CN103299020A - 用于对定向钻井系统进行导向的系统和方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种钻头定向系统和方法，所述钻头定向系统和方法修改或偏置钻头的随机运动以改变钻井系统的钻进方向。监测钻头的方向，以确定所述方向是否以某些方式正好与优选的方向对齐。如果所述方向没有与优选的方向充分接近，则可以控制钻头在井眼内的随机运动，和/或可以聚集或偏置钻头在用于引导钻进的作用在钻头上的侧向力下的运动以将钻进方向改变成接近优选的方向。可以使用任意数量的随机运动控制机构或偏置机构。一些实施例可以依赖于传统的导向机构以补充随机运动控制器或侧向力偏置机构。
Description
相关申请的交叉引用
本申请主张2007年8月15日提出申请的题为“SYSTEM ANDMETHOD FOR CONTROLLING A DRILLING SYSTEM FOR DRILLINGA BOREWELL IN AN EARTH FORMATION”的待审的美国申请No.11/839,381的权益，并且本申请是所述申请的继续申请，该申请通过引用在此全文并入。
本申请涉及与本申请同一天提出申请的题为“Stochastic bit NoiseControl”的美国专利申请No./(代理人案号暂时为No.57.0825 U.S.CIP)，该申请通过引用在此全文并入。
本申请涉及与本申请同一天提出申请的题为“DRILL BIT GAUGEPAD CONTROL”的美国专利申请No./(代理人案号暂时为No.57.0831 U.S.CIP)，该申请的内容通过引用在此全文并入。
本申请涉及与本申请同一天提出申请的题为“SYSTEM ANDMETHOD FOR DIRECTIONALLY DRILLING A BOREHOLE WITH AROTARY DRILLING SYSTEM”的美国专利申请No./，(代理人案号暂时为No.57.0854 U.S.CIP)，该申请的内容通过引用在此全文并入。
技术领域
本发明总体涉及钻井，但不以限制性的方式涉及控制用于对井眼进行钻进的方向。
背景技术
在许多行业中，通常期望的是通过地球地层定向钻进一口井眼或者在地下地层中的井中取心，以便井眼和/或取心可以包围和/或通过地层内的沉积物和/或储层，以到达地层和/或类似地层内的预定目标。当在地下地层中钻井或取心时，有时期望能够改变和控制钻进方向，以例如朝向期望的靶心引导井眼，或者一旦已经到达靶心则水平控制在含有油气的区域内的方向。还期望的是当钻直井时可对偏离期望方向的井斜进行校正，或者控制井的方向以避免障碍物。
例如，在油气行业中，可以进行钻井以截取具体位置处具体的地下地层。在一些钻井过程中，为了钻期望的井眼，可以预先设计通过地球地层的钻井轨迹，并且可以控制钻井系统以与轨迹一致。在其它过程中，或者在与前述过程的结合中，在钻井过程期间，可以确定用于井眼的目标并可以监测正在地球地层内钻进井眼的进程，并且可以采用用于确保井眼到达靶区目标的步骤。此外，可以控制钻井系统的操作以提供经济钻井，所述经济钻井可以包括进行钻进以尽快钻通地球地层，进行钻进以减小钻头磨损，进行钻进以获得通过地球地层的最佳钻井和最佳钻头磨损和/或类似结果。
钻井的一个方面被称作“定向钻井”。定向钻井是有意使井眼偏离所述井眼本身所通过的路径。换句话说，定向钻井是对钻柱进行导向，使得所述钻柱沿期望的方向移动。
因为定向钻井能够从单个平台钻多口井，因此定向钻井的优势在于海上钻井。定向钻井还能够通过储层进行水平钻井。水平钻井能够使更长的井筒穿过储层，这增加了井的生产率。
定向钻井系统同样也可以用于垂直钻井操作中。通常，钻头由于被穿过的地层的不可预测的特性或钻头受到的变化力而离开设计好的钻井轨迹。当这种井斜发生时，定向钻井系统可以用于将钻头放回在规定的轨迹上。
用于井眼的定向钻进的监测过程可以包括确定钻头在地球地层内的位置、确定钻头在地球地层中的方位、确定钻井系统的钻压、确定通过地球地层的钻井速度、确定正在被钻进的地球地层的特性、确定包围钻头的地层的特性、期望确定钻头前面的地层的特性、对地球地层进行地震分析、确定邻近钻头的储层等的特性、测量井眼内和/或井眼或类似物周围的地层的压力、温度和/或类似参数。在用于井眼的定向钻进的任一过程中，不管是否在预先设计的轨迹之后、是否监测钻井过程和/或钻井条件和/或类似操作，必需能够对钻井系统进行导向。
在钻井操作期间作用在钻头上的力包括重力、由钻头产生的扭矩、施加到钻头的端部载荷、和来自钻柱组合的弯矩。这些力与正在被钻进的地层类型和地层相对于井眼的倾角一起可以在钻井过程期间产生复杂的相互作用的力系。
钻井系统可以包括“旋转钻井”系统，在所述旋转钻井系统中，包括钻头的底部钻具组合连接到可以从钻井平台被驱动/旋转的钻柱。在旋转钻井系统中，可以通过改变诸如钻压、旋转速度等因素提供井眼的定向钻井。
相对于旋转钻井，定向钻井公知的方法包括使用旋转钻井系统(RSS)。在RSS中，钻柱从地面旋转，并且井下装置使钻头沿期望的方向钻进。旋转钻柱大大减少了钻井期间钻柱悬空或卡钻的发生。
用于将斜井钻进到地球内的旋转导向钻井系统可以大致分类为“面向钻头”系统或“推进钻头”系统。在面向钻头系统中，钻头的旋转轴线沿新井的大致方向偏离底部钻具组合(“BHA”)的局部轴线。根据由上下稳定器接触点和钻头限定的常规三点几何尺寸扩展井。与钻头和下稳定器之间的有限距离相关联的钻头轴线的偏斜角产生要生成的弯曲所需的非共线条件。有许多方法可以实现此，包括在底部钻进组合中靠近下稳定器的点处的固定弯曲或在上稳定器与下稳定器之间分布的钻头驱动轴的挠曲。
面向钻头可以包括使用井下马达旋转钻头，且马达和钻头安装在包括具有角度的弯头的钻柱上。在这种系统中，钻头可以通过悬挂型或倾斜机构/接头、弯接头或类似机构连接到马达，其中，钻头可以相对于马达倾斜。当需要改变钻井方向时，可以使钻柱停止旋转，并且钻头可以沿期望的方向位于井下，从而使用井下马达，并且钻头的旋转可以使沿期望的方向的钻进开始。在这种布置中，钻进方向取决于钻柱的角位移。
在钻头的理想形式中，在面向钻头系统中，因为钻头轴线沿弯曲井的方向连续旋转，因此，钻头不需要进行侧向钻切。美国专利申请出版物No.2002/0011359；2001/0052428和美国专利No.6,394,193；6,364,034；6,244,361；6,158,529；6,092,610；和5,113,953中说明了面向钻头型旋转导向系统的示例和所述面向钻头型旋转导向系统是如何操作的，所有这些申请通过引用在此并入。
推进钻头系统和方法将力施加在井壁上以弯曲钻柱和/或迫使钻头在优选的方向上进行钻进。在推进钻头旋转导向系统中，通过使机构在相对于井扩展的方向被优选定向的方向上施加力或产生位移来实现所需的非共线条件。有许多方法可以实现此，包括不旋转(相对于井)基于位移的方法和沿期望的导向方向将力施加到钻头的偏心致动器。此外，通过在钻头与至少两个其它接触点之间产生非共线性来实现导向。在钻头的理想形式中，钻头需要进行侧向钻切以生成弯曲井。美国专利No.5,265,682；5,553,678；5,803,185；6,089,332；5,695,015；5,685,379；5,706,905；5,553,679；5,673,763；5,520,255；5,603,385；5,582,259；5,778,992；5,971,085中说明了推进钻头型旋转导向系统的示例和所述推进钻头型旋转导向系统是如何操作的，这些申请通过引用在此并入。
RSS的公知形式设置有在与钻柱旋转相反的方向上旋转的“反向旋转”机构。通常，反向旋转在与钻柱旋转相同的速度下发生，使得反向旋转部分相对于井眼的内部保持相同的角位置。因为反向旋转部分相对于井眼不旋转，因此通常被本领域的技术人员称作为“对地静止”。在此公开中，术语“反向旋转”和“对地静止”之间没有区别。
推进钻头系统通常在反向旋转稳定器的内部或外部使用。反向旋转稳定器相对于井壁保持固定角度(或对地静止)。当要使井眼偏斜时，致动器从期望的井斜在相反方向上将推力块(pad：或者为伸缩片)压靠在井壁上。产生的结果是钻头在期望的方向上被推动。
通过用于弯曲底部钻具组合的力可平衡由致动器/推力块生成的力，并且所述力通过致动器/推力块反作用在底部钻具组合的相对侧，并且反作用力作用在钻头的牙轮上，从而对井进行导向。在一些情况下，来自推力块/致动器的力可以足够大以磨蚀应用系统的地层。
例如，SchlurnbergeTMPowerdriveTM系统钻杆使用三个推力块，所述三个推力块绕底部钻具组合的截面布置以从底部钻具组合被同步部署，从而沿一方向推动钻头并且对正在被钻进的井眼进行导向。在所述系统中，推力块在钻头后面1-4ft的范围内紧密安装，并且通过从循环流体所取的泥浆流给所述推力块供电或致动所述推力块。在其它系统中，由钻井系统或楔形物或类似物提供的钻压可以用于将钻井系统定向在井眼中。
虽然用于将力施加在井壁上并且使用反作用力沿一方向推动钻头或使钻头移动以沿期望的方向钻井的系统和方法可以与包括旋转钻井系统的钻井系统一起使用，但是所述系统和方法可能具有缺陷。例如，这种系统和方法可能需要将较大的力施加在井壁上以弯曲钻柱或将钻头定向在井眼中；这种力可能大约为5kN或更大，5kN或更大的力可能需要较大/复杂的井下发动机或类似物来生成。另外，许多系统和方法可以重复使用当底部钻具组合旋转时的推力块/致动器向外推入到井壁中的推力以产生推动钻头的反作用力，这可能需要复杂/昂贵/高维护的同步系统、复杂的控制系统和/或类似系统。
钻头被公知为以不可预测或甚至随机的方式在井眼内周围“跳动”或产生卡搭声。这种随机运动基本上是不确定的原因在于当前的状态不能完全确定下一个状态。面向钻头和推进钻头技术用于迫使钻头进入具体方向并且克服钻头产生咔嗒声的趋势。这些技术忽视了钻头在没有定向力的情况下很可能产生的随机跳动。
发明内容
在一个实施例中，本公开用于对方向系统进行导向以定向地钻进井眼。在一个实施例中，通过控制定向钻井系统的包括钻头的底部钻具组合在井眼中的随机运动和/或控制当将侧向力施加到底部钻具组合/钻头时底部钻进组合与井眼的内壁/侧壁之间的反作用力来提供定向钻井系统的导向。与传统的导向机构相比，这些导向方法/系统可以用于通过较少的努力/较简单的机器/较低的成本改变井眼系统的方向。在一个实施例中，监测钻井系统的钻进方向，并且一起处理监测的钻进方向和正在被钻进的井眼的期望的终点。然后控制定向钻井系统以通过控制随机运动和/或偏置作用在底部钻具组合/钻头上的侧向力钻进井眼，从而达到期望的终点。例如，如与申请同一天提出申请的题为“SYSTEM ANDMETHOD FOR DIRECTIONALLY DRILLING A BOREHOLE WITH AROTARY DRILLING SYSTEM”(代理人案号临时为No.57.0834 U.S.CIP)的悬而未决的美国申请No./，该申请通过引用在此全文并入。一些实施例可以依赖于传统的导向机构以补充偏置机构或者作为所述偏置机构的替代物。
本公开的适用性的进一步领域将从以下提供的详细说明变得清楚可见。应该理解的是详细说明和具体示例虽然示出了各种实施例，但是仅仅出于说明的目的，并且目的必然不是限制本公开的保护范围。
附图说明
以下参照附图说明本发明，其中：
图1A示出了本发明可以使用的井位系统；
图1B示出了钻头定向系统的实施例的方框图；
图2示出了用于控制钻头方向的过程的一个实施例的流程图；和
图3示出了用于操纵钻头定向系统的状态机。
在附图中，类似的部件和/或特征可以具有相同的附图标记。此外，相同类型的各种部件可以通过在附图标记之后具有虚线和在类似部件中进行区别的第二标记来去区别。只要在说明书中使用第一附图标记，则不管第二附图标记，说明适用于具有相同的第一附图标记的类似部件中的任一个。
具体实施方式
随后的说明仅提供了优选的示例性实施例(一个或多个)，并且目的不是限制本公开的保护范围、适用性或结构。相反，优选的示例性实施例(一个或多个)的随后说明将为本领域的技术人员提供用于能够实施优选的示例性实施例的说明。要理解的是在不背离如所附权利要求所述的精神和保护范围的情况下可以对元件的功能和布置做各种改变。
图1A示出了本发明可以使用的井位系统。井位可以在陆上或海上。在此示例性系统中，井眼11通过旋转钻井以公知的方式形成在地下地层内。如以下所述，本发明的实施例还可以使用定向钻井。
钻柱12悬挂在井眼11内并且具有底部钻具组合100，所述底部钻具组合包括在其下端的钻头105。地面系统包括位于井眼11上方的平台和井架组件10、包括转盘16的组件10、方钻杆17、大钩18和旋转座架19。钻柱12由转盘16旋转，所述转盘由未示出的装置提供能量，所述转盘16接合在钻柱上端的方钻杆17。钻柱12通过方钻杆17和旋转座架19从大钩18悬挂，大钩18连接到行进块(未示出)所述旋转座架允许钻柱相对于大钩旋转。如所公知的，可选地，可以使用顶部驱动系统。
在此实施例的示例中，地面系统还包括钻井液或泥浆26，所述钻井液或泥浆储存在形成在井位处的槽27内。泵29通过旋转座架19的端口将钻井液26输送到钻柱12的内部，从而使钻井液由方向箭头8所示向下流动通过钻柱12。钻井液通过钻头105内的端口离开钻柱12，然后如方向箭头9所示向上循环通过钻柱外部与井壁之间的环空区域。以此公知的方式，当钻井液返回到槽27用于再循环时，所述钻井液润滑钻头105并且将岩屑带到地面。
图示的实施例的底部钻具组合100包括随钻测井(LWD)模块120、随钻测量(MWD)模块130、旋转导向系统和马达、以及钻头105。
如本领域所公知的，LWD模块120容纳在专用钻铤中，并且可以包括一个或多个已知类型的测井仪。还要理解的是可以使用多于一个的LWD和/或MWD模块，例如，如120A表示(在附图中，对在位置120处的模块的附图标记可选地可以表示同样在位置120A处的模块)。LWD模块包括用于测量、处理、和存储信息的能力，以及用于与地面设备进行通信的能力。在本实施例中，LWD模块包括压力测量装置。
如本领域所公知的，MWD模块130也容纳在专用钻铤中，并且可以包括用于测量钻柱和钻头的特征的一个或多个装置。MWD测井仪还包括用于为井下系统生成电力的设备(未示出)。这通常可以包括由钻井液的流动提供动力的泥浆涡轮发电机，且要理解的是可以使用其它电源和/或电池系统。在本实施例中，MWD模块包括以下类型测量装置中的一个或多个：钻压测量装置、扭矩测量装置、振动测量装置、冲击测量装置、粘滑测量装置、方向测量装置、和倾角测量装置。
使用系统的具体优势在于与控制导向或“定向钻井″结合。在此实施例中，设置旋转导向子系统150(图1A)。定向钻井是有意使井眼偏离所述井眼本身所通过的路径。换句话说，定向钻井是对钻柱进行导向，使得所述钻柱沿期望的方向移动。因为定向钻井能够从单个平台钻多口井，因此定向钻井的优势例如在于海上钻井。定向钻井还能够通过储层进行水平钻井。水平钻井能够使更长的井筒穿过储层，这增加了井的生产率。定向钻井系统同样也可以用于垂直钻井操作中。通常，钻头由于被穿过的地层的不可预测的特性或钻头受到的变化力而离开设计好的钻井轨迹。当这种井斜发生时，定向钻井系统可以用于将钻头放回在规定的轨迹上。定向钻井公知的方法包括使用旋转钻井系统(“RSS”)。在RSS中，钻柱从地面旋转，并且井下装置使钻头沿期望的方向钻进。旋转钻柱大大减少了钻井期间钻柱的悬空或卡钻的发生。
用于将斜井钻进到地球内的旋转导向钻井系统可以大致分类为“面向钻头”系统或“推进钻头”系统。在面向钻头系统中，钻头的旋转轴线沿新井的大致方向偏离底部钻具组合的局部轴线。根据由上下稳定器接触点和钻头限定的常规三点几何尺寸扩展井。与钻头和下稳定器之间的有限距离相关联的钻头轴线的偏斜角产生要生成的弯曲所需的非共线条件。有许多方法可以实现此，包括在底部钻具组合中靠近下稳定器的点处的固定弯曲或在上稳定器与下稳定器之间分布的钻头驱动轴的挠曲。在钻头的理想形式中，因为钻头轴线沿弯曲井的方向连续旋转，因此，钻头不需要进行侧向钻切。美国专利申请出版物No.2002/0011359；2001/0052428和美国专利No.6,394,193；6,364,034；6,244,361；6,158,529；6,092,610；和5,113,953中说明了面向钻头型旋转导向系统的示例和所述面向钻头型旋转导向系统是如何操作的，所有这些申请通过引用在此并入。在推进钻头系统中，通常没有用于使钻头轴线偏离局部底部钻具组合轴线的专门的识别机构；相反，通过使上稳定器和下稳定器中的任一个或所述上稳定器和所述下稳定器在相对于井扩展的方向被优选定向的方向上施加偏心力或位移来实现所需的非共线条件。此外，有许多方法可以实现此，包括不旋转(相对于井眼)偏心稳定器(基于位移的方法)和沿期望的导向方向将力施加到钻头的偏心致动器。此外，通过在钻头与至少两个其它接触点之间产生非共线性来实现导向。在钻头的理想形式中，钻头需要进行侧向钻切以生成弯曲井。美国专利No.5,265,682；5,553,678；5,803,185；6,089,332；5,695,015；5,685,379；5,706,905；5,553,679；5,673,763；5,520,255；5,603,385；5,582,259；5,778,992；5,971,085中说明了推进钻头型旋转导向系统的示例和所述推进钻头型旋转导向系统是如何操作的，这些申请通过引用在此并入。
首先参照图1B，示出了钻头定向系统160的实施例的方框图。在本发明的一些方面中，地面处理器164位于地面上以在地面上操纵钻柱。可以在地面上通过改变钻柱的旋转速度来操纵钻柱，从而改变由钻柱和/或类似物提供的钻压。因此，地面处理器164可以与钻柱旋转控制器172和/或钻压控制器168通信并且控制所述钻柱旋转控制器和/或所述钻压控制器。通常，可以对钻井操作进行控制，并且地面处理器164可以具有显示器、图形用户界面或类似物以将信息/指令提供给钻头。
地面处理器164可以通过控制地面和/或井下装置以改变诸如钻压、旋转速度、到底部钻具组合的侧向力的施加和/或类似参数来操纵/引导在地球地层中的钻进方向。在本发明的其它方面中，井下控制器184可以操纵钻进方向。可以将钻井轨迹通信给井下控制器184，并且井下控制器184可以控制钻井参数以控制钻进方向。在钻井过程期间可以由发送到井下控制器184信息更新钻井轨迹。在一些方面中，由于难于从井下位置到地面进行通信，可能理想的是井下控制器184操纵钻进方向。此外，与地面处理器164相比，井下控制器184可以更近于和/或更好地能够与用于改变钻井参数的诸如侧向力发生器的井下装置通信。在本发明的一些方面中，定向钻井系统可以包括地面处理器164和/或井下控制器184，并且地面处理器164和/或井下控制器184可以共同对钻进方向进行操纵。
在本发明的实施例中，定向钻井系统的底部钻具组合180可以与随机导向机构196和/或偏置机构192连接。随机导向机构196可以是控制底部钻具组合180和/或钻头194与通过定向钻井系统正在被钻井的井眼的内壁之间的相互作用的机构。由于底部钻具组合180和/或钻头194在井眼中的随机径向运动，在钻井过程期间，相互作用可以发生在底部钻具组合180和/或钻头194的外表面和/或底部钻具组合180和/或钻头194上的量规推力块(未示出)之间。底部钻具组合180和/或钻头194与内壁之间的相互作用可以包括底部钻具组合180和/或钻头194与内壁之间的撞击、和/或在增加或减小底部钻具组合180和/或钻头194与内壁之间的相互作用力的情况下底部钻具组合180和/或钻头194与内壁之间的相互作用，即，底部钻具组合180和/或钻头194可以基本上与内壁连续接触，但是底部钻具组合180和/或钻头194在钻井过程期间的径向运动可以用于生成底部钻具组合180和/或钻头194与内壁之间的随机接触力。如2007年8月15日提出申请的题为“SYSTEM AND METHOD FOR CONTROLLING ADRILLING SYSTEM FOR DRILLING A BOREWELL IN AN EARTHFORMATION”的美国申请No.11/839,381中所提出的，撞击和/或随机接触力可以被控制、聚集和/或偏置以引导钻头194，从而定向钻进井眼。
在本发明的实施例中，定向钻井系统的底部钻具组合180可以与偏置机构192连接。偏置机构192可以包括诸如与本申请同一天提出申请的题为“SYSTEY AND METHOD FOR DIRECTIONALLY DRILLING ABOREHOLE WITH A ROTARY DRILLING SYSTEM”(代理人案号暂时为No.57.0834U.S.CIP)的美国专利申请No./的系统，所述系统可以用于偏置/聚集作用在底部钻具组合180和/或钻头194上的侧向力。
信息可以从地面处理器164和/或井下控制器184通信给底部钻具组合180，信息可以包括用于钻头194实现的期望的方位或方向、使用以实现沿期望方向的钻井的各种偏置机构192和导向机构196的选择、和/或类似信息。另外，在一些方面中，信息可以为底部钻具组合180、偏置机构192和/或随机导向机构196提供控制信息。
底部钻具组合180可以包括井下控制器184、方位或方向传感器188、钻头旋转传感器199、一个或多个偏置机构192、和一个或多个随机导向机构196。典型的底部钻具组合(“BHA”)可以具有在图1B中没有示出的多个控制系统。可以将信息从地面处理器164和/或井下控制器184通信给底部钻具组合180以指示优选的钻进方向。在本发明的一些实施例中，可以由地面处理器164和/或井下控制器184控制偏置机构192和导向机构196以对钻井系统进行导向。在一些方面中，井下控制器164可以被设置成用于实施控制偏置机构192和导向机构196的操作，且从方向和钻头旋转传感器188、199采集信息。
仅仅以示例的方式，地面处理器164和/或井下控制器184可以与诸如测量钻压、扭矩、钻柱的旋转速度、钻头磨损、井眼压力、井眼温度和/或类似参数的传感器的钻井传感器通信。另外，测量正在被钻井的地层的特征(例如，孔隙压力、地层类型和/或类似参数)的传感器也可以与地面处理器164和/或井下控制器184通信。地面处理器164和/或井下控制器184可以处理感测的信息和用于井眼的期望的终点，并且控制底部钻具组合180以提供井眼的定向钻井，从而实现期望的终点。期望的终点可以包括通过含有油气的地层区域的轨迹，可以是提供这种轨迹的普通终点、可以是被设计成在地层的具体位置处到达的更加具体的终点，可以是在其到达之后被又一个终点取代的临时终点或类似终点。
在一些方面中，可以将用于实现期望的定向井眼的钻井轨迹通信给地面处理器164和/或井下控制器184，并且地面处理器164和/或井下控制器184可以控制底部钻具组合180以保持钻井轨迹。然而，这可以被设置成用于使井眼蜿曲，可以不考虑钻井轨迹之外的优选的钻进方向，并且可以不考虑可以使用偏置机构192和/或导向机构196以改变钻进方向所固有的时滞。例如，随机导向机构196用于控制钻头194的随机运动以引导钻井系统的钻进方向，而偏置机构192用于偏置/聚集侧向力以引导钻井系统的钻进方向，所述导向机构和所述偏置机构都可以涉及逐渐改变井眼方向。因此，代替限定的轨迹，地面处理器164和/或井下控制器184可以处理用于井眼的期望的终点、钻井测量值、地层测量值、当前钻进方向、对改变偏置机构192和/或随机导向机构196的钻进方向的影响率和/或类似参数以确定如何控制偏置192和/或随机导向机构196，从而对钻井系统进行导向以实现期望的终点。在一些方面中，PeriscopeTM系统、EcoScopeTM系统、StethoscopeTM系统和/或类似系统可以用于确定如何引导井眼的钻进。
PeriscopeTM系统绘制地层界面并且清楚地指示最佳导向方向，并且深部测量范围给出需要进行导向调节以避免水或钻进危险或避免离开储层靶区的预警。EcoScopeTM系统可以用作在钻井过程期间可以使用电阻率、中子孔隙度、和方位伽马射线和密度以评价地层和所述地层的特性的随钻测井仪。钻井优化测量值可以包括环空压力随钻、内径规井中测量值、和冲击。StethoScopeTM系统可以改进地质导向并且利用实时地层压力测量值地质停止(geostopping)判定。可以根据来自StethoScopeTM系统的结果进行快速判定以消除钻压枯竭层浪费的时间并且可以保存预定用于侧钻或完井的原始压力层带。
执行用于定向和水平钻井过程的随钻测量勘探以提供BHA的方位和位置[Conti，1999]。方位角、倾角和工具面角确定BHA的方位，而纬度、经度和高度确定BHA的位置。高度直接确定BHA的真垂直深度。现有MWD勘探技术的状态基于地磁勘探，所述地磁勘探装有在三个相互正交的方向上布置的三轴磁力仪和三轴加速仪。三轴加速仪监测地球重力场以提供倾角和工具面角。此信息与地球磁场的磁力仪测量值合并以提供方位角。
为此，目前使用两种不同的方法，一方面是旋转导向系统，另一方面是与弯接头或套管结合的泥浆马达，在所述旋转导向系统中，将钻头的旋转偏转到期望方向，同时整个钻柱自地面旋转，在所述泥浆马达中，仅钻柱的下端由于泥浆马达的作用而旋转。测量系统可以包括用于确定在钻井操作过程中确定方向参数和/或测量地层或井眼内的参数的随钻测量(MWD)系统和/或随钻测井(LWD)系统。此外，在一些方面中，尤其在浅水平井中，底部钻具组合和/或钻头可以配备有发射可以穿过正在被钻井的地球地层的电磁辐射或振动的信标(beacon)和接收器(一个或多个)，所述接收器可以在地面上使用以接收发射的信号并且用于确定底部钻具组合的位置和/或钻进方向。
可以包括方向数据、导向和/或偏置数据、随钻测井数据、期望的边界识别数据和/或类似数据的钻井数据可以被通信给井下控制器184和/或从BHA 180被通信回到在地面上的地面处理器164。钻头的方向可以与关于各种偏置机构192和导向机构196的使用的数据一起被周期性地通信给地面处理器164。井眼轨迹信息数据库176可以存储在井下采集的信息以知道井眼是如何导向通过地层的。井眼轨迹信息数据库176可以位于地面或井下。地面处理器164和/或井下控制器184可以重新计算用于钻头194的最佳方位或方向，并且将所述方位或方向通信给BHA 180以使任何先前的指令无效。另外，可以利用在地层采集的其它信息分析各种偏置机构192和导向机构196的效率以在井下提供关于如何最好地使用可用的偏置机构192和导向机构196，从而实现对于具体井位所期望的井眼的几何尺寸。
仅以示例的方式，可以确定正在被钻进的地层、边界条件、钻进特性和/或类似参数的监测变化、用于偏置机构192和/或随机导向机构196以用于对钻井系统进行导向，从而将井眼钻进到期望的终点。如前述所注意到的，虽然本发明的偏置机构192和/或随机导向机构196可以需要较少的井下设备、较不复杂的井下设备、较少的井下力生成和/或类似物，但是系统可能需要瞬间时滞以提供对钻井系统的期望的导向，并且地面处理器164和/或井下控制器184可以将这种瞬间时滞计算成对用于偏置机构192和/或随机导向机构196的设定的处理和/或用于到达期望的终点的轨迹。此外，随钻测井测量值可以改变期望的终点，并且这种改变可以被处理成通过偏置机构192和/随机导向机构196对钻井系统的导向。
方向传感器188可以确定钻头194和/或底部钻井组合180相对于具体的三维参考系(即，相对于地球或其它固定点)的当前方向。各种技术可以用于确定当前方向，例如，具有陀螺仪的惯性或作用稳定的平台可以与钻头194的参考进行比较，加速仪可以用于追踪方向和/或磁力仪可以测量相对于地球的磁场的方向。测量值可以是有噪点的，并且过滤器可以用于使来自测量值的噪点最终得到平衡。在本发明的其它方面中，微震机构可以用于通过测量地球地层内的振动数据来追踪钻头194和/或底部钻井组合180的位置。
钻头旋转传感器199允许对钻头194的旋转的相位进行监测。井下控制器184可以使用传感器信息以允许对偏置机构192和/或随机导向机构196的同步控制。在知道相位的情况下，可以每一个旋转周期或任意整数周期(例如，每隔一圈、每第三圈、每第四圈、每第十圈等)执行偏置和/或随机导向。其它实施例没有使用钻头旋转传感器199或同步操纵偏置机构(一个或多个)192。
具有持续强制使钻头运动的各种随机导向机构196。随机导向机构196不是有意利用钻头194本身发生的随机运动。给定位置可以使用一个或多个这些随机导向机构196以生成通过地层的随意改变方向的井眼。其它实施例可以没有随机导向机构196，而完全依赖于偏置机构192用于定向钻井。
井下控制器184可以使用从地面处理器164与方向传感器188和钻头旋转传感器199一起发射的信息以主动操作偏置机构192和导向机构196的使用。钻头的期望方向与用于使用各种偏置机构192和导向机构196的指南一起可以从地面处理器164被通信。井下控制器184可以使用模糊逻辑、神经算法、专家系统算法以在各种实施例中确定如何并且何时影响钻头方向。总之，在本实施例中，BHA 180与地面处理器164之间的通信速度不允许从地面进行实时控制，但是其它实施例可以允许进行地面实时控制。可以以较小刚性的方式适应地使用钻头的随机方向。例如，如果期望井眼内的将来转向而使钻头过早转向，转向可以被接受并且可修改将来的设计。
参照图2，示出了用于控制钻头方向的过程200-1的实施例的流程图。此实施例使用偏置机构和/或随机导向机构以控制钻头的方向。在方框204中进行过程的部分描述，在方框204中，执行地层和终点的分析以设计井眼几何尺寸。在方框208中，地面处理器操作钻柱、绞车及其它系统以根据设计生成井眼。在方框212中确定钻头的期望方向，并且在方框216中将所述期望的方向通信给井下控制器124。期望的方向可以是单个目标或可接受方向的范围。
在方框220中期望的方向与任意偏置选择标准一起由井下控制器接收。在方框224中，钻头的当前指向由方向传感器确定。在方框228中要确定的是根据来自地面处理器的指令所述方向是否是可接受的。此实施例允许方向上的一些灵活度并且根据钻头的移动和偏置机构和/或随机导向机构的效果重新确定设计。可接受的方向是如果设计被修改而允许利用钻头实现终点的方向。一些设计可以具有可接受的井斜或方向范围，但是仍然避免了地层的不期望通过的部分。
在方向不可接受的情况下，处理从方框228进行到偏置机构和/或随机导向机构被起动的方框236。偏置机构和/或随机导向机构可以一次起动或者启动一段时间。可选地，偏置机构和/或随机导向机构可以与钻头的旋转同步地周期性地起动。偏置机构和/或随机导向机构选择或强调沿期望方向(一个或多个)产生的钻头的径向运动的这些分量或作用在钻头上的侧向力。
在当方向在方框228中被确定是可接受的情况下，处理继续进行到方框240。在某些方面，在方框236中，偏置机构和/随机导向机构通过将钻进方向保持在期望的方向(一个或多个)来实现定向控制。在不需要的情况下，因为钻头的不稳定运动已经在期望的方向上(一个或多个)，所以可以不起动随机导向机构。类似地，在作用在钻头上的诸如由推进钻头系统生成的侧向力已经在期望的方向上的情况下，可以不起动偏置机构。在方框240中，通过井下控制器将当前方向通信给地面处理器。可以通过有规律的遥测方法或者通过有线钻杆或类似物进行通信。在报告之后，处理返回方框212，用于根据来自地面的任何新指令进一步操纵方向。
下面参照图3，示出了用于操纵钻头定向系统100的状态机300-1的实施例。此控制系统根据在状态304中钻头是否没有与期望的方向或方向的范围对齐的判定而在两个状态之间移动。此实施例与图2的实施例相对应。在失定向(disorientation)超过可接受的偏差的情况下，钻头定向系统100从状态304进行到状态308。在状态308中，试验一个或多个偏置机构和/或导向机构。在一些情况下，可以以不同的参数试验同一个偏置机构和/或随机导向机构。例如，量规推力块可以在钻头旋转周期中在一个相位处移动，但是随后试验另一个相位且量规推力块的运动相同或不同。
还可以使用公开的实施例的多种变化和修改。例如，本发明可以在钻井或取心中使用。在以上实施例中，偏置过程的控制在ICIS与BHA之间分开。在其它实施例中，所有控制可以在任一位置。
以上说明中给出了具体细节以提供对实施例的充分理解。然而，要理解的是在没有这些具体细节的情况下可以实施所述实施例。例如，可以在方框图中显示线路图从而以不必要的细节的方式使实施例清楚。在其它情况下，可以显示公知的线路、过程、算法、结构和技术，而无需不必要的详细以免使所述实施例不清楚。
可以以各种方式执行上述技术、方框、步骤和装置。例如，这些技术、方框、步骤和装置可以在硬件、软件或所述硬件和软件组合中实施。对于硬件实施来说，处理单元可以在一个或多个专用集成电路(ASIC)、数字信号处理机(DSP)、数字信号处理装置(DSPD)、可编程序逻辑装置(PLD)、现场可编程门阵列(FPGA)、处理器、控制器、微控制器、被设计成执行上述功能的其它电子单元和/或所述专用集成电路(ASIC)、数字信号处理机(DSP)、数字信号处理装置(DSPD)、可编程序逻辑装置(PLD)、现场可编程门阵列(FPGA)、处理器、控制器、微控制器和电子单元的组合中实施。
此外，要注意的是所述实施例可以被说明为流程图、流程图解、数据流程图、结构图、或方框图的过程。虽然流程图可以说明作为连续过程的操作，但是可以并行或同时执行多个操作。此外，可以重新布置操作的顺序。当过程的操作完成时结束所述过程，但是可以具有没有包括在附图中的另外的步骤。过程可以与方法、函数、程序、子例程、子程序等相对应。当过程与函数相对应时，所述过程的终止与函数到调用函数能或主函数的返回相对应。
此外，可以通过硬件、软件、脚本语言、固件、中间件、微码、硬件描述语言、和/或所述硬件、软件、脚本语言、固件、中间件、微码、硬件描述语言的任意组合实施实施例。当在软件、固件、中间件、脚本语言、和/或微码中实施时，执行必要任务的程序代码或代码段可以存储在诸如存储介质的机器可读介质中。代码段或机器可执行指令可以表示过程、函数、子程序、程序、例程、子例程、模块、软件包、脚本、类，或指令、数据结构和/或程序语句的任意组合。代码段可以通过传送和/或接收信息、数据、自变量、参数、和/或存储内容，耦合到其它代码段或硬件线路。信息、自变量、参数、数据等可以通过包括存储共享、信息传送、权标传送、网络传送等的任何适当的装置被传送、转送或传递。
对于固件和/或软件实施来说，可以利用执行这里所述的功能的模块(例如，程序，函数，等)实施方法论。在执行这里所述的方法论时可以使用可触摸地实施指令的任何机器可读介质。例如，软件代码可以存储在存储器中。可以在处理器或处理器外部实施存储器。如使用所使用的，术语“存储器”表示任何类型的长期、短期、可变非易失性、或其它存储介质，并且不限于任何具体类型的存储器或存储器的数量，或存储存储器的介质的类型。
此外，如这里所公开的，术语“存储介质”可以表示对于存储数据的一个或多个存储器，包括只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、磁RAM、磁心存储器、磁盘存储介质、光存储介质、闪速存储器件和/或对于存储信息的其它机器可读介质。术语“机器可读介质”包括但不限于便携式或固定存储器件、光存储器件、无线信道、和/或能够存储所述包含或携带指令(一个或多个)和/或数据的各种其它存储介质。
虽然以上已经结合具体设备和方法说明了本公开的原理，但是要清楚地理解仅仅是以示例的方式进行此说明，而不是限制本公开的保护范围。
Claims (35)
1.一种用于控制定向钻井系统以通过地球地层定向地钻进井眼的方法，所述定向钻井系统包括底部钻具组合，所述底部钻具组合包括用于钻进井眼的钻头，所述方法包括以下步骤：
对所述定向钻井系统进行导向，其中，所述对定向钻井系统进行导向的步骤包括以下步骤中的至少一个：
控制所述底部钻具组合的随机运动；和
偏置作用在所述底部钻具组合上的侧向力；
通过被导向的所述定向钻井系统确定所述井眼的钻进方向；
处理定向钻井数据，其中，所述定向钻井数据包括确定的所述方向和用于所述井眼的期望终点；以及
响应于处理的所述定向钻井数据调节所述定向钻井系统的导向。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述钻头被构造成在所述钻井过程期间沿着相对于所述钻头的某一固定方向生成旋转侧向力。
3.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
使用面向钻头系统和推进钻头系统中的至少一个以生成作用在所述钻头上的所述侧向力。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，所述控制底部钻具组合的随机运动的步骤包括：
使用对地静止装置以不一致的方式与所述井眼的内表面相互作用。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，所述偏置作用在底部钻具组合上的侧向力的步骤包括：
使用对地静止装置偏置所述侧向力。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，所述偏置作用在底部钻具组合上的侧向力的步骤包括：
使用非同心连接的量规推力块组件偏置所述侧向力。
7.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：从地面上传达期望的所述终点。
8.一种具有机器可执行指令的机器可读介质，所述机器可执行指令 被构造成执行根据权利要求1所述的用于控制定向钻井系统以通过地球地层定向地钻进井眼的机器可执行方法。
9.一种用于偏置钻头的不稳定运动以定向地使钻头相对于地球沿预定方向进行钻进的钻头定向系统，所述钻头定向系统包括：
偏置机构，所述偏置机构强调所述钻头相对于地球沿所述钻头的所述预定方向的径向运动的分量；
方向传感器，所述方向传感器用于确定所述钻头在井下的方向；和
控制器，所述控制器用于比较预定方向与所述方向，其中，当所述方向偏离所述预定方向或预定方向的范围时，起动所述偏置机构。
10.根据权利要求9所述的用于偏置钻头的不稳定运动以定向地使所述钻头相对于地球沿预定方向进行钻进的钻头定向系统，其中：
所述钻头被制造成沿相对于所述钻头的某一固定方向施加旋转侧向力，并且
所述偏置机构被构造成偏置所述旋转侧向力，藉此，所述钻头倾向于朝向所述预定方向转向。
11.根据权利要求9所述的用于偏置钻头的不稳定运动以定向地使所述钻头相对于地球沿预定方向进行钻进的钻头定向系统，其中，所述控制器位于井下。
12.根据权利要求9所述的用于偏置钻头的不稳定运动以定向地使所述钻头相对于地球沿预定方向进行钻进的钻头定向系统，其中，在地面上确定所述预定方向，并且将所述预定方向传达给所述底部钻具组合。
13.根据权利要求9所述的用于偏置钻头的不稳定运动以定向地使所述钻头相对于地球沿预定方向进行钻进的钻头定向系统，还包括用于代替所述偏置机构使用的导向机构。
14.根据权利要求9所述的用于偏置钻头的不稳定运动以定向地使所述钻头相对于地球沿预定方向进行钻进的钻头定向系统，还包括钻头旋转传感器，其中，所述偏置机构与所述钻头的旋转同步。
15.根据权利要求9所述的用于偏置钻头的不稳定运动以定向地使所述钻头相对于地球沿预定方向进行钻进的钻头定向系统，其中，所述偏置机构以在所述钻头旋转的一些整数圈时与所述钻头的旋转同步的方式被 起动。
16.一种用于控制定向钻井系统以通过地球地层定向地钻进井眼的方法，所述定向钻井系统包括底部钻具组合，所述底部钻具组合包括用于钻进井眼的钻头，所述方法包括以下步骤：
使用所述定向钻井系统以对地球地层进行钻进；
确定用于所述定向钻井系统的定向钻井数据，其中，所述定向钻井数据包括所述底部钻具组合在地球地层中的位置和所述定向钻井系统通过地球地层的钻进方向中的至少一个；
处理所述钻进数据和期望的钻进目标以确定期望的钻进方向；
控制所述底部钻具组合的随机运动以对所述定向钻井系统进行导向，从而沿期望的所述钻进方向钻进所述井眼。
17.根据权利要求16所述的方法，其中，由来自一个或多个磁力仪、一个或多个加速仪、微震系统、一个或多个陀螺仪和接收来自与所述底部钻具组合连接的信标的信号的接收器中的至少一个的测量值确定所述定向钻井数据。
18.根据权利要求16所述的方法，其中，期望的所述钻进目标包括用于所述井眼的期望的终点。
19.根据权利要求16所述的方法，其中，期望的所述钻进目标包括钻进轨迹。
20.根据权利要求16所述的方法，其中，在所述钻进过程之前确定所述钻进轨迹。
21.根据权利要求18所述的方法，还包括以下步骤：
在所述钻井过程期间调节期望的所述终点。
22.根据权利要求21所述的方法，其中，在所述钻井过程期间响应于在所述井眼内得到的测量值调节期望的所述终点。
23.根据权利要求19所述的方法，还包括以下步骤：
在所述钻井过程期间调节所述钻进轨迹。
24.根据权利要求21所述的方法，其中，在所述钻井过程期间响应于在所述井眼内得到的测量值调节所述钻进轨迹。
25.根据权利要求16所述的方法，其中，所述处理期望的钻进方向的 步骤考虑方向参数的变化，其中，所述方向参数的变化是用于控制所述随机运动以在期望的所述钻进方向上导向定向钻井系统的时间量和用于控制所述随机运动以在期望的所述钻进方向上导向定向钻井系统的钻进距离中的至少一个。
26.一种用于控制定向钻井系统以通过地球地层定向地钻进井眼的方法，所述定向钻井系统包括底部钻具组合，所述底部钻具组合包括用于钻进井眼的钻头，所述方法包括以下步骤：
使用所述定向钻井系统以钻进地球地层；
确定用于所述定向钻井系统的定向钻井数据，其中，所述定向钻井数据包括所述底部钻具组合在地球地层中的位置和所述定向钻井系统通过地球地层的钻进方向中的至少一个；
处理所述定向钻井数据和用于所述井眼的期望的终点，以确定期望的钻进方向；
偏置作用在所述底部钻具组合上的侧向力对所述定向钻井系统进行导向，从而沿期望的所述钻进方向钻进所述井眼。
27.根据权利要求26所述的方法，其中，由来自一个或多个磁力仪、一个或多个加速仪、微震系统、一个或多个陀螺仪和接收来自与所述底部钻具组合连接的信标的信号的接收器中的至少一个的测量值确定所述定向钻井数据。
28.根据权利要求26所述的方法，其中，期望的所述钻进目标包括用于所述井眼的期望的终点。
29.根据权利要求26所述的方法，其中，期望的所述钻进目标包括钻进轨迹。
30.根据权利要求26所述的方法，其中，在钻进过程之前确定所述钻进轨迹。
31.根据权利要求28所述的方法，还包括以下步骤：
在钻井过程期间调节期望的所述终点。
32.根据权利要求30所述的方法，其中，在所述钻井过程期间响应于在所述井眼内得到的测量值调节期望的所述终点。
33.根据权利要求29所述的方法，还包括以下步骤：
在所述钻井过程期间调节所述钻进轨迹。
34.根据权利要求30所述的方法，其中，在所述钻井过程期间响应于在所述井眼内得到的测量值调节所述钻进轨迹。
35.根据权利要求26所述的方法，其中，所述处理期望的钻进方向的步骤考虑方向参数的变化，其中，所述方向参数的变化是用于控制所述随机运动以在期望的所述钻进方向上导向所述定向钻井系统的时间量和用于控制所述随机运动以在期望的所述钻进方向上导向所述定向钻井系统的钻进距离中的至少一个。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20160413 Termination date: 20190812 |