CN102943660B

CN102943660B - 评估钻井操作的清孔有效性的方法

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Publication number: CN102943660B
Application number: CN201210531603.5A
Authority: CN
Inventors: D·A·埃德伯里; J·V·格雷罗; D·C·麦克唐纳德; J·B·诺曼; J·B·罗格斯; D·R·斯特昂
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 2010-04-12
Filing date: 2011-04-11
Publication date: 2015-12-02
Anticipated expiration: 2031-04-11
Also published as: WO2011130159A2; US20140041941A1; CN102892970B; EP2592223B1; US9470052B2; US10415365B2; CN102943660A; EP2559846A2; CA3013298A1; PL2592224T3; CN102979500A; EP2562349A3; US20130277111A1; US8939233B2; EP2558673A4; US20130270005A1; US9879490B2; EP2592223A2; CA3013286C; EP2592224B1

Abstract

一种评估钻井操作的清孔有效性的方法，所述方法包括：a）确定从井中移出的碎屑的质量，其中确定从井中移出的碎屑的质量包括：i）测量进入井中的流体的总质量；ii）测量离开井的流体的总质量；以及iii）确定离开井的流体的总质量与进入井中的流体的总质量之间的差值；b）确定在井中挖出的岩石的质量；以及c）确定保留在井中的碎屑的质量，其中确定保留在井中的碎屑的质量包括：确定所确定的在井中挖出的岩石的质量与所确定的从井中移出的碎屑的质量之间的差值。

Description

评估钻井操作的清孔有效性的方法

本申请是申请日为2011年4月11日、申请号为201180023526.6、发明名称为“钻井方法和系统”的发明专利申请的分案申请。

技术领域

本发明总体涉及在各种地下地层（诸如含烃地层）中钻井的方法和系统。

背景技术

从地下地层中获得的烃往往用作能源、原料和消费产品。对可用烃资源枯竭的担忧以及对所生产出的烃的总体质量下降的担忧引起人们去开发对可用烃资源进行更有效开采、处理和/或使用的方法。

在钻井操作中，通常将各种监视和控制功能分配给钻井人员。例如，钻井人员可控制或监视钻井装置（诸如旋转驱动器或滑架驱动器）的位置、收集钻井流体的样本以及监视振动筛。作为另一个示例，钻井人员根据实际情况调节钻井系统（“摇动”钻柱），以便调节或校正钻井速率、轨迹或稳定性。钻工可使用操纵杆、手动开关或其他手动操作设备来控制钻井参数，并使用计量仪、仪表、刻度盘、流体样本、或听得见的警报来监视钻井状况。对手动控制和监视的需要可能增加对地层进行钻进的成本。另外，钻工所进行的一些操作可基于来自钻井系统的细小提示（诸如钻柱的意外振动）。因为不同钻井人员拥有不同的经验、知识、技能和天赋，所以，依靠这样的手动过程的钻井性能从一个地层到另一个地层或者从一套钻井装备到另一套钻井装备不可能是可重复的。另外，一些钻井操作（无论是手动的还是自动的）可能要求：例如，当从旋转钻井模式变成滑动钻井模式时，使钻头停止或拉离井底。在这样的操作期间中止钻井可降低总进展速率和钻井效率。

钻井系统中的井底钻具组合往往包括诸如随钻测量（MWD）工具的仪器。来自井下仪器的数据可用于监视和控制钻井操作。提供、操作和维护这些井下测量工具可能显著增加钻井系统的成本。另外，由于必须将来自井下仪器的数据传送到地面（诸如通过泥浆脉冲或周期性电磁传输），井下仪器在钻井过程中以周期性的间隔可能仅提供有限“快照”。例如，钻工在来自MWD工具的更新之间可能不得不等待20秒钟或更长时间。在更新之间的间隙期间，来自井下仪器的信息可能变得过时，失去其控制钻井的价值。

发明内容

本文所述的实施例总体涉及在地下地层中自动钻井的系统和方法。

一种针对特定泥浆马达评估马达输出转矩与泥浆马达两端压差之间的关系的评估方法包括：在地层地表处向钻柱施加转矩，以使钻柱以指定钻柱转速（rpm）在地层中旋转；以指定流速将钻井流体泵入泥浆马达中；以指定压差操作泥浆马达以使钻头转动，从而钻入地层中；在以指定压差持续操作泥浆马达的同时，减小施加在钻柱上的转矩，从而将钻柱的旋转速度降低到目标钻柱速度；在泥浆马达处于指定压差（因此钻头持续钻井）的同时，测量使钻柱保持目标钻柱速度所需的在地层地表处的钻柱转矩；以及根据所测量的保持转矩和指定压差来模拟钻头转矩与泥浆马达两端压差之间的关系。

一种评估用于在地下地层中形成开孔的钻头钻压的方法包括：根据至少一种分析模型来评估钻头钻压与泥浆马达两端压差之间的关系；测量泥浆马达两端压差；使用地层地表处的钻柱转矩的至少一个测量结果来评估用于形成开孔的钻头转矩与用于操作钻头的马达的两端压差之间的关系；使用分析模型、钻头转矩与马达两端压差之间的评估关系、和钻压与钻头转矩之间的评估关系来评估钻头钻压。

一种评估用于在地下地层中形成开孔的钻头钻压的方法包括：测量至少一个压力以确定泥浆马达两端压差；根据所测量的压差确定马达输出转矩；测量钻柱转矩；测量离开井底的旋转转矩；以及根据测量结果中的至少一个测量结果来确定产生由钻压引起的侧向加载转矩所需的钻压。

一种评估用于在地下地层中形成开孔的系统中压力的方法包括：评估钻头在地层中的开孔内自由旋转时的基准压力；根据所评估的基准压力来评估流体流过钻头的基准粘度；评估随着钻头被用于将开孔进一步钻到地层中流体流过钻头的流速、密度和粘度；以及根据流体流过钻头的评估流速、密度和粘度来重新评估基准压力。

一种自动地将用于在地下地层中形成开孔的钻头放置在正在形成的开孔底面上的方法包括：将钻柱中的流速增加到目标流速；将进入钻柱中的流体的流速控制成与从开孔流出的流体的流速基本相同；使流体压力达到相对稳定状态；以及使钻头以选定进展速率自动朝着开孔底面移动，直到所测量的压差的一致增加表明钻头已处于开孔底面。

一种自动地提升钻头离开地下地层中的开孔底面的方法包括：设置开始提升钻头时马达两端压差的预定水平；监视马达两端压差；允许泥浆马达两端压差降低到预定水平；以及在达到预定水平时，自动地提升钻头。

一种自动地检测为用于在地下地层中形成开孔的钻头提供旋转的泥浆马达的失速以及对该失速作出响应的方法包括：指定在用于操作钻头的泥浆马达上所允许的最大压差；当所评估的压差等于或高于指定最大压差时，评估泥浆马达的失速状况；以及在评估失速状况时，自动切断流向泥浆马达的流动。

一种评估钻井的清孔有效性的方法包括：确定从井中移出的碎屑的质量，其中确定从井中移出的碎屑的质量包括：测量进入井中的流体的总质量；测量离开井的流体的总质量；确定离开井的流体的总质量与进入井中的流体的总质量之间的差值；确定在井中挖出的岩石的质量；以及确定保留在井中的碎屑的质量，其中确定保留在井中的碎屑的质量包括确定所确定的在井中挖出的岩石的质量与所确定的从井中移出的碎屑的质量之间的差值。

一种监视固体处理系统的性能的方法包括：监视离开井的流体的密度和质量流速；监视返回到井中的流体的密度和质量流速；以及将离开井的流体的密度与返回到井中的流体的密度进行比较。

一种控制用于滑动钻井的井底钻具组合的工具面方向的方法包括：使工具面同步，其中使工具面同步包括确定对于至少一个时间点井下工具面的旋转位置与地层地表处的旋转位置之间的关系；使与井底钻具组合联接的钻柱停止旋转；控制地表处的钻柱转矩以便控制工具面的旋转位置；以及开始滑动钻井。

一种控制用于在地下地层中形成开孔的钻头的钻进方向的方法包括：在旋转钻井期间改变钻头的速度，以使得钻头在旋转循环的第一部分期间处于第一速度而在旋转循环的第二部分期间处于第二速度，其中第一速度高于第二速度，以及其中在旋转循环的第二部分中以第二速度操作使得钻头改变钻进方向。

一种推测用于在地下地层中形成开孔的钻头的钻进方向的方法包括：在沿着开孔的一个或多个选定点上评估钻头的深度；估计至少一个滑动钻井部段的起点和终点处的方位；以及通过反向推测一个或多个之前所测量的深度来评估虚拟的测量深度。

一种评估井眼、在井眼内操作的钻井工具、或用于在地下地层中形成开孔的钻头的竖直深度的方法包括：评估相对于井眼、钻井工具或钻头的固定且已知的地点上的静态井下压力；评估流入井眼中的流体的密度；以及根据所评估的井下压力和所评估的密度来评估钻头的竖直深度。

一种使钻头转向以便在地下地层中形成开孔的方法包括：利用MWD工具进行至少一次勘测；利用来自MWD工具的勘测数据来建立MWD传感器的限定路径；以及结合MWD工具的路径使用实时数据来推测钻头的方位和位置。

一种使钻头转向以便在地下地层中形成开孔的方法包括：确定相对于井设计的距离；确定相对于井设计的角偏移量，其中相对于井设计的角偏移量是孔的倾角和方位角与其规划值之间的差值，其中相对于井设计的至少一个距离和相对于井设计的至少一个角偏移量是根据最后一次勘测中孔的位置、推测的钻头当前地点的位置、和推测的钻头位置而实时确定的。

一种在地下地层中钻井期间在井下更新之间估计井底钻具组合的工具面的方法包括：对钻柱进行编码；以校准模式将钻柱下入地层中，以便建立钻柱在地层中扭转的模型；在钻井操作期间，测量地层地表处的钻柱旋转位置；以及根据地层地表处的钻柱旋转位置和钻柱扭转模型来估计井底钻具组合的工具面。

在各种实施例中，一种系统包括处理器和与该处理器联接的存储器，该存储器被配置成存储处理器可执行的程序指令，以便诸如使用上述方法来实现自动钻井。

在各种实施例中，一种计算机可读存储媒介包括计算机可执行的程序指令，以便诸如使用上述方法来实现自动钻井。

附图说明

参考附图，借助于如下详细描述，本发明的优点对于本领域技术人员来说是显而易见的，在附图中：

图1和1A示出了按照一个实施例用于自动地进行钻井操作的带有控制系统的钻井系统的示意图；

图1B示出了包括弯接头的井底钻具组合的一个实施例；

图2是示出控制系统的一个实施例的示意图；

图3示出了按照一个实施例评估马达输出转矩与泥浆马达两端压差之间关系的方法的流程图；

图4示出了在测试期间在地层地表处测量的钻柱转矩与时间的关系以便确定在从旋转钻井到滑动钻井过渡时转矩/压差关系的一个实施例；

图5是按照一个实施例泥浆马达输出转矩与马达两端压差之间关系的图线；

图6示出了按照一个实施例使用压差评估钻头钻压的方法的流程图；

图7示出了使用多个测试点建立的关系的示例；

图8示出了评估钻压和压差关系的方法的流程图，该钻压包括使用地表转矩的测量结果来确定由钻压引起的侧向加载转矩；

图8A示出了旋转钻井的图示，显示出测量转矩和计算转矩与时间的关系；

图9示出了管中的压差与粘度之间的关系；

图10示出了按照一个实施例检测泥浆马达的失速并从失速中恢复过来的方法的流程图；

图11示出了确定清孔有效性的方法的流程图；

图12示出了按照一个实施例使用随钻测量数据使工具面同步；

图13示出了使钻井系统从旋转钻井过渡到滑动钻井的方法的流程图；

图14是随时间变化的图线，示出了每隔一段时间利用地表调节在从旋转钻井到滑动钻井的过渡中进行调整；

图15示出了按照一个实施例包括滑架移动的从旋转钻井到滑动钻井过渡的方法的流程图；

图16示出了在旋转循环期间改变钻柱的旋转速度的一个钻井实施例的方法的流程图；

图17示出了按照一个实施例的多速度旋转循环的图表；

图18示出了钻孔中的钻柱，对于该钻孔，可评估虚拟的连续勘测；

图18A描绘了示出在MWD勘测之间的滑动钻井的示例的图表；

图18B是在旋转钻井模式和滑动钻井模式下钻井的一个示例的原始勘测点的列表；

图18C是包括添加的虚拟勘测点的勘测点列表；

图19示出了按照一个实施例加入连接段分支（jointlateral）期间的压力记录的示例；

图20示出了密度与总竖直深度结果关系的示例；

图21示出了示出对钻头进行推测的方法的示图；

图22是示出钻孔规划和根据该规划钻出一部分孔的一个实施例的图表；

图23示出了生成转向命令的方法的一个实施例；以及

图24示出了用于输入调整设置点的用户输入屏幕的一个实施例。

具体实施方式

下述描述总体涉及在地层中钻井的系统和方法。这样的地层可被处理成生产烃产品、氢和其他产品。

在信号（诸如磁、电磁、电压、或其他电信号或磁信号）的语境下的“连续”或“连续地”包括连续信号和在选定时间段内重复脉冲化的信号。连续信号可以以规则间隔或不规则间隔进行发送或接收。

“流体”可以是但不限于气体、液体、乳液、浆状物和/或具有与液体流动相似的流动特性的固体颗粒流。

“流体压力”是由地层中的流体生成的压力。“岩石静压”（有时称为“岩石静应力”）是地层中等于上覆岩体的单位面积重量的压力。“流体静压”是流体柱施加在地层中的压力。

“地层”包括一个或多个含烃层、一个或多个非烃层、上覆岩层、和下伏岩层。“烃层”指的是地层中包含烃的层。烃层可能包括非烃物质和烃物质。“上覆岩层”和/或“下伏岩层”包括一种或多种不同类型的不能透过性物质。例如，上覆岩层和/或下伏岩层可包括岩石、页岩、泥岩、和潮湿/致密的碳酸盐。

“地层流体”指的是存在于地层中的流体，可包括热解流体、合成气体、流动的烃、和水（蒸汽）。地层流体可包括烃流体以及非烃流体。术语“流动的流体”指的是含烃地层中能够由于地层的热处理而流动的流体。“产出流体”指的是从地层中移出的流体。

层的“厚度”指的是层的横截面的厚度，其中横截面与该层的面垂直。

除非另有规定，“粘度”指的是在40°C下的运动学粘度。粘度如通过ASTM方法D445确定。

术语“井眼”指的是地层中通过钻井或将管道插入地层中所形成的孔。井眼可能具有大致圆形的横截面，或其他横截面形状。如本文所使用的，术语“井”和“开孔”在指地层中的开孔时，可与术语“井眼”互换使用。

在一些实施例中，自动进行地层中的一些或所有钻井操作。在某些实施例中，控制系统可经由直接测量和模型匹配来执行通常分配给钻工的监视功能。在某些实施例中，控制系统可被编程成包括模仿来自钻工的控制信号（例如，来自操纵杆和手动开关的控制输入）的控制信号。在一些实施例中，由无人勘测系统和综合转向逻辑提供轨迹控制。

图1示出了按照一个实施例用于自动地进行钻井操作的带有控制系统的钻井系统的示意图。钻井系统100设置在地层102上。钻井系统100包括钻井平台104、泵108、钻柱110、井底钻具组合112和控制系统114。钻柱110由一系列钻杆116组成，随着在地层102中钻出井117，钻杆依次加到钻柱110中。

钻井平台104包括滑架118、旋转驱动系统120和钻杆管理系统122。操作钻井平台104可钻出井117以及将钻柱110和井底钻具组合112推进到地层104中。在钻柱110的外部与井117的侧面之间可形成环形开孔126。在井117中可设置套管124。如图1所描绘的，套管124可设置在井117的整个长度上或设置在井117的一部分上。

井底钻具组合112包括钻铤130、泥浆马达132、钻头134和随钻测量（MWD）工具136。钻头134可由泥浆马达132驱动。泥浆马达132可由流过泥浆马达的钻井流体驱动。钻头134的速度可近似地与泥浆马达132两端压差成比例。如本文所使用的，“泥浆马达两端压差”可以指流入泥浆马达中的流体与从泥浆马达流出的流体之间的压差。钻井流体在本文中可以指“泥浆”。

在一些实施例中，将钻头134和/或泥浆马达132安装在井底钻具组合112的弯接头上。弯接头可以使钻头定向成相对于井底钻具组合112的方位和/或钻柱110的端部成一角度（偏离轴线）。弯接头可例如用于井的定向钻进。图1B示出了包括弯接头的井底钻具组合的一个实施例。沿钻进方向可安放弯接头133，该钻进方向相对于井底钻具组合和/或井眼的轴线方向成一角度。

MWD工具136可包括用于测量钻井系统100、井117和/或地层102中的特性的各个传感器。可通过MWD工具测量的特性的示例包括天然γ射线、方位（倾角和方位角）、工具面、钻孔压力和温度。MWD工具可通过泥浆脉冲、电磁遥测或任何其他数据传输形式（诸如声学或带电线的钻杆）将数据传输到地表。在一些实施例中，MWD工具可以与井底钻具组合和/或泥浆马达间隔开。

在一些实施例中，泵108使钻井流体循环通过泥浆输送管线137、钻柱110的中心通道138、通过泥浆马达132、通过钻柱110的外部与井117的侧壁之间的环形开孔126向上返回到地层地表（如图1A所示）。泵108包括压力传感器150、吸入流量计152和返回流量计154。压力传感器150可用于测量钻井系统100中流体的压力。在一个实施例中，压力传感器150之一测量立管压力。流量计152和154可测量流入钻柱110中和从钻柱110流出的流体的质量。

钻井系统的控制系统可包括计算机系统。一般说来，术语“计算机系统”可以指具有处理器的任何设备，该处理器执行来自存储介质的指令。如本文所使用的，计算机系统可包括处理器、服务器、微控制器、微型计算机、可编程逻辑控制器（PLC）、专用集成电路和其他可编程电路，这些术语在本文中可互换使用。

计算机系统通常包括诸如CPU的部件以及相关存储介质。存储介质可存储计算机程序的程序指令。程序指令可由CPU执行。计算机系统可进一步地包括：诸如监视器的显示设备；诸如键盘的字母数字输入设备；和诸如鼠标或操纵杆的方向输入设备。

计算机系统可包括存储介质，在该存储介质上可存储按照各个实施例的计算机程序。术语“存储介质”旨在包括安装介质、CD-ROM、诸如DRAM、SRAM、EDORAM、RambusRAM等的计算机系统存储器、或诸如磁介质（例如，硬盘驱动器或光存储体）的永久性存储器。存储介质还可包括其他类型的存储器或它们的组合。另外，存储介质可位于执行程序的第一计算机中，或者可位于不同的第二计算机中，该第二计算机经由网络与第一计算机连接。在后一种情况下，第二计算机可将程序指令提供给第一计算机以用于执行。计算机系统可采取各种形式，诸如个人计算机系统、大型计算机系统、工作站、网络设备、互联网设备、个人数字助理（“PDA”）、电视系统或其他设备。

存储介质可存储软件程序，或者可存储可操作以执行用于处理保险索赔的方法的程序。一个或多个软件程序可以以各种方式实现，包括但不限于：基于过程技术、基于部件技术和/或面向对象技术等。例如，如果需要的话，软件程序可使用Java、ActiveX控件、C++对象、JavaBeans、微软基础类（“MFC”）、基于浏览器应用程序（例如，Java小应用程序）、传统程序、或其他技术或方法来实现。CPU（诸如执行代码和来自存储介质的数据的主机CPU）可包括创建和执行软件程序或按照本文所述的实施例的程序的装置。

图2是示出控制系统的一个实施例的示意图。控制系统114可实现各种设备的控制、接收传感器数据以及进行计算。在一个实施例中，控制系统的可编程逻辑控制器（“PLC”）实现如下子程序：启动；将钻头下降到井底；开始钻井；监视钻井；从旋转钻井开始滑动；保持工具面和滑动钻井；从滑动开始旋转钻井；停止钻井；以及将钻柱升高到结束位置。

每个子程序都可基于用户定义设置点和各种软件例程的输出进行控制。一旦形成钻杆的每次连接，就可将控制交给控制系统的PLC。

钻井操作可包括旋转钻井、滑动钻井和它们的组合。一般说来，旋转钻井可遵循相对直的路径，而滑动钻井可遵循相对弯曲的路径。在一些实施例中，旋转钻井模式和滑动钻井模式可结合使用以实现指定轨迹。

可监视的各种参数包括：泥浆马达失速检测和恢复、地表推力界限、泥浆流入/流出平衡、转矩、钻压、立管压力稳定性、顶部驱动器位置、钻进速率和转矩稳定性。PLC可对这些参数中的任一个或所有自动作出超范围状况响应。

在某些实施例中，地层中的开孔只使用旋转钻井形成（没有滑动钻井）。控制钻井参数来调节倾角。在某些实施例中，降斜（dropping）是通过提高泥浆流速而降低钻进速率来实现的，而增斜（build）是通过将降低每分钟转速（RPM）、降低流量和提高钻进速率相组合来实现的。

在某些实施例中，钻井系统包括集成自动化钻杆管理器。集成自动化的钻杆管理器可允许钻井系统自动钻出所有部段。诸如钻井流体、燃料和废物清除的服务可被保留。

PLC可自动控制这些参数中的一个或多个。

在一些实施例中，控制系统提供钻井所需的一套工程计算。可以为例如勘测、规划井、定向钻井、转矩和拖曳以及液压提供工程模型。在一个实施例中，对从钻机装备传感器、泥浆装备传感器和MWD接收的实时数据进行计算，并经由数据库（诸如SQL服务器数据库）报告给控制系统。计算结果可用于在进行钻井时监视和控制钻机装备。

在一些实施例中，控制系统包括图表用户界面。图表用户界面可显示各种钻井参数以及允许输入各种钻井参数。图表用户界面屏幕可在程序正运行和接收数据时不断地更新。显示可包括诸如下述信息：

-井眼和钻柱的当前深度、压力和转矩、和底部钻具组合（BHA）性能分析，该性能分析提供钻井滑动和旋转间隔的定向性能总结；

-最后勘测位置的位置、孔的当前端部、代表与孔的端部最接近点的规划井的点、和最后推测的距规划井距离的位置的总结。这些都可表示成勘测位置，从而显示出每个位置处的深度、倾角、方位角和真正的竖直深度；以及

-孔的端部与规划井之间的距离和方向以及当前钻井状态和方向调整结果。

在一些钻井操作中，进行测试以校准仪器并且确定各种参数和特性之间的关系。例如，在钻井操作开始时，可进行钻井启动测试以确定流速与压力之间的关系等。但是，校准测试期间的状况不可能精确反映出钻井期间实际遇到的状况。结果，来自一些常用校准测试的数据可能不足以有效地控制钻井。而且，一些现有校准测试未提供足够精确的信息以优化性能（诸如最佳钻进速率或定向控制）或应付在钻井期间可能引起的不利状态（诸如泥浆马达的失速）。

在一些实施例中，针对特定泥浆马达，评估马达输出转矩与泥浆马达两端压差之间的关系。所评估的关系可用于控制使用泥浆马达的钻井操作。图3示出了按照一个实施例评估马达输出转矩与泥浆马达两端压差之间的关系。在步骤160中，在地层地表处向钻柱施加转矩，使钻柱以指定钻柱转速（rpm）在地层中旋转。在一些实施例中，可使钻柱旋转以特别地用于进行校准测试，以便如图3所述地评估马达输出转矩与压差之间的关系。在其他实施例中，在开始校准的时候，钻柱可能已经在旋转，作为一部分地层的旋转钻井的一部分。

在步骤162中，以指定流速将钻井流体泵送到泥浆马达中，以使钻头转动而钻入地层中。在步骤164中，以指定压差（可与钻井流体的流速成比例）操作泥浆马达，以使钻头转动而钻入地层中。

在步骤166中，在以指定压差持续操作泥浆马达的同时，减小所施加的钻柱转矩以将钻柱转速降低到零。转矩的减小可通过降低钻井系统的旋转驱动器的速度来实现。

在步骤168中，测量在地层地表处钻柱上的保持转矩。保持转矩可以是在泥浆马达处于指定压差（因此钻头持续钻井）时使钻柱保持零钻柱速度所需的转矩。

在步骤170中，基于所测量的保持转矩和指定压差建立钻头转矩与泥浆马达两端压差之间关系的模型。在某些实施例中，假设钻头的转矩是由泥浆马达压差指示的值。

图4示出了在测试期间所测量的地层地表处的钻柱转矩与时间的关系以便确定在从旋转钻井到滑动钻井过渡时转矩/压差关系的一个实施例。曲线176绘出了钻柱转矩与时间的关系。最初，旋转驱动器可以使钻柱转动，以使得所测量的地层地表处转矩处于相对稳定水平（在本示例中，大约5,500ft-lb（英尺-磅）。在位置178处，使旋转慢下来。随着钻柱慢下来，钻柱转矩下降。在位置180处，转矩可达到相应稳定值（在本示例中，大约650ft-lb）。地表处的转矩将降低到等于泥浆马达的输出转矩的转矩。因此，在位置180处在地表处的转矩的稳定转矩读数可接近泥浆马达的转矩。

钻头转矩与泥浆马达两端压差的关系可以是线性关系。图5是按照一个实施例泥浆马达输出转矩与马达两端压差之间的关系的图线。曲线182示出了本示例中钻头转矩与压差之间的关系。在一些实施例中，使用两点建立线性关系：第一点是[转矩=指定压差时的保持转矩，压差=指定压差]，以及第二点是[转矩=0，压差=0]。由于可以假设[转矩=0，压差=0]而无需进行测试，所以，线性关系可只用一个测试点（即，[转矩=指定压差时的保持转矩，压差=指定压差]）进行确定。

为了进行比较，图5包括了马达标准曲线184。马达标准曲线184代表制造商的马达标准曲线，其可能通常看起来象对泥浆马达进行测试而得出的曲线182的曲线。

在一些实施例中，在测量保持转矩之前使钻柱解扭转（unwind）。再次参照图4，曲线186示出了在钻柱解扭转时井底钻具组合的取向。该图线示出了在地表处钻柱RPM是零时转矩与BHA工具面滚转之间的关系。在钻头在井底钻井的情况下，当钻杆RPM被设置成零时，钻柱所具有的转矩使BHA向右旋转，直到地表处的钻柱转矩与试图使BHA朝着相反方向旋转的来自马达的反作用转矩平衡。因此，在点188处，随着旋转钻井的旋转停止，钻柱处于0°的右滚转。随着时间的流逝，钻柱解扭转，直到钻柱在190处达到稳定水平（在本示例中，大约750°，2.1圈）。在BHA滚转稳定时，地表转矩测量结果可以是马达输出转矩的直接测量值。在一个示例中，解扭转可能花费大约2.5分钟。

在一些实施例中，周期性地重复测试以评估钻头转矩与泥浆马达两端压差之间的关系。该测试可例如用于随着钻井在地层中推进而检查马达性能。另外，可在发生滑动钻井且地表转矩已经稳定的任何时刻进行测试。

泥浆马达两端压差可直接测量，或根据其他测量特性估计。在一些实施例中，根据立管压力读数估计泥浆马达两端压差。可周期性地进行“归零”以便使所获得的“离开井底”立管压力测量结果的误差最小。在其他实施例中，泥浆马达两端压差可通过计算离开井底的循环压力并将其与实际立管压力相比较来建立。

在一些实施例中，作为一种诊断工具，监视多个钻压计算。在一个实施例中，自动监视这些值。例如，控制系统可监视状况且评估：（1）当前表面张力—离开井底表面张力；（2）使用表面张力和离开井底摩擦系数的转矩和曳力模型钻压（“WOB”）；（3）使用转矩和离开井底摩擦系数的转矩和曳力模型钻压；以及（4）钻井启动测试WOB与马达压差之间的关系。

在一些实施例中，控制系统可包括用于根据上述评估结果的不同子集来控制钻井的逻辑。例如，如果滑动钻井，则上面的方法1和3可能无效。如果在滑动钻井期间，BHA挂起，则方法2也可能变成无效的（方法2可能例如读数过大，因为并非所有重量都传递到钻头）。在一些实施例中，监视逻辑可能基于上面在给出的方法中的两种或更多种之间的一种或多种比较。监视逻辑的一个示例是“如果在滑动钻井期间，方法4与方法2相差大于（用户设置点%），则检测到“挂起”。作为另一个示例，如果在旋转钻井期间，来自评估方法3的钻压比评估方法2大大于（用户设置点%），则自动化系统可报告检测到“使钻柱旋转的转矩过大”的状况。在一些实施例中，可降低ROP或钻柱RPM，直到钻压评估结果回到容许范围内。

在某些实施例中，在自动钻井过程中使用机械特定能量（“MSE”）计算。在上述情况下，例如，“使钻柱旋转的转矩过大”可登记成高MSE。

在一个实施例中，使用泥浆马达两端压差来评估用于在地下地层中形成开孔的钻压。

图6示出了按照一个实施例使用压差来估计钻压。在步骤200中，建立用于形成开孔的钻压与用于操作钻头的马达两端压差之间的关系。在某些实施例中，如上面结合图4所述的，使用地层地表处的钻柱转矩的测量结果来建立该关系。

在步骤202中，建立钻压与马达压差关系的模型。在一个实施例中，根据大钩负载差方法来建立钻压模型。在另一个实施例中，钻压基于动态转矩和曳力模型，例如，可使用钻压的由钻头引起的侧向加载转矩估计。

在步骤204中，在钻井操作期间，测量马达两端压差。在步骤206中，使用在步骤202中建立的模型来估计钻压。在给定岩性下钻井时，如上所述评估的钻压与马达压差（钻头转矩）之间的关系可保持有效。

在一些实施例中，针对在钻井操作过程中所得到的多个压差读数来评估钻压。数据点可被曲线拟合以便根据所测量的压差连续估计钻压。曲线拟合可限定出钻压与压差之间的线性关系。在一个实施例中，在一次或多次钻井启动测试期间得到压差读数。图7示出了使用多个测试点建立的关系的示例。点210可被曲线拟合以得出线性关系212。

在一些实施例中，在钻柱体处于钻井套管内时进行钻压与压差关系的测试。当钻柱体处于钻井套管内时，使用“大钩负载差”方法或动态转矩和曳力模型所测量的钻压可能相对精确，这是因为可以使裸眼摩擦系数的不确定性最小。在一个实施例中，当钻柱第一次从套管中出来钻到地层中时进行测试。在一些实施例中，在井的水平部段中确定钻压/压差关系。

在地层的钻压评估的一些实施例中，使用钻柱处于地层中时所获得的转矩测量结果来估计与钻压增加相关联的侧向负载增量。例如，转矩测量结果可用于使用转矩和曳力模型来求解未知钻压。在一个实施例中，在每个连接段上，例如，每当作为钻井启动测试的一部分开始钻井时，进行测量并评估钻压。在某些实施例中，假设摩擦系数是恒定的。

图8示出了评估钻压关系，该评估钻压关系包括使用地表转矩和压差的测量结果来确定由钻压引起的侧向加载转矩。在步骤214中，在钻井时测量压力以便确定泥浆马达两端压差。该测量例如可以如上面结合图3所述。在步骤216中，根据压差来确定马达输出转矩。在一些实施例中，假设钻头转矩和马达输出转矩是相同的。钻头转矩的确定例如可以如上面结合图3所述。

在步骤218中，在钻井期间可测量地表处的钻柱转矩。地表处的钻柱转矩可利用地层地表处的仪器直接测量。

在步骤220中，测量离开井底旋转转矩。在一些实施例中，使用控制系统自动取样离开井底旋转转矩。

在步骤222中，根据转矩测量结果和估计值来确定由钻压引起的侧向负载。在一个实施例中，使用如下公式确定由钻压引起的转矩增量：

由钻压引起的侧向加载转矩=地表转矩（在钻井期间）-马达输出转矩-离开井底旋转转矩。

在步骤224中，根据离开井底旋转转矩数据来确定离开井底摩擦系数。钻压和钻头转矩两者都可以为零。

在步骤226中，确定引起由钻压引起的侧向加载转矩所需的钻压。钻压基于使用在步骤224中所确定的离开井底摩擦系数的转矩和曳力模型。

图8A示出了旋转钻井的显示出测量转矩和计算转矩与时间关系的图。曲线231示出了立管压力。曲线232示出了马达转矩。可根据压差校准来确定马达转矩。曲线233示出了所测量的地表转矩。曲线234示出了由钻压引起的侧向加载转矩。由钻压引起的侧向加载转矩可如上面结合图8所述地进行计算。曲线235示出了钻柱转矩。钻柱转矩可以是地表转矩与马达转矩之差。曲线236示出了离开井底的地表转矩。

在一些实施例中，将泵马达两端的压差用作主要控制变量来进行自动钻井操作。在一些实施例中，如上面结合图3所述的，使用地层地表处的钻柱转矩的测量结果来建立泵马达两端压差与输出马达转矩之间的关系。控制系统可自动监视诸如泥浆流速、钻压和地表转矩的状况。在一个实施例中，只要满足预定条件，自动控制系统就通过提高钻柱向前运动到钻孔中的速率来查找目标压差。预定条件可以例如是不能超过的用户定义设置点或范围。设置点的示例包括：钻压在最大钻压（用户设置点）范围内、地表转矩在最大转矩（用户设置点）范围内、泥浆流速下降到在目标流速以下（用户设置点）、转矩不稳定性超过（用户设置点）、流出速率与流入速率相差大于（用户设置点）、检测到失速、检测到挂起、检测到钻井转矩过大、立管压力与所计算的循环压力相差大于（用户设置点）。在一个实施例中，目标压差是250psi（磅每平方英寸）。

在一个实施例中，定向钻井包括通过提高泥浆流速降斜和通过降低RPM和/或流量增斜。在一些实施例中，调整旋转钻井参数来调节对分支的倾角调整轨迹控制（例如，无需求助于滑动钻井）。

在一个实施例中，逐步地将PLC中的各个子程序链接在一起，以便能够利用旋转钻井和滑动钻井的组合来自主地钻出所有连接段。在某些实施例中，在滑动钻井之前，使钻头保持在井底以及使钻头低转速钻井，以使BHA工具面与表面位置同步。这可使PLC将BHA停在工具面目标上并在滑动模式下继续钻井，而无需停止钻井或提升钻头离开井底。

在一些实施例中，实时运行转矩、曳力、钻柱扭转和液压模型。在以高钻进速率（ROP）钻井的同时，该模型可估计钻柱中的扭转以及生成连续的工具面估计结果以支持自主控制系统。在某些实施例中，该模型可在任何时候生成输出扭转值，并填补井下更新之间的空隙。可计算具有所需精度的液压压力以获得马达转矩。例如，还可以出于机械特定能量（“MSE”）分析目的获取钻压。

在一些实施例中，可根据测试测量结果来确定摩擦系数。例如，可根据在地表处测量的马达输出和转矩来建立摩擦系数。在输入诸如RPM、ROP、地表旋转转矩、地表大钩负载的钻井参数的情况下，可计算钻头转矩。通过将马达转矩值与所计算的钻头转矩进行匹配，可确定裸眼摩擦系数（例如，通过迭代来确定转矩匹配处的摩擦系数值）。在一些实施例中，例如，通过使用在钻柱的离开井底运动期间自动测量的裸眼摩擦系数来获取钻压、沿着钻柱的转矩以及钻柱扭转值。在某些实施例中，如果摩擦系数等于或低于指定最小值（诸如0.2），或者等于或高于指定最大值（比如0.7），则可停止钻井，进行故障排除。

一旦预定井下钻压和马达转矩是可用的，则可计算出、绘出和显示出作为钻压的函数的转矩。在某些实施例中，确定和显示MSE曲线。使用诸如所计算的WOB的计算值可自动进行钻井。在一些实施例中，摩擦系数可随着进行钻井而重新计算，并用于自动钻井中。

在一个实施例中，评估用于在地下地层中形成开孔的压力的方法包括测量钻头在地层中的开孔中自由旋转时的基准压力。基于测量的基准压力来评估流体流过钻头的基准粘度。随着钻头进一步钻到地层中，评估流体流过钻头的流速、密度和粘度。随着钻井操作继续进行，可根据所评估的流体流过钻头的流速、密度和粘度来重新评估基准压力。

在一些实施例中，可根据压差来确定粘度。在一个实施例中，科里奥利流量计用于测量流入井中和从井中流出的流量和密度。在泥浆输送管线的限定长度（可在钻井系统的泵与钻机之间）两端测量压差。图9示出了管中的压差与粘度之间的关系。图9所示的示例是基于20米长的2英寸泥浆输送管线的。曲线240基于400加仑/分钟的流速。曲线242基于250加仑/分钟的流速。

使用压差确定密度可省去对粘度计的需要。但是，在一些实施例中，粘度计可包括在钻井系统中。

在一个实施例中，自动地将钻头放置在地下地层的开孔的底面上。启动泥浆泵，并且在预定时间之后，使流速升（以预定速率）到目标流速。监视和控制进入钻柱的流体的流速以使其与从井中流出的流速相同（在用户限定的设置点内）。使立管压力达到相对稳定状态。使钻柱以预定RPM旋转。使钻头以选定推进速率向开孔底面移动，直到所测量的压差的一致增加表明钻头已处于开孔底面处。在一些实施例中，这对应于钻头深度=开孔深度（但是，尽管深度计算值不匹配，但开孔底面中的空腔或深度测量值的误差可能使“底面”被检测到）。可建立很多个设置点，并且在“将钻头降低到底面”的过程期间监视这些变量。在泥浆泵被接合之前可进行钻柱旋转，以便在泥浆重新开始流入环形空间中时降低压力。如果进入钻杆中的流体的流速不与从开孔中流出的流体的流速基本相同，则可使钻头后退离开开孔底面。

在钻井操作期间，一旦钻井已前进到给定长度钻杆的最大可用深度，则使用钻机来完成钻井，并准备加入另一长度的钻杆。

在一个实施例中，钻杆被推进到地层中。停止钻杆推进（例如，当达到该长度钻杆的最大可用深度时）。使泥浆马达两端的压差减小。在一些实施例中，使压差减小到用户设置点。一旦压差已减小到规定水平，就可以提升钻柱。转矩和曳力模型可用来监视进行提升所需的作用力。在一个实施例中，作用力本身可被推测并且用作报警标志（例如，如果超过用户限定量）。在另一个实施例中，使用离开井底摩擦系数。例如，如果离开井底摩擦系数超过指定量（诸如>0.5），则可触发“紧孔拉回”报警条件。一旦报警触发，就可以开始减轻（mitigation）过程。

在一个实施例中，在钻井期间评估裸眼摩擦系数。在某些实施例中，连续评估裸眼摩擦系数。例如，在实施例中，连续评估裸眼摩擦系数，以核实“正常”井眼条件作为完成选定任务的许可条件而存在。可将错误处理子程序定义成防止和减轻不良钻孔状况。

泥浆马达失速是常见事件。通常，马达的动力部分包括转子，该转子通过钻井流体流过该单元而被驱动旋转。旋转的速度由流体流速控制。动力部分是容积式系统，因此随着旋转阻力（制动转矩）施加在转子上（来自钻头），保持固定流体流速所需的压力增大。在各种条件下，可超过动力部分保持转子旋转的能力，使钻头停止转动，即，失速。失速状况有时可能发生在一秒钟之内。

图10示出了按照一个实施例检测泥浆马达的失速并从失速中恢复过来的方法的流程图。在步骤260中，为钻井操作设置最大压差。在步骤261中可开始钻井。在步骤262中，可评估压差。如果所评估的压差等于或高于指定最大压差，则在步骤263中评估马达的失速状况。

一旦检测到失速，就在步骤264中自动切断到泥浆马达的流动（例如，通过断开马达的泵）。在一些实施例中，在步骤265中，自动停止与钻头联接的钻柱的旋转。在一些实施例中，根据失速检测，自动停止钻杆移动（使钻柱向前移动减小到零）。在步骤266中，在允许重新启动马达之前使压差下降到低于指定最大压差。在一些实施例中，释放过大压力或使过大压力释放掉。在步骤268中，可将钻头升高而离开井底部。在步骤270中，重新启动马达。在步骤272中，重新开始钻井。

在一个实施例中，在钻井期间测量离开井底立管压力。评估泥浆马达最大压差。当离开井底立管压力与马达最大压差之和超过指定水平时，指出失速。在一个实施例中，利用钻机立管压力传感器测量立管压力。

在钻井期间，井中的碎屑的过度堆积可能不利地影响钻井操作。在一个实施例中，钻出的碎屑的质量平衡计量用来监视井的状况。在一些实施例中，来自质量平衡计量的信息用于自动进行钻井操作中。

在一些实施例中，一种评估在地下地层中钻井的清孔有效性的方法包括确定在井中挖出的岩石的质量。在一个实施例中，通过使用地层体密度的补测测井曲线（offsetlog），即实时随钻测井（“LWD”）曲线可确定从井中挖出的碎屑的质量。孔的长度和直径可用于提供体积，体密度测井曲线可提供密度估计。

从井中移出的碎屑的质量可通过下述方式来确定：测量进入井中的流体的总质量和离开井的流体的总质量，然后从离开井的流体的总质量中减去进入井中的流体的总质量。保留在井中的碎屑的质量可通过下述方式来估计：所确定的从在井中挖出的岩石的质量减去所确定的从井中移出的碎屑的质量。在某些实施例中，可根据所确定的保留在井中的碎屑的质量来评估清孔有效性的定量测量。图11示出了确定清孔有效性的方法的流程图。部分流体损失可通过从平衡（reconciliation）中排除损失的流体质量而加以考虑。

在一些实施例中，使用科里奥利质量流量计来实现钻井流体密度和流速的连续监视。在一个实施例中，将科里奥利流量计设置在吸入管线和返回管线两者上，以便实时地物理测量进入井中和离开井的流体的质量流量。科里奥利流量计可提供流速、密度和温度数据。在一个实施例中，密度计、流量计和粘度计串联安装（例如，安装在置于在用泥浆罐与泥浆泵之间的滑板上）。在一个实施例中，粘度计是TT-100粘度计。密度计、流量计和粘度计可测量去往井中的流体。第二科里奥利流量计安装在流线（flowline）上以测量离开井的流体。

在一些实施例中，将控制系统编程以提供自主钻井和数据收集过程。该过程可包括监视钻井性能的各个方面。控制系统的一部分可专用于处理钻井流体数据。控制系统可使用钻井流体数据手动输入、传感测量和/或数学计算来帮助建立实时确认钻井性能的指示和趋势。在一些实施例中，所收集的数据可用于确定清孔有效性。

在一些实施例中，实时测量钻井流体参数。实时测量还可提高数据的客观性，以便于对钻井流体波动立即作出响应。在一些实施例中，在钻井时实时测量密度、粘度和流速。对进入井中和从井中出来的泥浆流速和密度的实时控制和数据收集可实现精确的钻井参数优化。控制系统例如可根据传感器信号（有人介入或无人介入）自动作出反应和作出优化调节。

在一些实施例中，钻出碎屑的质量平衡计量用于提供清孔有效性的趋势指示。在一个实施例中，用于清孔指标（HCI）的质量平衡计算通过下述方式来确定：计算留在井中的碎屑的体积，并且作出所有碎屑沿着井的水平截面均匀分布的假设。碎屑层高度可被计算并转换成碎屑所占据的横截面面积。

HCI=钻头开孔面积/碎屑所占据的面积

井眼流体柱可以与地面系统无关。传送到在用系统中的粉末产品或流体添加剂（如果存在任何这样的产品或添加剂的话）可能与实时循环通过井的流体的质量平衡无关。因此，挖出的钻出碎屑可以是流体柱的唯一“添加剂”。钻出碎屑是唯一添加剂的假设的一个例外是如果存在从地层中涌入的水。在一些实施例中，通过监视从串联的粘度计中测量的流变性质的任何意外减小来确定水涌入。在其他实施例中，流入体积与流出体积的总量可以指示出流体涌入。可根据任何这样的减小来说明有水涌入以调节HCI。

在一个实施例中，科里奥利流量计具有预置校准进度表。科里奥利流量计可具有内置的高/低水平报警器，以便确认正在接收精确数据。在一个示例中，6″科里奥利流量计具有两根流管，每根具有3.5″（88.9mm）的直径。在一个实施例中，科里奥利流量计将物质流控制到预置流速的±0.5%的精度。

自动监视清除有效性的应用可消除或降低对人工监视操作（诸如监视振动筛）的需要。例如，在振动筛处可不需要人员定期地测量粘度和泥浆重量。作为另一个示例，可能不需要泥浆工程师定期地获取泥浆样本。

下面给出质量平衡监视的示例：

示例1—开始循环

为了平衡，读取和评估吸入计和流线计。

（由于因离开的流体较热流体而温度可能稍有出入，因此可能稍轻。）

进/出流体：2m³/min×1040kg/m³=2080kg/min

串联的流体粘度计可在600、300、200、100、6和3rpm速率下测量读数。在每个rpm速率上收集时间都可以是1秒钟。6秒钟将处理所有六个读数。

可根据“查找”表进行温度校正。

示例2—开始钻井

生成的岩石的质量可以基于钻进速率和钻孔尺寸。

可实时地用图表表示所生成的岩石的计算质量。

钻孔尺寸311mm×ROP100m/hr=挖出的碎屑7.59m³/hr

（7.59m³/hr×2600kg/m³）/60min=329kg/min

2600kg/m³可以是碎屑密度的假设值—

可替代的是，来自补偿井的密度测井“查找”表可用于表征每个地层的密度。

查找表可设置成包括来自补偿井的测径测井数据，以提高精度。

查找表可设置成包括来自补偿井的冲走百分比与深度的关系。

329kg/min×5%冲走=生成的岩石345kg/min

可用图表将冲走百分比表示成一组分离的数据点。

基于根据环形体积和流速计算出的清空环形空间中的泥浆所花费的时间（“井底清空”时间），可计算滞后时间。

可评估碎屑形状、尺寸、流体滑移速度、水平与垂直钻井。

示例3—质量平衡

计量去往井中的流体的总质量和离开井的流体的总质量。从离开井的流体的总质量中减去去往井中的流体的总质量。该差值可以表示从井中移出的钻出碎屑的质量。

进入流体：2.0m³/min×1040kg/m³=2080kg/min

流出流体：2.0m³/min×1180kg/m³=2360kg/min

差值是280kg/min

通过从挖出的岩石的实际质量中减去这个差值，获得还没有从井中移出的钻出碎屑的理论质量的指示。

因此，345kg/min–280kg/min=留在井中的65kg/min

在一个实施例中，流体测量结果可用于设置控制系统中的许可性。例如，可根据在设定的容许量内从井中出来的流量是否等于去往井中的流量来设置许可性。

在一些实施例中，利用科里奥利计量系统来监视泥浆固体处理系统的性能。可计量从井的环形空间进入固体处理系统的浆状物的密度和速率（质量流量）。在泥浆进入泥浆泵中以便沿井向下送回的点处，通过位于系统另一侧的科里奥利流量计可测量系统移出固体的效率。通过跟踪泥浆的基本密度与沿井向下返回的泥浆的密度的关系来评估系统移出钻出固体的能力。

在一些实施例中，确定留在井中的固体。根据从井和钻井流体两者中移出的总岩石质量来确定总固体控制系统性能。总固体控制系统性能可提供有关多少碎屑留在井中的指示。在一个实施例中，绘出所生成的岩石的理论质量与岩石的测量质量之间关系的图表。可在图表用户界面中向操作人员显示该结果。在某些实施例中，建立最大固体阈值界限。可自动向钻工显示该界限，以便向钻工提供井不够清洁的可视化提示。可将该界限链接成被自动钻井控制系统监视的设置点。如果系统确定井眼不够清洁，则可在rpe和后联合钻井阶段启动减轻子程序，诸如降低钻进速率、提高流速、增长循环时间和增大旋转速度。

在定向钻井中遇到的一种挑战是控制钻头或井底钻具组合（“BHA”）工具面的取向。如本文所使用的，“BHA工具面”可以指钻井组件的方向偏转设备（诸如弯接头）所指向的旋转位置。在包括弯接头的井底钻具组合中，例如，BHA工具面总是定向成在钻柱的端部处相对于钻柱的方位偏离轴线。通常，当以旋转钻井模式钻出井段时，BHA工具面随着钻柱旋转而连续变化。这种工具面连续变化的总体结果可能是井底钻井的方向大致是直的。但是，在滑动钻井模式下，在滑动期间，BHA工具面的取向将决定钻井的方向（因为BHA工具面在整个滑动过程中通常可能保持指向一个方向），因此必须控制在可接受的容许量内。另外，当从一个钻井段变到另一个钻井段或者从一种钻井模式变到另一种钻井模式时，重新设立BHA工具面可能需要操作人员的实质性介入和/或可能需要使钻头停止，这两者都可能使进展速率变慢并且降低钻井效率。

控制BHA工具面方面的挑战可能因钻柱扭转而复杂化。在钻井期间，钻头和钻柱经受各种转矩负载。在典型的旋转钻井操作中，例如，操作诸如顶部驱动器或转盘的旋转驱动器，以便在地层地表处向钻柱施加转矩以使钻柱旋转，由于井底钻具组合和钻柱的下部部分与地层的侧面和/或底部接触，所以地层可能沿着与旋转驱动器相反的方向（例如，如从上面看，逆时针）对钻柱施加反作用抵抗转矩。在地层内，钻柱顶部和底部上的这些反作用转矩使钻柱扭拧，或“扭转”。扭转的幅度随施加在钻柱上的外部负载变化而动态地变化。另外，钻头和钻柱也可能遇到与钻井操作有关的转矩（诸如抵抗钻头在开孔中旋转的转矩）。在钻头的角取向用于控制钻井方向（诸如在滑动钻井期间）的钻井系统中，钻柱扭转可能限制操作人员控制和监视钻井过程的能力。

一种测量工具面方向的方式是利用井下仪器（例如，井底钻具组合上的MWD工具）。但是，与来自MWD工具的任何测量结果一样，工具面测量结果不可能提供工具面的连续测量结果，而只是工具面的间断的“快照”。此外，这些间断读数到达地表可花费时间。这样，当钻柱正在旋转时，来自MWD工具的工具面的最近报告的旋转位置可能滞后于工具面的实际旋转位置。

在一些实施例中，在地层地表处钻柱的旋转位置用于估计BAH工具面的旋转位置。在一个实施例中，BHA的旋转位置与在地层地表处使主轴旋转的顶部驱动器的旋转位置有关联。例如，可确定：在特定条件下，如果工具面朝上，则顶部驱动器的旋转位置相对于给定基准在25°处。将BHA工具面的旋转位置与地层地表处的旋转位置相关联的过程在本文中被称为“同步”。在一些实施例中，同步包括动态地计算“顶侧工具面”。给定时间的“顶侧工具面”可以是工具面的估计旋转位置，该工具面的估计旋转位置通过与从MWD工具接收的有关BHA工具面的最近数据相结合而使用所测量的顶部驱动器的实际旋转位置来确定。由于顶部驱动器的旋转位置可连续获得，所以顶侧工具面可以是BHA工具面的连续指示。这种连续指示可填补来自MWD工具的间断的井下更新的时间空隙，以便达到比单独利用MWD工具面更好的对工具面的控制（因此对轨迹进行控制）。一旦同步，控制系统就可以使用顶侧工具面使BHA工具面沿着希望的旋转方向使钻柱停止，例如，以便进行滑动钻井。

在一些实施例中，以指定RPM设置点和目标马达压差利用钻柱进行工具面同步，而保持其他钻井设置点和目标不变。

在一些实施例中，同步基于来自MWD工具的BHA工具面数据。从MWD工具接收重力工具面（“GTF”）值。同步可包括使BHA工具面与地层地表处的旋转位置同步。在某些实施例中，当从MWD工具接收BHA工具面的数值时，顶侧工具面用于推测BHA值将落入的地方。工具面的井下取样与地表上的数据解码之间的滞后时间可通过将滞后时间编程到PLC中或通过测量和计入基于RPM的偏移（例如，通过在该“偏移量”之前使顶侧工具面停止）来计入。如上所述，一旦使工具面同步，可编程逻辑控制器就可使BHA工具面停止在希望的位置上，以便开始滑动钻井。

图12示出了按照一个实施例使用MWD数据的工具面同步。在步骤300中，可以使地表转子减慢到工具面运转的RPM。在步骤302中，可从MWD工具中读取BHA工具面的读数，直到已达到指定数量的样本。

在步骤304中，转子位置上限和下限可确定为在BHA工具面设置点周围。在一个实施例中，根据模型和/或最后工具面读数的稳定平均值来计算希望的工具面设置点之间的角偏移。希望的工具面设置点的上限和希望的工具面设置点的下限可根据希望的MWD工具面确定。顶侧工具面（旋转位置）可根据当前旋转位置和所计算的角偏移进行计算。

在步骤306中，对顶侧工具面是否在设定的容许量内作出评估。如果顶侧工具面未在设定的容许量内，则转子可以以运转RPM继续转动。可重新评估顶侧工具面，直到顶侧工具面落入设定的容许量内。当顶侧工具面在设定的容许量之内时，在步骤308中，可通过进入中立位置而使钻柱停止。在一些实施例中，将诸如上述的BHA工具面同步用在旋转钻井到滑动钻井的过渡中。在其他实施例中，可将BHA工具面同步用在停止钻井进程中。在某些实施例中，当钻井系统被拉回到“停止”水平时使用工具面同步，以便每次都将MWD定位在相同旋转位置上，这可以使与滚转相关的方位角测量变化最小。

在一些实施例中，以两种模式进行钻井操作：旋转钻井和滑动钻井。如上所述，旋转钻井可遵循相对直的路径，而滑动钻井可遵循相对弯曲的路径。两种模式可结合使用以实现希望的轨迹。在一些实施例中，在从一种钻井模式到另一种钻井模式（诸如从旋转到滑动或者从滑动到旋转）的自动控制过渡期间，可以使钻头保持在井底并旋转着（全速或减速）。在一些实施例中，在从一段到另一段（如从一个滑动段到另一个滑动段）的自动控制过渡期间，可以使钻头保持在井底并旋转着（全速或减速）。在过渡期间持续钻井可提高钻井效率和总进展速率。在一个实施例中，钻机的滑架驱动器（诸如齿条和小齿轮驱动器）提供作用力以将马达压差保持在目标水平。在其他实施例中，在钻机绞车使钻柱下入井眼中时，井眼内的钻井管状物的重量提供该作用力。

在一些实施例中，控制滑动钻井操作包括动态调整BHA工具面。在一些实施例中，在从旋转钻井模式到滑动钻井模式的过渡期间进行动态调整。例如，为了开始到滑动钻井模式的过渡，可以使钻柱的旋转减慢到停止。随着旋转钻井减慢到停止，可以使BHA工具面同步。一旦BHA工具面同步，使用地表旋转间断地上下调节保持转矩以实现BHA工具面的改变，可调整BHA工具面（例如使用在地表处施加在钻柱上的转矩）以使BHA工具面在滑动钻井期间保持在希望的旋转位置上。

在一些实施例中，通过使BHA工具面和“顶侧工具面”同步来使得钻井系统为滑动钻井做好准备，以便当BHA工具面处于希望位置时使钻柱旋转停止。一旦BHA工具面停止在希望位置上，就可以使钻柱解扭转，以便将地表转矩减小到希望的保持转矩。一旦钻柱解扭转，就可以在地层地表处利用旋转驱动系统施加的保持转矩来保持BHA工具面。

图13示出了钻井系统从旋转钻井到滑动钻井的过渡。在这个实施例中，该过渡包括动态调整BHA工具面。在步骤318中，使BHA工具面同步。在一个实施例中，该同步可如上面结合图12所述。在一些实施例中，在同步期间或之后，使旋转驱动器停止，以使得BHA工具面在希望的旋转位置设置点的容许量内。

在一些实施例中，在工具面同步期间，使操作钻头（可与TOB和/或WOB有关联）的泥浆马达两端压差升高和/或保持在滑动钻井的目标设置点上。在其他实施例中，压差可在除了用于滑动钻井的目标压差之外的水平上。在某些实施例中，根据BAH工具面控制泥浆马达两端压差。在一个实施例中，如果BHA工具面在目标设置点的范围内，则可将压差设置成滑动钻井压差设置点。在一些实施例中，泥浆马达两端压差可从降低的设置点（如滑动钻井目标压差的25%）开始，然后根据相对于BAH工具面目标的偏移量来使其增大（例如，以预定增量）。

在步骤320中，可以使旋转驱动器停止，BHA工具面处于希望的设置点上。在步骤322中，可以使钻柱解扭转。该解扭转可以与钻井系统实际能力一样快。在一些实施例中，该解扭转可基于包括钻柱扭转的转矩和曳力模型。在其他实施例中，该解扭转可基于地表转矩。在一些实施例中，使钻柱解扭转到中立的保持转矩。在其他实施例中，使钻柱解扭转到左滚转保持转矩。如本文所使用的，“左滚转保持转矩”可以等于如从压差中减去用户定义的BHA“左滚转保持转矩”变量而计算出的钻头转矩。例如，如果系统趋向于停止，而BHA工具面向右滚转得太多，则左滚转保持转矩可能是合适的。

对于从旋转钻井到滑动钻井的初始过渡，如果正在保持左滚转保持转矩，则可监视BHA工具面滚转。如果BHA工具面正在向右滚转（向前），则只要在地表上存在负转矩，BHA工具面就会开始向后滚转。负转矩越大，BHA工具面应该停止和向后转得越快。BHA工具面也可随压差变化而向后（“左”）或向前（“右”）旋转。

相对照地，如果BHA工具面正在左滚转（向后），则推测的BHA工具面一处于容许量内，就可以使旋转驱动器旋转到中性保持转矩（钻头转矩）。

BHA工具面最初不可能是稳定的。如果BHA工具面长时间稳定，则可能触发故障报警。

在步骤324中，控制器可对稳定的BHA工具面进行监视。在步骤326中，如果BHA工具面在容许量之外，则可调节地表处的旋转驱动器，以使BAH工具面回到容许量之内。

在某些实施例中，保持转矩大约等于如使用压差关系所计算的泥浆马达输出转矩。通过地表旋转使地表保持转矩增大/减小，以保持与泥浆马达输出等效的转矩，除非需要井下工具面改变。在一个示例中，在测量200tflb的地表转矩增量之前，200ftlb的马达输出转矩增加可能在地表处需要45°的向前旋转。顶侧工具面在调节保持转矩期间可保持相同。

在一个实施例中，控制系统在从旋转钻井到滑动钻井的过渡期间自动降低目标压差。一旦设置为滑动钻井，控制系统就可自动恢复到原始目标压差。

BHA工具面的监视可基于来自井下仪器、地表仪器或它们的组合的测量结果。在一个实施例中，BHA工具面的监视基于井下MWD工具。在一个实施例中，监视△（delta）MWD工具面（“DTF”）速率。如果BHA工具面移动到容许量范围之外，则可在步骤328中调节地表转子。对于给定钻进速率，DTF对于给定右滚转保持转矩来说可能是相当稳定的。随着BHA响应于左滚转矩而滚转，地表转矩将下降。随着旋转，可保持地表转矩以保持左滚转保持转矩和DTF速率。左滚转保持转矩是动态的（基于钻头转矩），因此，如果马达转矩因地层变化而增大，则PLC中的左滚转保持转矩目标可能需要地表顺时针旋转（这种地表顺时针旋转将抵抗BHA工具面左滚转的趋势）。BHA工具面一滚转到容许量范围内（基于推测最后测量的DTF向前与时间的关系），就可以通过使地表处旋转驱动器旋转来使地表转矩返回到中性保持转矩（其可以与如根据压差计算出的钻头转矩相同）。

在步骤330中，可进行滑动钻井。控制器可对稳定的BHA工具面进行监视，并且可调节旋转驱动器以使BHA工具面保持在希望的旋转位置上。如上所论述的，在一些实施例中，在从旋转钻井模式到滑动钻井模式过渡的整个过程中钻井可持续进行。

在一些实施例中，一旦随着地表转矩等于中性保持转矩BHA工具面落在范围中（基于DTF），则可选地可以使钻柱自动摇动、摆动或晃动以减小曳力。BHA工具面的微调可通过下述方式来实现：在地表处旋转所需增量，保持位置，和使地表处的转矩自然地返回到保持转矩。

表1是用于调整的用户设置点的示例。

设置点	实例设置
		工具面同步RPM	5
最大的初始滑动钻井DiffP%	60
		DiffP恢复速率	1分钟

		工具面容许量+	10
工具面容许量-	10

LRT1	500ftlb
		LRT2	750ftlb
LRT3	1000ftlb
		RRT1	500ftlb
RRT2	750ftlb
		RRT3	1000ftlb

		工具面同步停止旋转TTF偏移	-30°

在一个实施例中，为了调节转子以使BHA工具面返回到设置点，可以使转子转动，直到当前的转子顶侧工具面（TTF）在希望的工具面容许量内。如本示例所使用的，顶侧工具面指的是转置成顶侧旋转位置的井下MWD工具面。顶侧工具面可利用最后良好的MWD工具面读数和当前的旋转位置。例如，如果钻柱发生扭转而且最后工具面相对于模拟设置点在30°上，则可以使顶侧旋转位置沿着钻柱扭转方向旋转30°。

在一些实施例中，调整方法包括：使进展速率减慢，将地表处的钻柱RPM降低到零，解扭转到用户定义的“解扭转转矩”（对应于负保持转矩），以及根据考虑随着时间变化的DTF所推测的BHA工具面在地表调节之间暂停。随着所推测的BHA工具面进入所需范围中，可以调节地表旋转位置以便恢复中性保持转矩。如图4所示，负保持转矩或正保持转矩（在驱动接头处的转矩所表示的那种情况下）越大，DTF的变化率（参见BHA右滚转的变化率）就越大。在某些实施例中，自动映射负/正保持转矩的幅度与DTF的变化率之间的关系。

在一些实施例中，调整方法包括对地表转子作两次或更多次调节以实现希望的BHA工具面。在每次调节之间，可以使转子暂停，直到BHA工具面稳定。图14是示出了每隔一段时间利用地表调节在从旋转钻井到滑动钻井的过渡中进行调整的随时间变化的图示。曲线340代表工具面目标。点342代表来自重力工具面（例如，来自MWD工具）的读数。曲线344是点342的拟合曲线。曲线346代表旋转驱动器上的编码器的旋转位置。曲线348代表顶侧工具面。曲线350代表地表转矩。曲线352代表零转矩。

最初在位置354处，以旋转钻井模式操作钻井系统。在点356处，以5rpm开始工具面同步。在位置358处，进行反向旋转调节。在位置360处，进行正向旋转调节。在位置362处，BHA是稳定的，地表转矩可以等于钻头转矩。在位置364和366处，进行正向旋转调节。在位置368处，BHA再次是稳定的，地表转矩可以等于钻头转矩。在位置370处，钻井系统可重新进入旋转钻井模式。

在一些实施例中，可以控制滑架或其他钻柱提升系统（例如，在从旋转钻井到滑动钻井的过渡期间升高和下降）。图15示出了按照一个实施例包括滑架运动的从旋转钻井到滑动钻井的过渡。在步骤390中，使钻井系统的滑架运动停止。在步骤392中，可以提升滑架（例如，使系统的钻头离开井底）。在一个实施例中，将滑架升高大约1米。

在步骤394中，使BHA工具面同步。在一个实施例中，该同步可以如上面结合图12所述。在BHA工具面处于所希望设置点上的情况下，可以使旋转驱动器停止。在步骤396中，可以使钻柱解扭转。该解扭转可以如上面结合图13所述。

在步骤398中，可在检查稳定的BHA工具面的同时冲击钻柱。冲击可包括升高滑架然后使滑架下降相同量（诸如升两米再降两米）。在步骤400中，控制器可对稳定的BHA工具面进行监视。在步骤402中，如果BHA工具面移出容许量之外，则在步骤404中可以调节地表转子，使BHA工具面返回到容许量之内。

在步骤406中，可将钻头下降到地层的底部。在一些实施例中，可在目标BHA工具面的右边成预定角度地将BHA工具面下降到底部。这可以允许BHA工具面在钻井期间随着钻头转矩增大而走到左边。在一些实施例中，当进行滑动钻井时，可继续进行如在步骤402和404中所述的监视和调整。

在一些实施例中，控制钻井方向的方法包括在旋转循环期间使钻柱以多种速度自动旋转。在某些实施例中，在旋转循环中以多种速度钻井可以用在路线校正过程中。例如，在旋转循环中以多种速度钻井可用于将孔的路径推回到相对于直井段排成直线。在一个实施例中，使钻柱以多种速度自动旋转用作遵循直的向前分支的路线校正。

图16示出了在旋转循环期间改变钻柱的转速的一个钻井实施例。在步骤410中，确立目标轨迹。在步骤412中，在钻井操作期间，使钻柱在旋转循环的一个部分期间以一个速度旋转。在步骤414中，在旋转循环的另一个“目标”部分期间使钻柱以第二较慢速度旋转。旋转循环的目标部分中的较慢旋转可以使钻井方向偏向目标部分的方向。

在一些实施例中，旋转循环的目标部分的扫掠角等于旋转循环的另一部分的扫掠角（即，在每个部分180°）。在其他实施例中，旋转循环的目标部分的扫掠角不等于旋转循环的另一部分的扫掠角。在一个示例中，较慢目标速度是旋转循环的初始速度的1/5。但是，在其他实施例中，可使用各种其他速度比和角度比。例如，目标速度可以是初始速度的1/6，1/4，1/3或一些其他分数。在某些实施例中，转子的速度在旋转循环的至少一部分上可以连续变化。在某些实施例中，转子在旋转循环期间可以以三种或更多种速度旋转。

图17示出了按照一个实施例的多速度旋转循环的图表。在所示的示例中，转子速度在旋转循环的270°内是5RPM，而在旋转循环的其余90°内是1RPM。

在一些实施例中，根据转子速度和扫掠角实现希望的转动。在一个示例中，按如下估计转动：

假设：

当目标范围是90°（预定角度变化方向的+/-45°）时，可预期沿着平均目标范围方向有一半净增斜速率。如果马达全滑动地拉动10°/30m，则净值将是5°/30m。

RPM是5和1，以5rpm转270°（30°/s），然后以1rpm转90°（6°/s）。

在目标范围中，BHA停留15秒，而在相对侧，BHA花费3秒钟横穿相对的目标范围。因此，5°/30m的折扣为3/15×5=1°/30m。沿着一个取向钻出的任何米数可能被沿着相反取向钻出的米数抵消。

根据前面的计算，4°/30m将是预期的增斜速率。但是，因为存在要横穿到目标之外的两个工具面象限以及对净角度变化也没有做出贡献的背侧，所以该增斜速率进一步降低。尤其，在每圈的6秒钟或每24秒钟中的6秒钟内，BHA处于目标象限的左边或右边，因此6/24×4°/30m=1。这得到了使用10°/30m滑动BHA产生了3°/30m的预期增斜速率，如果将该过程应用于9.6m连接段（joint）之外的2m，则例如转换成0.2°角度变化。

在定向钻井中计算轨迹时常常使用最小曲率。最小曲率是拟合两个勘测点之间的3维圆弧的计算模型。但是，如果用于进行勘测的样本间隔未捕获到沿着变化曲率的切点，则最小曲率可能是很差的选择。理想地，每当钻井从旋转钻井变成滑动钻井时，或每当BHA工具面取向发生变化时，将进行勘测。这样的重复勘测将是耗时的且昂贵的。

在一个实施例中，可以将沿着井路径的已知点处的方位（方位角和倾角）与旋转钻井角度变化趋势相结合，用于无需广泛勘测地估计滑动钻井部段的起点和终点处的方位。旋转钻井角度变化趋势通过观察在旋转钻井的前一个部分期间所测量的钻井角度的变化来确定。所估计的方位可用作“虚拟”测量深度，以便更好地表示钻孔的实际路径，因此改善位置计算。

在一个实施例中，一种推测用于在地下地层中形成开孔的钻头的钻井方向的方法包括在沿着开孔在一个或多个选定点处评估钻头的深度。然后根据所评估的深度，对每个滑动钻井部段的起点和终点处的方位进行估计。对于包括在测量勘测内的滑动钻井部段，利用方位评估，通过将当前勘测投回到一个或多个之前测量深度中来估计虚拟测量深度。在一些实施例中，这些虚拟测量深度可用于评价滑动钻井狗腿严重度（“DLS”）和工具面性能（例如，将井轨迹实际走向的地方与BHA所指的地方进行比较）。旋转钻井狗腿严重度和工具面性能还可根据完全在旋转钻井模式下钻出的孔的包括至少两次勘测的取样部分来评价。

在一些实施例中，每当更新测量深度时，根据钻井模式和取样的DLS趋势来刷新对钻头的推测。在某些实施例中，进行投回到之前测量深度用于利用方位估计为包括在测量深度边界内的滑动钻井部段设置虚拟测量深度。

在一些实施例中，使用实际勘测数据（诸如来自井下MWD工具）和在旋转钻井期间建立的至少一种钻井角度变化趋势的组合来估计使用旋转钻井和滑动钻井组合所形成的钻孔路径。例如，如果相继地通过旋转钻井、滑动钻井和旋转钻井来形成钻孔，则首先确定（例如，使用勘测数据）旋转钻井时角度变化趋势。根据实际勘测（例如，使用在滑动钻井部段的侧部的实际勘测）为滑动钻井部段确定方向变化值（诸如狗腿角）。可根据侧部勘测来调节滑动钻井部段的方向变化值。所调节的方向变化值例如可计入旋转钻井的实际勘测之间的任何部分以及计入在这样的旋转钻井期间的角度变化趋势。可使用之前确定的提前推测数据（例如可包括滑动起点和终点处的方位）来确定横过滑动钻井部段的净角度变化。可使用净角度变化刷新对钻头值的推测。刷新推测例如可作为“虚拟”连续勘测的一部分用于估计钻孔的路径。

图18示出了钻孔中的钻柱的示意图，可以为该钻孔进行虚拟连续勘测评估。在图18中，钻柱450包括钻杆452。钻柱450已经被推进到地层中。已经使用旋转钻井推进了部分454，已经使用滑动钻井推进了部分456，以及已经使用旋转钻井推进了部分458。站点460（用“*”标记）是勘测（“测量”）深度。勘测深度对应于钻头后面的MWD传感器的位置。对于这个示例，钻头与MWD传感器之间的距离是大约14米，因此，例如，当钻头钻到20米时，MWD传感器仅仅到达6米。当钻头钻到30米时（假设钻杆长度为10米），MWD传感器仅仅到达16米。前三个连接段旋转到30米。此时，有30m长旋转钻孔和旋转钻井的2个完整样本间隔。6米和16米处的勘测连同之前所作的勘测都在旋转钻井的孔中作出。可通过针对至少三次勘测分析MWD传感器的位置的偏离（例如，方位）来确定旋转钻井角度变化趋势。在一个实施例中，第一次勘测和最后一次勘测用于确定旋转钻井期间的方位变化，这种方位变化可用于确定旋转钻井角度变化趋势。就这个示例而言，钻井期间的旋转钻井角度变化趋势被确定为0.5°/30m290°。

对于这个示例，连接段4的最后3米是滑动钻出的。这使得孔深度从37米延伸到40米。接下来的两个连接段是旋转钻井，从而使孔深度延伸到60米。此刻，钻头在60米处，MWD传感器在46米处，滑动钻井部段被包括在36-46米的深度间隔内。

滑动钻井部段的狗腿角（“DL”）和工具面（“TF”）可使用跨过滑动钻井部段的实际勘测来计算。在结合图18-18C所述的勘测的情境下，工具面指的是孔方向的有效变化。就在图18-18C中所述的勘测而言，“TFO设置偏移量”或“工具面偏移偏移量”指的是马达所指的方向（例如，弯接头马达上的弯曲部）与钻孔实际去往的地方之间的差异。就这个示例而言，实际勘测值如下所示：

测量深度	倾角	方位角	狗腿角	DLS	工具面
						36	90	45
46	94	47	4.47	13.41	26.49

由在7米上具有0.5°/30m290°的旋转钻井角度变化趋势引起的狗腿角可被确定为7/30*0.5=0.12°290°。

290°处的0.12°可被认为代表极坐标。

这个值可被转换成直角坐标。

狗腿角	工具面	X	Y	Dx	Dy
						4.47	26.49	1.9938	4.0007
0.12	290	-0.113	0.041	2.107	3.960

可将Dx和Dy转换回极坐标。

根据前面的计算，滑动钻井部段在28.01的工具面上具有4.49°狗腿角的角度变化。

根据原始的提前推测数据，横过滑动钻井部段的净角度变化例如可通过下述方式来确定：采用开始滑动钻井倾角和方位角和再次开始旋转钻井倾角和方位角，然后将这些值用于计算净狗腿角和工具面。

推测可被刷新。假设推测估计为滑动钻井DL是0.5°45°，则刷新的推测基于30/3×4.49=44.9°/30m。工具面偏移偏移量是大约45-28=17°。

重新计算的推测现在可接近根据MWD的测量结果在46米处的方位。

在某些实施例中，可进行目标查找以便通过改变原始滑动DLS推测来使推测DL与实际（测量）的DL相同。在某些实施例中，可进行目标查找以便通过改变TFO设置偏移量来使推测工具面偏移量（“TFO”）与实际（测量）的TFO相同。在某些实施例中，将“虚拟勘测”插入勘测文件中。在一个实施例中，虚拟勘测可用于评估滑动钻井BHA的性能。

示例

下面给出非限制性示例。

图18A描绘了示出MWD勘测之间的滑动钻井的示例的图表。在图18A所示的示例中，在130的工具面设置处，从1955.79到1959.79的勘测深度进行了4米滑动。1955.67米勘测到1974.5米勘测之间的净角度变化被确定为0.75°，角度变化的方向被确定为相对于hiside（在1955.67m处）为90.00438°。对于这个示例，在原始提前推测中，滑动钻井部段的狗腿严重度是12°/30m，TFO设置偏移量是-10°。旋转钻井部分的狗腿严重度在290的工具面设置处是0.6°/30m。

根据前面的信息，滑动钻井部段引起的狗腿角和出现在滑动钻井部段中的角度变化的有效工具面偏移量按如下确定：进行目标查找以便通过改变原始滑动狗腿严重度推测使推测狗腿角等于实际（MWD）狗腿角。根据狗腿目标查找，用于滑动的狗腿严重度降低到7.83°/30m。然后，进行目标查找以便通过改变工具面设置偏移量使推测工具面偏移量等于实际（MWD）工具面偏移。根据这种TFO目标查找，使狗腿严重度进一步降低到7.7517°/30m，使TFO设置偏移量变成-34.361511°。然后，确定代表滑动部段的起点和终点的新点以得出两个虚拟勘测点。

图18B是这个示例的原始勘测点的列表。图18C是这个示例的勘测点在行460中加入两个新虚拟勘测点的列表。另外，在图18C中，在单元格464中已经更新了1974.5米处的最终勘测位置的轨迹估计（与显示在图18B中的1974.5米处的原始最终勘测位置上的相应单元格462中的值作对比）。

在某些实施例中，更新的工具面偏移偏移量和滑动狗腿严重度的新估计值用于对钻头实时推测和转向计算。

竖直评估井可提供有关地层的一些顶部高程数据。不幸的是，水平井MWD勘测高程数据与油生产井“低硫穴（sweetpot）”（例如，在+/-5mMWD勘测的情况下4m厚度的低硫穴）的厚度相比可能具有较大不确定性。另外，根据从水平井MWD数据构建的结构轮廓，可能会遇到严重差异。

在一些实施例中，使用流体密度的测量结果来评估真正竖直深度（“TVD”）。在一个实施例中，评估用于在地下地层中形成开孔的钻头的竖直深度的方法包括测量由钻杆中的流体柱所施加的井下压力。根据地层地表处的密度测量结果（例如，利用泥浆泵的吸入侧上的科里奥利流量计）来评估流体柱的密度。可根据所评估的井下压力和所评估的密度来确定钻头的真正竖直深度。真正竖直深度用于控制随后钻井操作以形成开孔。在一些情况下，控制系统自动调节系统内的泥浆密度变化。

在一些情况下，将TVD测量数据用于控制喷射钻井。

在一个实施例中，确定真正竖直深度的方法包括将科里奥利流量计随着滑流（slipstream）安装在泥浆罐的出口上。最佳范围和精度的压力计可以与MWD工具联接。将压力变换器安装在MWD工具中。在PLC中建立密度柱模型以计入填充建好部段所花费的时间内的泥浆密度变化。取样内部BHA压力。内部压力可发送到地表和/或存储起来。在一个实施例中，检测“抽出”的压力特征（参见，例如，图19），并且诸如在502处测量静态流体柱压力并报告给地表PLC。

在一个实施例中，使用压力传感器（例如附接在第一非磁性环内的MWD装置的端部）记录钻杆内的流体柱所施加的压力。流体柱的密度可利用泥浆泵的吸入侧上的科里奥利流量计来测量。例如，可使用精度为+/-0.5kg/m³的科里奥利流量计在泵的吸入管线上实时测量所有蒸汽密度。数据组可用于计算TVD。在一个实施例中，例如，使用+/-psi压力传感器来记录BHA上的内部压力。

图19示出了按照一个实施例加入钻杆的连接段的“抽出”期间的压力记录的示例。在图18所示的示例中，平坦线压力与泥浆密度数据一起提取，以计算流体柱的竖直高度。曲线500是在连接期间所记录的压力的曲线。在502处的平坦部分代表顶部驱动器断开连接正等待加入下一个连接段的完整静态流体柱。

图20示出了密度TVD结果的示例。点组504和点组506各自对应于不同分支。直线508和510（分别是正TVD和负TVD）对应于数据的曲线拟合。直线512和514（分别是正TVD和负TVD）对应于2σISCWSA标准勘测。在这个示例中获得的密度TVD数据可类似于磁测距位置计算值。每个值是唯一的，且不会受可能使用系统化MWD倾角测量误差所获得的累积误差影响。水平线越长，在MWD的TVD评估时TVD的基于密度的优点就越突出。例如，如图20所反映的，TVD的基于密度的数据云图可能只有2σISCWSAMWD标准勘测模型的扩散量的大约一半。

使用这个数据组的最佳拟合暗示井路径的实际地点等效于低于所计算位置的0.15°系统倾角测量误差。

在一些实施例中，可在密度TVD计算中对一个或多个如下误差源进行补偿：（1）来自浮动接头应用/设计中的不完美/缺陷的受污染压力测量结果；（2）出故障泥浆泵电荷抽运系统和空化气泡引起的密度测量噪声；以及（3）在增斜部段中未考虑的泥浆密度变化。在一个实施例中，密度TVD测量用于核实在孔中管理井下工具的位置或诸如井路径中切线的关键深度处的位置。

MWD工具常常包括依靠磁效应的传感器。井底钻具组合中的大量钢可能给MWD勘测数据造成严重误差。减小这种误差的一种方式是使MWD工具与BHA的主要钢制部件隔开相当大距离（如16米）。但是，BHA与MWD传感器之间的这样大的间隔可能使定向转向困难得多，尤其在水平钻井时。在一些实施例中，校准过程用来测量和计入对井底钻具组合的Bz的干扰。在一个实施例中，测量和计入来自BHA的干扰的方法包括：（1）测量BHA钢制部件的磁极强度；（2）在利用已知校准过的工具通过就地滚转测试而局部记录MWD网格校正/倾角/Btotal和Bdip的测量结果；（3）以选定的非磁性间隔计算Bz干扰；（4）使用规划的井路径几何形状来规划间隔要求；（5）将允许已知干扰的偏移（在钻井期间或钻井之后）应用于MWD的Bz测量结果；以及（6）使用修正的Bz测量结果来重新计算方位角。在一些实施例中，可将BHA部件消磁。

在一些实施例中，诸如光纤陀螺仪的惯性导航传感器可用于钻井导航。在一些情况下，光学陀螺仪传感器可取代磁传感器，从而减轻BHA中钢的干扰影响。

一种使钻头转向以便在地下地层中形成开孔的方法包括使用对钻头的实时推测数据。例如，该实时数据可以是在来自井底钻具组合上的（MWD）工具的周期性更新（“快照”）期间所收集的数据。在一种方法中，利用MWD工具进行勘测。来自MWD工具的勘测数据建立MWD传感器的确定路径。在传感器上测量的方位用作实时推测钻头的方位和位置的起点。对钻头的实时推测可考虑作为随着滑动间隔记录的工具面值的钻井参数。当利用MWD工具进行随后勘测以产生新的确定位置和方位时，根据该新的确定位置和用于工具面偏移偏移量的值来更新对钻头的实时推测，并且为对钻头的随后推测更新滑动狗腿严重度。

在一些实施例中，轨迹计算是基于勘测（诸如，在将钻杆加入钻柱中时收集的静勘测数据）的。勘测数据可通过与MWD界面硬件/软件的直接链接而进行收集。该数据可附在如通过钻头深度值-钻头引导值而生成的测量深度上。为了钻出孔，可将轨迹计算看作“确定”路径。

在一些实施例中，系统自动累积数据库。在该数据库中，可记录旋转钻井的间隔和滑动钻井的间隔。每当从MWD接收到工具面数据点时，就可以更新滑动钻井的间隔。针对该滑动间隔，记录工具面数值。

当准备下一个连接段的钻井时，确定路径更新成尽其可能接近钻头（孔深-钻头引导段）。

在开始新连接段钻井之前更新确定路径时，对钻头计算的推测可如下更新：

（1）如果钻头前面的部段是完全旋转的，则相应地估计钻头的方位；

（2）如果在传感器前面的部段中存在滑动钻井，则可通过在记录间隔上累计接收工具面处的d1（长度差）来估计方位；以及

（3）可将方位变化累计到考虑了所有工具面与间隔步骤和旋转钻井部分之间关系的当前钻头位置中。

对钻头的实时推测方位用于实时钻头位置计算（其可以与最后的确定路径位置点相联系）。

图21是真正竖直深度与测量深度之间关系的曲线，示出了对钻头推测的一个示例。点550是之前的确定倾斜点。点552是推测的倾斜点。点554是“将要获得”的确定倾斜点。点556是新的推测真正竖直深度（TVD）点。对于15米钻头引导段而言，随着系统开始钻新连接段，在15米距离上对钻头的推测开始。在获得下一次静勘测之前，对钻头的推测仅仅延伸到15米+连接段长度。在一些实施例中，可以使用不旋转的传感器外壳。差值558代表推测误差。在一些实施例中，针对钻头处的方位（例如，位置向上/向下，向左/向右），跟踪关于倾角和方位角的推测误差。

一种使用最佳对准方法使钻头转向以便在地下地层中形成开孔的方法包括利用MWD工具进行勘测。该勘测用于计算孔位置。确定对钻头的推测（例如，使用最佳拟合曲线）。将对钻头的推测与最佳对准方法结合使用以使钻头保持在钻井规划的预定容许量内。

在一个实施例中，在PLC中实现转向包括进行勘测并且将勘测结果加入计算的孔位置中。进行对钻头的推测（例如使用增斜速率（“BUR”）或工具面结果的最佳拟合曲线，或旋转矢量）。可以应用地层校正（诸如，高程触发/γ触发）和钻井校正（工具面误差、设置范围之外的压差）。在某些实施例中，当校正最佳拟合曲线时，可考虑所学的知识（例如，BUR的移动平均值）。可将钻头推测加入勘测结果中。可确定提前推测。

可人工地或自动地将滑动记录保存在数据库中。随着钻工实施滑动和旋转间隔，系统可自动生成滑动记录。这些记录也可由用户输入和编辑。可将滑动记录与时间、深度、滑动（是/否）、工具面和DLS一起记录。滑动记录具有两种主要功能：（1）从最后勘测推测钻孔的端部（该推测结果可是钻孔端部的实时计算位置）；以及（2）分析滑动性能。

在某些实施例中，系统包括马达界面。可在已经进行了测试（例如，压力随流速而变的测试）且已经捕获了足够数量的样本之后使用该马达界面。根据该测试结果，可生成趋势线（诸如压力与流速之间的关系）。

在一个实施例中，生成转向指令的方法包括计算相对于设计的距离和相对于设计的角（方位）偏移量。相对于设计的角偏移量可代表孔的倾角和方位角与规划值相比实际有多大差异。相对于设计的角偏移量可以是孔相对于规划偏离/会聚得有多快的指示。在一些实施例中，可根据最后一次勘测处孔的位置、钻头的当前推测地点的位置和钻头的推测位置（例如，提前推测位置）来实时计算相对于设计的距离和相对于设计的角（方位）偏移量。

在某些实施例中，调整界面允许用户例如通过在图形用户界面中定义设置点来调节转向指令。在某些实施例中，调整控制器可用于确立用于计算转向指令的“超前（lookahead）”距离。

图22是示出了孔的规划和已经根据规划钻出的孔的一部分的一个实施例的图形。规划570是代表已设计的钻孔路径的曲线。规划570可以是从井开始到完成的直线，其定义了井的预定路径。孔572是代表根据规划570已部分地钻出的孔的曲线。MWD勘测点574代表在钻出孔572时进行实际勘测的点。可使用诸如本文所述的MWD仪器进行实际勘测。在每个MWD勘测点574处的MWD勘测例如可提供位置（例如通过真正竖直深度、向北、和向东分量来定义）和方位（例如通过倾角和方位角来定义）。如之前所论述的，MWD仪器在孔中可以处于比钻头576高的位置（诸如大约14米）。

点576代表用于钻出孔的钻头的端部的推测位置。直线577代表在点576处的钻头方位。

在某些实施例中，根据最后的MWD勘测，计算孔的角度，以便根据滑动表得出当前钻头位置。如果孔从最后MWD勘测位置旋转钻进到当前钻头地点，则该推测可使用沿着旋转钻井所选定的特定工具面方向的角度变化率（狗腿严重度）。在一些实施例中，控制器使用用于旋转钻井狗腿严重度和方向的自动BHA性能分析值。在其他实施例中，控制器使用人工输入值。一旦定义了BHA所遵循的曲线的速率和方向，系统就可实时跟踪钻头深度，并进行角度变化的矢量相加，以保持对钻头处的倾角和方位角的实时估计。

在一些情况下，一种类似方法可用于具有定义从何处获取滑动工具面的附加用户设置步骤的滑动钻井。例如，滑动工具面可从来自MWD的实时更新中获取，或者从钻出连接段之前所定义的工具面设置中获取（例如，控制器可计算出要求在工具面设置在50°处的情况下滑动5米）。

在某些实施例中，顶侧工具面设置可用于确定推测的钻头位置。顶侧工具面例如可用于具有缓慢的MWD工具面刷新速率的系统。

图23示出了生成转向命令的方法的一个实施例。生成转向命令的方法例如可用于形成孔（诸如图22所示的孔）。在步骤580中，确定用于在钻的实际孔的钻头处的当前勘测。该勘测可包括钻头的位置和方位。在一些实施例中，当前勘测例如可用于根据实际MWD勘测数据实时推测钻头的未来位置。例如，参考图22，可根据在最近的MWD勘测点574A上所进行的MWD勘测来推测钻头的当前位置576。

在步骤582中，确定从钻头的确定位置到钻头的规划（设计）位置的距离。在一些实施例中，计算钻头相对于规划的三维“最接近”距离（例如，最接近规划点显示在图22所示的点590处）。根据三维最接近距离计算，确定与三维点相对应的规划通道的深度（“规划深度”）。使用规划深度值，可计算（例如，通过内插法）规划点上的确定深度处的规划位置和方位值，诸如规划倾角、方位角、向东、向北和TVD。所计算的位置和方位值可用于计算工具面的变化，以使孔返回到规划位置。

可计算从当前钻头地点返回到规划钻头位置的方向。例如，可确定从规划点到钻头的工具面（根据三维最接近距离确定）。也可以确定相反方向，即从钻头返回到规划点的工具面。

在步骤584中，在指定超前距离上，确定规划的方位（方位角和倾角）（规划的超前点和相应的方位例如显示在图22所示的点592和方位594处）。在一些实施例中，在超前距离上内插倾角和方位角。指定距离例如可以是用户定义距离。在一个实施例中，超前距离是10米。可以以与用于在推测钻头位置上推测勘测相似的方式来确定超前的提前推测。

在步骤586中，根据从钻头到规划的距离来确定调整会聚角。在某些实施例中，调整会聚角可以是改变工具面以使钻头返回到规划位置的角度。在一些实施例中，调整会聚角可基于钻头相对于规划的三维间距而改变。

在某些实施例中，可按滑动尺度来确定会聚角。下表给出了用于确定调整会聚角的滑动尺度的一个示例。

在步骤588中，确定目标方位（方位角和倾角）。例如，目标方位可基于超前距离处的规划方位。在一些实施例中，调节目标方位以计入调整会聚角，诸如在步骤586中确定的调整会聚角。

在步骤590中，根据在步骤588中确定的相对于当前钻头方位的目标方位来确定一条或多条转向指令。在一些实施例中，将转向方案与如在超前距离处确定的角度加上在该超前位置所需的附加会聚角进行匹配（转向指令的方向例如表示在图22所示的箭头596处）。

在某些实施例中，一旦在超前距离处定义了目标角度，就计算到达那里所需的工具面和所需的滑动钻井的长度（例如，用于滑动马达性质的定义的狗腿严重度）。在一个实施例中，在钻头的当前勘测与目标倾角/方位角之间计算所需的狗腿角和TFO。使用输入滑动狗腿严重度预期，可计算实现所需狗腿角的滑动长度。例如，可计算工具面，作为重力工具面或磁力工具面。在某些实施例中，当钻头方位具有小于5°的倾角时，控制器自动使用磁力工具面。在一些实施例中，狗腿严重度/工具面响应值例如可由用户确定。在某些实施例中，BHA性能分析自动生成对输出作出响应所需的转向方案。

在一些实施例中，PLC通过设置点调整参数而并入转向控制响应的滑动尺度。孔离设计越远（距离），可用于计算为路径校正的会聚角就越大。图24示出了用于输入调整设置点的用户输入屏幕的一个实施例。会聚的调整角可用作返回规划的会聚角。例如，当孔与规划接近时，PLC可将“零会聚”放入超前量中，以便总体保持平行轨迹。随着孔越来越远，系统可增加会聚角，这取决于孔离规划有多远。例如，当离规划0-0.5m时，系统可观察从当前钻头位置再向前10米的规划角度，并使用那个倾角和方位角加上0°会聚角来确定是否需要转向。如果离规划0-3m，则系统可观察从当前钻头位置再向前10米的规划角度，并使用那个倾角和方位角加上1°调整会聚角来确定是否需要转向。

在某些实施例中，通过传递给PLC的命令，可建立最小滑动距离和最大滑动距离的附加调整标准。例如，基于图24中所示的设置点，可只允许大于1米的滑动或小于9米的滑动。

在某些实施例中，在钻井时，捕获勘测结果，并对孔的端部作出推测。控制系统可计算应该进行滑动的点。设置点可以指引用于告诉系统何时开始滑动和滑动多长的计算。

输入可包括如下参数中的一个或多个：

-相对于规划的3D最大位移—定义在控制器提供校正滑动之前相对于使井眼要实现的规划的最大位移；

-最小滑动距离—限制最小滑动长度，不考虑小于这个值的所需滑动；

-最大滑动距离—限制最大滑动长度；

-平均连接段长度—平均连接段长度的估计值；

-TFO偏离容许量—当有效MWDTF相对于希望的TF发生偏离时，使滑动钻井以当前TF继续进行；

-BHA性能回顾—沿着孔向上的距离，以便分析BHA性能；

-BHA滑动性能分析—实时计算滑动性能的选项；

-BHA旋转性能分析—实时计算旋转性能的选项；以及

-TF查找引导距离—发出提早以指定深度进入滑动模式的命令。

在一些实施例中，在控制系统中以钻井指示的形式提供描述当前钻孔信息和定向钻井要求的信息，以便返回到规划。这些指示随着完成每个连接段而自动计算。用户拥有留下所计算的结果或修改它们的选择权。在理想状况下，用户将仅仅简单地留在屏幕上。并且，随着完成钻井连接段自动地更新每个随后的连接段。

钻井指示可用于指导要在下一个连接段内执行的钻井序列。这些指示随着完成每个连接段可自动计算。随着完成钻井连接段可自动更新每个随后的连接段。

在一些实施例中，可通过径向调整来完成转向决定的调整。径向调整例如可包括相对于设计保持在给定距离内，其在任何向上/向下-向左/向右方向都相同。在其他实施例中，调整可用于实现“长方形”转向决定。在长方形转向的一个示例中，允许钻头路径的横向位置规格大于竖直位置。例如，可允许钻头在设计的右边10米，但在竖直方向相对于设计保持在2米偏移量内。

在一些实施例中，基于地质转向建立一组限制性设置点。基于地质转向的设置点除了起影响规划轨迹的作用之外，它们可以以与钻井设置点相似的方式工作。例如，规划路径可保持有效，除非γ计数（或其他地质转向指示信号）超过用户设置点，然后通过用户角度设置点减小规划倾角，直到新的规划轨迹是低于之前规划轨迹的用户设置点定义量。

一种在地下地层中钻井期间估计井下更新之间的工具面取向的方法包括对钻柱（诸如，利用顶部驱动器上的编码器）进行编码，以便提供地下地层地表处的钻柱角度取向。地层中钻柱以校准模式行进，以便建立地层中钻柱扭转的模型。在钻井操作期间，使用编码器来读取钻柱角度取向的数值。根据地表处的钻柱角度取向可估计工具面取向，其中钻柱扭转模型计入工具面与地表处钻柱之间的扭转。基于地表测量的工具面估计在利用井底钻具组合上的随钻测量（MWD）工具钻井时可填补来自测量的遥测更新之间的空隙（可以是相隔超过10秒钟的“快照”）。

在一些实施例中，基于校准测试建立钻柱扭转模型。在一个实施例中，钻柱可沿着一个方向旋转，直到BHA正旋转且摩擦系数已稳定，此时测量扭转。然后，钻柱沿着相反方向旋转，直到BHA正旋转且摩擦系数已稳定，此时再次测量扭转。基于校准测试的结果，将BHA工具面的有效估计用于填补井下测量读数之间的空隙。

如之前所论述的，在一些实施例中，可从测试测量结果中确定摩擦系数。例如，根据马达输出和在地表处测量的转矩，可确立摩擦系数。通过使用来自测试测量结果的摩擦系数来计算每个元件的转矩和在那个元件下面的累计转矩，可确定钻柱扭转。根据计算的转矩，可确定每个元件的扭拧圈数和地表处的总扭拧圈数。

在一些实施例中，使地表旋转位置与井下位置同步，以允许基于由在工具面更新之间钻井期间所测量的转矩变化所引起的扭转变化作出对井下工具面的估计。

在某些实施例中，系统包括钻柱中扭转的图形显示。例如，图形显示可表示随着扭转圈数变化在钻柱的两端上形成钻柱上下卷绕/旋转行进的运动。

鉴于本说明书，本发明的各个方面的进一步修改和可替代实施例对于本领域技术人员来说是显而易见的。于是，本说明书应该被理解为仅仅是例示性的且用于教导本领域技术人员实现本发明的一般方式。应该理解的是，本文所示和所描述的本发明的形式应该当作当前优选的实施例。多种元件和材料可替代本文所示和所描述的那些元件和材料，可以使多个部分和过程反过来，以及本发明的某些特征可独立地利用，在从本发明的本说明书中获益之后，所有这些对于本领域技术人员来说是显而易见的。在不偏离如所附权利要求书所述的本发明的精神和范围的情况下，可以对本文所述的元件作出改变。另外，应该理解的是，本文独立描述的特征在某些实施例中可以结合在一起。

Claims

1.一种评估钻井操作的清孔有效性的方法，所述方法包括：

a)确定从井中移出的碎屑的质量，其中确定从井中移出的碎屑的质量包括：

i)测量进入井中的流体的总质量；

ii)测量离开井的流体的总质量；以及

iii)确定离开井的流体的总质量与进入井中的流体的总质量之间的差值；

b)确定在井中挖出的岩石的质量；以及

c)确定保留在井中的碎屑的质量，其中确定保留在井中的碎屑的质量包括：确定所确定的在井中挖出的岩石的质量与所确定的从井中移出的碎屑的质量之间的差值，

其中，所述方法还包括确定钻头开孔横截面面积与碎屑所占据的横截面面积之比。

2.如权利要求1所述的方法，进一步包括：根据清孔有效性的一种或多种评估来自动控制一种或多种钻井操作，其中清孔有效性的一种或多种评估中的至少一种基于所确定的在井中挖出的岩石的质量与所确定的从井中移出的碎屑的质量之间的所确定的差值。

3.如权利要求1所述的方法，进一步包括：根据所确定的保留在井中的碎屑的质量来评估清孔有效性的至少一个定量度量。

4.如权利要求1所述的方法，其中确定从井中挖出的岩石的质量包括生成补偿测井记录、随钻测井的测井记录或地层体密度测井记录中的至少一种。

5.如权利要求1所述的方法，进一步包括：评估钻井系统中的至少一种流体密度。

6.如权利要求1所述的方法，进一步包括：

监视钻井系统的至少一个点中的流体的流变性质的减小；以及

根据流体的流变性质的至少一次减小来评估水涌入。

7.如权利要求1所述的方法，进一步包括：评估井中的水涌入，并且调整清孔有效性的计入水涌入的定量度量。

8.如权利要求1所述的方法，其中，根据来自与钻井系统联接的一个或多个传感器的数据来自动地作出至少优化评估。