CN103109040A - 以流量和密度测量结果监视钻井作业 - Google Patents
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Abstract
公开了以流动和密度测量监视钻井作业。系统包括被配置为感测入井流体的至少一个特征的一个或多个传感器，被配置为感测出井流体的至少一个特征的一个或多个传感器；以及从所述传感器中的至少一个接收数据的一个或多个控制系统。
Description
技术领域
一般来说，本发明涉及在各种地下地层比如含烃地层中钻进的方法和系统。
背景技术
从地下岩层获得的烃类往往用作能源、原料和消费产品。对可用烃资源耗尽的担忧和对开采出烃类整体质量下降的担忧已经引起研发可用烃资源的更高效采收率、处理和/或使用的过程。
在钻井作业中，通常向钻井人员分配了多种监视和控制功能。例如，钻井人员可以控制或监视钻井设备（比如转盘驱动或托架驱动）的位置、采集钻井液的样本以及监视振动筛。作为另一个实例，钻井人员根据情况调整钻井系统（“摆动”钻柱）以调整或校正钻进速度、轨迹或稳定性。司钻可以使用操纵杆、手控开关或其他手工操作的设备控制钻进参数，以及使用量规、仪表、刻度盘、流体样本或听觉警报监视钻进条件。手动控制和监视的需要可能升高地层钻进的成本。此外，由司钻执行的某些操作可能基于来自钻井设备的细小提示（比如钻柱的意外振动）。因为不同的钻井人员具有不同的经验、知识、技能和本能，所以依赖于这样的手动过程的钻进性能可能随地层或随钻塔不可重复。此外，某些钻进操作（无论手动还是自动）可能要求钻头停止或提离井底，例如在从旋转钻进模式改为滑动钻进模式时。这样的操作期间钻进暂停可能降低钻进的整体进度和效率。
钻井系统中的底部钻具组合往往包括仪器，比如随钻测量（MWD）仪器。来自井下仪器的数据可以用于监视和控制钻井作业。提供、操作和维护这样的井下测量仪器可能大幅度升高钻井系统的成本。此外，由于来自井下仪器的数据必须传送到地层表面（比如由泥浆脉冲或定期电磁传输），所以在钻进过程期间井下仪器可以仅仅以定期间隔提供有限的“快照”。例如，司钻可能不得不在来自MWD仪器的更新之间等待20或更多秒。在更新之间的间隙期间，来自井下仪器的信息可能变得陈旧并丧失其控制钻进的价值。
发明内容
一般来说，本文介绍的若干实施例涉及地下地层中自动钻进的系统和方法。
在某实施例中，系统包括被配置为感测入井流体的至少一个特征的一个或多个传感器；被配置为感测出井流体的至少一个特征的一个或多个传感器；以及被配置为从所述传感器中的至少一个接收数据的一个或多个控制系统。
在某实施例中，量化洗井效果的方法包括测量入井流体的流体密度；测量出井流体的流体密度；确定入井流体的流体密度与出井流体的流体密度之间的差；以及估计从所述井清除的钻屑量。
在某实施例中，监视循环井底至井口泥浆行程过程的方法包括在目标深度监视出井流体的流体密度；以及根据在所述目标深度出井流体的流体密度确定何时执行至少一项操作。
在某实施例中，在钻井系统中在置换操作期间管理流体的方法包括监视所述钻井系统中第一流体与第二流体之间的界面。所述第一流体至少部分地置换所述系统中的所述第二流体。根据所述界面的监视确定执行至少一项操作的最佳时间。
在某实施例中，监视井中流体损失的方法包括测量入井流体的流量；测量出井流体的流量；将入井流量与出井流量进行对比；确定入井流量与出井流量之间的差；以及根据入井流量与出井流量之间的差确定地层损失的估计。
在某实施例中，检测井中井涌的方法包括测量入井流体的流量；测量出井流体的流量；将入井流量与出井流量进行对比；确定入井流量与出井流量之间的差；以及根据入井流量与出井流量之间的差来识别所述井中至少一次井涌。
在某实施例中，描述钻井作业中流动效应特征的方法包括测量随时间变化的入井流体的流量；测量随时间变化的出井流体的流量；以及根据至少一次测量的流体流量描述至少一个流动效应的特征。
在某实施例中，确定关于井的稀释剂需求的方法包括根据质量流测量结果评估泥浆系统中留存的低重力固体的体积；以及根据所评估的所述泥浆系统中留存的低重力固体的体积估计所述井的指定深度将需要多少稀释剂。
在某实施例中，对钻井系统的图形显示包括在所述系统中至少一个点中流体的一个或多个流量随时间变化的至少一幅图；以及未从所述井清除的钻屑随时间变化的至少一幅图。
附图说明
在受益于以下详细的说明和参考了附图后，本发明的优点对于本领域的技术人员可以变得显而易见，其中：
图1和图1A展示了根据一个实施例具有自动执行钻井作业的控制系统的钻井系统的示意图；
图1B展示了包括弯接头的底部钻具组合的一个实施例；
图2示意地展示了控制系统的一个实施例；
图3展示了根据一个实施例评估马达输出扭矩与横跨泥浆马达的压差之间关系的方法流程图；
图4展示了为了确定从旋转钻进到滑动钻进过渡时扭矩/压差的关系，在测试期间在地层表面钻柱上测量的扭矩时间变化的一个实施例；
图5是根据一个实施例，泥浆马达输出扭矩对横跨该马达的压差的图示；
图6展示了根据一个实施例使用压差评估钻压的方法流程图；
图7展示了使用多个测试点所建立的关系实例；
图8展示了评估钻压关系的方法流程图，它包括使用地层表面扭矩和压差的测量结果确定侧向负荷扭矩引起的钻压；
图8A展示了旋转钻进的图形，显示了所测量和算出的扭矩随时间变化；
图9展示了管道中压差与粘度之间的关系；
图10展示了根据一个实施例检测泥浆马达停转并从停转恢复的方法流程图；
图11展示了确定井眼清除效果的方法流程图；
图11A展示了包括入井流体和出井流体流量计的自动钻井系统的一个实施例；
图11Aa是根据一个实施例，流管线中科里奥利流量计的示意俯视图；
图11Ab是根据一个实施例，流管线中科里奥利流量计的示意正视图；
图11B展示了可以向司钻或泥浆工程师呈现的图形显示的一个实施例；
图11C是用于高密度洗井的泥浆密度随时间变化的图示；
图11D是用于高粘度洗井的泥浆密度随时间变化的图示；
图11E是一个实施例中大约井底至井口时间，泥浆密度随时间变化的图示；
图11F是根据一个实施例的SBM井眼置换期间，泥浆密度随时间变化的图示；
图11G是根据一个实施例，展示地层损失的体积随时间变化的图示；
图11H描绘的图形展示了在钻井作业中进行一系列接单根时的流量；
图12展示了根据一个实施例，使用随钻测量数据的前刃面同步；
图13展示了钻井系统从旋转钻进到滑动钻进的过渡方法流程图；
图14是时间图，展示了以若干间隔的地层表面调整从旋转钻进到滑动钻进的过渡中的调整；
图15展示了根据一个实施例，从旋转钻进到滑动钻进的过渡的方法流程图，包括托架移动；
图16展示了钻井实施例的方法流程图，其中钻柱的转速在旋转周期间是变化的；
图17展示了根据一个实施例，多速旋转周期的图示；
图18展示了井眼中的钻柱，可以对其评估虚拟连续观测；
图18A描绘的图展示了在MWD观测之间滑动钻进的实例；
图18B是旋转钻进和滑动钻进模式中的一个钻进实例的原始观测点的表格；
图18C是观测点的表格，包括添加的虚拟观测点；
图19展示了根据一个实施例，添加侧面单根期间压力记录的实例；
图20展示了密度垂直总深度结果的实例；
图21展示的图形表达显示了执行钻头投影的方法；
图22展示了井孔设计和根据该设计已经钻进了一部分井孔的一个实施例；
图23展示了产生操纵命令方法的一个实施例；
图24展示了用户输入屏的一个实施例，用于输入调整设置点。
具体实施方式
一般来说，以下说明涉及在地层中钻进的系统和方法。这样的地层可以被处理以出产烃产品、氢和其他产品。
信号（比如磁、电磁、电压或者其他电或磁信号）语境中“连续的”或“连续地”包括连续信号和在选定时段上重复地脉冲式信号。连续信号可以按规则间隔或非规则间隔发送或接收。
“流体”可以是但不限于气体、液体、乳状液、水泥浆以及/或者具有类似于液流的流动特征的固体颗粒流。
“流体压力”是地层中流体产生的压力。“静岩压力”（有时称为“静岩应力”）是地层中等于上覆岩石质量的每单位面积重量的压力。“静水压力”是地层中由流体柱施加的压力。
“地层”包括一个或多个含烃层、一个或多个非烃层、上覆层以及/或者下伏层。“烃层”指地层中包含烃的层。烃层可以包含非烃物质和烃物质。“上覆层”和/或“下伏层”包括一种或多种不同类型的不渗透物质。例如，上覆层和/或下伏层可以包括岩石、页岩、泥岩或浸润/致密碳酸盐岩。
“地层流体”指地层中出现的流体并且可以包括热解流体、合成气体、运移的烃类和水（水汽）。地层流体可以包括烃流体以及非烃流体。术语“移动的流体”指含烃地层中的流体，作为地层热处理的结果能够流动。“产出流体”指从地层中移出的流体。
本文使用的“实时”可以包括事件（比如感测流体特征）发生时刻与报告或使用该事件时刻之间的延时。例如，“实时”过程可以包括从传感器向处理器传送信号和处理该信号（例如，向司钻显示钻井液的流量、根据该信号进行计算以及/或者根据该信号控制钻进过程）的时间。
某层的“厚度”指该层横断面的厚度，其中该横断面与该层面正交。
“粘度”指在40℃时的运动学粘度，除非另外规定。粘度由ASTM Method D445确定。
术语“井眼”指通过钻进或插入管道到地层中在地层中形成的孔。井眼可以具有本质上圆形横断面，或者另一种横断面形状。正如本文所用，术语“井”和“孔”当指地层中的孔时可以与术语“井眼”互换地使用。
在某些实施例中，对地层的某些或全部钻进操作是自动进行的。在一定的实施例中，控制系统可以执行通常分配给司钻的监视功能，方式为直接的测量结果与模型匹配。在一定的实施例中，控制系统可以被编程为包括若干控制信号，它们仿真司钻发出的控制信号（例如，来自操纵杆和手控开关的控制输入）。在某些实施例中，轨迹控制由无人操纵的观测系统和集成控制逻辑提供。
图1展示了根据一个实施例具有自动执行钻井作业的控制系统的钻井系统。钻井系统100在地层102处提供。钻井系统100包括钻井平台104、泵108、钻柱110、底部钻具组合112和控制系统114。钻柱110由一系列钻杆116形成，在井117钻进地层102时它们被顺序地添加到钻柱110。
钻井平台104包括托架118、转盘驱动系统120以及钻杆操纵系统112。钻井平台104可以对钻井117进行操作并促使钻柱110和底部钻具组合112进入地层102。在钻柱110的外部与井117的侧面之间可以形成环形空间126。在井117中可以提供套管124。可以在井117的整个长度上或者在井117的一部分上提供套管124，正如图1中的描绘。
底部钻具组合112包括钻铤130、泥浆马达132、钻头134和随钻测量（MWD）仪器136。钻头134可以由泥浆马达132驱动。泥浆马达132可以由通过泥浆马达的钻井液驱动。钻头134的速度可以大约正比于横跨泥浆马达132的压差。正如本文所用，“横跨泥浆马达的压差”可以指流入泥浆马达中的流体与流出泥浆马达的流体之间的压差。钻井液在本文中可以称为“泥浆”。
在某些实施例中，钻头134和/或泥浆马达132被安装在底部钻具组合112的弯接头上。该弯接头可以使钻头以相对于底部钻具组合112和/或钻柱110末端某角度（离轴）朝向。弯接头可以用于例如井的定向钻进。图1B展示了包括弯接头的底部钻具组合的一个实施例。弯接头133可以建立相对于底部钻具组合和/或井眼轴方向某角度的钻进方向。
MWD仪器136可以包括多个传感器，用于测量钻井系统100、井117和/或地层102的特征。由MWD仪器可以测量的特征的实例包括自然伽马、姿态（倾角和方位角）、前刃面、井眼压力和温度。MWD仪器可以利用泥浆脉动、电磁遥测技术或任何其他形式的数据传输（比如声波或有线钻杆）将数据传送到地层表面。在某些实施例中，MWD仪器可以与底部钻具组合和/或泥浆马达在空间上隔开。
在某些实施例中，泵108循环钻井液时通过泥浆传送管线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侧壁之间的环形空间126返出地层表面，正如图1A中展示。泵108包括压力传感器150、吸入流量计152和返出流量计154。压力传感器150可以用于测量钻井系统100中流体压力。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可以测量流入和流出钻柱110的流体质量。
钻井系统的控制系统可以包括计算机系统。一般来说，术语“计算机系统”可以指具有处理器执行来自存储器介质的指令的任何设备。正如本文所用，计算机系统可以包括处理器、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，并且本文可互换地使用这些术语。
典型情况下，计算机系统包括若干组件，比如与存储器介质相关联的CPU。存储器介质可以存储计算机程序的程序指令。程序指令可以由CPU执行。计算机系统可以进一步包括显示器设备比如监视器、字母数字输入设备比如键盘以及定向输入设备比如鼠标或操纵杆。
计算机系统可以包括存储器介质，其中可以存储根据多个实施例的计算机程序。术语“存储器介质”意在包括装置介质、CD-ROM、计算机系统存储器比如DRAM、SRAM、EDO RAM、存储器总线RAM等，或者非易失性存储器比如磁性介质，如硬盘驱动器或光盘存储器。存储器介质还可以包括其他类型的存储器或其组合。此外，存储器介质可以位于执行若干程序的第一台计算机中，也可以位于第二台不同计算机中，它在网络上连接到第一台计算机。在后面的事例中，第二台计算机可以向第一计算机提供程序指令用于执行。计算机系统可以采取多种形式，比如个人计算机系统、大型计算机系统、工作站、网络电器、因特网电器、个人数字助理（“PDA”）、电视系统或其他设备。
存储器介质可以存储某软件程序或若干程序，可用于执行保险索赔处理方法。软件程序可以以多种方式执行，包括但是不限于基于过程的技术、基于组件的技术和/或面向对象的技术等等。例如，实施软件程序时可以自由地使用Java、ActiveX控制、C++对象、JavaBeans、微软基础类（“MFC”）、基于浏览器的应用程序（如Java小程序）、传统的程序或者其他技术或方法。CPU比如执行来自存储器介质的代码和数据的主机CPU可以包括用于创建和执行根据本文介绍实施例的软件程序或若干程序的装置。
图2示意地展示了控制系统的一个实施例。控制系统114可以执行多台设备的控制、接收传感器数据以及执行计算。在一个实施例中，控制系统的可编程逻辑控制器（“PLC”）实施以下子例程：启动；把钻头下到井底；开始钻进；监视钻进；从旋转钻进开始滑动钻进；保持前刃面并滑动钻进；从滑动开始旋转钻进；停止钻进；将钻柱提升到终点位置。
每个子例程都可以根据用户定义的设置点和多个软件例程的输出控制。一旦接了每根钻杆，就可以把控制交接给控制系统的PLC。
钻井作业可以包括旋转钻进、滑动钻进及其组合。一般情况下，旋转钻进可以遵循相对直的路径而滑动钻进可以遵循相对弯曲的路径。在某些实施例中，旋转钻进和滑动钻进模式可以组合地使用以实现指定的轨迹。
可以监视的多个参数包括对泥浆马达停转检测和恢复、地层表面推力限制、泥浆流入/流出平衡、扭矩、钻压、立管压力稳定性、顶驱位置、钻速以及扭矩稳定性。对任何或全部这些参数，PLC都可以自动地实施越界状态响应。
在某些实施例中，仅仅使用了旋转钻进（没有滑动钻进）产生地层中的开口。控制了钻进参数以调整倾角。在某些实施例中，通过增大泥浆流量同时降低钻速而实现了降落，通过降低RPM与升高钻速下的降低流量的结合则实现了建造。
在某些实施例中，钻井系统包括集成的自动钻杆操作装置。该集成的自动钻杆操作装置可以允许钻井系统自动地钻进整个井段。可以维持诸如钻进液、燃料和废物清除等服务。
PLC可以自动地控制一个或多个参数。
在某些实施例中，控制系统提供了钻井所需要的一套工程计算。例如为观测、钻井设计、定向钻进、扭矩和拖拉和水力学可以提供工程模块。在一个实施例中，对从钻塔装备传感器、泥浆装备传感器和MWD收到的实时数据和经由数据库（比如SQL服务器数据库）对控制系统的报告进行计算。计算结果可以用于在执行钻进时监视和控制该钻塔装备。
在某些实施例中，控制系统包括图形用户界面。该图形用户界面可以显示并允许输入多种钻进参数。该图形用户界面屏幕在程序运行和接收数据的同时可以不断地更新。该显示可以包括的信息如下：
-井眼和钻柱的当前深度、压力和扭矩，以及BHA的性能分析，它提供了钻进的滑动和旋转井段的定向性能汇总。
-最后观测位置的位置、井孔的当前末端、表示离井孔末端最近点的钻井设计上的点，以及最终离钻井设计的投影距离的位置的汇总。这些都可以被表示为观测位置，展示了每个位置的深度、倾角、方位角和真实垂直深度。
-井孔末端与钻井设计之间的距离和方向，以及当前钻进状态和方向调整结果。
在某些钻进操作中，进行了若干测试以标定仪器和确定多个参数和特征之间的关系。例如，在钻井作业的开始，可以运行在钻测试以确定流量对压力的关系等。不过，在标定测试期间的状态可能不准确地反映钻进期间所实际遭遇的状态。结果，来自某些常用的标定测试的数据可能不适合有效地控制钻进。不仅如此，某些现有的标定测试提供的信息准确度不足以使性能最优化（比如最佳的钻速或方向控制），或者处理在钻进期间可能产生的不利条件，比如泥浆马达的停转。
在某些实施例中，对具体泥浆马达评估马达输出扭矩与横跨泥浆马达的压差之间的关系。评定的关系可以用于控制使用泥浆马达的钻井作业。图3展示了根据一个实施例评估马达输出扭矩与横跨泥浆马达的压差之间关系。在160，对地层表面的钻柱施加了扭矩，以便以指定的钻柱rpm，旋转地层中的钻柱。在某些实施例中，可以为标定测试而专门旋转钻柱，以评估马达输出扭矩与压差之间的关系，正如在这幅图3中的介绍。在其他实施例中，在开始标定的时间钻柱可能已经在转动，作为一部分地层的旋转钻进的一部分。
在162，钻井液以指定流量被泵送到泥浆马达以旋转钻头钻进地层。在164，泥浆马达以指定的压差（它可以正比于钻井液的流量）运行以旋转钻头钻进地层。
在166，降低了对钻柱上施加的扭矩以将钻柱的旋转速度降低到零，同时以指定的压差继续运行泥浆马达。通过降低钻井系统的转盘速度可以实现扭矩降低。
在168，测量地层表面钻柱上的保持扭矩。保持扭矩可以是保持钻柱在零钻柱速度同时泥浆马达处于指定的压差（因而钻头继续钻进）所需要的扭矩。
在170，根据测出的保持扭矩和指定的压差，模拟了钻头扭矩与横跨泥浆马达的压差之间的关系。在某些实施例中，假设钻头扭矩为由泥浆马达的压差所指示的值。
图4展示了在确定从旋转钻进到滑动钻进过渡时扭矩/压差关系的测试期间在地层表面的钻柱上测出的扭矩随时间变化的一个实施例。曲线176绘制了钻柱扭矩随时间变化。一开始，转盘驱动可以正在旋转钻柱以使得在地层表面测出的扭矩处于相对稳定的等级（在这个实例中大约5,500尺磅）。在178，转盘慢下来。随着钻柱慢下来，钻柱扭矩下降。在180，扭矩可以达到相对稳定的值（在这个实例中大约650尺磅）。地层表面处的扭矩将降低到等于泥浆马达的扭矩输出的扭矩。因此，在180在地层表面处，扭矩的稳定扭矩读数可以接近在泥浆马达处的扭矩。
钻头扭矩与横跨泥浆马达的压差之间的关系可以是线性关系。图5是根据一个实施例，泥浆马达输出扭矩对照横跨该马达的压差的图示。曲线182展示了在这个实例中钻头扭矩与压差之间的关系。在某些实施例中，线性关系使用两个点建立：第一个点为[扭矩=在指定压差的保持扭矩，压差=指定的压差]，而第二个点为[扭矩=0；压差=0]。由于不运行测试就可以假设[扭矩=0；压差=0]，因此可以仅仅用一个测试点确定该线性关系，也就是，[扭矩=在指定压差的保持扭矩，压差=指定的压差]。
为了对比，图5包括马达规格曲线184。马达规格曲线184表示对于为产生曲线182而测试的泥浆马达，制造商的马达规格曲线在典型情况下的可能形态。
在某些实施例中，允许钻柱解扭曲然后测量保持扭矩。再次参考图4，曲线186展示了该钻柱解扭曲时底部钻具组合的朝向。该图显示了在地层表面钻柱RPM为零时扭矩与BHA前刃面滚动之间的关系。利用底部钻进的钻头，当钻杆RPM被设置为零时，该钻柱中捕获的扭矩将该BHA向右旋转，直到在地层表面处钻柱中的扭矩与马达试图以相反方向旋转BHA产生的反扭矩平衡。因此，在188，当转盘的旋转被停止时，钻柱位于0度的右滚动。随着时间的流逝，在钻柱到达了在190的稳定等级（在这个实例中，大约750度，2.1转）前钻柱解扭曲。当BHA滚动稳定时的地层表面扭矩测量可以是马达扭矩输出的直接测量。在一个实例中解扭曲可以花约2.5分钟。
在某些实施例中，评估钻头扭矩与横跨泥浆马达的压差之间关系的测试被定期地重复。该测试可以用于例如在地层中的钻进进行时检查马达的性能。此外，在滑动钻进发生并且地层表面扭矩已经稳定的任何时间都能够进行该测试。
横跨泥浆马达的压差可以直接地测量，也可以从其他测出的特征估计。在某些实施例中，横跨泥浆马达的压差从立管压力读数估计。可以定期地进行“归零”以使俘获的“离开井底”立管压力测量结果的误差最小化。在其他实施例中，通过计算离开井底的循环压力并将其与实际立管压力比较，可以建立横跨泥浆马达的压差。
在某些实施例中，作为诊断工具监视了多次钻压计算。在一个实施例中，这些值被自动地监视。例如，控制系统可以监视若干状态并评估：(1)当前表面张力-离开井底的表面张力；(2)使用表面张力和离开井底摩擦因子的扭矩和拖拉模型钻压（“WOB”）；(3)使用扭矩和离开井底摩擦因子的扭矩和拖拉模型WOB；以及(4)在钻测试对照马达压差。
在某些实施例中，控制系统可以包括根据以上介绍的评定的不同子集控制钻进的逻辑。例如，如果是滑动钻进，以上的方法1和3可能无效。如果在滑动钻进期间BHA挂起，方法2也可能变得无效（例如方法2可能读出得太高，因为不是全部重量都被传递到钻头）。在某些实施例中，监视逻辑可以基于以上给出的两个或多个评估方法之间的一个或多个对比。监视逻辑的一个实例是：“如果在滑动钻进期间，方法4与方法2的差异大（用户设置点%），检测到‘挂起’”。作为另一个实例，如果在旋转钻进期间，来自评估方法3的WOB大于评估方法2多于（用户设置点%），那么自动化系统就可以报告检测到“对旋转钻柱扭矩过度”的状态。在某些实施例中，可以降低ROP或钻柱RPM到钻压评估结果回到容差中。
在某些实施例中，在自动钻进过程中使用了机械比能（“MSE”）计算。例如在以上介绍的情况下，“对旋转钻柱扭矩过度”可以注册为高MSE。
在某实施例中，使用横跨泥浆马达的压差的测量结果评估在地下地层中形成井孔所使用的钻压。
图6展示了根据一个实施例，使用压差评估钻压。在200，建立了形成井孔所用的钻头扭矩与操作钻头所用的横跨马达的压差之间的关系。在某些实施例中，使用在地层表面钻柱上扭矩的测量结果建立该关系，正如以上关于图4的介绍。
在202，模拟钻压与马达压差的关系。在一个实施例中，根据悬重差异方法模拟钻压。在另一个实施例中，钻压基于动态扭矩和拖拉模型，例如可以使用对钻压的钻头导致的侧向负荷扭矩估计。
在204，在钻井作业期间，测量横跨马达的压差。在206，使用在202建立的模型估计钻压。如以上介绍所评定的钻压与马达压差（钻头扭矩）之间的关系在给定岩性中钻进时可以保持有效。
在某些实施例中，对钻井作业过程形成的多个压差读数评估了WOB。这些数据点可以被曲线拟合为根据测出压差的连续估计WOB。该曲线拟合可以定义WOB与压差之间的线性关系。在一个实施例中，压差在一次或多次在钻测试期间被读出。图7展示了使用多个测试点所建立的关系的实例。点210可以被曲线拟合以产生线性关系212。
在某些实施例中，在大量钻柱在钻井套管内的同时进行了使WOB与压差关联的测试。当大量钻柱在钻井套管内时，使用或者“悬重差异”方法或者动态扭矩和拖拉模型所测出的钻压可以相对准确，因为井孔摩擦因子的不确定性可以最小化。在一个实施例中，当首次钻出套管柱进入新地层时运行测试。在某些实施例中，WOB/压差关系在井的水平井段中确定。
在对地层的钻压评估的某些实施例中，使用钻柱在该地层中时获取的扭矩测量结果，说明了与增加的钻压相关联的侧向负荷的增加。例如，扭矩测量结果可以用于使用扭矩和拖拉模型求解未知的钻压。在一个实施例中，在每根钻杆，例如，每次开始钻进时，都取得测量结果并评估钻压，作为在钻测试的一部分。在某些实施例中，假设摩擦因子不变。
图8展示了评估钻压的关系，它包括使用地层表面扭矩和压差的测量结果确定侧向负荷扭矩所导致的钻压。在214，测量压力以确定钻进时横跨泥浆马达的压差。该测量可以为例如如同关于图3的以上说明。在216，根据压差确定马达输出扭矩。在某些实施例中，假设钻头扭矩与马达输出扭矩相同。钻头扭矩的确定可以为例如如同关于图3的以上说明。
在218，在钻进期间可以测量在地层表面处钻柱上的扭矩。利用在地层表面的仪器可以直接测量在地层表面处钻柱上的扭矩。
在220，测量离开井底的旋转扭矩。在某些实施例中，使用控制系统对离开井底的旋转扭矩自动采样。
在222，从扭矩测量和估计结果确定钻压引起的侧向负荷。在一个实施例中，使用以下方程确定由于钻压引起的扭矩增加：
WOB导致的侧向负荷扭矩=地层表面扭矩（钻进期间）-马达输出扭矩-离开井底的旋转扭矩
在224，从离开井底的旋转扭矩数据确定离开井底的摩擦因子。钻压和钻头扭矩都可以为零。
在226，确定引起钻压引起的侧向负荷扭矩的钻压所需要的WOB。该WOB基于使用在224确定的离开井底摩擦因子的扭矩和拖拉模型。在228，钻压的估计结果用于控制钻井作业。
图8A展示了旋转钻进的图形，显示了所测量和算出的扭矩随时间变化。曲线231显示了立管压力。曲线232显示了马达扭矩。从压差标定可以确定马达扭矩。曲线233显示了测出的地层表面扭矩。曲线234显示了WOB引起的侧向负荷扭矩。正如关于图8的以上介绍可以计算WOB引起的侧向负荷扭矩。曲线235显示了钻柱扭矩。钻柱扭矩可以是地层表面扭矩与马达扭矩之间的差。曲线236显示了离开井底的地层表面扭矩。
在某些实施例中，使用横跨泵马达的压差作为主控制变量，执行自动的钻井作业。在某些实施例中，使用在地层表面对钻柱上扭矩的测量结果建立了横跨泵马达的压差与输出马达扭矩之间的关系，正如以上关于图3的说明。控制系统可以自动地监视若干状态，比如泥浆的流量、WOB以及地层表面扭矩。在一个实施例中，只要满足了预定义的条件，自动控制系统就通过提高钻柱向前进入井孔的运动速度而寻求目标压差。预定义条件可以是例如用户定义的设置点或不可以超过的范围。设置点的实例包括：WOB在最大的WOB的（用户设置点）之内、地层表面扭矩在最大的扭矩的（用户设置点）之内、泥浆流量落在目标流量的（用户设置点）之下、扭矩不稳定性超越（用户设置点）、流出流量与流入流量的差异大于（用户设置点）、检测到停转、检测到挂起、检测到对钻井扭矩过度，立管压差与算出的循环压力的差异大于（用户设置点）。在一个实施例中，目标压差是250psi。
在某实施例中，定向钻进包括通过增加泥浆流量的下落，以及通过降低RPM和/或流量的建造。在某些实施例中，调整了旋转钻进参数以调整横向的倾斜协调轨迹控制（例如，不需要求助于滑动钻进）。
在某实施例中，在PLC中的各个子例程被递增地结合在一起，以便能够利用旋转和滑动钻进的组合自主地钻进全部单根。在某些实施例中，钻头被保留在井底并且低RPM钻进以使BHA前刃面与地层表面位置同步再滑动钻进。这可以允许PLC把BHA停在前刃面目标上并在滑动模式下继续钻进，而不需要停止钻进或使钻头离开井底。
在某些实施例中，扭矩、拖拉、钻杆扭曲和水压模型实时地运行。该模型可以估计钻柱的钻杆扭曲并产生连续的前刃面估计，以便在以高钻速（ROP）钻进的同时支持自主的控制系统。在某些实施例中，该模型在任何时间都能够产生输出钻杆扭曲值，并且填充井下更新之间的空隙。为了得到马达扭矩，可以按需要的准确度计算水压。还可以获得钻压，例如用于机械比能（“MSE”）分析目的。
在某些实施例中，从若干测试测量结果可以确定摩擦因子。例如从马达输出和地层表面处测出的扭矩可以建立摩擦因子。利用输入的钻进参数比如RPM、ROP、地层表面旋转扭矩、地层表面悬重，可以计算钻头扭矩。通过使马达扭矩值与算出的钻头扭矩匹配，能够确定井孔摩擦因子（例如，通过迭代以确定若干扭矩匹配时的摩擦因子值）。在某些实施例中，获得了钻压、沿着钻柱的扭矩以及钻柱扭曲，例如，方式为使用在钻柱离开井底的运动期间所自动测出的井孔摩擦因子。在某些实施例中，如果摩擦因子在或低于指定的最小值（比如0.2），或者在或高于指定的最大值（比如0.7），可以停止钻进并进行故障诊断。
一旦预测的井下WOB和马达扭矩可用，就可以计算、绘制和显示作为WOB函数的扭矩。在某些实施例中，确定和显示了MSE曲线。使用算出的值比如算出的WOB，可以自动地进行钻进。在某些实施例中，摩擦因子可以在进行钻进时重新计算并用在自动钻进中。
在一个实施例中，在地下地层中形成井孔所用压力的评估方法包括当钻头在地层井孔中自由地转动时测量基线压力。根据所测出的基线压力评估流过钻头的流体的基线粘度。随着钻头进一步钻入地层，流过该钻头的流体的流量、密度和粘度被评估。随着钻井作业的继续，根据评定的流过该钻头的流体的流量、密度和粘度，可以重新评估基线压力。
在某些实施例中，可以从压差确定粘度。在一个实施例中，科里奥利流量计用于测量入井和出井的流量和密度。横跨已定义长度的泥浆输送管线（它可以在钻井系统的泵与钻塔之间）测量压差。图9展示了管线中压差与粘度之间的关系。图9中展示的实例基于20米长度的2英寸泥浆输送管线。曲线240基于每分钟400加仑的流量。曲线242基于每分钟250加仑的流量。
使用压差确定粘度可以排除对粘度表的需要。不过，在某些实施例中，粘度表可以包括在钻井系统中。
在一个实施例中，钻头被自动地放置在地下地层井孔的底部。泥浆泵启动并且在预定的时间后流量（以预定速度）缓升到目标流量。流入钻柱流体的流量被监视并控制为与流出井的流量相同（在用户限制设置点之内）。立管压力被允许达到相对稳定的状态。该钻柱以预定的RPM转动。钻头以选定的前进速度朝向井孔的底部移动，直到测出压差的稳定增加表明该钻头在井孔的底部。在某些实施例中，这对应于钻头深度=井孔深度（不过，井孔底部的坍塌或深度测量中的误差可能导致检测到“底部”，尽管在深度计算中不匹配）。可以建立许多设置点并在“下钻头到井底”的例程期间监视若干变量。可以先执行钻柱的旋转再启用泥浆泵以降低在环空中重新开始泥浆流动时的压力。
在钻井作业期间，一旦钻进已经进展到给定长度的钻杆的最大可用深度，就使用钻塔结束钻进并准备添加另一长度的钻杆。
在一个实施例中，钻杆前进到地层中。（例如，当达到了钻杆长度的最大可用的深度时）停止钻杆前进。允许横跨泥浆马达的压差降低。在某些实施例中，允许压差降低到用户设置点。一旦压差已经降低到规定的等级，就可以提起钻柱。扭矩和拖拉模型可以用于监视执行该提起所需要的力。在一个实施例中，这些力本身可以预测并用作警报标记（如果超过了例如用户定义的量）。在另一个实施例中，使用了离开井底的摩擦因子。例如，如果离开井底的摩擦因子超过规定的量（比如>0.5）,可以触发“缩径起钻”警报条件。触发警报后，可以开始缓解过程。
在某实施例中，在钻进期间评估了裸眼摩擦因子。在某些实施例中，裸眼摩擦因子被连续地评估。例如在实施例中，裸眼摩擦因子被连续地评估，以便验证“正常”的井眼条件存在作为完成所选定任务的许可。可以定义错误处理子例程以预防和缓解不利的井眼条件。
泥浆马达停转是常见的事件。典型情况下，该马达的动力段包含转子，由通过该单元的钻井液流动而驱动其旋转。旋转速度受控于流体流量。动力段是容积式系统，所以随着（从钻头）对转子施加对旋转的阻力（制动扭矩），维持固定流体流量所需要的压力上升。在多种条件下，动力段保持转子转动的能力可能不足所以钻头停止转动，即停转。停转状态有时可能在一秒之内发生。
图10展示了根据一个实施例，检测泥浆马达停转并从停转恢复的方法。在260，对钻井作业设置最大压差。在261，钻进可以开始。在262，可以评估压差。如果评定的压差在或高于指定的最大压差，在263评估该马达的停转状态。
检测出停转后，在264自动地切断到该泥浆马达的流量（例如，通过关闭该马达的泵）。在某些实施例中，在265自动地停止了连接到钻头的钻柱的旋转。在某些实施例中，检测出停转后，便自动地停止钻杆运动（钻柱向前运动被降低至零）。在266，允许再启动马达之前，允许压差降低到低于指定的最大压差。在某些实施例中，超压被释放或允许释放。在268，钻头可以被提起离开井底。在270，马达被重新启动。在272，重新开始钻进。
在一个实施例中，在钻进期间测量离开井底的立管压力。评估泥浆马达的最大压差。当离开井底的立管压力与马达的最大压差之和超过了指定的级别时便指示停转。在一个实施例中，利用钻塔立管压力传感器测量立管压力。
在传统的钻井系统中，可能不实时测量密度和流量。例如在某些传统的系统中，入井流量已经从定期方式获取的泥浆泵冲程计数计算出。典型情况下，密度已经由泥浆工程师测量出，往往每小时大约仅两次。例如，在典型的钻井作业中，可以每隔三十分钟从振动筛下游的采样点获取密度。出井流量有时已经使用桨轮类型的设备测量出，一般来说它仅仅表明了流管线中流量的某百分比。因此，在传统的钻井系统中，司钻或泥浆工程师关于钻井液参数可能有陈旧的、不频繁或间歇的信息。基于这样的信息的钻进决策可能不说明井中的实际状态。此外，这样的钻井决策可能是主观的并从一次作业到另一次作业可能不一致。
在某些实施例中，钻塔控制系统提供了若干传感器的数据汇集，以便监视钻井系统的多个方面，包括密度、质量流量以及体积流量。实时地收集密度和流量数据可以通过减少非生产时间（“NPT”）帮助减低钻井成本以及帮助识别对潜在钻进操作问题的先行指标。准确而及时的质量/体积流量和密度的测量结果可以增加客观性，以及有可能对钻井液性质改变立即响应。在某些实施例中，实时数据被汇集到钻塔控制系统中，以便以内建报警系统显示若干图形，向司钻和/或泥浆工程师提供对钻井液参数任何主要变化的先行通知。
在某些实施例中，使用在井的吸入端和返出端都有的科里奥利流量计收集流量和密度数据。在一个实施例中，科里奥利流量计可以是Micro Motion科里奥利流量和密度传感器，它可以购自艾默生电气公司(美国密苏里州St.Louis)。
在某些实施例中，科里奥利流量计被联机安装在在用泥浆罐与泥浆泵之间。科里奥利流量计可以测量入井流体。第二台科里奥利流量计可以安装在流管线处，以便测量出井流体。能够测量出井钻屑的累积量。钻井液的全流密度、体积流量以及质量流量都可以被物理地测量。
在测量钻井系统若干性质的语境中，正如本文所用，测量“钻井液”的性质，比如流量或密度，可以包括测量钻井液中悬浮或由其携带的物质。例如，出井钻井液的密度可以反映由钻井液带给的任何钻屑。
在某些实施例中，来自流量计（比如科里奥利流量计）的质量、体积和密度进出数据用于改进钻井作业。将进出流量传感器集成到实时井眼监视系统过程可以向司钻或泥浆工程师提供实时工具，帮助缓解若干领域中的问题，比如井眼清除效率、洗井效果、监视循环泥浆、环境合规监视、地层流体损失、井涌检测、控压钻进和鼓胀。
图11A展示了自动钻井系统的一个实施例，它包括入井流体和出井流体的流量计。系统1110包括钻柱110和钻井液系统1112。泵108可以经由吸入管线1116从泥浆罐1114汲取钻井液，并且利用泥浆输送管线137到钻柱110中。钻井液可以流过钻柱110的中心通道138、底部钻具组合112，并且通过钻柱110的外部与井117侧壁之间的环形空间126，返出地层表面。从环形空间126，钻井液可以流过流管线1118进入页岩振动筛1120。来自振动筛1120的钻井液可以回到泥浆罐1114。
在吸入管线1116上提供了流量传感器1122。为了测量入井的流量和密度，流量传感器1122可以提供数据。在流管线1118上提供了流量传感器1124。为了测量出井的流量和密度，流量传感器1122可以提供数据。在某些实施例中，流量传感器1122和1124可以测量质量流量和密度。从测出的质量流量和密度可以计算体积流量。在某些实施例中，流量传感器1122和1124是科里奥利流量计。在多个实施例中可以包括另外的传感器，以便测量经由钻井液系统1112循环的钻井液的密度、质量流量、体积流量或多种其他性质。此外，在某些系统中，可以在钻井液系统1112的不同位置采集测量结果。例如，使用该泵下游（比如泥浆输送管线）的若干传感器可以测量入井钻井液的流量和/或密度。在某些实施例中，可以手工地收集若干测量结果（例如，来自泥浆工程师按定期间隔取得的样本的若干测量结果）。在具有或没有旋转头的系统中都可以操作返出流装置。
图11Aa是根据一个实施例，流管线中科里奥利流量计的示意俯视图。图11Ab是根据一个实施例，流管线中科里奥利流量计的示意正视图。在流管线1118中提供了流量传感器1124。从井返出的钻井液在进入振动筛1120之前可以通过流量传感器1124。
尽管在以上介绍的实施例中，系统包括对进出井的流量都测量的若干传感器，但是在某些实施例中，系统可以包括仅仅在一侧的传感器。例如，系统可以仅仅出井侧包括科里奥利流量计。在某些实施例中，系统可以不包括用于测量流体流量或压力的任何传感器。
在某些实施例中，一部分钻塔控制系统（例如，专用的钻井液数据模块）专用于处理连续的钻井液数据。专用的钻井液数据模块可以利用早期警告报警指示器促进清楚而简明地显示钻井液信息。
在钻进期间，井中钻屑的过度堆积可能对钻井作业产生不利影响。在某实施例中，使用了钻屑的质量平衡测量以监视井的状态。在某些实施例中，来自质量平衡测量的信息用于自动地执行钻井作业。
在某些实施例中，地下地层中钻进的井眼清除效果的评估方法包括确定井中被挖掘岩石的质量。在一个实施例中，通过使用旁边井的容积密度录井数据、随钻测井（“LWD”）仪器或地层容积密度，能够确定从井中挖掘钻屑的质量。井孔长度和直径可以用于提供体积，而容积密度录井可以提供密度估计。
通过测量入井流体的总质量和出井的流体的总质量，然后从出井的流体的总质量中减去入井的流体的总质量，可以确定从井中清除的钻屑的质量。通过从确定的井中被挖掘的岩石质量中减去确定的从井中清除的钻屑的质量，可以估计井中剩余的钻屑的质量。在某些实施例中，根据确定的井中剩余的钻屑质量可以评估井眼清除效率的定量度量。通过从平衡中排除损失的流体质量可以考虑部分流体损失。
图11展示了确定井眼清除效果的方法的一个实施例。在280，可以测量入井流量的总质量。在282，可以测量出井流量的总质量。在284，可以确定出井流量的总质量与入井流量的总质量之间的差。在286，可以确定从该井清除的钻屑的质量。在288，可以确定井中挖掘的岩石的质量。
在290，可以确定井中挖掘的岩石的质量与从该井清除的钻屑的质量之间的差。在292，确定钻头井孔横断面积相对于由钻屑占据的横断面积的份额。该份额可以用作井中条件的度量。
在某些实施例中，使用科里奥利质量流量计实现了钻井液密度和流量的连续监视。在一个实施例中，在吸入管线和返出管线都提供了科里奥利流量计，以便物理地实时测量进出井的流体的质量流量。科里奥利流量计可以提供流量、密度和温度数据。在一个实施例中，联机（例如，在在用泥浆罐与泥浆泵之间放置的移送机上）安装了密度计、流量计和粘度计。在一个实施例中，粘度计是TT-100粘度计。密度计、流量计和粘度计可以测量入井的流体。第二个科里奥利流量计被安装在流管线以测量出井的流体。
在某些实施例中，控制系统被编程为提供自主的钻进和数据收集过程。该过程可以包括监视钻进性能的多个方面。一部分控制系统可以专用于钻井液数据的处理。控制系统可以使用钻井液数据的手工输入、传感测量以及/或者数学计算以帮助建立指标和趋势，实时地验证钻进性能。在某些实施例中，收集的数据可以用于确定井眼清除效果。
在某些实施例中，实时测量若干钻井液参数。实时测量还可以增加数据的客观性以促进对钻井液波动的立即响应。在某些实施例中，在钻进的同时实时测量密度、粘度和流量。对进出井泥浆流量和密度的实时控制和数据收集可以实现准确的钻进参数周优化。例如，控制系统可以根据传感器信号（有或没有人工干预）自动地反应和做出最优化调整。
在某些实施例中，钻屑的质量平衡计量用于提供井眼清除效果的趋势指示。在一个实施例中，通过计算井中剩下的钻屑体积并做出全部钻屑沿着水平井段均匀地分布的假设，确定井眼清除指数（HCI）的质量平衡计算。能够计算钻屑床高度并将其转换为由钻屑占据的横断面积。
HCI=钻头井孔面积/钻屑占据的面积
流体的井眼柱可以与地层表面系统无关。被传递到在用系统的粉末产品或液体添加剂（如果存在着任何这样的产品或液体添加剂）可以与通过井循环的流体的质量平衡不具有任何实时关系。因此挖掘的钻屑可能仅仅为对流体柱的“添加剂”。对钻屑是仅有的“添加剂”的假设的例外将可能为有来自地层的水流入时。在某些实施例中，通过监视从联机粘度计所测出的流变学性质的任何意外降低而确定水流入。在其他实施例中，进入体积对比出来体积的总计能够指示流体的流入。根据任何这样的减少可以调整HCI以说明水流入。
在一个实施例中，科里奥利流量计具有预设的标定时间表。科里奥利流量计可以具有内建的高/低液面警报以确认收到了准确的数据。在一个实例中，6”科里奥利流量计具有两根流量管，每根都具有3.5”（88.9mm）的直径。在一个实施例中，科里奥利流量计把材料流动控制到预设流量的±0.5%的准确度。
使用清除效果的自动监视可以消除或减少对若干操作的人工监视的需要，比如对振动筛的监视。例如，可能不需要人员以定期间隔在振动筛测量粘度和泥浆重量。作为另一个实例，泥浆工程师可能不需要以定期间隔抓取泥浆样本。
以下给出质量平衡监视的实例：
实例#1──开始循环
为了平衡而读取和评估吸入流量计和流管线流量计。（由于流体温度可能有轻微不符，因为离开的流体将更温暖所以可能稍微轻一些。）
流体进/出：2m3/min×1040kg/m3=2080kg/min
联机流体粘度计可以在600、300、200、100、6和3rpm测量读数。在每个rpm速度采集时间可以是1秒。6秒测量全部六个读数。
根据“查找”表可以进行温度校正。
实例#2──开始钻进
产生的岩石的质量可以基于钻进速度（ROP）和井眼尺寸。
算出的产生的岩石的质量可以实时图示。
于流体温度可能有轻微不符，因为离开的流体将更温暖所以可能稍微轻一些。）
井眼尺寸311mm×ROP100m/hr=7.59m3掘出钻屑/小时
(7.59m3/hr×2600kg/m3)/60min=329kg/min
2600kg/m3可以是钻屑密度的假设值──作为替代，来自旁边井的密度测井“查找”表能够用于描述每个地层的密度特征为了提高准确度，可以提供包括来自旁边井的井径仪测井数据的查找表。
可以提供包括来自旁边井的冲刷百分比随深度变化的查找表。
产生了329kg/min×5%冲刷=345kg/min的岩石。
冲刷百分比可以被图示为分离的数据点集。
根据从环空体积和流量算出的清空该泥浆环空所花费的时间
可以计算迟延时间（“井底至井口”时间）。
可以评估钻屑形状、尺寸、流体滑动速度、水平钻进对比垂直钻进。
实例#3──质量平衡
计量了入井流体的总质量和出井流体的总质量。从出井流体的总质量减去入井流体的总质量。差可以表示从该井中清除的钻屑质量。
流体进：2m3/min×1040kg/m3=2080kg/min
流体出：2m3/min×1180kg/m3=2360kg/min
差是280kg/min。
通过从掘出的岩石实际质量中减去这个差，获得了尚未从该井中清除的钻屑的理论质量。
所以345kg/min-280kg/min=65kg/min留在井中。
在某实施例中，流量测量结果可以用于设置控制系统中的许可。例如，在建立的容差内根据出井流量是否等于入井流量，可以设置许可。
在某实施例中，系统产生图形显示，它包括井眼清除效率的一个或多个指标。在某实施例中，图形显示包括流入井的质量、流出井的质量以及/或者未从井清除的钻屑随时间变化的图示。该图形显示可以例如向司钻或泥浆工程师显示。根据在井的吸入端和返出端上都有的流量计（比如科里奥利流量计）的实时测量结果可以确定流入或流出井的质量。
图11B展示了可以向司钻或泥浆工程师呈现的图形显示的一个实施例。在图11B中，总计的质量流量被对照时间绘制。曲线1130表示流入质量加上新生钻屑的总和。曲线1132表示流出质量。曲线1134表示未从该井中清除的钻屑的估计。
在某些实施例中，进出井的质量流量对比提供了不充分井眼清除的先行指标。钻头产生的岩石质量流量可以使用钻速和井眼尺寸计算。算出的所产生岩石的质量流量可以实时地绘制。可以利用“查找表”包括来自旁边井的体积密度测井数据，或者使用LWD仪器使这种计算尽可能准确。这些数据能够绘制在与钻头产生的岩石质量流量相同的图上。
数据流（比如实时密度或质量流量速度数据）可以向司钻和泥浆工程师提供准确的信息，以帮助可能的钻进问题在实际发生前使其缓解。根据质量流量测量结果/平衡计算可以更有效地管理的问题实例，可以包括卡钻、过量扭矩和拖拉、环状剥离、增加的ECD、循环漏失、过量粘度和胶凝强度、不良套管和固井作业、高泥浆稀释剂成本或较低的钻进速度。
在某些实施例中，根据钻井系统中流体的密度测量结果评估钻井作业的洗井效果。洗井效果可用于量化由洗井所清除的钻屑的质量，以及/或者判断洗井是否对钻井作业增添了价值。在一个实施例中，计算了入井洗井密度（“入井密度”）与返出井侧的洗井密度（“出井密度”）之间的差。入井密度与出井密度之间的差可以正比于清除的钻屑量。
在某实施例中，量化洗井效果的方法包括测量入井的钻井液密度和返出井的钻井液密度。入井流体密度与出井流体密度之间的差可以用于估计清除的钻屑量。在一个实施例中，使用在用泥浆罐与泥浆泵之间联机安装的科里奥利流量计测量入井流体密度，而使用在流管线中安装的科里奥利流量计测量出井流体密度。
图11C和图11D是展示洗井期间进出井的钻井液的泥浆密度测量结果的图示。图11C是用于高密度洗井的泥浆密度随时间变化的图示。曲线1136表示入井钻井液密度（入井密度）。曲线1138表示出井钻井液密度（出井密度）。在1140，随着将加重洗井液引入钻井系统，入井密度可以增大。在引入了用于加重洗井的流体后，入井密度可以返回其初始水平。在1142，随着更高密度的流体到达了该井的出口，以及洗井从该井中清除了钻屑，出井密度增大。在1144，出井密度可以返回其初始水平。在1142的出井密度与在1140的入井密度之间的差可以提供洗井效果的度量。
在某些实施例中，返出密度的趋势特征可以是坍塌或者洗井已经被延长的指标。例如参考图11C，区段1146（虚线）展示了在时间1148开始的出井密度的替代曲线。在由区段1146反映的结果中，与1142处的增大相比，出井密度增大量相对小。此外，在区段1146，出井密度在更长时段保持高位。区段1146的这些特征可以指示洗井无效并已经被延长。
图11D是用于高粘度洗井的泥浆密度随时间变化的图示。曲线1150表示入井钻井液密度。曲线1152表示出井钻井液密度。在区段1154，高粘度洗井液可以被引入到井中。与图11C中展示的高密度洗井液形成对比，入井密度在高粘度洗井期间可以保持在相对均衡的水平，正如由曲线1150的平坦所反映。在1156，随着洗井液从该井中清除了钻屑，出井密度增大。在1158，出井密度可以返回其初始水平。在1156的密度增大以及/或者在1156及时地返回其初始水平可以表明洗井对从该井中清除钻屑是有效的。
在某些实施例中，来自科里奥利流量计的密度测量结果用于帮助判断洗井是否增添了任何重要价值。在某些实施例中，基于密度测量结果的洗井效果评估用于确定将要执行的洗井类型和频率，它可以帮助增加钻塔用于钻井的时间量。
在某些钻进操作中，可以执行“井底至井口”的过程，它包括循环钻井液以便把在井底的钻井液带到地层表面。在井底至井口后立即量化离开井眼的钻屑体积的困难，是因为过长的循环时间而导致的非生产时间的问题。过长的循环时间可以发生在，例如，如果由于缺乏有关井底状态的信息，在目标深度的循环被保持了长于需要的时间。
在某实施例中，监视井底至井口循环过程的方法包括自动地监视目标深度（“TD”）处出井流体的密度。例如使用科里奥利流量计可以监视出井流体的密度，比如以上关于图11B的介绍。在某些实施例中，密度测量结果用于确定何时起钻是安全的。密度测量结果也可以用于使不必要的循环最小化。在某些实施例中，密度被用于判断循环多于“井底至井口”是否必要。
图11E是一个实施例中大约井底至井口时间，泥浆密度随时间变化的图示。曲线1160表示入井钻井液密度（入井密度）。曲线1162表示出井钻井液密度（出井密度）。在曲线1162的第一部分，钻井系统在目标深度，出井密度超过了入井密度。出井流体密度的增大可以反映来自井底的钻井液中携带的钻屑。在1164，出井密度下降至更低水平，直到在点1166达到稳定值。在某些实施例中，点1166之后的连续循环可能不必要，由此可能导致非生产时间的增加。
在某些实施例中，出井密度的趋势特征可以提供坍塌的指示。例如参考图11E，区段1168（虚线）展示了在时间1170开始的出井密度的替代曲线。在由区段1168反映的结果中，与曲线1162的区段1164中反映的下降速度相比，出井密度下降的相对慢。在某些实施例中，出井密度下降速度慢，比如由区段1168所展示的，可能表明坍塌。例如作为不良钻屑传输的结果可能发生坍塌。
某些钻井作业包括置换过程，其中在井眼中的一种流体被另一种流体置换。置换的一个实例包括以合成基泥浆（“SBM”）置换水。在井眼置换期间，识别油/水界面中的不确定性可能导致为了处理和处置而产生不必要体积的流体。
在某些实施例中，密度和/或流量测量结果可以用于帮助环境合规监视。例如，科里奥利流量计可以用于帮助泥浆工程师使置换操作期间产生的溢出体积最小化。在SBM置换的一个实施例中，在SBM的前面泵送了加重的盐水药丸即隔离液。一旦盐水药丸被置换回地层表面，便监视SBM/水界面。例如使用进出井的流体的密度计，可以执行监视。SBM/水界面的数据可以用于识别出关闭该系统的最佳时间（或时间范围）。系统的关闭可以手工地、自动地或其结合地控制。何时关闭该系统的更精确预测能够帮助使溢出体积最小化。
图11F是根据一个实施例的SBM井眼置换期间，泥浆密度随时间变化的图示。曲线1172表示入井钻井液密度（入井密度）。曲线1174表示出井钻井液密度（出井密度）。在区段1176中，水基泥浆，比如海水泥浆，可以在钻井系统中循环。在1178，在SBM的前面可以泵送盐水隔离液。入井密度在引入盐水隔离液后可能增大。在1180，可以开始SBM置换。在1182，盐水隔离液可以返出地层表面，使得出井密度随时间增大。在1184，关于使置换产生的溢出体积最小，可以达到关闭在用系统的最佳时间。
尽管在以上介绍的实施例中，海水基泥浆被SBM置换，但是在多个实施例中该过程可以用任何置换流体或被置换流体执行。
在某些实施例中，实时的流体体积测量结果可以用于识别和缓解流体损失进地层和/或井涌。例如在因为井眼中的压力小于地层中的流体压力所以流体从地层流入到井眼时，可能发生井涌。
在某实施例中，监视流体损失的方法包括自动地对比入井流量和出井流量。根据入井流量与出井流量之间的差，可以确定地层损失的估计。
使用例如科里奥利流量计，可以测量返出井的流量。在某些实施例中，返出井的流量可以与泵的冲程体积对比。在其他实施例中，返出井的流量与用泥浆泵吸入端上的科里奥利流量计所测出的流量进行对比。
在某些实施例中，通过从入井流量减去出井流量，监视了地层损失。在某些实施例中，可以实时地实现监视。未返出地层表面的流体体积可以被认为是地层损失。例如，一部分流体可能漏失为喷射而构成了泥饼。剩余量可以认为是正常渗透损失并可以包含某种比例的固体和液体。
在某实施例中，检测井涌（流入）的方法包括使用流量计采集入井流量和出井流量的测量结果。这些测量结果可以是实时的测量结果。根据算出的入井流量与出井流量之间的差，可以检测井涌。
在某些实施例中，返出流量与入井流量的对比用在控压钻井系统中。在常规的旋转头钻塔中可以进行流量对比，其中返出管线中的流体静压力用于保持流量计中的流动。在某些实施例中，实时流体流量数据用于检测异常的循环漏失并使若干问题最小化，比如井眼不稳定、卡钻、不良地层评价和/或井喷。
图11G是根据一个实施例，展示地层损失的体积随时间变化的图示。曲线1190表示入井流体体积（入井体积）和出井流体体积（出井体积）之间的差。曲线1192表示总的地层损失。
在某些实施例中，使用进出井流量的测量结果可以描述钻井作业中的流动效应的特征。在某些实施例中，科里奥利流量计可以用于监视钻井作业中的鼓胀。在某些实施例中，可以在深水钻井作业中监视鼓胀。正如本文所用，“鼓胀”包括向前钻进的同时泥浆的缓慢漏失，随后是泵已经关闭后泥浆更迅速地返出。
在一个实施例中，描述钻井作业中的流动效应特征的方法包括自动地测量进出井的流量随时间变化的变化。流量数据可以用于识别和监视鼓胀。在某些实施例中，流量数据用于区分流入（井涌）与“正常的”鼓胀效应。区分流入（井涌）与鼓胀效应可以避免或缓解对高成本井控过程的需要。
图11H描绘的图形展示了在钻井作业中进行一系列接单根时的流量。该钻井作业可以是例如深水钻井作业。曲线1194表示入井流量。曲线1196表示出井流量。每次进行接单根时，都可能切断流量。正如图11H中的展示，出井流量可以落后入井流量。
在某些实施例中，在返出液管线处对质量流量的测量被合并到流体和废物管理行为中。管理行为可以包括为计算稀释经济情况和固体控制系统性能提供输入。在某些实施例中，总体“固体控制系统性能”可以基于从井中清除的岩石总质量。该信息可以对井中剩下的钻屑量提供指标。从井中清除的岩石质量可以提供被传输做处置的废物体积的指标。在泥浆系统中剩余的低重力固体的体积可以提供在该井的目标深度处将需要的稀释剂量的指标。
在某些实施例中，以科里奥利流量计系统监视泥浆固体处理系统的性能。来自该井环空的水泥浆的密度和流量（质量流量）进入到固体控制系统中时可以计量。对于要被送回井下的泥浆进入泥浆泵的点，由在系统另一侧的科里奥利流量计可以测量该系统清除固体的效率。通过跟踪泥浆的基础密度对照回到井下的泥浆密度，评估该系统清除钻出固体的能力。
在某些实施例中，确定在井中的剩余固体。根据从井和钻井液二者中清除的总体岩石质量，确定总体固体控制系统性能。总体固体控制系统性能可以对井中剩下的钻屑量提供指标。在一个实施例中，测出的岩石质量对照理论上产生的岩石质量绘制。该结果可以在图形用户界面中向操作员显示。在某些实施例中，建立了最大固体阈值限度。该限度可以自动地向司钻显示，以便向司钻提供视觉线索：该井没有被充分地清除。该限度可以被链接为设置点以便受到自动钻井控制系统的监视。如果该系统判定井眼清除不充分，就可以启动缓解子例程比如在单根钻进阶段前后降低钻速、增大流量、增加循环时间和旋转速度。
在一个实施例中，确定井的稀释剂需求的方法包括，根据质量流量的测量结果，评估泥浆系统中剩余的低重力固体的体积。泥浆系统中剩余的低重力固体的被评估体积可以用于估计该井的目标深度到达时所需要的稀释剂的量。
在某些实施例中，井的质量平衡监视可以结合PWD数据、扭矩和拖拉分析以及/或者提起/下放数据使用。与其他数据结合的质量平衡数据可以用于产生该井孔正在被充分清除的置信水平指标。
在定向钻井中遇到的一个挑战是控制钻头的朝向，即底部钻具组合（“BHA”）前刃面。正如本文所用，“BHA前刃面”是指钻具组合的方向偏斜设备（比如弯接头）指向的旋转位置。例如在包括弯接头的底部钻具组合中，BHA前刃面总是在钻柱末端从钻柱的姿态朝向离轴。典型情况下，当某井段以旋转钻进模式钻进时，BHA前刃面随着钻柱的转动连续地改变。这种连续变化的前刃面的总合结果可以是底部钻进的方向一般是直的。不过，在滑动钻进模式下，在滑动期间，BHA前刃面的朝向将界定钻进的方向（因为在滑动路线上BHA前刃面可以保持一般指向一个方向），所以必须控制在可接受的容差内。此外，当从一个钻井段变化到另一个钻井段或者从一种钻进模式变化到另一种钻进模式时，重新确定BHA前刃面可能要求操作员真实的介入，以及/或者需要钻头被停止，两种情况都可能使钻进的进度和效率降低。
控制BHA前刃面的挑战可能与钻柱扭曲混合。在钻进期间，钻头和钻柱都承受多个扭矩负荷。例如在典型的旋转钻井作业中，旋转驱动比如顶部驱动或转盘被操纵以对地层表面处的钻柱施加扭矩，并且旋转钻柱。由于底部钻具组合和钻柱的下部与地层的侧面和/或底部接触，该地层可能以转盘驱动的相反方向（比如，从上面观看反时针方向）对钻柱施加反作用阻力扭矩。在钻柱顶部和底部处的这些反作用扭矩使钻柱在地层内扭动即“扭曲”。扭曲程度随着强加在钻柱上的外部负荷变化而动态地变化。此外，钻头和钻柱还可以遇到与钻进操作有关的扭矩（比如阻碍钻头在井眼中旋转的扭矩）。在钻头的角朝向被用于控制钻进方向的钻井系统中（比如在滑动钻进期间），钻柱扭曲可能限制操作员控制和监视该钻进过程的能力。
测量前刃面方向的一种方式是使用井下仪器（例如，底部钻具组合上的MWD仪器）。不过，如同来自MWD仪器的任何测量结果一样，前刃面测量结果可能不提供前刃面的连续测量结果，而仅仅是前刃面的间歇“快照”。不仅如此，这些间歇的读数会花费时间到达地层表面。因此，当钻柱正转动时，来自MWD仪器的最新报告的前刃面的转动位置可能落后前刃面的实际转动位置。
在某些实施例中，钻柱在地层表面的转动位置被用于估计BHA前刃面的转动位置。在一个实施例中，BHA的旋转位置与在地层表面旋转心轴的顶部驱动的旋转位置相关。例如，可以确定在特定的条件下，如果强调前刃面，那么顶部驱动的旋转位置离给定参考的25度。BHA前刃面的旋转位置与地层表面的旋转位置相关的过程在本文称为“同步”。在某些实施例中，同步包括动态地计算“顶部前刃面”。给定时间的“顶部前刃面”可以是与从MWD仪器收到的BHA前刃面最新数据结合，使用测出的顶部驱动的实际旋转位置所确定的前刃面的估计的旋转位置。由于在顶部驱动处的旋转位置是可连续获得的，所以顶部前刃面可以是BHA前刃面的连续指标。这种连续指标可以填充来自MWD仪器的间歇井下更新之间的时间间隔，所以够实现了对前刃面（从而轨迹）的控制比仅用MWD前刃面数据单独所完成的更好。一旦被同步，控制系统就可以使用顶部前刃面，例如使BHA前刃面在期望的旋转位置时停止该钻柱，以便实施滑动钻进。
在某些实施例中，进行前刃面同步时使钻柱在指定的RPM设置点和目标马达压差，同时保持其他钻进设置点和目标。
在某些实施例中，同步是基于来自MWD仪器的BHA前刃面数据。从MWD仪器可以收到重力前刃面（“GTF”）的值。同步可以包括BHA前刃面与地层表面的旋转位置同步。在某些实施例中，顶部前刃面用于预测在从MWD仪器收到BHA前刃面的值时顶部前刃面值将落在何处。通过将落后时间编程到PLC中或通过测量和说明基于偏差的RPM（例如，通过早停止顶部前刃面“偏差”量）可以考虑井下前刃面采样与地层表面数据解码之间的落后时间。正如以上指出，一旦前刃面被同步，PLC就能够在期望的位置停止BHA前刃面以开始滑动钻进。
图12展示了根据一个实施例，使用MWD数据的前刃面同步。在300，可以使地层表面转子减慢到前刃面搜索RPM。在302，可以读取来自MWD仪器的BHA前刃面读数，直到已经达到了指定的样本数量。
在304，在BHA前刃面设置点左右可以确定转子位置的高低限度。在一个实施例中，按模型和/或前刃面最后读数的稳定平均计算所期望的前刃面设置点之间的角偏差。从所期望的MWD前刃面可以确定期望前刃面设置点的高低限度。根据当前旋转位置和算出的角偏差可以计算顶部前刃面（旋转位置）。
在306，对顶部前刃面是否在确定的容差之内进行评估。如果顶部前刃面不在确定的容差之内，该转子就可以以搜索RPM继续旋转。可以重新评估顶部前刃面直到顶部前刃面到达确定的容差之内。当顶部前刃面在确定的容差之内时，在308通过转到空挡可以停止钻柱。在某些实施例中，诸如以上介绍的BHA前刃面同步用在从旋转钻进到滑动钻进的过渡中。在其他实施例中，BHA前刃面同步可以用在停止钻进例程中。在某些实施例中，BHA前刃面同步用在每次钻井系统被提起到“停止”水平面把MWD置于相同旋转位置时，它可以使滚动相关的方位角测量变化最小。
在某些实施例中，以两种模式进行钻井作业：旋转钻进和滑动钻进。正如以上讨论，旋转钻进可以遵循相对直的路径而滑动钻进可以遵循相对弯的路径。两种模式可以结合地使用以实现期望的轨迹。在某些实施例中，在从一种钻进模式到另一种（比如从旋转到滑动，或者滑动到旋转）的自动控制过渡期间可以把钻头保持在井底并进行旋转（以全速或降低的速度）。在某些实施例中，在从一个区段到另一个区段（比如从一个滑动区段到另一个滑动区段）的自动控制过渡期间可以把钻头保持在井底并进行旋转（以全速或降低的速度）。在过渡期间的继续钻进可以提高钻进的效率和整体进度。在一个实施例中，钻塔的托架驱动（比如齿轮齿条驱动）为保持在目标水平面处的马达压差提供了力。在其他实施例中，当钻塔绞车允许钻柱送入井眼中时，井眼内的钻杆重量提供了力。
在某些实施例中，控制滑动钻进作业包括动态调整BHA前刃面。在某些实施例中，在从旋转钻进模式到滑动钻进模式的过渡期间进行动态调整。例如，为了开始到滑动钻进模式的过渡，可以使钻柱的旋转变慢到停止。当旋转钻进变慢到停止时，可以同步BHA前刃面。一旦BHA前刃面同步，就可以调整BHA前刃面（使用例如在地层表面处施加的钻柱保持扭矩），以便在滑动钻进期间保持BHA前刃面在期望的旋转位置，并且使用地层表面旋转调整保持扭矩间歇的向上或向下，以实现BHA前刃面的变化。
在某些实施例中，通过使BHA前刃面与“顶部前刃面”同步，钻井系统为滑动钻进做好准备，以便在BHA前刃面在需要的位置时允许钻柱旋转被停止。一旦BHA前刃面在需要的位置被停止，就可以执行钻柱的解扭曲把地层表面扭矩降低到所需的保持扭矩。一旦该钻柱解扭曲，以地层表面的旋转驱动系统给予的保持扭矩维持BHA前刃面。
图13展示了钻井系统从旋转钻进到滑动钻进的过渡。在这个实施例中，过渡包括动态调整BHA前刃面。在318，使BHA前刃面同步。在一个实施例中，同步可以如同以上关于图12的介绍。在某些实施例中，在同步期间或之后，旋转驱动被停止以便使BHA前刃面在期望的旋转位置设置点的容差之内。
在某些实施例中，在前刃面同步期间，使横跨操作钻头的泥浆马达的压差（它可以与TOB和/或WOB相关）到达和/或保持在滑动钻进的目标设置点。在其他实施例中，压差可以在与滑动钻进的目标压差不同的等级。在某些实施例中，横跨泥浆马达的压差作为BHA前刃面函数被控制。在一个实施例中，如果BHA前刃面在目标设置点的范围内，那么压差可以设置为滑动钻进的压差设置点。在某些实施例中，横跨泥浆马达的压差可以开始在降低的设置点（比如滑动钻进目标压差的25%），然后根据离BHA前刃面目标的偏差被允许提高（例如以预定的增量）。
在320，旋转驱动可以停止在BHA前刃面在所期望设置点。在322，钻柱可以解扭曲。解扭曲可以根据钻井系统的实际尽可能快。在某些实施例中，解扭曲可以基于扭矩和包括钻柱扭曲的拖拉模型。在其他实施例中，解扭曲可以基于地层表面扭矩。在某些实施例中，钻柱解扭曲到空挡保持扭矩。在其他实施例中，钻柱可以解扭曲到左滚动保持扭矩。正如本文所用，“左滚动保持扭矩”可以等于从压差减去用户定义的BHA“左滚动保持扭矩”变量所算出的钻头扭矩。例如，如果系统趋于停止在BHA前刃面向右滚动得太远，左滚动保持扭矩可以是合适的。
对于从旋转钻进到滑动钻进的初始过渡，如果正保持着左滚动保持扭矩，就可以监视BHA前刃面滚动。如果BHA前刃面正向右（向前）滚动，只要在地层表面存在着负扭矩，BHA前刃面将开始向后滚动。负扭矩越大，BHA前刃面就应当越快地停止和回来。BHA前刃面还可以随着压差的变化向后（“左”）旋转或向前（“右”）旋转。
如果BHA前刃面正在向左（向后）滚动，相反，只要投影BHA前刃面一碰到容差，转盘就可以旋转到空挡保持扭矩（钻头扭矩）。
BHA前刃面一开始不太可能稳定。如果BHA前刃面长时段稳定，就可能触发故障警报。
在324，控制器可以监视BHA前刃面的稳定。在326，如果BHA前刃面移动到容差之外，就可以调整地层表面处的转盘驱动使BHA前刃面回到容差之内。
在某些实施例中，保持扭矩大约等于使用压差关系所算出的泥浆马达的输出扭矩。地层表面保持扭矩通过地层表面旋转而增大/减小，以便保持由泥浆马达输出的等价扭矩，除非需要井下BHA前刃面的改变。在一个实例中，200ftlb的马达输出扭矩增大可能需要45度地层表面处向前旋转，才能测出200ftlb的地层表面扭矩增大。顶部前刃面在调整保持扭矩期间可以保持不变。
在某实施例中，从旋转钻进过渡到滑动钻进期间控制系统自动地降低了目标压差。一旦建立了滑动钻进，控制系统就可以自动地恢复原始的目标压差。
对BHA前刃面的监视可以基于来自井下仪器、地层表面仪器或其组合的测量结果。在一个实施例中，对BHA前刃面的监视基于井下的MWD仪器。在一个实施例中，监视差异MWD前刃面（“DTF”）的速度。如果BHA前刃面移出了容差窗口，就可以在328调整地层表面转子。对于给定的钻速，DTF对于给定的右滚动保持扭矩可以相当稳定。随着BHA响应左滚动保持扭矩而滚动，地层表面扭矩将下降。为了保持左滚动保持扭矩和DTF速度，可以以旋转保持地层表面扭矩。左滚动保持扭矩是动态的（基于钻头扭矩），所以如果马达扭矩由于地层改变而增大，PLC中的左滚动保持扭矩目标可以要求地层表面顺时针旋转（这种地层表面顺时针旋转将可能抵消BHA前刃面向左滚动的趋势）。只要BHA前刃面滚动到容差窗口中（基于最后测出的DTF在时间上向前投影），就通过旋转地层表面的旋转驱动可以把地层表面扭矩返回到空挡保持扭矩（它可以与从压差算出的钻头扭矩相同）。
在330，可以执行滑动钻进，控制器可以监视BHA前刃面的稳定，并且可以调整旋转驱动以使BHA前刃面在期望的旋转位置。正如以上的讨论，在某些实施例中，在从旋转钻进模式到滑动钻进模式的整个过渡中可以继续钻进。
在某些实施例中，一旦BHA前刃面以等于空挡保持扭矩的地层表面扭矩已经安定在该窗口中（基于DTF），钻柱就能够可选地被自动扭动、摇晃或摇摆以减轻拖拉。通过在地层表面转动所需要的增量、保持位置以及允许地层表面的扭矩自然地返回到保持扭矩，能够完成BHA前刃面的拧动。
表1是用于调整的用户设置点的实例。
| 设置点 | 实例设置 |
| 前刃面同步RPM | 5 |
| 初始滑动钻进压差为最大值的% | 6 |
| 压差恢复速度 | 1分钟 |
| 前刃面容差+ | 10 |
| 前刃面容差- | 10 |
| LRT1 | 500ftlb |
| LRT1 | 750ftlb |
| LRT1 | 1000ftlb |
| LRT1 | 500ftlb |
| LRT1 | 750ftlb |
| LRT1 | 1000ftlb |
| 前刃面同步停止旋转的TTF偏差 | -30度 |
在一个实施例中，为了调整转子以使BHA前刃面返回到设置点，可以转动转子直到当前转子的顶部前刃面（TTF）在所期望前刃面的容差之内。正如在这个实例中所用，顶部前刃面是指井下的MWD前刃面换位到顶部转盘位置。顶部前刃面可以利用最后的良好MWD前刃面读数和当前的转盘位置。例如，如果钻柱被扭曲并且最后的前刃面离模拟设置点30度，顶部转盘位置就可以在钻柱被扭曲的方向上旋转30度。
在某些实施例中，调整方法包括根据考虑了DTF的BHA前刃面对于时间的投影，减慢进度、将地层表面处钻柱RPM降低到零、解扭曲到用户定义的“解扭曲扭矩”（它对应于某负保持扭矩）以及在若干地层表面调整之间暂停。随着投影的BHA前刃面进入所需要的范围，可以调整地层表面转盘位置以恢复空挡保持扭矩。正如图4所示，负的或正的保持扭矩（在这种情况下由驱动接头处的扭矩指明）越大，DTF的速度变化越大（见BHA右滚动中变化速度）。在某些实施例中，负/正保持扭矩的幅度与DTF中速度变化之间的关系被自动地绘制。
在某些实施例中，调整方法包括对地层表面转子进行两种或更多调整以达到期望的BHA前刃面。在每次调整之间，可以暂停转子直到BHA前刃面稳定。图14是时间图，展示了以若干间隔的地层表面调整从旋转钻进到滑动钻进的过渡中的调整。曲线340表示前刃面目标。点342表示来自重力前刃面（例如来自MWD仪器）的读数。曲线344是点342的曲线拟合。曲线346表示转盘驱动上的某编码器的旋转位置。曲线348表示顶部前刃面。曲线350表示地层表面扭矩。曲线352表示零扭矩。
最初在354，钻井系统以旋转模式运行。在点356，前刃面同步以5rpm开始。在358，进行反向旋转调整。在360，进行正向旋转调整。在362，BHA稳定并且地层表面扭矩可以等于钻头扭矩。在364和366，进行正向旋转调整。在368，BHA再次稳定并且地层表面扭矩可以等于钻头扭矩。在370，钻井系统可以重新进入旋转钻进模式。
在某些实施例中，托架或其他钻柱起升系统可以受控（例如在从旋转钻进到滑动钻进过渡期间的起下）。图15展示了根据一个实施例，从旋转钻进到滑动钻进的过渡，包括托架移动。在390，停止钻井系统的托架移动。在392，可以起升托架（例如，把系统的钻头起离井底）。在一个实施例中，起升托架大约1米。
在394，使BHA同步。在一个实施例中，同步可以如同以上关于图2的介绍。可以停止转盘驱动，使BHA前刃面可以在所期望的设置点。在396，可以解扭曲钻柱。解扭曲可以如同以上关于图13的介绍。
在398，在检查BHA前刃面稳定的同时可以进行钻柱冲程。冲程可以包括以等量起升托架然后降下（比如向上两米和向下两米）。在400控制器可以监视BHA前刃面的稳定。在402，如果BHA前刃面移动到容差之外，在404可以调整地层表面转子，以将BHA前刃面带回到容差之内。
在406，可以把钻头下到地层底部。在某些实施例中，可以把BHA前刃面下到离目标BHA前刃面右边某预定角度的底部。这就可以允许BHA前刃面在钻进期间随着钻头扭矩的增大向左行进。在某些实施例中，随着滑动钻进的进行，如在402和404介绍的监视和调整可以继续。
在某些实施例中，控制钻进方向的方法包括在旋转周期间，以多个速度自动地旋转钻柱。在某些实施例中，在路线校正过程中可以使用旋转周期中多个速度的钻进。例如，旋转周期中多个速度的钻进可以用于将井孔通道推靠回到该井的直井段的路线中。在一个实施例中，以多个速度自动地旋转钻柱被用作侧向直行前进随后的路线校正。
在图16展示的钻井实施例中，钻柱的旋转速度在旋转周期间是变化的。在410，确定了目标轨迹。在412，在钻井作业期间，在旋转周期的一部分期间钻柱以一个速度旋转。在414，在旋转周期的另一个“目标”部分期间该钻柱以第二个更慢的速度旋转。在旋转周期的目标部分中更慢旋转可以偏置目标部分的方向上钻进的方向。
在某些实施例中，旋转周期目标部分的扫过角度等于该旋转周期其他部分的扫过角度（即在每部分中180度）。在其他实施例中，旋转周期目标部分的扫过角度不等于该旋转周期其他部分的扫过角度。在一个实例中，更慢的目标速度是旋转周初始速度的1/5。不过，在其他实施例中可以使用多个其他速度比值和角比例。例如，目标速度可以是初始速度的1/6、1/4、1/3或某个其他比值。在某些实施例中，转子的速度在旋转周的至少一部分上可以连续地变化。在某些实施例中，在旋转周期间转子可以以三个或更多速度旋转。
图17展示了根据一个实施例，多速旋转周的图示。在所示的实例中，转子速度对于旋转周的270度是5RPM，而对于旋转周的剩余90度是1RPM。
在某些实施例中，基于转子速度和扫过角度实现了期望的转向速率。在一个实例中，转向速率估计如下：
假设：
在90度的目标范围（试图角度改变方向的+/-45度），在平均目标范围方向可以期待净半构建速率。如果该马达以全滑动提起10度/30米，净余会是5度/30米。
RPM是5和1，以5rpm（30度/秒）270度，然后以1rpm（6度/秒）90度。
在该目标范围内，BHA在对立侧的时候慢转15秒，BHA花费了3秒钟横过对面的目标范围。对5度/30米的减量从而是3/15×5=1度/30米。在一个方向钻进的所有进尺都可以被在相反方向钻进的进尺抵消。
根据前述计算，预期构建速率将可能为4度/30米。不过这个构建速率被进一步降低，因为有两个前刃面象限要在目标之外和背后横过，它们同样对净角度变化没有贡献。确切地说，对于每转6秒即每24秒6秒，BHA在目标象限的左边或右边，所以6/24×4度/30米=1。这产生了使用10度/30米滑动BHA的3度/30米的预期构建速率，它转化为例如0.2度的角度变化，如果对9.6米单根中的2米采用该过程的话。
在定向钻进中计算轨迹时一般使用最小曲率。最小曲率是拟合两个观测点之间3维圆弧的计算模型。不过，如果取得观测所用的样本间隔没有捕获沿着变化曲率的相切点，最小曲率可能是不良选择。理想情况下，每次钻进从旋转钻进改变到滑动钻进或者每次改变BHA的前刃面朝向时，都会获取观测。这样的重复观测将可能是耗时和高成本的。
在某实施例中，沿着井路径在已知点处的姿态（方位角和倾角）可以与旋转钻进角度变化趋势结合使用，以估计滑动钻进井段的起始和结束点处的姿态而不需要大量的观测。通过观测在之前井段旋转钻进期间所测出的钻进角度的变化，确定旋转钻进角度变化的趋势。估计的姿态能够用作“虚拟”测出的深度，以便更好地层表面示井眼的实际路径从而改进位置计算。
在一个实施例中，在地下地层中形成井孔所用钻头的钻进方向的预测方法包括在沿着井眼的一个或多个选定点评估钻头深度。然后根据评估的深度，对在每个滑动钻进井段的起始和结束点处的姿态做出估计。对于已测出的观测内包含的滑动钻进井段，通过从当前观测投影回一个或多个先前测出的深度，评估具有姿态估计的虚拟测出深度。在某些实施例中，这些虚拟测出深度可以用于评估该滑动钻进锐弯严重性（“DLS”）和前刃面性能（例如，与BHA指向处相比井轨迹的实际走向处）。根据包含至少两次观测的、完全以旋转模式钻进的井眼的采样井段，也能够评估旋转钻进锐弯严重性和前刃面性能。
在某些实施例中，根据测出深度每次更新时的钻进模式和采样的DLS趋势，刷新对钻头的投影。在某些实施例中，对于测出深度边界内包含的滑动钻进井段，反投影到先前测出深度以建立具有姿态估计的虚拟测出深度。
在某些实施例中，使用实际观测数据（比如来自井下MWD仪器）和旋转钻进期间确定的至少一个钻进角度变化趋势，对使用旋转钻进和滑动钻进组合所形成的井眼路径进行估计。例如，如果井眼通过依次的旋转钻进、滑动钻进和旋转钻进形成，那么一开始就确定在旋转钻进时的角度变化趋势（例如使用观测数据）。根据实际观测（例如，使用在滑动钻进井段侧面的实际观测）对滑动钻进井段确定方向变化值（比如锐弯角）。根据这些侧面观测可以调整滑动钻进井段的方向变化值。调整的方向变化值可以说明例如旋转钻进的实际观测之间的任何井段以及这样旋转钻进期间角度变化趋势。使用先前确定的向前投影数据（它可以包括例如滑动起始和结束处的姿态）可以确定横跨该滑动钻进井段的净角度变化。使用该净角度变化可以刷新对钻头值的投影。刷新的投影可以用于估计该井眼的路径，例如作为“虚拟”连续观测的一部分。
图18展示了井眼中钻柱的示意图，可以对其评估虚拟连续观测。在图18中，钻柱450包括钻杆452。钻柱450已经被推进到地层中。井段454已经使用旋转钻进推进，井段456已经通过滑动钻进推进，而井段458已经通过旋转钻进推进。站点460（由星号标注）是观测（“测出”）深度。这些观测深度对应于钻头之后的MWD传感器的位置。对于这个实例，钻头与MWD传感器之间的距离大约为14米。从而例如，当该钻头钻到20米时，MWD传感器恰好到达6米处。当该钻头钻到30米（假设10米钻杆长度），MWD传感器恰好到达16米处。前三个单根被旋转到30米。在这时，存在着旋转钻进的30米旋转钻孔和2个完全采样间隔。在6米和16米处的观测，连同先前取得的观测，都在已经被旋转钻进的井孔中获取。对至少三次观测通过分析MWD传感器位置的漂移（比如姿态）能够确定旋转钻进角度变化趋势。在一个实施例中，第一次和最后一次观测用于确定旋转钻进期间的姿态变化。这种姿态变化能够用于确定旋转钻进角度变化趋势。对于这个实例的目的，钻进期间的旋转钻进角度变化趋势被确定为0.5度/30米290度。
对于这个实例，单根4的最后3米是滑动钻进的。这取得了从37米到40米的井孔深度。下两个单根被旋转钻进以取得60米的井孔深度。在这点钻头在60米，MWD传感器在46米，而滑动钻进井段包含在36-46米的深度区间之内。
使用横跨滑动钻进井段的实际观测，可以计算该滑动钻进井段的锐弯角度（“DL”）和前刃面（“TF”）。在关于图18至图18C介绍的观测的语境中，“前刃面”是指井孔方向的有效变化。为了图18至图18C中介绍的观测的目的，“TFO设置偏差”或“前刃面偏差偏差”是指马达（例如在弯接头马达上的弯曲）指向方向与该井孔实际走向之间的差。
对于这个实例的目的，实际观测的值如以下所示：
| 测量深度 | 倾角 | 方位角 | 锐弯 | DLS | 前刃面 |
| 36 | 90 | 45 | |||
| 46 | 94 | 47 | 4.47 | 13.41 | 26.49 |
以0.5度/30米290在7米上由于旋转钻进角度变化趋势的锐弯角能够被确定为7/30*0.5=0.12度290
在290度处的0.12可以认为表示极坐标。
这个值可以被转换为直角坐标
| 锐弯 | 前刃面 | X | Y | Dx | Dy |
| 4.47 | 26.49 | 1.9938 | 4.0007 | ||
| 0.12 | 290 | -0.113 | 0.041 | 2.107 | 3.960 |
Dx和Dy可以被转换回极坐标：
根据上述计算，滑动钻进井段在前刃面28.01处具有4.49度的锐弯角的角度变化。
从原始向前投影的数据，可以确定横跨滑动钻进井段的净角度变化，例如方式为取得起始滑动钻进的倾角和方位角以及再次起始旋转钻进的倾角和方位角，然后使用这些值计算净锐弯角和前刃面。
可以刷新该投影。假设该投影估计过去为滑动钻进DL是0.545度，刷新后投影基于30/3×4.49=44.9度/30米。前刃面偏差偏差是大约45-28=17度。
重新计算的投影现在可以将在46米处的姿态近似为来自MWD的测量结果。
在某些实施例中，可以执行目标搜寻以便通过改变对原始滑动DLS的预测，使得投影DL与实际（测出的）DL相同。在某些实施例中，可以执行目标搜寻以便通过改变TFO设置偏差，使得投影前刃面偏差（“TFO”）与实际（测出的）TFO相同。在某些实施例中，“虚拟观测”被插入到观测文件中，在一个实施例中，虚拟观测可以用于评估滑动钻进BHA的性能。
实例
以下阐述了非限制实例。
图18A描绘的图展示了在MWD观测之间滑动钻进的实例。在图18A中展示的实例中，在130的前刃面设置，从观测深度1955.79到1959.79实施了4米的滑动。在1955.67米观测与1974.5米观测之间的净角度变化被确定为0.75度，而该角度变化的方向被确定为相对于高侧（在1955.67米）90.00438度。对于这个实例，在原始向前投影中，滑动钻进井段的锐弯严重性是12度/30米，而TFO设置偏差是-10度。旋转钻进的锐弯严重性是以290前刃面设置的0.6度/30米。
根据上述信息，由滑动钻进井段所导致的锐弯以及在滑动钻进井段中出现的角度变化的有效前刃面偏差被确定如下：进行目标搜寻以通过改变对原始滑动锐弯严重性的预测，使得投影锐弯等于实际（MWD）锐弯。根据锐弯目标搜寻，对于滑动的锐弯严重性被降低到7.83度/30米。然后进行目标搜寻以通过改变前刃面设置偏差，使投影前刃面偏差等于实际的（MWD）前刃面偏差。根据这种TFO目标搜寻，锐弯严重性被进一步降低到7.7517度/30米，而TFO设置偏差被改变为-34.361511度。然后确定表示滑动井段起始和结束的新点以产生两次虚拟观测。
图18B是这个实例的原始观测点的表格。图18C是这个实例的观测点的表格，在行460中添加了两个新的虚拟观测点。此外，在图18C中，在单元462中已经更新了在1974.5米处的结束观测位置的轨迹估计（对比图18B中所示的在1974.5米处的原始结束观测位置在对应单元464中的值）。
在某些实施例中，更新的前刃面偏差偏差和对滑动锐弯严重性的新估计用于实时地投影到钻头和操纵计算。
垂直评价井能够提供关于地层的某些顶部高程数据。遗憾的是，水平井的MWD观测高程数据比产油井的“最佳点”的厚度可能具有更高的不确定性（例如，4米厚的最佳点以+/-5米MWD观测）。此外，从水平井MWD数据建立的构造等值线可能遇到显著的分歧。
在某些实施例中，使用流体密度测量结果评估真实垂直深度（“TVD”）。在一个实施例中，在地下地层中形成井孔所用钻头的垂直深度的评估方法包括测量由钻杆中流体柱所施加的井下压力。根据地层表面处的密度测量结果（例如利用泥浆泵吸入端上的科里奥利流量计）评估流体柱的密度。根据评估的井下压力和评估的密度，可以确定钻头的真实垂直深度。真实垂直深度被用于控制后来的钻井作业以形成井孔。在某些情况下，控制系统自动地调整系统内泥浆密度的变化。
在某些情况下，TVD测量数据被用于控制喷射钻井。
在一个实施例中，确定真实垂直深度的方法包括在泥浆罐出口上安装科里奥利流量计作为滑流。最佳范围和准确度的压力计可以连接到MWD仪器。压力换能器被安装在MWD仪器中。在PLC中模拟了密度柱以说明为充填构建井段所花费时间中泥浆密度的变化。对内部BHA压力采样。内部压力可以传送到地层表面和/或存储。在一个实施例中，“停泵”的压力标记受到检测（见例如图19）并静态流体柱的压力受到测量并报告给了地层表面PLC比如在502。
在一个实施例中，使用（相联到例如第一非磁性钻铤内部MWD装置末端的）压力传感器记录由钻杆内部流体柱所施加的压力。利用泥浆泵吸入端上的科里奥利流量计可以测量流体柱的密度。使用例如+/-0.5kg/m3准确度的科里奥利流量计，在泵吸入管线上可以测量实时全流密度。这些数据集可以用于计算TVD。在一个实施例中，使用例如+/-0.5psi的压力换能器记录BHA处的内部压力。
图19展示了根据一个实施例，“停泵”添加钻杆单根期间压力记录的实例。在图19所示的实例中，与泥浆密度数据一起提取了水平管线压力，以便计算流体柱的垂直高度。曲线500是连接期间记录的压力图。在502处的水平区段表示顶部驱动断开等待添加下一个单根时全部和固定流体柱。
图20展示了密度TVD结果的实例。点集504和点集506的每一个都对应于不同的侧面。线508和510（分别为正的和负的TVD）对应于该数据的曲线拟合。线512和514（分别为正的和负的TVD）对应于2ΣISCWSA的标准观测。在这个实例中得到的密度TVD数据可以类似磁测距定位计算。每个值都是惟一的并且不受使用系统的MWD倾角测量误差有可能获得的累积误差的影响。水平线越长，基于密度的TVD超过MWD TVD评估的优势就越强。例如，正如在图20中反映，基于密度的TVD的数据云可能仅有2ΣISCWSA MWD标准观测模型的大约一半展布。
使用这种数据集的最佳拟合暗示，井路径的实际位置等效于在计算位置以下的0.15度的系统倾角测量误差。
在某些实施例中，在密度TVD计算中可以进行补偿，用于一种或多种下列误差源：(1)来自浮接头使用/设计中的瑕疵/不足的受损害压力测量结果；(2)故障泥浆泵负荷泵送系统和导致密度测量噪声的汽蚀泡沫；以及(3)在构建井段中没有考虑的泥浆密度变化。在一个实施例中，为了操纵井下工具或者在关键深度比如与钻井路径相切点，密度TVD测量结果用于核实井孔中的位置。
MWD仪器往往包括依赖磁效应的传感器。底部钻具组合中的大量钢可能导致MWD观测数据中的显著误差。减少这种误差的一种方法是把MWD仪器与BHA的主要钢部件隔开显著的距离（比如16米）。不过，BHA与MWD传感器之间这样大的间距可能使方向操纵困难得多，尤其在水平钻进中。在某些实施例中，使用了标定过程测量和说明了由BHA对Bz的干扰。在一个实施例中，测量和说明来自BHA的磁干扰的方法包括：(1)测量钢BHA部件的磁极强度；(2)用已知排列上仪器的现场滚动测试，在本地记录MWD网格校正/磁偏角/Btotal和Bdip测量结果；(3)以选定的非磁间距计算Bz干扰；(4)使用计划的井路径几何性质规划间距需求；(5)（在钻进期间或钻进之后）施加偏差以允许对MWD Bz测量结果的已知干扰；以及(6)使用修改后的Bz测量结果，重新计算方位角。在某些实施例中，可以对BHA部件进行消磁。
在某些实施例中，惯性导航传感器比如光纤陀螺仪可以用于钻进导航。在某些情况下，光学陀螺仪传感器可以替换磁性传感器，从而减轻在BHA中钢的干扰后果。
在地下地层中形成井孔的钻头的操纵方法包括使用对钻头数据的实时投影。实时数据可以是例如来自底部钻具组合上随钻测量（MWD）仪器的若干定期更新（“快照”）之间收集的数据。在一种方法中，用MWD仪器取得观测。来自MWD仪器的观测数据建立了MWD传感器的确定路径。在传感器处测出的姿态被用作起始点，从它实时地投影钻头的姿态和位置。对钻头的实时投影可以把钻进参数考虑为对照滑动间隔所记录的前刃面值。用MWD仪器取得随后观测以产生新的确定位置和姿态时，根据新的确定路径和前刃面偏差偏差所用的值，更新对钻头的实时投影，并且对钻头后续投影更新滑动锐弯严重性。
在某些实施例中，轨迹计算基于若干观测（比如在向钻柱添加钻杆的同时所收集的安静观测）。通过直接链接到MWD接口硬件/软件可以收集观测数据。这些数据可以被连接到由钻头深度值所产生的测出深度──钻头引导值。轨迹计算可以被视为用于钻孔目的“确定”路径。
在某些实施例中，系统自动地积累数据库。在该数据库中，可以记录以旋转钻进的区间和滑动钻进的区间。每次从MWD收到前刃面数据点就可以更新滑动钻进的区间。对照该滑动间隔记录前刃面值。
准备下一个单根的钻进时，确定路径更新至它曾经达到钻头的最近位置（井孔深度-钻头引导）。
在开始新单根钻进前确定路径更新时，对钻头投影的计算可以更新如下：
(1)如果钻头前方井段是全旋转，相应地估计在钻头处的姿态。
(2)如果在传感器前方井段中存在着滑动钻进，就可以通过在记录区间上积累在收到的前刃面处的dl（长度差）而估计姿态。
(3)考虑全部的前刃面对区间步长和旋转钻进井段，可以把姿态变化积累到当前钻头位置。
对钻头的实时投影姿态可以用于实时钻头位置计算（它可以被结合到最后的确定路径位置点）。
图21是真实垂直深度对测出深度的图形，展示了投影到钻头的一个实例。点550是先前的确定倾斜点。点552是投影的倾斜点。点554是“将要接收”的确定倾斜点。点556是新的投影真实垂直深度（TVD）点。对于15米的钻头引导，当系统开始钻进新的单根时，投影到钻头在15米距离处开始。投影到钻头延伸出15米+单根长度，恰好在收到下一个安静观测之前。在一个实施例中，可以使用非旋转的传感器外壳。差异558表示误差投影。在某些实施例中，为了钻头姿态（例如位置上/下、左/右）对倾角和方位角跟踪误差投影。
使用最佳对齐方法的、在地下地层中形成井孔的钻头的操纵方法包括以MWD仪器取得观测结果。该观测结果用于计算井孔位置。投影到钻头被确定（例如使用最佳拟合曲线）。投影到钻头与最佳对齐方法结合使用，以便保持钻头在钻进设计的预定容差之内。
在一个实施例中，在PLC中实现操纵包括获得观测结果并将该观测结果添加到算出的井孔位置。执行了投影到钻头（对构建速度（“BUR”）或前刃面结果，或者旋转向量使用例如最佳拟合曲线）。可以应用地层校正（比如，高程触发器/γ触发器）和钻进校正（设置范围之外的前刃面误差、压差）。在某些实施例中，校正最佳拟合曲线时可以说明已知的知识（例如BUR的移动平均）。在某些实施例中，钻头投影被添加到观测结果。在某些实施例中，确定了向前投影。
滑动记录可以被手工地或自动地保持在数据库中。当司钻执行滑动或旋转区间时，系统可以自动产生滑动记录。这些记录也可以由用户输入和编辑。滑动记录可以记录着时间、深度、滑动（是/否）、前刃面以及DLS。滑动记录有两个主要功能：(1)从最后观测投影到井孔末端（该投影可以是实时算出的井孔末端的位置）；以及(2)分析滑动性能。
在某些实施例中，系统包括马达接口。在已经进行了测试（例如压力对流量的测试）和已经获取了充分数量的样本之后可以使用该马达接口。从测试中可以产生趋势线（比如压力对流量）。
在某实施例中，产生操纵命令的方法包括计算离开设计的距离和计算离开设计的角度（姿态）偏差。离开设计的角度偏差可以表示井孔的倾角和方位角实际上与设计对比时之间的差。离开设计的角度偏差可以是该井孔相对于设计正在发散/收敛得多迅速的指示。在某些实施例中，根据最后观测时的井孔位置、该钻头投影的当前位置的位置以及该钻头的投影位置（如向前投影位置），离开设计的距离和离开设计的角度（姿态）偏差被实时地计算。
在某些实施例中，调整接口允许用户调整操纵指令，例如通过在图形用户界面中定义设置点。在某些实施例中，调整控制可以用于建立用于计算操纵指令的“前瞻”距离。
图22展示了井孔设计和根据该设计已经钻进了一部分井孔的一个实施例。设计570是曲线，表示所设计的井孔路径。设计570可以是井从开始到结束的线，它规定了该井的意图路径。井孔572是曲线，表示根据设计570已经部分钻进的井孔。MWD观测点574表示井孔572钻进时所取得的实际观测的点。使用MWD仪器比如本文介绍的仪器可以取得实际观测。在每个MWD观测点574处的MWD观测可以提供例如（例如由真实垂直深度、北和东分量定义的）位置和（例如由倾角和方位角定义的）姿态。正如先前的讨论，MWD仪器可以在井孔中钻头点576上方（比如大约14米）。
点576表示正被用于钻孔的钻头末端的投影位置。线577表示钻头在点576处的姿态。
在某些实施例中，按照最后的MWD观测结果，对基于滑动表的当前钻头位置计算了井孔角度。如果该井孔从最后MWD观测被旋转钻进到当前钻头位置，该投影就可以使用被选定为旋转钻进的特定前刃面方向上的角度变化速率（锐弯严重性）。在某些实施例中，控制器使用自动BHA性能分析值用于旋转钻进锐弯严重性和方向。在其他实施例中，控制器使用手工输入的值。一旦界定了该BHA将遵循的曲线的速率和方向，该系统就可以实时地跟踪钻头深度并对角度变化进行矢量加以保持对钻头处倾角和方位角的实时估算。
类似方法可以用于滑动钻进，在某些情况下带有另外的用户设置步骤，界定将从何处获取滑动前刃面，例如，滑动前刃面可以取自从该MWD的实时更新，或者在钻进该单根之前定义的前刃面设置（例如，控制器可以计算出需要以前刃面设置为50度的5米滑动）。
在某些实施例中，顶部前刃面设置可以用于确定投影的钻头位置。例如，顶部前刃面或许用于MWD前刃面刷新速率慢的系统。
图23展示了产生操纵命令方法的一个实施例。产生操纵命令的方法可以用于例如在形成井孔中，比如图22所示的井孔。在580，确定对于正被钻进的实际井孔在钻头处的当前观测。该观测可以包括钻头的位置和姿态。在某些实施例中，当前观测可以用于例如从实际的MWD观测数据，实时地投影钻头的将来位置。例如参考图22，从最新MWD观测点574A获取的MWD观测中可以投影出钻头576的当前位置。
在582，确定了从钻头的确定位置到钻头的计划（设计的）的位置的距离。在某些实施例中，计算了钻头离开该计划的三维“最接近点”距离（例如在图22所示的点590处，显示了最接近点设计点）。按照三维最接近点距离的计算，确定了该三维点对应的计划路径深度（“计划深度”）。使用该计划深度值，就可以计算（例如通过插值）在确定的计划深度点处的设计位置和姿态值，比如计划的倾角、方位角、东、北和TVD。算出的位置和姿态值可以用于计算前刃面中的变化，以便使该井孔返回到计划位置。
可以计算从当前钻头位置回到计划钻头位置的方向。例如，可以确定从计划点到钻头的前刃面（从三维最接近点方法确定）。也可以确定该前刃面从钻头回到设计的相反方向。
在584，在指定的前瞻距离确定了计划的姿态（方位角和倾角）。（例如在图22所示的点592和姿态594，显示了计划的前瞻点和对应姿态。）在某些实施例中，在前瞻距离对倾角和方位角插值。指定的距离可以是例如用户界定的距离。在一个实施例中，前瞻距离是10米。以与在投影的钻头位置处投影观测所用的方式类似的方式可以确定用于前瞻的向前投影。
在586，根据从钻头到设计的距离，确定了调整收敛角。在某些实施例中，调整收敛角可以是为使钻头回到计划位置而改变前刃面的角度。在某些实施例中，调整收敛角根据钻头与计划的三维间隔而改变。
在某些实施例中，收敛角可以在滑动规模上确定。下表给出了滑动规模的一个实例，用于确定调整收敛角。
| 3D间隔（米） | 调整收敛角（度） | 注释 |
| <0.5 | 0 | 可以减少操纵以允许收敛 |
| >0.5米<1米 | 1 | 用于收敛的操纵 |
| >1米<2米 | 2 | 较强的操纵趋势 |
| >2 | 3 | 可以要求相对严厉的校正 |
在588，确定了目标姿态（方位角和倾角）。例如，目标姿态可以基于在前瞻距离处的计划姿态。在某些实施例中，调整了目标姿态以便说明调整收敛角，比如在586确定的调整收敛角。
在589，根据在588确定的相对于当前钻头姿态的目标姿态，确定一条或多条操纵指令。在某些实施例中，操纵解决方案匹配以前瞻距离所确定的角度，加上在该前瞻位置处所需要的附加收敛角（例如在图22所示的箭头596处，表示用于操纵指令的方向）。
在某些实施例中，一旦在前瞻距离处已经界定了目标角度，便计算到达该处需要的前刃面和需要的滑动钻进长度（例如，在对于滑动马达性能定义的锐弯严重性处）。在一个实施例中，在钻头的当前观测与目标倾角/方位角处之间计算了所需要的锐弯和TFO。使用输入的滑动锐弯严重性期望值，可以计算实现所需要锐弯的滑动长度。可以把前刃面计算为例如重力前刃面或磁性前刃面。在某些实施例中，当钻头姿态具有小于5度的倾角时，控制器自动地使用磁性前刃面。在某些实施例中，例如由用户固定锐弯严重性/前刃面的响应值。在某些实施例中，BHA性能分析自动产生了响应输出所需要的操纵解决方案。
在某些实施例中，PLC经由设置点调整参数合并了操纵控制响应的滑动规模。井孔离设计（距离）越远，作为路线校正而计算可以使用的收敛角就越大。24展示了用于输入调整设置点的用户输入屏的一个实施例。调整收敛角可以用作回到设计的收敛角。例如，当井孔接近设计时，PLC可以把“零收敛”放入到前瞻中，一般保持平行轨迹。随着井孔进一步远离，该系统可以增大收敛角，取决于该井孔离设计有多远。例如，当离设计0-0.5米远时，该系统可以考虑从当前钻头位置更远10米的设计角，并且使用该倾角和方位角，加0度的收敛角，以判断是否需要操纵。如果离设计0-3米远，该系统可以考虑从当前钻头位置更远10米的设计角，并且使用该倾角和方位角，加1度的调整收敛角，以判断是否需要操纵。
在某些实施例中，可以把最小和最大滑动距离的附加调整准则传递给PLC。例如，根据图24中所示的设置点，可以只允许大于1米的滑动或小于9米的滑动。
在某些实施例中，在钻进的同时，获得了观测结果并对井孔的末端进行投影。控制系统可以计算在该处应当执行滑动的点。设置点可以指导计算以便告知该系统何时滑动以及滑动多长时间。
输入可以包括以下的一种或多种：
-离开设计的3D最大位移——定义在控制器提供校正滑动之前允许井眼前进的离开设计的最大位移。
-最小滑动距离——限制最小的滑动长度，忽略小于这个值的所需要的滑动。
-最大滑动距离——限制最大的滑动长度。
-平均单根长度——平均单根长度的估计结果。
-TFO漂移容差——当运转的MWD TF从所期望的TF漂移时，允许以当前TF继续滑动钻进。
-BHA性能回顾-为分析BHA性能的到井口的距离
-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
-TF搜寻引导距离——按照指定深度发布即将进入到滑动模式的命令。
在某些实施例中，以钻进指示的形式，在控制系统中提供了描述当前井眼位置的信息和回到设计的定向钻进需求。当每个单根完成时自动计算这些指示。用户具有维持算出的结果或修改它们的选项。在理想条件下，用户将简单地不管这个屏幕。并且当钻进的单根完成时每个后来的单根将自动地更新。
钻进指示可以用于指令对下一个单根要执行的钻进序列。当每个单根完成时可以自动计算这些指示。当钻进的单根完成时每个后来的单根可以自动地更新。
在某些实施例中，通过径向调整可以实现对操纵决策的调整。径向调整可以包括例如保持在离开设计给定距离之内，它在任何上/下-左/右方向相同。在其他实施例中，调整可以用于实现“矩形”操纵决策。在矩形操纵的一个实施例中，允许钻头路径的横向位置规格大于垂直位置。例如，可以允许钻头在设计的右侧10米但是垂直地保持离开设计2米偏差之内。
在某些实施例中，基于地质导向建立了一组有限设置点。基于地质导向的设置点可以以与钻进设置点类似的方式工作，只不过它们的操作影响设计的轨迹。例如，设计轨迹可以保持有效，除非γ计数（或其他地质导向指标信号）超过了用户设置点。然后设计的倾角被减小角度用户设置点，直到新的设计轨迹比先前设计轨迹低用户设置点定义的某量。
对地下地层钻进期间井下更新之间前刃面朝向的估计方法包括对钻柱编码（比如利用顶部驱动上的编码器），以便提供钻柱在地下地层表面的角朝向。地层中的钻柱在标定中运转以模拟地层中钻柱扭曲。在钻井作业期间，使用该编码器读取该钻柱的角朝向值。从地层表面处钻柱的角朝向可以估计前刃面朝向，以钻柱扭曲模型说明前刃面与地层表面处钻柱之间的扭曲。基于表面测量结果的前刃面估计可以填充来自底部钻具组合上随钻测量（MWD）仪器的若干遥感勘测更新（它们是可能大于10秒间隔的“快照”）之间的间隔。
在某些实施例中，根据标定测试创建了钻柱扭曲模型。在一个实施例中，可以在一个方向上旋转该钻柱直到BHA旋转并且摩擦因子已经稳定化，在此时测量扭曲。然后在相反方向旋转该钻柱直到BHA旋转并且摩擦因子已经稳定化，在此时再次测量扭曲。根据标定测试结果，BHA前刃面的实况估计被用于填充井下测量读数之间的间隙。
正如先前的讨论，在某些实施例中，从测试测量结果可以确定摩擦因子。例如，从马达输出和在地层表面测出的扭矩可以确定摩擦因子。使用从测试测量结果确定的摩擦因子，通过对每个单元计算扭矩并积累该元件之下的扭矩可以解析地确定钻柱扭曲。从算出的扭矩可以确定每个元件的扭曲圈数和在地层表面上的扭曲总圈数。
在某些实施例中，地层表面旋转位置与井下位置同步以允许根据在前刃面更新之间的钻进期间测出的扭矩变化所导致的扭曲变化对井下前刃面进行估计。
在某些实施例中，系统包括钻柱中扭曲的图形显示。例如，图形显示可以展示随着扭矩圈数从钻柱的任一端变化，该缠绕/旋转上下钻柱行进。
文本公开的本发明包括但是不限于以下概念。
一种系统，包括：一个或多个检测器，被配置为感测入井流体的至少一个特征；一个或多个检测器，被配置为感测出井流体的至少一个特征；以及一个或多个控制系统，被配置为从所述传感器中的至少一个接收数据。一个或多个所述检测器可以包括科里奥利流量计，它可以在流管线中，或者该系统可以包括至少一个泵，科里奥利流量计在所述至少一个泵的吸入端上。一个或多个所述检测器可以被配置为感测流体密度或质量流量。至少一个所述控制系统可以被配置为根据来自一个或多个检测器的数据自动地控制钻井作业。
一种量化洗井效果的方法，包括：测量入井流体的密度、测量出井流体的密度、确定入井流体的密度与和出井流体的密度之间的差，以及估计从该井中清除的钻屑的量。根据出井流体的流体密度的至少一个趋势特征可以评估洗井效果。使用至少一个在用泥浆罐与至少一个泥浆泵之间联机安装的科里奥利流量计，可以测量入井流体的密度，以及使用流管线中安装的科里奥利流量计，可以测量出井流体的密度。
一种监视井底至井口循环过程的方法，包括：在目标深度监视出井流体的密度，以及根据在目标深度出井流体的密度，确定何时执行至少一项操作。在目标深度监视出井流体的密度被自动地进行。至少一项操作包括提起井底的钻头或在井底至井口过程后停止循环。
一种在钻井系统中置换操作期间管理流体的方法，包括：监视钻井系统中第一流体与第二流体之间的界面，其中第一流体至少部分地置换系统中的第二流体，以及根据该界面的监视确定执行至少一项操作的最佳时间。该操作可以包括关闭该系统，它可以包括使在置换期间产生的溢出体积最小。
一种监视井中流体损失的方法，包括：测量入井流体的流量；测量出井流体的流量；将入井流量与出井流量进行对比；确定入井流量与出井流量之间的差；以及根据入井流量与出井流量之间的差确定地层损失的估计。
一种检测井中井涌的方法，包括：测量入井流体的流量；测量出井流体的流量；将入井流量与出井流量进行对比；确定入井流量与出井流量之间的差；以及根据入井流量与出井流量之间的差来识别所述井中至少一次井涌。一种描述钻井作业中流动效应特征的方法，包括：测量随时间变化的入井流体的流量；测量随时间变化的出井流体的流量；以及根据至少一次测量的流体流量描述至少一个流动效应的特征。所述流体效应可以包括鼓胀、流入或地层损失。
一种确定关于井的稀释剂需求的方法，包括：根据质量流测量结果评估泥浆系统中留存的低重力固体的体积；以及根据所评估的所述泥浆系统中留存的低重力固体的体积估计所述井的指定深度将需要多少稀释剂。
一种对钻井系统的图形显示，包括：在所述系统中至少一个点中流体的一个或多个流量随时间变化的至少一幅图；以及未从所述井清除的钻屑随时间变化的至少一幅图。质量流量可以是入井流体的质量流量也可以是出井流体的质量流量。根据入井的质量流量和出井的质量流量可以估计钻屑，并且根据来自吸入端和井返出端上流量计的实时测量结果可以确定进出井的质量流量。
鉴于这份说明，本发明多个方面的进一步修改和替代实施例对于本领域技术人员可以是显而易见的。所以，这份说明应当被解释为仅仅是展示性的，并且是为了教导本领域技术人员本发明的一般执行方式。应当理解，本文显示和介绍的本发明的若干形式应当被视为当前优选实施例。本文展示和介绍的要素和材料可以替换，若干部件和过程可以颠倒，并且本发明的某些特征可以独立地使用，本领域技术人员在获得了本发明的这份说明的益处后，一切都会显而易见。对本文介绍的要素可以作出改变而不脱离在以下权利要求书中介绍的本发明的实质和范围。此外，应当理解，本文独立地介绍的若干特征可以在某些实施例中结合。
Claims (31)
1.一种系统，包括：
被配置为感测入井流体的至少一个特征的一个或多个传感器；
被配置为感测出井流体的至少一个特征的一个或多个传感器；以及
被配置为从所述传感器中的至少一个接收数据的一个或多个控制系统。
2.根据权利要求1的系统，其中，所述传感器中的至少一个包括科里奥利流量计。
3.根据权利要求1的系统，其中，所述系统包括至少一个泵，被配置为感测入井流体的至少一个特征的所述一个或多个传感器包括在所述至少一个泵的吸入端上的科里奥利流量计。
4.根据权利要求1的系统，其中，被配置为感测出井流体的至少一个特征的所述一个或多个传感器包括流管线中的科里奥利流量计。
5.根据权利要求1的系统，其中，所述传感器中的至少一个被配置为感测流体密度。
6.根据权利要求1的系统，其中，所述传感器中的至少一个被配置为感测质量流量。
7.根据权利要求1的系统，其中，所述控制系统中的至少一个被配置为根据来自一个或多个所述传感器的数据自动控制钻进操作。
8.一种量化洗井效果的方法，包括：
测量入井流体的流体密度；
测量出井流体的流体密度；
确定入井流体的流体密度与出井流体的流体密度之间的差；以及
估计从所述井清除的钻屑量。
9.根据权利要求8的方法，进一步包括根据出井流体的流体密度的至少一个趋势特征评估洗井效果。
10.根据权利要求8的方法，其中，使用至少一个在用泥浆罐与至少一个泥浆泵之间联机安装的科里奥利流量计测量入井流体的流体密度。
11.根据权利要求8的方法，其中，使用流管线中安装的科里奥利流量计测量出井流体的流体密度。
12.一种监视循环井底至井口泥浆行程过程的方法，包括：
在目标深度监视出井流体的流体密度；以及
根据在所述目标深度出井流体的流体密度确定何时执行至少一项操作。
13.根据权利要求12的方法，其中，在所述目标深度监视出井流体的流体密度自动地进行。
14.根据权利要求12的方法，其中，所述至少一项操作包括提起所述井的底部的钻头。
15.根据权利要求12的方法，其中，所述至少一项操作包括所述井底至井口泥浆行程过程之后停止循环。
16.一种在钻井系统中在置换操作期间管理流体的方法，包括：
监视所述钻井系统中第一流体与第二流体之间的界面，其中，所述第一流体至少部分地置换所述系统中的所述第二流体；以及
根据所述界面的监视确定执行至少一项操作的最佳时间。
17.根据权利要求16的方法，其中，所述至少一项操作包括关闭所述系统。
18.根据权利要求17的方法，其中，关闭所述系统的最佳时间使所述置换期间产生的溢出体积最小化。
19.一种监视井中流体损失的方法，包括：
测量入井流体的流量；
测量出井流体的流量；
将入井流量与出井流量进行对比；
确定入井流量与出井流量之间的差；以及
根据入井流量与出井流量之间的差确定地层损失的估计。
20.一种检测井中井涌的方法，包括：
测量入井流体的流量；
测量出井流体的流量；
将入井流量与出井流量进行对比；
确定入井流量与出井流量之间的差；以及
根据入井流量与出井流量之间的差来识别所述井中至少一次井涌。
21.一种描述钻井作业中流动效应特征的方法，包括：
测量随时间变化的入井流体的流量；
测量随时间变化的出井流体的流量；以及
根据至少一次测量的流体流量描述至少一个流动效应的特征。
22.根据权利要求21的方法，其中，所述钻井作业是深水作业。
23.根据权利要求21的方法，其中，所述至少一个流动效应包括鼓胀。
24.根据权利要求21的方法，其中，所述至少一个流动效应包括流入。
25.根据权利要求21的方法，其中，所述至少一个流动效应包括地层损失。
26.一种确定关于井的稀释剂需求的方法，包括：
根据质量流测量结果评估泥浆系统中留存的低重力固体的体积；以及
根据所评估的所述泥浆系统中留存的低重力固体的体积估计所述井的指定深度将需要多少稀释剂。
27.一种对钻井系统的图形显示，包括：
在所述系统中至少一个点中流体的一个或多个流量随时间变化的至少一幅图；以及
未从所述井清除的钻屑随时间变化的至少一幅图。
28.根据权利要求27的方法，其中，所述质量流量是入井流体的质量流量。
29.根据权利要求27的方法，其中，所述质量流量是出井流体的质量流量。
30.根据权利要求27的方法，其中，根据入井质量流量和出井质量流量估计所述钻屑。
31.根据权利要求27的方法，其中，根据来自所述井的吸入端和返出端的流量计的实时测量结果确定入井质量流量和出井质量流量。
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Granted publication date: 20151202 Termination date: 20190728 |
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