行方法路径是替选路径并且可以基于主要钻探控制模块的配置和/或优化模块的可用性而得以实现。例如，从步骤832，方法830继续到步骤834、840、846、852和858。在下面讨论了这些步骤中的每一个步骤。
参考图8C，在步骤832，主要钻探控制模块718从人工数据输入模块814a和/或感测数据模块430接收人工输入和/或感测数据(输入或者感测数据未示出)。在一些情形中，主要钻探控制模块718可以访问从先前测绘存储的趋势数据。
使用该信息和数据，主要钻探控制模块818中的优化模块使用算法计算或者以其它方式处理数据以对于影响钻探效率或者生产率的任何数目的因素确定优化数值，包括ROP。在一些实施例中，图8C中的替选路径依赖于优化模块的可用性。例如，从步骤832，如果主要钻探控制模块818仅仅包括优化模块的ROP优化模块818g，则方法830继续到步骤834。替选地，从步骤832，如果主要钻探控制模块818包括基于MSE的优化模块818i、基于d指数的优化模块818j、基于校正d指数的优化模块818k和BHA优化模块818m中的仅仅一个，则方法830继续到步骤840。再次，替选地，从步骤832，如果主要钻探控制模块818包括多于一个优化模块，则方法830继续到步骤846。如果主要钻探控制模块818包括ROP优化模块818g以及基于MSE的优化模块818i、基于d指数的优化模块818j、基于校正d指数的优化模块818k和BHA优化模块818m之一，则方法832继续到步骤852。如果主要钻探控制模块818包括ROP优化模块818g以及多于一个优化模块818i、818j、818k、818l和818m，则方法832继续到步骤858。
在替选实施例中，主要钻探控制模块818执行所有的方法步骤而非如上所述地将它们视为可替选步骤。因此，虽然主要钻探控制模块包括多个优化模块，但是它仍然在步骤834独立地考虑ROP优化模块818g，在步骤840独立地考虑其它优化模块之一，对于步骤846、852和858而言同样如此。
在其中在主要钻探控制模块818中仅仅包括ROP优化模块818g或者主要控制模块818被配置为在步骤834仅仅考虑ROP优化模块818g的情况中，ROP优化模块818g使用人工输入和/或感测数据确定基于ROP优化钻探操作的钻探参数变化。这些钻探参数变化被通信到BHA控制模块818c、绞车控制模块420b、顶驱控制模块420a和/或泥浆泵控制模块420f。在步骤836，这些控制模块修改被发送到BHA、绞车、顶驱和/或泥浆泵的一个或者多个控制信号以改变基于ROP优化钻探操作所必要的钻探参数(一个或者多个)。
在其中在主要钻探控制模块818中仅仅包括一个优化模块或者主要控制模块818被配置为在步骤840仅仅考虑一个优化模块的情况中，使用基于MSE的优化模块818i、基于d指数的优化模块818j、基于校正d指数的优化模块818k和BHA优化模块818m，主要钻探控制模块818能够基于从感测数据模块和/或人工数据输入模块814a接收的数据计算MSE、d-exp、校正d-exp和BHA优化数值中的一个。基于该数据，在步骤842，主要钻探控制模块818能够基于计算出的MSE、d-exp、校正d-exp和BHA优化数值中的一个确定优化钻探操作所必要的钻探参数变化。这些钻探参数变化被通信到BHA控制模块818c、绞车控制模块420b、顶驱控制模块420a和/或泥浆泵控制模块420f。在步骤844，这些控制模块修改被发送到BHA、绞车、顶驱和/或泥浆泵的控制信号以改变基于计算的数值优化钻探操作所必要的钻探参数。
在其中在主要钻探控制模块中包括多于一个优化模块的情况中，在步骤846，使用优化模块818i、818j、818k、818l和818m，主要钻探控制模块818优选地基于从感测数据模块和/或人工数据输入模块814a接收的数据计算MSE、d-exp、校正d-exp和BHA优化数值中的多于一个(通常，至少两个)的数值。基于该数据，在步骤848，主要钻探控制模块818能够基于多个计算的数值确定优化钻探操作所必要的钻探参数变化。这些钻探参数变化被通信到BHA控制模块818c、绞车控制模块420b、顶驱控制模块420a和/或泥浆泵控制模块420f并且在步骤850，这些控制模块修改被发送到BHA、绞车、顶驱和/或泥浆泵的控制信号以改变基于所述多个计算的数值优化钻探操作所必要的钻探参数。
在其中在主要钻探控制模块818中包括ROP优化模块818g和仅仅一个其它优化模块或者主要控制模块818被配置为在步骤854仅仅考虑ROP优化模块818g和仅仅一个其它优化模块的情况中，在步骤854中，主要钻探控制模块818优选地基于所述一个计算的数值和ROP优化数值确定优化钻探操作所必要的钻探参数变化。这些数值被通信到控制模块并且在步骤856，这些控制模块能够修改被发送到BHA、绞车、顶驱和/或泥浆泵的控制信号以改变基于计算的数值优化钻探操作所必要的钻探参数。
在其中在主要钻探控制模块中包括ROP优化模块和多于一个另外的优化模块的情况中，在步骤858，使用优化模块818i、818j、818k、818l和818m，主要钻探控制模块818基于从感测数据模块和/或人工数据输入模块814a接收的数据计算MSE、d-exp、校正d-exp和BHA优化数值中的多于一个的数值。这里，当确定优化钻探操作所必要的钻探参数变化时，主要钻探控制模块818考虑ROP。因此，主要钻探控制模块818能够考虑来自优化模块的多个计算数值，包括ROP，以确定经优化的钻探参数变化。这些钻探参数变化被通信到控制模块818c、420b、420a和/或420f并且在步骤862，这些控制模块修改被发送到BHA、绞车、顶驱和/或泥浆泵的控制信号以改变基于所述多个计算的数值优化钻探操作所必要的钻探参数。
与使用哪一个路径无关地，在从主要钻探控制模块发送经修改的控制信号之后，显示模块814b优选地在步骤838更新可选的但是优选的HMI显示以反映这些新的已被改变的控制信号。在这里进一步地并且如已被结合地讨论了HMI显示。
在一些情形中，主要钻探控制模块818同时地或者足够快速地相继地从而看起来同时地执行步骤834、840、846、852和858中的全部步骤或者一些步骤，并且基于来自系统的多个输入修改控制信号。
图9A和9B示出详细描述在经由图1中的设备100执行的钻探操作期间优化定向钻探精度的方法的流程图。在这里所公开的任何控制系统，包括图1、3、4A-C、6B、8A和8B均可以被用于执行图9A和9B的方法。在这些方法中获得的实时数据可以被配置成图4A中的输入以优化钻探操作并且计算钻头位置从而识别和校正钻头在钻探操作期间从计划钻探路径的任何偏离。
首先参考图9A，示意出根据本公开的一个或者多个方面的方法900的流程图。可以在设备100的操作期间与图1所示设备100的一个或者多个组件相关联地执行方法900。例如，可以在经由设备100执行的钻探操作期间执行方法900以优化指向性的钻探精度。
方法900包括步骤910，在步骤910期间，由控制器或者其它处理设备(例如，在这里讨论的控制器190、325、420、402、698、804、812或者其它控制器中的任何控制器)接收实时刀面、孔深度、管道旋转、钩子负载、Δ压力和/或其它数据。可以从各种钻机器械和/或被配置用于这样测量的传感器(诸如在图1、4A、8A和其它图中示出的传感器)获得所述数据。步骤910还可以包括接收从测绘获取的或者以其它方式获得的建模狗腿和/或其它钻井计划数据。在随后的步骤920中，利用在步骤910期间接收的实时和/或建模数据来计算在最近标准测绘结果前面的实时测绘投影。然后能够可选地暂时利用在步骤920期间计算的实时测绘投影作为在随后的步骤930期间的下一标准测绘点。方法900还可以包括在步骤920和/或步骤930之后的步骤940，在步骤940期间，比较在步骤920期间计算的实时测绘投影与在相应的孔深度处的钻井计划。步骤950可以随在步骤930和/或步骤940之后，在步骤950期间，给予指向性的钻探者在步骤920期间计算的实时测绘投影和/或在步骤940期间执行的比较结果。因此，即使在孔深度处不存在任何直接倾斜度和方位角测量的情况下，指向性的钻探者也能够更加精确地评定当前钻探操作的进展。
在本公开范围内的一个示例性实施例中，方法900然后重复，从而方法流程返回步骤910并且再次开始。可以利用方法900的迭代来表征井底钻具组件的性能。而且，迭代可以允许实时测绘投影计算模型在每次接收测绘时精化其自身。通过在通过旋转钻探的段上向滑动段和投影施加构建和转动速率，方法900的使用可以至少在一些实施例中在钻探操作中有助于指向性钻探者。
如上所述，传统方案要求在每一个钻杆连接处执行标准测绘以获得关于新的测绘位置的倾斜度和方位角的测量。因此，现有技术在孔被钻出之后进行测量。相反，利用方法900和在本公开的范围内的其它方法，实时测量在最后的标准测绘之前进行，并且能够给予指向性的钻探者关于滑动和旋转手续的进展和效率的反馈。
参考图9B，示意出这里由引用数字900a标识的、图9A所示方法900的简化型式的流程图。方法900a包括步骤910，在步骤910期间从钻机器械接收刀面和孔深度测量值。步骤910还可以包括接收相应于从钻机器械接收的实时数据的模型或者钻井计划数据。实时和/或模型数据的这种接收可以是在一个或者多个控制器、处理设备和/或其它设备，例如图1所示的控制器190处进行的。
在随后的步骤960中，通过计算实时测绘投影并且比较所述投影与钻井计划，与来自以前的测绘的建模或者计算数据(例如，包括构建速率、狗腿等)一起地利用这些测量来跟踪孔的进展。然后，可能以产生高的间隔尺寸的速率或者间隔重复步骤910和960。步骤960还可以包括将在整个深度间隔上所接收的数据平均化(例如，将最近接收的数据与在前接收的数据平均化)。因此，在步骤910期间接收和在步骤960期间处理的数据可以在滑动操作期间可能在逐个英尺的基础上提供精确的分辨率，并且可以论证特定钻探操作将如何受到或者正在如何受到特定刀面得以保持的精确度所影响。
当前孔相对于钻井计划的高分辨率视图经常是跟踪滑动操作的效力的关键。例如，在单一接头的范围内，可能要求指向性的钻探者(例如，利用钻井计划)执行20英尺的滑动、50英尺的旋转钻探，并且然后另一次20英尺的滑动。传统上，钻探者可能不知道这个段的效力直至他接收到他的、在尝试滑动-旋转-滑动过程之后执行的下一测绘。然而，根据本公开的一个或者多个方面，钻探者能够在整个滑动-旋转-滑动过程中利用实时测绘投影进行计算以示出钻头的投影钻井路径。因此，用以执行滑动-旋转-滑动过程的精度可以被急剧地增加，并且当被用于执行图5A中的方法时，提供比传统系统更加精确的指向性校正。而且，方法900和900a可以包括关于每一实时测绘更新构建速率和模型，因此增加每一随后的测绘、测绘投影和/或钻探阶段的精度。
图10A和10B是向用户中转关于钻头位置的信息的用户显示的示例性图示。在图中的显示器可以是这里讨论的任何显示，包括显示335、472、692c和810。转向图10A，示意出根据本公开的一个或者多个方面的人机接口(HMI)1000的示意图。HMI 100可以在指向性和/或其它钻探操作期间由操作人员利用来监视在刀面定向和钻轴位置之间的关系。在一个示例性实施例中，HMI 1000是在钻探操作期间可由用户选择的几个显示屏幕之一，并且可以被包括作为或者被包括于在这里的系统和通过引用并入的系统中描述的人机接口、钻探操作和/或钻探设备内。诸如在这些引用中的一个或者多个中描述地，还可以作为在计算机可读介质上记录的系列指令实现HMI 100。
HMI 100由指向性的钻探者在钻探时使用以在三维空间中监视BHA。在钻探操作期间驱动一个或者多个其它人机接口的控制系统或者计算机可以被配置为还显示HMI 1000。替选地，HMI 1000可以被单独的控制系统或者计算机驱动或者显示，并且除了在其上显示其余的钻探操作屏幕的显示之外，可以被显示于计算机显示器(监视器)上。
驱动HMI 1000的控制系统或者计算机包括″测绘″或者其它数据信道，或者在其它情形包括用于接收和/或读出从BHA、随钻测量(MWD)组件和/或其它钻探参数测量装置中转的传感器数据的装置，其中这样的中转可以是经由井位信息传输标准(WITS)、WITS标记语言(WITSML)和/或另一数据传输协议。除了别的以外，这样的电子数据可以包括基于重力的刀面定向数据、基于磁性的刀面定向数据、方位角刀面定向数据和/或倾斜刀面定向数据。在一个示例性实施例中，电子数据在刀面定向相对于竖直方向小于大约7°时包括基于磁性的刀面定向数据，并且替选地在刀面定向相对于竖直方向大于大约7°时包括基于重力的刀面定向数据。然而，在其它实施例中，电子数据可以包括基于重力和磁性的这两种刀面定向数据。方位角刀面定向数据可以涉及钻柱远端相对于真北、井眼高侧和/或另一预定指向性的方位角方向。倾斜刀面定向数据可以涉及钻柱远端相对于竖直方向的倾斜度。
如在图10A中所示，HMI 1000可以被描绘成基本类似拨盘或者具有多个同心嵌套环1005的靶形。基于磁性的刀面定向数据在HMI 1000中由符号1010表示，并且基于重力的刀面定向数据由符号1015表示。HMI 1000还包括表示钻轴位置的符号1020。在图10A所示示例性实施例中，磁性刀面数据符号1010是圆形的，重力刀面数据符号1015是矩形的，并且钻轴位置数据符号1020是三角形的，因此相互区别不同类型的数据。当然，在本公开的范围内可以利用其它形状。符号1010、1015、1020还可以或者替选地经由颜色、尺寸、闪烁、闪烁速率和/或其它图形方案相互区分。
符号1010、1015、1020可以仅仅指示最近的刀面(1010，1015)和钻轴位置(120)测量。然而，如在图10A和10B所示示例性实施例中，HMI 1000可以包括刀面和钻轴位置测量的历史表示，从而最近的测量和多个即刻地在先前的测量得以显示。因此，例如，在HMI 1000中的每一个环1005可以表示测量迭代或者计数，或者预定时间间隔，或者在其它情形指示在最近测量(一个或者多个)和先前测量(一个或者多个)之间的历史关系。在图10A所示示例性实施例中，在拨盘中存在五个这样的环1005(最外环被保留用于其它数据标记)，其中每一个环1005表示数据测量或者中转迭代或者计数。刀面符号1010、1015可以每一个均包括指示每一测量的相对时期的编号。在其它实施例中，颜色、形状和/或其它标记可以以图形方式描绘测量的相对时期。虽然在图10A中未被描绘成这样，但是还可以采用这个概念来历史地描绘钻轴位置数据。
HMI 1000还可以包括将数据符号1010、1015、1020的形状、颜色和/或其它参数链接到由符号表示的相应数据的数据图例1025。HMI1000还可以包括当前刀面模式设置的文本和/或其它类型的指示器1030。例如，刀面模式可以被设为仅仅显示重力刀面数据，仅仅磁性刀面数据，或其组合(可能基于当前刀面和/或钻柱端部倾斜)。指示器1030还可以指示当前系统时间。指示器1030还可以识别由HMI 1000监视或者在其它情形中显示的二级信道或者参数。例如，在图10A所示示例性实施例中，指示器1030指示用户当前选择组合(“Combo”)刀面模式，在二级信道上正在监视钻头深度，并且当前系统时间是13:09:04。
HMI 1000还可以包括显示当前或者最近刀面定向的文本和/或其它类型的指示器1035。指示器1035还可以显示当前刀面测量模式(例如，重力vs.磁性)。指示器1035还可以显示执行或者接收最近刀面测量的时间，以及在此时由第二信道监视的任何参数的数值。例如，在图10A所示示例性实施例中，最近刀面测量是由重力刀面传感器测量的，所述刀面测量指示刀面定向为-75°，并且相对于系统时钟这个测量是在时间13:00:13获取的，此时钻头-深度最近被测量为1830英尺。
HMI 1000还可以包括显示钻柱远端的当前或者最近倾斜度的文本和/或其它类型的指示器1040。指示器1040还可以显示执行或者接收最近倾斜测量的时间，以及此时由第二信道监视的任何参数的数值。例如，在图10A所示示例性实施例中，最近钻柱端部倾斜度为8°，并且相对于系统时钟这个测量是在时间13:00:04获取的，此时钻头深度最近被测量为1830英尺。HMI 1000还可以包括显示当前或者最近倾斜度的另外的图形或者其它类型的指示器1040a。因此，例如，HMI 1000可以利用文本指示器(例如，指示器1040)和图形指示器(例如，指示器1040a)这两者描绘当前或者最近倾斜度。在图10A所示实施例中，图形倾斜度指示器1040a作为弓形条表示当前或者最近倾斜度，其中条的长度指示倾斜度从竖直方向改变的程度，并且其中条延伸的方向(例如，顺时针vs.逆时针)可以指示倾斜方向(例如，北vs.南)。
HMI 1000还可以包括显示钻柱远端的当前或者最近方位角定向的文本和/或其它类型的指示器1045。指示器1045还可以显示执行或者接收最近方位角测量的时间，以及此时由第二信道监视的任何参数的数值。例如，在图10A所示示例性实施例中，最近钻柱端部方位角是67°，并且相对于系统时钟这个测量是在时间12:59:55获取的，此时钻头-深度最近被测量为1830英尺。HMI 1000还可以包括显示当前或者最近倾斜度的另外的图形或者其它类型的指示器1045a。因此，例如，HMI 1000可以利用文本指示器(例如，指示器1045)和图形指示器(例如，指示器1045a)这两者描绘当前或者最近倾斜度。在图10A所示实施例中，图形方位角指示器1045a作为弓形条表示当前或者最近方位角测量，其中条的长度指示方位角定向从真北或者某个其它预定位置改变的程度，并且其中条延伸的方向(例如，顺时针vs.逆时针)可以指示方位角方向(例如，东北vs.西北)。
在一些实施例中，HMI 1000包括相应于参考图4C和5A讨论的计划钻探路径和实际钻探路径的数据。这个数据可以向钻探者提供BHA钻头相对于计划钻探路径和/或目标位置的位置的视觉指示器。另外，当计算BHA的位置，它是否从计划钻探路径偏离，和它位于图5B中的哪一个带中时，可以考虑在图10A中的HMI 1000中显示的随着时间获取的数据。
参考图10B，示意出图10A所示HMI 1000的一部分的放大视图。在其中HMI 1000被描绘成拨盘或者靶形的实施例中，最近的刀面和钻轴位置测量可以是最靠近拨盘边缘的，从而较早的读数可以朝向拨盘中部步进。例如，在图2所示示例性实施例中，对于总共21分钟的记录活动，最后的读数在当前描绘的系统时间之前8分钟，下一读数在其之前7分钟，并且最早的读数比其它读数早6分钟。时期为小时或者秒的读数可以利用“h”或者“s”指示时间长度/单位。
还如在图10B中所示，将用户的鼠标指针或者其它图形用户输入装置定位在刀面或者钻轴位置符号1010、1015、1020之一之上可以在弹出窗口1050中示出该符号的时间戳，以及二级指示器(如果存在的话)。时间戳可能依赖于在记录测量的实际时间时的设备设置。刀面符号1010、1015可以示出从当感测设备记录测量时起逝去的时间(例如，相对于当前系统时间)。被设为显示时间戳的二级信道可以根据记录测量的设备示出时间戳。
在图10A和10B所示实施例中，HMI 1000示出参考真北、孔高侧或者某个其它预定指向性的顶驱钻轴的绝对位置。HMI 1000还示出从井底工具(例如，MWD)接收的当前和历史刀面数据。通过精确地监视并且同时地向用户显示刀面和钻轴位置这两个测量，HMI 1000、在本公开范围内的其它人机接口和/或在本公开范围内的其它工具可以具有使得能够和/或呈现在刀面测量上的反扭矩影响的简化理解。
鉴于以上、图和并入这里的参考，本领域普通技术人员应该易于理解本公开介绍了一种以可视方式展示在刀面定向和钻轴指向之间的关系的方法，这种方法包括：(1)在正在进行的基础上接收电子数据，其中该电子数据包括钻轴定向数据以及基于重力的刀面定向数据和基于磁性的刀面定向数据中的至少一个；和(2)以描述从最近测量和多个即刻地先前的测量产生的数据的历史格式在用户可视显示上显示电子数据。该电子数据可以进一步包括与靠近钻头的钻柱的方位角定向相关的刀面方位角数据。该电子数据可以进一步包括与靠近钻头的钻柱的倾斜度相关的刀面倾斜数据。钻轴位置数据可以涉及钻轴、顶驱、Kelly和/或钻头和/或刀面的其它旋转驱动装置的定向。可以从MWD和/或其它井底传感器/测量装置接收该电子数据。
该方法可以进一步包括基于执行产生电子数据的测量的特定时间而将电子数据与时间标记相关联。在一个示例性实施例中，可以以文本方式显示最当前的数据并且可以以图形方式显示较早的数据，诸如拨盘或者靶形表示。图形显示可以包括依赖于时间的或者特定于时间的符号或者其它图标，所述符号或者其它图标可以每一个都是用户能够访问的，以暂时地显示与该时间相关联的数据(例如，弹出数据)。图标可以具有相对于其它图标的编号、文本、颜色或者其它时期指示。图标可以根据时间指向，最新的在拨盘边缘处，最早的在拨盘中心处。图标可以描绘从(1)由相应的传感器设备记录测量到(2)当前计算机系统时间的时间变化。所述显示还可以描绘当前系统时间。
本公开还介绍了一种设备，所述设备包括：(1)用于在正在进行的基础上接收电子数据的装置，其中该电子数据包括钻轴定向数据以及基于重力的刀面定向数据和基于磁性的刀面定向数据中的至少一个；和(2)用于以描述从最近测量和多个即刻地先前测量产生的数据的历史格式在用户可视显示上显示电子数据的装置。
在本公开范围内的实施例可以相对于现有技术提供某些优点。例如，当将刀面和钻轴位置数据组合在单一视觉显示上时，它可以帮助操作者或者其它人员理解在刀面和钻轴位置之间的关系。将刀面和钻轴位置数据组合在单一显示上还可以或者替选地有助于理解反扭矩具有的与刀面和/或钻轴位置的关系。
参考图11，示意出用于实现在这里描述的设备和/或方法的至少一些部分的一个或者多个实施例的示例性系统1100。系统1100包括通过一个或者多个总线1112而被全部相互连接的处理器1102、输入设备1104、存储设备1106、视频控制器1108、系统存储器1110、显示器1114和通信设备1116。存储设备1106可以是软驱、硬驱、CD、DVD、光驱或者任何其它形式的存储设备。另外，存储设备1106可以能够接收软盘、CD、DVD或者可以包含计算机可执行指令的任何其它形式的计算机可读介质。通信设备1116可以是调制解调器、网卡或者使得系统1100能够与其它系统通信的任何其它设备。
计算机系统通常至少包括能够执行机器可读指令的硬件，以及用于执行生产所期望的结果的动作的软件(通常机器可读指令)。另外，计算机系统可以包括硬件和软件组合，以及计算机子系统。
硬件通常至少包括能够运行处理器的平台，诸如客户端机器(也被称作个人计算机或者服务器)和手持式处理设备(诸如，例如智能电话、PDA和个人计算设备(PCD))。此外，硬件通常包括能够存储机器可读指令的任何物理设备，诸如存储器或者其它数据存储设备。其它形式的硬件包括硬件子系统，例如包括传输设备诸如调制解调器、调制解调器卡、端口和端口卡。至少在本公开的范围内，硬件还可以包括多模态技术，诸如被配置为允许用户在同一交互、应用或者接口中可互换地利用多种形式的输入和输出-包括语音、键区和触针的那些设备和/或系统。
软件可以包括在任何存储器介质诸如RAM或者ROM中存储的任何机器代码、在其它设备(诸如，例如软盘、CD或者DVD)上存储的机器代码，并且可以包括例如可执行代码、操作系统以及源代码或者目标代码。另外，软件可以涵盖能够在客户端机器或者服务器中执行的任何指令集，并且以此形式经常被称为程序或者可执行代码。
作为用于向计算机系统提供增强的功能性和性能的设备，混合体(软件和硬件组合)变得更加普遍。当传统上的软件功能被直接地制造于硅芯片中时可以产生混合体，这是可能的，因为软件可以被汇编并且编译成一和零，并且，类似地，能够在硅中直接地表示一和零。通常，混合体(已被制造的硬件)功能被设计成与软件无缝地操作。因此，应该理解，在这里的计算机系统定义中也包括混合体以及其它硬件和软件组合，并且因此本公开将其设想为尽可能等价结构和等价方法。
计算机可读介质可以包括无源数据存储诸如随机存取存储器(RAM)，以及半永久数据存储诸如光盘或者DVD。另外，本公开的实施例可以被实现于计算机的RAM中并且有效地将标准计算机转变成新的专门计算机器。
数据结构被定义成可以使得本公开实施例能够实现的数据的组织。例如，数据结构可以提供一种数据的组织或者可执行代码(可执行软件)的组织。此外，数据信号经由传输介质携带并且存储和输送各种数据结构，并且，因此，可以被用于输送本发明的实施例。在这里的讨论中应该指出，除非被声明为相反的情形，可以以类似的方式执行具有类似名称的动作。
本公开的控制器和/或系统可以被设计成在任何特定体系结构上工作。例如，可以在一个或者多个计算机、以太网、局域网、广域网、互联网、企业内联网、手持式和其它便携式和无线设备与网络上执行该控制器和/或系统。
鉴于全部的上述内容和图1-11，本领域普通技术人员应该易于认识到，本公开介绍了一种从钻机到地下目标位置在钻探操作期间指向性地转向井底钻具组件的方法。该方法包括产生具有钻探路径的钻探计划和作为公差带的可接受的误差容限；接收指示定向趋势和到钻头深度的投影的数据；基于方向趋势和到钻头深度的投影确定井底钻具组件的实际位置；确定钻头是否是在公差带内；比较井底钻具组件的实际位置与计划钻探路径以识别井底钻具组件离开实际钻探路径的偏差量；基于识别出的离开计划路径的偏差量产生修改钻探路径，包括：如果离开计划路径的偏差量小于阀值偏差量则创建与计划钻探路径相交叉的修改钻探路径，而如果离开计划路径的偏差量大于阀值偏差量则创建与计划钻探路径不交叉的、到目标位置的修改钻探路径；确定用于使井底钻具组件转向为沿着修改钻探路径的所期望的刀面定向；在指向性的转向控制器处自动地和以电子方式产生钻机控制信号；和将钻机控制信号输出到绞车和顶驱以使井底钻具组件转向为沿着修改钻探路径。
本公开还介绍了一种当沿着具有水平分量的方向延长井眼时使用钻轴转向液压马达的方法，其中该钻轴和液压马达被耦接到钻柱的相对端部，该方法包括：通过监视指示在实际刀面定向和所期望的刀面定向之间的差异的钻探操作参数而监视被液压马达驱动的工具的实际刀面定向；和以依赖于所监视的钻探操作参数的量调节钻轴的位置。钻轴位置调节量可以足以补偿在实际和所期望的刀面定向之间的差异。调节钻轴位置可以包括调节钻轴相对于井眼的旋转位置，钻轴相对于井眼的竖直位置或这两者。监视指示在实际和所期望的刀面定向之间的差异的钻探操作参数可以包括监视多个钻探操作参数，每一个钻探操作参数均指示在实际和所期望的刀面定向之间的差异，并且钻轴位置调节量可以进一步依赖于所述多个钻探操作参数中的每一个。
监视钻探操作参数可以包括监视从刀面定向传感器接收的数据，并且钻轴位置调节量可以依赖于刀面定向传感器数据。刀面传感器可以包括重力刀面传感器和/或磁性刀面传感器。
钻探操作参数可以包括被施加到工具的重量(WOB)、工具在井眼内的深度和/或工具到井眼中的机械钻速(ROP)。钻探操作参数可以包括沿着液压马达的液压差(ΔP)，并且ΔP可以是基于在于井眼和钻柱之间限定的环面中存在的流体的监视压力的经校正的ΔP。
在一个示例性实施例中，监视指示在实际和所期望的刀面定向之间的差异的钻探操作参数包括监视从刀面定向传感器接收的数据、监视被施加到工具的重量(WOB)、监视工具在井眼内的深度、监视工具到井眼中的机械钻速(ROP)和监视沿着液压马达的液压差(ΔP)。调节钻轴位置可以包括以依赖于所监视的刀面定向传感器数据、所监视的WOB、所监视的工具在井眼内的深度、所监视的ROP和所监视的ΔP的量调节钻轴位置。
监视钻探操作参数和调节钻轴位置可以被与操作液压马达同时地执行。调节钻轴位置可以包括使得绞车以依赖于所监视的钻探操作参数的量调节被施加到工具的重量(WOB)。调节钻轴位置可以包括调节钻轴的中性旋转位置，并且该方法可以进一步包括通过沿着顺时针和逆时针方向旋转钻轴越过中性位置预定角度来振荡钻轴。
本公开还介绍了一种用于当沿着具有水平分量的方向延长井眼时使用钻轴转向液压马达的系统，其中该钻轴和液压马达被耦接到钻柱的相对端部。在一个示例性实施例中，该系统包括用于监视被液压马达驱动的工具的实际刀面定向的装置，包括用于监视指示在实际刀面定向和所期望的刀面定向之间的差异的钻探操作参数的装置；和用于以依赖于所监视的钻探操作参数的量调节钻轴位置的装置。
本公开还提供一种用于当沿着具有水平分量的方向延长井眼时使用钻轴转向液压马达的设备，其中该钻轴和液压马达被耦接到钻柱的相对端部。在一个示例性实施例中，该设备包括被配置为探测指示在被液压马达驱动的工具的实际刀面定向和工具的所期望的刀面定向之间的差异的钻探操作参数的传感器；和被配置为通过产生指引钻轴驱动器基于所监视的钻探操作参数调节钻轴的旋转位置的钻轴驱动控制信号来调节实际刀面定向的刀面控制器。
本公开还介绍了一种当沿着具有水平分量的方向延长井眼时使用钻轴转向液压马达的方法，其中该钻轴和液压马达被耦接到钻柱的相对端部。在一个示例性实施例中，该方法包括在同时地操作液压马达时监视沿着液压马达的液压差(ΔP)，和通过基于所监视的ΔP调节钻轴的旋转位置来调节液压马达的刀面定向。所监视的ΔP可以是利用在于井眼和钻柱之间限定的环面中存在的流体的监视压力计算的经校正的ΔP。该方法可以进一步包括在同时地操作液压马达时监视马达的现有刀面定向，并且基于所监视的刀面定向调节钻轴的旋转位置。该方法可以进一步包括在同时地操作液压马达时监视被施加到液压马达的钻头的重量(WOB)，并且基于所监视的WOB调节钻轴的旋转位置。该方法可以进一步包括在同时地操作液压马达时监视液压马达的钻头在井眼内的深度，并且基于所监视的钻头深度调节钻轴的旋转位置。该方法可以进一步包括在同时地操作液压马达时监视液压马达进入井眼中的机械钻速(ROP)，并且基于所监视的ROP调节钻轴的旋转位置。调节刀面定向可以包括基于所监视的WOB和所监视的ROP调节钻轴的旋转位置。替选地，调节刀面定向可以包括基于所监视的WOB、所监视的ROP和现有刀面定向调节钻轴的旋转位置。调节液压马达的刀面定向可以进一步包括使得绞车基于所监视的ΔP调节被施加到液压马达的钻头的重量(WOB)。钻轴的旋转位置可以是中性位置，并且该方法可以进一步包括通过沿着顺时针和逆时针方向旋转钻轴越过中性位置预定角度来振荡钻轴。
本公开还介绍了一种用于当沿着具有水平分量的方向延长井眼时使用钻轴转向液压马达的系统，其中该钻轴和液压马达被耦接到钻柱的相对端部。在一个示例性实施例中，该系统包括用于在同时地操作液压马达时探测沿着液压马达的液压差(ΔP)的装置，和用于调节液压马达的刀面定向的装置，其中该刀面定向调节装置包括用于基于所探测的ΔP调节钻轴的旋转位置的装置。该系统可以进一步包括用于在同时地操作液压马达时探测马达的现有刀面定向的装置，其中该钻轴旋转位置调节装置可以进一步被配置为基于所监视的刀面定向调节钻轴的旋转位置。该系统可以进一步包括用于在同时地操作液压马达时探测被施加到液压马达的钻头的重量(WOB)的装置，其中该钻轴旋转位置调节装置可以进一步被配置为基于所监视的WOB调节钻轴的旋转位置。该系统可以进一步包括用于在同时地操作液压马达时探测液压马达的钻头在井眼内的深度的装置，其中该钻轴旋转位置调节装置可以进一步被配置为基于所监视的钻头深度调节钻轴的旋转位置。该系统可以进一步包括用于在同时地操作液压马达时探测液压马达进入井眼中的机械钻速(ROP)的装置，其中该钻轴旋转位置调节装置可以进一步被配置为基于所监视的ROP调节钻轴的旋转位置。该刀面定向调节装置可以进一步包括用于使得绞车基于所探测的ΔP调节被施加到液压马达的钻头的重量(WOB)的装置。
本公开还介绍了一种用于当沿着具有水平分量的方向延长井眼时使用钻轴转向液压马达的设备，其中该钻轴和液压马达被耦接到钻柱的相对端部。在一个示例性实施例中，该设备包括被配置为在液压马达操作期间探测沿着液压马达的液压差(ΔP)的压力传感器，和被配置为通过产生指引钻轴驱动器基于所探测的ΔP调节钻轴的旋转位置的钻轴驱动控制信号来调节液压马达的刀面定向的刀面控制器。该设备可以进一步包括被配置为探测当前刀面定向的刀面定向传感器，其中该刀面控制器可以被配置为进一步基于所探测的当前刀面定向产生钻轴驱动控制信号。该设备可以进一步包括被配置为探测指示被施加到液压马达的钻头的重量数量的数据的钻压(WOB)传感器，和被配置为通过产生指引绞车以操作绞车的绞车控制信号而在调节刀面定向中与刀面控制器配合的绞车控制器，其中该绞车控制信号可以是基于所探测的WOB。该设备可以进一步包括被配置为探测用以延长井眼的速率的机械钻速(ROP)传感器，其中该绞车控制信号可以是进一步基于所探测ROP。
在本公开的范围内的方法和设备包括涉及通过监视钻探操作参数而自动地获得和/或维持所期望的刀面定向的那些，以前尚未利用所述钻探操作参数进行自动刀面定向，包括实际泥浆马达ΔP、实际刀面定向、实际WOB、实际钻头深度、实际ROP、实际钻轴振荡中的一个或者多个。可以根据本公开的一个或者多个方面利用以获得和/或保持所期望的刀面定向的这些钻探操作参数的示例性组合包括：
·ΔP和TF；
·ΔP、TF和WOB；
·ΔP、TF、WOB和DEPTH；
·ΔP和WOB；
·ΔP、TF和DEPTH；
·ΔP、TF、WOB和ROP；
·ΔP和ROP；
·ΔP、TF和ROP；
·ΔP、TF、WOB和OSC；
·ΔP和DEPTH；
·ΔP、TF和OSC；
·ΔP、TF、DEPTH和ROP；
·ΔP和OSC；
·ΔP、WOB和DEPTH；
·ΔP、TF、DEPTH和OSC；
·TF和ROP；
·ΔP、WOB和ROP；
·ΔP、WOB、DEPTH和ROP；
·TF和DEPTH；
·ΔP、WOB和OSC；
·ΔP、WOB、DEPTH和OSC；
·TF和OSC；
·ΔP、DEPTH和ROP；
·ΔP、DEPTH、ROP和OSC；
·WOB和DEPTH；
·ΔP、DEPTH和OSC；
·ΔP、TF、WOB、DEPTH和ROP；
·WOB和OSC；
·ΔP、ROP和OSC；
·ΔP、TF、WOB、DEPTH和OSC；
·ROP和OSC；
·ΔP、TF、WOB、ROP和OSC；
·ROP和DEPTH；和
·ΔP、TF、WOB、DEPTH、ROP，和OSC；
其中ΔP是实际泥浆马达ΔP、TF是实际刀面定向、WOB是实际WOB、DEPTH是实际钻头深度、ROP是实际ROP，并且OSC是实际钻轴振荡频率、速度、幅度、中性点和/或扭矩。
在一个示例性实施例中，(例如，由用户、计算机或者计算机程序)提供所期望的刀面定向，并且如上所述根据本公开的一个或者多个方面的设备将随后跟踪并且控制实际刀面定向。然而，在跟踪和控制实际刀面定向时，可以监视钻探操作参数数据以建立并且然后实时地更新在：(1)泥浆马达ΔP和钻头扭矩；(2)WOB和钻头扭矩的变化；和(3)钻轴位置和实际刀面定向的变化之间的关系；以及在本公开范围内的其他可能的关系。然后可以通过影响所监视钻探操作参数中的一个或者多个的变化而利用获知的信息控制实际刀面定向。
因此，例如可以由用户输入所期望的刀面定向，并且根据本公开方面的旋转驱动系统可以旋转钻柱直至所监视的刀面定向和/或其它钻探操作参数数据指示井底工具的运动。本公开的自动化设备然后继续控制旋转驱动器直至获得所期望的刀面定向。然后进行指向性的钻探。如果实际刀面定向偏离所期望的刀面定向，如可能地由所监视的钻探操作参数数据指示地，则旋转驱动器可以通过根据在所监视的钻探参数数据和刀面定向之间的关系沿着或者顺时针或者逆时针方向旋转钻轴和/或钻柱而作出反应。如果正在利用振荡模式，则该设备可以改变振荡幅度(例如，增加或者降低顺时针振荡部分)以使得实际刀面定向恢复受到跟踪的状态。替选地，或者另外地，绞车系统可以通过进出地馈送钻探管线而对于偏离刀面定向作出反应，和/或泥浆泵系统可以通过增加或者降低泥浆马达ΔP而作出反应。如果实际刀面定向进一步地比预设(用户可调节)极限偏离所期望的定向比预设(用户可调节)持续时间更长的时段，则该设备可以发出音频和/或视觉报警信号。然后可以给予操作者允许继续自动控制或者接管人工操作的机会。
在获知在连接之前和之后的钻轴定向时，还可以利用该方案来控制刀面定向，以减少实现连接所需的时间量。例如，可以以已知的刀面定向、WOB和/或泥浆马达ΔP在井底监视钻轴定向。然后可以设定滑接，并且钻轴定向可以得以记录并且然后参考上述关系(一个或者多个)。然后可以进行连接，并且可以刚好在从滑接拉拽之前记录钻轴定向。此时，钻轴定向可以被重设为它在连接之前的定向。钻探操作者或者自动化控制器然后可以启动“自动指向”过程，并且该设备可以将钻轴旋转到一定位置并且然后返回底部。因此，钻探操作者可以无需等待刀面定向测量，并且可以不需要盲目返回井底。因此，在连接期间，本公开的方面可以提供显著的时间节约。
而且，在本公开范围内的方法本质上可以是本地的或者远程的。可以利用一个或者多个智能自适应控制器、可编程逻辑控制器、人工神经网络和/或其它自适应和/或“学习”控制器或者处理设备实现这些方法，和这里讨论的任何控制器。例如，可以经由PLC、PAC、PC、一个或者多个服务器、桌上型电脑、手持设备和/或具有适当能力的任何其它形式或者类型的计算设备部署或者执行这样的方法。
如在这里所使用地，术语“基本上”意味着数值数量是在所述数值的大约百分之二十内的、优选地是在大约百分之十内的，并且更加优选地是在大约百分之五内的。在一个优选实施例中，这些术语指的是在所述数值的大约百分之一内的、在大约百分之0.5内的或者甚至在大约百分之0.1内的数量。
如在这里所使用地，术语“大约”应该通常被理解为指的是在数字范围中的两个数字。例如，“大约1到2”应该被理解为“大约1到大约2”。而且，所有的数值范围在这里均应该被理解成包括在该范围内的每一个整体整数或者整数的1/10。
本公开还在这里通过引用而以其整体合并以下参考中的每一个：
·Richarson等人的美国专利No.6,050,348
·Bowden的美国专利No.5,474,142；
·Dhindsa的美国专利No.5,713,422；
·Pinckard的美国专利No.6,192,998；
·King等人的美国专利No.6,026,912；
·Power等人的美国专利No.7,059,427；
·Guggari的美国专利No.6,029,951；
·“MSE的实时实现(A Real-time Implementation of MSE)”，AADE-05-NTCE-66；
·“利用单位机械能的实时监视而最大化钻探速率(MaximizingDrill Rates with Real-time Surveillance of Mechanical specific energy)”，SPE 92194；
·“用于最大化机械钻速的全面钻速管理过程(ComprehensiveDrill-Rate Management Process To Maximize Rate of Penetration)”，SPE102210；和
·“利用数字数据和MSE的实时分析最大化ROP(MaximizingROP With Real-time Analysis of Digital Data and MSE)”，IPTC 10607。
前面概述了几个实施例的特征从而本领域技术人员可以更好地理解本公开的方面。本领域技术人员应该意识到他们可以容易地使用本公开作为基础以设计或者修改用于实现相同目的和/或实现在这里介绍的实施例的相同优点的其它过程和结构。本领域技术人员还应该认识到，这样的等价构造并不偏离本公开的精神和范围，并且他们可以在这里作出各种改变、替代和更改而不偏离本公开的精神和范围。
该申请涉及：(1)2007年11月6日提交的美国临时专利申请No.60/985,869(代理人案号No.38496.45)；(2)2007年12月21日提交的美国临时专利申请No.61/016,093(代理人案号No.38496.43)；和(3)2008年2月5日提交的美国临时专利申请No.61/026,323(代理人案号No.38496.46)；(4)2007年9月21日提交的美国专利申请No.11/859,378(代理人案号No.38296.12)；(5)2007年12月12日提交的美国专利申请No.11/952,511(代理人案号No.38296.19)；(6)2007年8月29日提交的美国专利申请No.11/847,048(代理人案号No.38296.14)；(7)2007年1月29日提交的美国专利申请No.11/668,388(代理人案号No.38496.21)；和(8)2007年5月10日提交的美国专利申请No.11/747,110(代理人案号No.38496.16)。前面专利申请中的每一件的公开由此通过引用而被以其整体合并入这里。

Claims (20)

1.一种钻探至目标位置的方法，所述方法包括：
接收包括到目标位置的计划钻探路径的输入；
确定钻探系统的井底钻具组件的投影位置；
将所述井底钻具组件的所述投影位置与所述计划钻探路径进行比较以确定偏差量；
创建基于离开所述计划钻探路径的所述偏差量选择的、到所述目标位置的经修改的钻探路径；和
在钻井的表面处自动地并且以电子方式产生一个或者多个钻机控制信号，所述钻机控制信号使所述钻探系统的所述井底钻具组件转向为沿着所述经修改的钻探路径指向所述目标位置。
2.根据权利要求1的方法，其中所述创建到所述目标位置的经修改的钻探路径包括以电子方式计算与所述计划钻探路径交叉的从所述井底钻具组件的所述投影位置开始的至少一个曲线。
3.根据权利要求1的方法，其中所述创建到所述目标位置的经修改的钻探路径包括以电子方式计算新的计划钻探路径，所述新的计划钻探路径不与所述计划钻探路径交叉并且从所述井底钻具组件的所述投影位置指向所述目标位置。
4.根据权利要求3的方法，所述方法进一步包括：
再次确定所述钻探系统的井底钻具组件的投影位置；
将所述井底钻具组件的所述投影位置与所述新的经修改的钻探路径进行比较；
以电子方式创建到所述目标位置的第二经修改的钻探路径；和
自动地并且以电子方式产生一个或者多个钻机控制信号，所述钻机控制信号使所述钻探系统的所述井底钻具组件转向为沿着所述第二经修改的钻探路径指向所述目标位置。
5.根据权利要求1的方法，其中确定所述井底钻具组件的投影位置包括确定所述井底钻具组件的钻头的投影位置，并且其中确定所述钻头的投影位置包括考虑来自一个或者多个测绘结果的数据。
6.根据权利要求1的方法，其中创建经修改的钻探路径包括基于离开所述计划路径的所述偏差量是否超过阀值而创建经修改的钻探路径。
7.根据权利要求6的方法，其中基于所述偏差量是否超过阀值创建经修改的钻探路径包括：
如果离开所述计划路径的所述偏差量超过第一阀值偏差量，则创建与所述计划钻探路径相交叉的经修改的钻探路径；和
如果所述偏差量超过第二阀值偏差量，则创建不与所述计划钻探路径相交叉的经修改的钻探路径。
8.根据权利要求1的方法，其中所述计划钻探路径包括公差带，并且当所述井底钻具组件的所述投影位置与所述公差带边界相交叉时，创建所述经修改的钻探路径发生，并且当所述井底钻具组件的所述投影位置在所述公差带内时，创建所述经修改的钻探路径不发生。
9.根据权利要求7的方法，所述方法进一步包括接收用户发起的输入，所述输入指示当所述井底钻具组件离开所述计划路径超过所述第二阀值偏差量时是否创建不与所述计划钻探路径相交叉的、到所述目标的新的计划路径。
10.根据权利要求1的方法，所述方法进一步包括以电子方式计算将所述井底钻具组件转向到所述目标位置需要的刀面定向数值和测得深度。
11.根据权利要求1的方法，其中创建到所述目标位置的经修改的钻探路径包括：
以电子方式计算第一3D曲线；
以电子方式计算保持段；和
可选地以电子方式计算第二3D曲线，所述第一和可选的第二3D曲线是所述经修改的钻探路径的一部分，所述可选的第二3D曲线在所述目标位置之前的位置处融合所述经修改的路径与所述初始计划钻探路径。
12.根据权利要求1的方法，所述方法包括：
关于所述计划钻探路径限定公差带、干预带和校正带，
其中将所述井底钻具组件的所述投影位置与所述计划钻探路径进行比较包括确定哪个带包含所述井底钻具组件的所述经确定的投影，并且
其中在创建到所述目标位置的经修改的钻探路径之后，关于所述经修改的钻探路径限定新的公差带、新的干预带和新的校正带。
13.根据权利要求1的方法，其中确定井底钻具组件的投影位置包括使用实时测绘投影作为定向趋势。
14.根据权利要求13的方法，其中所述实时投影是使用包括最小曲率圆弧、方向趋势或者直线中的至少一个的方法执行的。
15.根据权利要求13的方法，其中所述实时投影包括刀面定向输入。
16.根据权利要求1的方法，其中创建到所述目标位置的经修改的钻探路径包括：
以电子方式计算第一3D曲线、保持段和沿着所述计划钻探路径指引所述井底钻具组件的可选的第二3D曲线，其中通过以下计算所述第一和可选的第二3D曲线中的每一个：
以电子方式计算需要在所述目标位置处与所述计划钻探路径相交叉的任何曲线；
以电子方式计算需要在所述目标位置之前的第一位置处与所述计划钻探路径相交叉的任何曲线，每一个曲线具有对于所述BHA可接受的曲率；
以电子方式计算需要在所述第一位置之前的第二位置处与所述计划钻探路径相交叉的任何曲线，所述曲线具有不可接受的曲率，所述第一和第二位置分离选定的测量距离；并且
选择在到达所述目标位置之前在所述第一位置处与所述计划路径相交叉的所计算的曲线。
17.一种用于钻探到目标位置的系统，所述系统包括：
适于接收包括到目标位置的计划钻探路径的输入的接收设备；
适于确定钻探系统的井底钻具组件的投影位置的传感设备；
适于将所述井底钻具组件的所述投影位置与所述计划钻探路径进行比较以确定偏差量的逻辑设备；
适于创建基于离开所述计划钻探路径的所述偏差量选择的、到所述目标位置的经修改的钻探路径的第二逻辑设备；和
适于自动地并且以电子方式产生一个或者多个钻机控制信号的钻机控制信号发生器，所述钻机控制信号使所述钻探系统的所述井底钻具组件转向为沿着所述经修改的钻探路径指向所述目标位置。
18.根据权利要求17的系统，包括绞车驱动、顶驱和泥浆泵，其中所述控制信号发生器传输所述一个或者多个信号以控制所述绞车、所述顶驱和所述泥浆泵，以当钻探进行时改变所述井底钻具组件的方向。
19.根据权利要求17的系统，其中所述第二逻辑设备包括基于离开所述计划路径的所述偏差量是否超过阀值而创建经修改的钻探路径，包括：
用于如果所述偏差量超过第一阀值偏差量则创建与所述计划钻探路径相交叉的经修改的钻探路径的装置；和
用于如果所述偏差量超过第二阀值偏差量则创建不与所述计划钻探路径相交叉的经修改的钻探路径的装置。
20.一种在钻探操作期间从钻机向地下目标位置指向性地转向井底钻具组件的方法，包括：
产生具有钻探路径和作为公差带的可接受的误差容限的钻探计划；
接收指示一个或者多个定向趋势和到钻头深度的投影的数据；
基于所述一个或者多个定向趋势和到钻头深度的所述投影确定所述井底钻具组件的所述实际位置；
确定所述钻头是否在所述公差带内；
将所述井底钻具组件的所述实际位置与所述计划钻探路径进行比较以识别所述井底钻具组件离开所述实际钻探路径的偏差量；
基于所述偏差量创建经修改的钻探路径，包括：
如果所述偏差量超过第一阀值偏差量，则创建与所述计划钻探路径相交叉的经修改的钻探路径，和
如果所述偏差量超过第二阀值偏差量，则创建不与所述计划钻探路径相交叉的、到所述目标位置的经修改的钻探路径；
确定所期望的刀面定向以使所述井底钻具组件转向为沿着所述经修改的钻探路径；
在指向性的转向控制器处自动地并且以电子方式产生一个或者多个钻机控制信号；和
将所述一个或者多个控制信号输出到绞车和顶驱以使所述井底钻具组件转向为沿着所述经修改的钻探路径。
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