CN105189920A - 用于分析和设计井底钻具组件的方法 - Google Patents

Abstract

一种用于选择井底钻具组件的方法，包括对第一井底钻具组件执行第一动态仿真，对该第一井底钻具组件执行至少第二动态仿真，其中所述至少第二动态仿真包括与第一动态仿真不同的约束，并且输出所述第一动态仿真和第二动态仿真的结果，其中所述结果包括表示性能的至少一个输出，所述性能为沿井底钻具组件的位置的函数。

Description

用于分析和设计井底钻具组件的方法

相关申请的交叉引用

本申请要求2013年4月12日提交的美国临时申请第61/811507号的权益，其全部内容通过参引方式纳入本文。

背景技术

图1示出了传统的用于钻探地层的钻井系统的一个例子。所述钻井系统包括钻机10，该钻机10用于转动下深至井眼14中的钻具组件12。钻具组件12包括钻柱16，和附接至钻柱16的末端的井底钻具组件(BHA)18。钻柱的“末端”是离钻机最远的一端。

钻柱16包括通过钻杆接头16b端对端连接的许多节钻杆16a。钻柱16用于传送钻井液(通过其中间空心)，并用于将来自钻机10的转动动力传递到BHA18。在一些情况下，钻柱16还包括附加的部件，例如接头、短节等。

BHA18包括至少一钻头20。BHA还可以包括连接于钻柱16和钻头20之间的附加的部件。附加的BHA部件的例子包括钻铤、扶正器、随钻测量(MWD)工具、随钻测井(LWD)工具、接头、扩径设备(例如，扩孔器和扩眼器)、震击器、加速度仪、推进器、井下马达和旋转导向系统。

通常，钻具组件12可以包括其它钻井部件与附件，例如诸如方钻杆旋塞、防喷器和安全阀的专用阀。BHA18中的钻头20可以是适于钻探地层的任意类型的钻头。用于钻探地层的两种通常类型的钻头是固定切削刃(或固定头)钻头与牙轮钻头。图2示出了固定切削刃钻头的一个例子。图3示出了牙轮钻头的一个例子。

参考图2，固定切削刃钻头(也称为刮刀钻头)21具有钻头本体22，其在一端24具有螺纹连接并在另一端形成有切削头26。固定切削刃钻头21的切削头26包括绕钻头的旋转轴线布置并从钻头本体22径向向外延伸的多个肋或刀体28。切削元件29嵌入凸起的肋28中以随着钻头在井眼的底面上旋转切削地层。固定切削刃钻头的切削元件29包括多晶金刚石复合片(PDC)或者专门制造的金刚石切削刃。这些钻头也称为PDC钻头。

参考图3，牙轮钻头30包括钻头本体32，其在一端34具有螺纹连接并具有从另一端延伸的一个或多个腿。牙轮36安装于每条腿上，并能相对于钻头本体32旋转。在钻头30的每个牙轮36上有在该牙轮36的表面上成排布置的多个切削元件38，其接触并切断该钻头碰触到的地层。牙轮钻头30被设计为使得当钻头旋转时，牙轮钻头30的牙轮36在井眼的底面(称为“井底”)上滚动，并且该切削元件38削刮并压碎其下面的地层。在一些情况下，在牙轮钻头30上的切削元件38包括形成于牙轮36的表面上的铣成钢牙。在其它情况下，切削元件38包括嵌入牙轮中的镶体。这些镶体是碳化钨镶体或多晶金刚石复合片。在一些情况下，在切削元件和/或牙轮的表面上涂覆表面堆焊硬合金，以改善切削构件的耐磨性。

对于用于钻穿地层的钻头20，必须向钻头20施加充足的转矩和轴向力，以使钻头20的切削元件随着钻头的旋转而切开和/或压碎地层。施加到钻头20上的轴向力被称作“钻压”(WOB)。在钻机10处(通常由转盘或顶部驱动机构)施加到钻具组件12上来转动该钻具组件12的转矩被称作“旋转扭矩”。转盘旋转所述钻具组件12的速度(以每分钟转数(RPM)测量)被称作“转速”。此外，钻具组件被钻机10的悬挂机构(或大钩)支撑的一部分重量通常被称作大钩载荷。

在钻井过程中，实际WOB不是恒定的。施加到钻头上的力的一些波动可能是由于钻头与具有更硬或更软部分的地层接触时，其不均衡的破裂引起的。然而，在大多数情况下，WOB中大部分的波动可以归因于钻具组件的振动。钻具组件在长度上可以延伸大于一英里，而在直径上小于一英尺。因此，这些组件沿其长度是相对柔性的，并且当由转盘旋转地驱动时可能发生振动。钻具组件振动还可能源自钻头在钻井过程中的振动。对于钻具组件可能有许多模式的振动。通常，钻具组件可能经历扭转、轴向和横向振动。尽管由于钻井液的粘度、钻杆与井眼壁之间摩擦的摩擦力、钻探地层时被吸收的能量以及钻具组件与井眼壁间的冲击可以致使部分振动衰减，但是这些来源的衰减通常并不足以完全抑制振动。

在处理定向井时这些问题会变得更加显著。定向钻井涉及某些技术术语，将其提出作为背景信息。“造斜率”是井斜角在标准化长度上的正变化(例如，3°/100英尺)。井斜角的负变化应该是“降斜率”。

大半径水平井的特征是造斜率在2至6°/100英尺，这分别产生3000至1000英尺的半径。通常使用传统的定向钻井工具来钻探该轮廓，并已经钻探出了多达8000英尺的横截面。

中半径水平井具有6至35°/100英尺的造斜率，分别具有1000至160英尺的半径，横截面多达8000英尺。已经使用专门的井下泥浆马达和传统的钻柱部件钻探了这些井。已经设计了双弯头组件以多达35°/100英尺的速率造斜。通常使用传统的导向马达组件来钻探该横截面。

在实际中，如果井底钻具组件(BHA)不能始终旋转通过造斜段，则该井被分入中半径井。在中半径井的上端，钻探最大造斜率受限于美国石油学会标准管材的弯曲和扭转限制。更小的钻孔和更柔性的管材具有更高的可允许的最大狗腿严重度(DLS)。狗腿严重度是测量井斜角变化量和/或钻孔方位角的，其通常被表示为每30米或每10米路线长度的度数。

小半径水平井具有5至10°/3英尺的造斜率(1.5至3°/英尺)，其分别等同于40至20英尺的半径。横截面的长度在200至900英尺之间变化。使用专门的钻具和技术来钻探小半径井。这种情况最常见的是作为从任意已有井的重入来钻探。

用于获得所需要的测量值来计算及绘制3D井眼轨迹的方法被称作定向测量。沿着所述井眼轨迹在多个位置测量三个参数——MD、井斜角和钻孔方向。MD是从地面位置测量的、钻探到沿着井眼的任意位置的或钻探到总深度的孔的实际深度。井斜角是以度数测量的、井眼或测量仪器轴线偏离真正垂线的角度。井斜角是0°表示真正竖直，井斜角是90°表示水平。

钻孔方向是以度数测量的、井眼或测量仪器轴线的水平分量与已知指北参考的角度。该参考是真北、磁北或格网北，并按照惯例顺时针测量。钻孔方向以度数测量，并以方位角(0至360°)或象限(NE，SE，SW，NW)形式表示。

发明内容

一方面，本发明公开了一种用于选择井底钻具组件的方法，包括选择钻井标准；对具有至少一个钻头、测量传感器和扶正器的第一井底钻具组件执行动态仿真；输出预测所述第一井底钻具组件的性能的结果，该结果表示测量传感器的测量质量。

另一方面，本发明公开了一种用于选择井底钻具组件的方法，包括对第一井底钻具组件执行第一动态仿真；对所述第一井底钻具组件执行至少第二动态仿真，其中所述至少第二动态仿真包括与所述第一动态仿真不同的约束；以及输出所述第一动态仿真及所述第二动态仿真的结果，其中所述结果包括表示性能的至少一个输出，所述性能为沿井底钻具组件的位置的函数。

另一方面，本发明公开了一种用于选择井底钻具组件(BHA)的系统，包括：具有计算处理器的计算装置，所述计算处理器执行指令以执行：对包括至少一个钻头、测量传感器和扶正器的第一BHA执行第一仿真，所述第一仿真生成第一组性能数据，并且所述计算装置包括运行于所述计算处理器上的图形用户界面，执行以下功能：输入所选择的钻井标准，在所述图形用户界面上呈现来自所述第一仿真的所述第一组性能数据，并基于所述第一组性能数据与所选择的钻井标准的比较来选择BHA。

另一方面，一种非暂时性计算机可读介质，包括选择BHA的可执行指令，所述可执行指令具有以下功能：使用图形用户界面输入选择的钻井标准，对包括至少一个钻头、测量传感器和扶正器的第一井底钻具组件执行动态仿真，并且在所述图形用户界面上输出预测所述第一井底钻具组件的性能的结果，该结果表示所述测量传感器的测量质量。

另一方面，一种非暂时性计算机可读介质，包括选择BHA的可执行指令，所述可执行指令具有以下功能：使用图形用户界面输入选择的钻井标准，对包括至少一个钻头的第一井底钻具组件执行动态仿真，其中所述动态仿真包括动态输入，并且在所述图形用户界面上输出预测所述第一井底钻具组件的性能的结果。

又一方面，一种非暂时性计算机可读介质，包括选择BHA的可执行指令，所述可执行指令具有以下功能：对第一井底钻具组件执行动态仿真，对所述第一井底钻具组件执行至少第二动态仿真，其中所述至少第二动态仿真包括与所述第一动态仿真不同的约束，并且在所述图形用户界面上输出所述第一动态仿真及所述第二动态仿真的结果，其中所述结果包括表示性能的至少一个输出，所述性能为沿井底钻具组件的位置的函数。

提供本发明内容是为了引入一系列概念，其在下面的详细描述中进一步描述。本发明内容不旨在标识所要求保护的主题的关键或必要特征，也不旨在用于辅助限制所要求保护的主题的范围。

从下面的描述和所附的权利要求，本发明的其它方面和优势将会变得明显。

附图说明

图1示出了用于钻探地层的传统钻井系统。

图2示出了传统的固定切削刃钻头。

图3示出了传统的牙轮钻头。

图4示出了在本发明中使用的分析过程的一个实施例的概览。

图5示出了在本发明中所选择的实施例的仿真能力的概览。

图6A示出了根据本发明的实施例进行分析的一组示例性井底钻具组件套件。

图6B-6E示出了图6A的一组井底钻具组件套件的信息。

图6F示出了在根据本发明的实施例的仿真中使用的钻头的实施例。

图7示出了根据本发明的实施例所使用的仿真场景列表。

图8示出了在本发明的实施例中使用的仿真场景1的仿真条件。

图8A-8M示出了根据本发明的实施例的仿真场景1的示例性输出。

图9示出了在本发明的实施例中使用的仿真场景2的仿真条件。

图9A-9F示出了根据本发明的实施例的仿真场景2的示例性输出。

图10示出了在本发明的实施例中使用的仿真场景3的仿真条件。

图10A-10B示出了根据本发明的实施例的仿真场景3的示例性输出。

图11示出了在本发明的实施例中使用的仿真场景4的仿真条件。

图11A-11M示出了根据本发明的实施例的仿真场景4的示例性输出。

图12示出了在本发明的实施例中使用的仿真场景5的仿真条件。

图12A-12M示出了根据本发明的实施例的仿真场景5的示例性输出。

图13示出了在本发明的实施例中使用的仿真场景6的仿真条件。

图13A-13M示出了根据本发明的实施例的仿真场景6的示例性输出。

图14示出了在本发明的实施例中使用的仿真场景7的仿真条件。

图14A-14M示出了根据本发明的实施例的仿真场景7的示例性输出。

图15示出了在本发明的实施例中使用的仿真场景8的仿真条件。

图15A-15G示出了根据本发明的实施例的仿真场景8的示例性输出。

图16示出了与本发明的实施例共同使用的自动化过程。

图17示出了根据本发明的实施例如何分配FEA节点。

图18示出了根据本发明的实施例如何计算工具面角。

图19描绘了用其可以执行本发明的一个或多个实施例的系统。

具体实施方式

一方面，本发明提供一种用于针对预选标准分析不同的BHA的性能的系统和方法。为了清楚起见，下面提供一些定义。

由于本文使用的多数术语对本领域技术人员来说是清楚的，因此提出下面的定义不过是用于辅助理解本发明。然而应该理解，除非明确定义，术语应该采用由本领域技术人员当前所接受的意思进行解释。

本文公开的实施例提供了在多种条件下模拟不同的BHA套件的表现的系统、方法和系统、以及技术，以获得针对给定的钻井最优的BHA套件。尤其是，本文公开的一个或多个实施例提供了直接将不同的BHA套件与选定的标准进行比较的方法和系统，以确定哪个套件是更好的一个。在其它实施例中，BHA设计者可以推荐在BHA套件中使用的结构，以便满足一个或多个标准。

在一个或多个实施例中，选择(例如由BHA设计者，或钻井操作者)性能标准。所述性能标准可以是例如选自所述BHA套件的稳定性、鲁棒性、测量质量以及可控性的一个或多个。BHA套件可以被设计为满足一个或多个所述性能标准，或者可以在已有的BHA套件之间，或在已有的、新的以及改进的BHA套件的组合之间进行比较。

在选择一些BHA套件之后，仿真该BHA套件的钻井性能。作为该仿真的结果，生成了一些预测的性能输出。在一个或多个实施例中，一些预测的性能输出由BHA设计者对照一个或多个所选择的性能标准进行检查。在其它实施例中，来自该仿真的结果自动地汇集到钻井性能报告中，其可以随后由BHA设计者检查。如果没有BHA套件在可接受的程度内满足该性能标准，则可以改进所述BHA套件，或者可以类似地分析其它的BHA套件。可以重复该过程，直到对于给定的钻井操作而言已经选择了最优的BHA套件。

可以通过一个或多个钻井性能参数来测量“钻井性能”。钻井性能参数的例子包括钻进速度、用来转动钻具组件需要的旋转扭矩、钻具组件被转动的转速、钻具组件在钻井中引起的侧向、轴向或扭转振动、钻压(WOB)、作用于所述钻具组件的部件上的力、以及作用于钻头以及钻头的部件上的力(例如，作用于刀体，牙轮和/或切削元件上)。钻井性能参数还可以包括被钻探的井眼的井斜角和方位角方向。本领域技术人员应该理解，存在其它的钻井性能参数，并且在不脱离本发明范围的前提下，可以考虑该其它的钻井性能参数。

“钻具组件设计参数”或“BHA参数”可以包括下面的一个或多个：钻具组件中包括的部件的类型、位置以及数量；每个部件的长度、部件内径、部件外径、重量以及材料性能；钻具的类型、尺寸、重量、结构以及材料性能；以及钻具上的切削元件的类型、尺寸、数量、位置、取向及材料性能。在设计钻具组件中，材料性能例如可以包括材料的强度、弹性及密度。应该理解，在不脱离本发明范围的前提下，钻具组件设计参数可以包括钻具组件的任意其它的结构或材料参数。

“钻头设计参数”是钻具组件设计参数的一个子集，其可以包括下面的一个或多个：钻头类型(即固定的或牙轮)、钻头尺寸、钻头形状、钻头上诸如切削元件几何形状、数量及位置的切削结构。与钻具组件中的其它部件一样，可以限定钻头的材料性能。

“钻井操作参数”可以包括下面的一个或多个：转盘(或顶部驱动机构)、旋转所述钻具组件的速度(RPM)、井下马达速度(如果包括井下马达的话)以及大钩载荷。钻井操作参数还可以包括例如钻井液参数，诸如钻井液的粘度和密度。应该理解，钻井操作参数并不限于这些变量。在其它实施例中，钻井操作参数可以包括其它变量，例如，旋转扭矩及钻井液流速。此外，用于钻井仿真目的的钻井操作参数还可以包括仿真的钻头总转数或期望钻井仿真的总钻井时间。一旦限定了系统的参数(在钻井条件下的钻具组件)，其可以如下文所述的与不同的交互模型共同用于仿真钻具组件钻探地层时的动态响应。

如本文所使用的，词语“钻井概要”是指对于给定的地层所选择的或使用的钻井特性集。

“井眼参数”可以包括下面的一个或多个：井眼的几何形状以及地层材料性质(即地质特征)。限制钻具组件于其中的井眼轨迹还连同初始井眼底面几何形状一起被限定。因为井眼轨迹可以是直线的、弯曲的或直线与弯曲部分的组合，通常可以通过限定轨迹的每一段的参数来限定井眼轨迹。例如，井眼可以被限定为N段，包括以每段的长度、直径、井斜角和方位角方向为特征，并指明每段的顺序(即，第一，第二，等)。以此方式限定的井眼参数然后可以用于以数学方式产生整个井眼轨迹的模型。还可以限定和使用沿井眼不同深度处的地层材料性质。本领域技术人员应该理解，在不脱离本发明的范围的前提下，井眼参数可以包括另外的性质，例如井眼壁的摩擦以及井眼流体的性质。

如本文所使用的，“钻井仿真”是对钻井操作中使用的BHA进行动态仿真。钻井仿真被称为是“动态的”是因为钻井是“瞬时仿真”，表明其基于时间或钻具组件的步进旋转。用于此动态钻井仿真的方法是本申请的受让人所知的，例如那些公开于6516293、7844426、7139689及7464013中的，其全文通过参引方式被纳入本文中。

根据本发明的一个或多个实施例，可以用于仿真钻具组件的方法的一个例子公开于名称为“仿真钻具组件的动态响应及其在钻具组件设计优化和钻井性能优化中的应用”的美国专利第6785641号中，其全文已通过参引方式被纳入本文。根据该方法，提供待被仿真的BHA的性质作为输入。所述输入可以包括BHA参数、井眼参数以及钻井操作参数。

在BHA中，钻柱包括端对端连接的多节钻杆，所述BHA套件括一个或多个钻铤以及附接至BHA一端的钻头。所述BHA例如还可以包括另外的部件，例如扶正器、井下马达、MWD工具以及LWD工具、接头、扩径设备、震击器、加速度仪、推进器和/或旋转导向系统。因此，根据本发明的实施例，BHA可以是附接至钻头的单段钻杆，或者是复杂的、包括方钻杆、下部钻杆旋塞、方钻杆保护接头、具有工具接头等的多节钻杆等的多部件钻柱和包括钻铤、扶正器及其它另外的专门部件(例如，扩眼器、阀门、MWD工具、泥浆马达、旋转导向系统等)及钻头的多部件BHA。

尽管BHA通常被认为是包括钻头，但是在下面讨论的示例性方法中，在钻井期间钻头与井底岩面详细的交互作用通常被单独考虑。对钻头详细的单独考虑允许在钻具组件仿真期间互换使用由系统设计者确定的任意钻头模型。在本发明的一个或多个实施例中使用并建模的钻头例如可以包括，固定切削刃钻头、牙轮钻头、混合式钻头(具有固定切削刃及滚动切削结构的组合的钻头)、双心钻头、扩眼钻头、或在钻探地层期间使用的任意其它的切削工具。本领域技术人员应该理解，在不脱离本发明的范围的前提下，钻井仿真方法可以连同钻具组件一起考虑所述钻头。

在一个实施例中，钻井仿真是基于特定的地层的。换句话说，钻井仿真专门针对感兴趣的地层的地质特征。所述地层的地质特征可以通过邻井数据、现场试验、预测或通过任意其他本领域公知的方法来获得。

对钻具组件的钻井仿真可以帮助预测钻探方向。如上所提及，钻井者可能需要该定向马达被用于在井眼中“造”斜。造斜率是井眼纵向轴线方向的变化速率，其通常使用度每100英尺来测量。造斜率的程度还可以被称作“狗腿严重度”。另一个重要的定向方面是“移位”速度。移位速度是指井眼的方位角(罗盘)方向的变化。对钻探方向的控制和预测对到达含烃的目标区域是非常重要的。

倾角是地层相对于水平方向的倾斜量。走向角是一个平面与水平面的交线的方位角。还获得了其它的钻井操作参数和井眼参数。为了标定所述模型并具有对可能的解的基准值，使用所述钻井信息和先前使用的钻具组件执行钻井仿真。

本文公开的实施例涉及将BHA性能与不同的标准相比较和/或分析。在实际钻井之前通过仿真所述性能来评估BHA性能可以为钻井者节省成千上万美元。通过对建议的钻井计划预测故障和/或识别可能的问题，操作者可以改进设备或钻井条件来避免问题。

图4示出了涉及BHA评估的方法的一个实施例。如上所述，执行钻井仿真可以使用下面文献中提出的一个或多个方法：美国专利申请第09/524088(现在是美国专利第6516293号)、09/635116(现在是美国专利第6873947号)、10/749019、09/689299(现在是美国专利第6785641号)、10/852574、10/851677、10/888358以及10/888446号，美国专利第8401831号，其全文通过参引方式明确纳入本文。

图4示出了根据所公开的实施例的分析过程的一个实施例。在数据输入阶段400中，BHA设计参数、井眼参数、钻井操作参数以及钻井约束被输入到仿真程序中。

BHA设计参数的例子包括钻具组件中包括的部件的类型、位置和数量；每个部件的长度、ID、OD、重量、以及材料性能；钻头的类型、尺寸、重量、结构和材料性能；以及钻头上的切削元件的类型、尺寸、数量、位置、取向和材料性能。在设计钻具组件中，材料性能例如可以包括材料的强度、弹性以及密度。

本发明还允许使用动态输入。动态输入是指在仿真过程期间其值变化的输入。例如，在下面提供的某些实施例中，可以分析“斜升”RPM的效果。在这样的实施例中，RPM在所述仿真的整个过程中从0开始，然后增加到由设计者设定的最终速度。类似地，钻压和/或钻井速度也可以用作动态输入。

井眼参数可以包括钻孔的几何形状以及地层材料性质。限制钻具组件于其中的井眼轨迹还连同初始井眼底面几何形状一起被限定。因为井眼轨迹可以是直线的、弯曲的或直线与弯曲部分的组合，通常可以通过限定轨迹的每一段的参数来限定井眼轨迹。例如，井眼可以被限定为包括N段，以每段的长度、直径、井斜角和方位角方向为特征并指明每段的顺序(即，第一，第二，等)。以此方式限定的井眼参数然后可以用于以数学方式产生整个井眼轨迹的模型。还可以限定和使用沿井眼不同深度处的地层材料性质。本领域技术人员应该理解，井眼参数可以包括另外的性质，例如井眼壁的摩擦以及井眼流体的性质。

钻井操作参数典型地包括转盘(或顶部驱动机构)、旋转所述钻具组件的速度(RPM)、井下马达速度(如果包括井下马达的话)以及大钩载荷。此外，钻井操作参数可以包括例如钻井液参数，诸如钻井液的粘度和密度。应该理解，钻井操作参数并不限于这些变量。在其它实施例中，钻井操作参数可以包括其它变量(例如，旋转扭矩及钻井液流速)。此外，为了钻井仿真的目的，钻井操作参数还可以包括仿真的钻头总转数或期望钻井仿真的总钻井时间。一旦限定了系统的参数(即在钻井条件下的钻具组件)，其可以与不同的交互模型共同用于以给定的钻井约束来仿真BHA动态响应。

在此实施例中，钻井约束是指执行仿真的类型。在此实施例中，它们是正常钻井(即没有改进的)；RPM随钻上升；当离开井底时RPM上升；钻探夹层；钻探不均匀地层；高井壁摩擦；偏心的影响；以及方位趋势。具体地，应用一组钻井约束，每一个具有不同的操作条件、激励和/或环境，并且在这些约束下BHA套件直接与另一个相比较。尽管参考下面的实施例描述了一些钻井约束，但是本领域技术人员应该理解可以使用其它钻井约束。

在数据输入阶段400之后，开始分析阶段402。在分析阶段402中，使用上面描述的仿真技术进行钻井仿真。在分析阶段402之后，该方法继续到结果阶段404。

在结果阶段404，考虑不同的输出来确定对于给定的标准，哪个BHA组件可能更好。在所述结果阶段404中产生的信息的例子包括，钻进速度(ROP)、用于转动所述钻具组件需要的旋转扭矩、转动所述钻具组件的旋转速度、钻具组件的在钻井中引起的侧向、轴向或扭转振动、钻压(WOB)、作用于所述钻具组件的部件上的力、以及作用于钻头以及钻头的部件上的力(例如，作用于刀体，牙轮和/或切削元件上)。钻井性能参数还可以包括被钻探的井眼的井斜角和方位角方向。

在一些实施例中，该仿真提供可视化输出。在一个实施例中，该可视化输出可以包括性能参数。如本文所使用的性能参数可以包括钻井速度(ROP)、遭受的力、力不平衡、不平衡度、最大、最小和/或平均力(包括但不限于振动、扭转、侧向和轴向的)。该输出还可以包括应力信息、弯矩、方向数据、RPM波动以及在任意所纳入的文献中示出或在本文中另外示出的其它输出。

所述输出可以包括一个或多个性能参数的表格数据。另外，所述输出例如可以是性能参数关于时间、或关于沿BHA的位置的图形形式。当所述输出基于沿BHA的位置给出时，所述输出可以呈现为每个位置的平均值，以及其它的百分比，例如5％、10％、25％、75％、90％及95％。其它的绘图可以包括呈现最大或最小值结果，或这些结果的任意组合。还可以输出钻头、钻柱和/或钻具(例如扩孔器)的图形可视化。该图形可视化(例如2D、3D、或4D)可以包括对钻柱和BHA的配色方案，以指示沿所述钻柱和井底钻具组件的长度上的不同位置的性能参数。

在此实施例中，分析了四个钻井标准。它们是可控性；稳定性；鲁棒性；和测量质量。在可控性中，可以分析造斜率、狗腿严重度及定向钻井中公知并在下面详细解释的其它因素。影响所述可控性分析的因素包括但不限于，期望的钻孔轨迹，诸如钻头、插头及挠性接头的不同的BHA部件，地层类型，以及诸如钻压、每分钟转数及钻井泥浆的流速的操作参数。

在稳定性中，可以分析钻头和BHA振动，包括轴向、侧向及旋转振动。可以分析能够影响BHA稳定性的多种钻井操作，例如，钻探、前向或后向扩孔、旋转离开井底、使用扩孔器扩孔、以及BHA在扩孔段中的旋转。此外，可以分析钻头、扩孔器、插头、钻柱井眼接触、泥浆马达和旋转导向系统的特性。还可以考虑井眼(因为提供摩擦)、系统不平衡或偏心以及WOB/RPM/流速波动的影响。另外，可以研究地层的影响(通过夹层或不均匀性)。还可以分析衰减因素、与井眼的接触以及表面控制测量(诸如减少扭矩)。

至于BHA的总体鲁棒性，可以对不同的部件分析过度弯矩、扭矩、轴向力、应力、振动、接触力以及屈曲。可以改进并分析每个部件的材料方面(例如刚性及弹性模量)对BHA鲁棒性的影响。

至于测量质量，可以分析LWD工具或其它测量工具的传感器位置。尤其是，钻柱的变形和弯曲可能导致传感器偏离中心。此外，可以分析传感器的运动(即，传感器位置的动态运动)来预测对传感器性能的影响。例如可以分析与地层的可能接触以及对声波测井仪的影响。可以分析BHA的下垂及其对其它钻井及仪器套件的影响。尤其是，钻柱(或其部分)的变形和弯曲可能使得钻铤角变化，影响传感器性能。同样，可以分析磁性部件的间距。

在此实施例中，使用梁元为BHA建模(使用本领域中公知的有限元分析(FEA)技术)。简单地说，FEA包括将被研究的主体分割成有限数量的称为元的片段(子域)。这样的分割示于图17中。

然后，使用所谓的插值函数或近似函数对于未知因变量的每一元的变化进行一定的假设。该近似的变化被定量成在特定单元位置处的解的值，该单元位置叫作节点。

通过该离散化过程，该方法对未知的节点值建立了代数系统方程，其近似于连续解。因为元的大小、形状及逼近形式可以改变，以适应不同的问题，因此该方法可以为复杂的几何形状及负载的解进行精确仿真。

每个梁元具有两个节点。例如，对于MWD/LWD工具，基于该工具的几何形状及传感器位置，该工具被分割成梁元。节点位于所述元的分割点。在仿真期间，井眼由钻头钻出，并且随着钻头的前进而扩展。井眼是通过钻探形成的。BHA被限制于井眼中。根据所述负载及接触条件以及初始条件，BHA在所述仿真期间动态地移动。

当BHA在井眼中移动时，节点将会具有加速度、速度及位移等历史记录。可以确定节点相对于井眼中心或井眼的位置。传感器在工具上具有固定位置。然后可以计算传感器相对位置。一些传感器测量值可能受BHA运动的影响。

例如，MWD中的方向传感器测量钻井的井斜角及方位角。方向传感器并不直接测量钻井的角度。相反，所述方向传感器测量MWD钻铤的角度。当所述钻铤由于重力而下垂或由于动力学而弯曲时，钻铤的角度可能改变。如果下垂/弯曲更加严重时，通过测量钻铤来测量钻井将会产生更多的误差。作为另一个例子，传感器与井眼之间的间隙可以影响LWD工具测量地层密度。如果该间隙不断变化，其可以影响密度测量。因此，在一个或多个实施例中，可以根据一个或多个钻井场景来分析MWD或其它测量工具的下垂，和/或考虑MWED或其它测量工具与井眼壁之间的距离变化，来仿真一个或多个BHA。

由该仿真产生的代表性结果包括，钻头、扩孔器、插头及其它位置处的加速度；钻头、扩孔器、插头及其它位置处的速度；钻头、扩孔器、插头及其它位置处的位移；钻头、扩孔器、插头及其它位置处的轨迹；钻头、扩孔器、插头及其它位置处的扭矩；以及钻头、扩孔器、插头及其它位置处的接触应力。任意或全部这些结果可以以时间关系图、盒须图、2D或3D动画和图片的形式产生。

具体地，关于可控性，可以分析井眼路径轨迹、井眼直径、井斜角、方位角、工具面角、造斜率以及钻柱长度/弯曲。关于鲁棒性，可以考察沿BHA的应力、沿BHA的内力(例如弯矩、扭矩和轴向力)。关于测量质量，如上所述，可以分析传感器位置的加速度、速度、位移和中心轨迹。

返回图4，在结果阶段404之后，开始推荐阶段406。在推荐阶段406中，基于一个上述四个标准中至少之一选择建议的BHA设计。在选择实施例中，分析阶段402和结果阶段404可以是自动化的。如果其是自动化的，则设计者在输入阶段400录入，然后计算机自动化该仿真并产生预选的结果套件。在这样的实施例中，可以标准化该结果报告以为任意系列的输入产生标准的结果套件。以此方式，可以将多个BHA设计与标准系列报告相比较。在下面的实施例中，有8种类型的分析，用户可以从中选择一个，或组合。报告会针对不同的分析条件比较所有建议的BHA设计。

转向图5，示出了仿真能力的概览。具体地，在图5中，在502处示出了多个仿真用途。在504处示出了不同的目标，包括稳定性、可控性、耐久性及测量质量。在506处示出了多个建模因素。在一个实施例中，该仿真可以被用于502，以选择或设计一个或多个切削工具，例如扩眼器或钻头。该仿真还可以被用于优化BHA设计。该仿真可以被用于提供钻井参数“映射”(即，对于给定的BHA在一个参数范围内产生预测的钻井特性)。该仿真还可以被用于检修现场发生的故障(即，对钻井性能执行“剖检”，以预测是什么导致了钻头或BHA部件的损坏)。该仿真还可以被用于设计钻井(即，建议钻井操作者如何钻井、BHA中包括什么部件、建议一个或多个合适的钻头，以及如何瞄准生产区)。

仍然参考图5，该仿真可以被用于满足一性能标准(或目标504)，如上所述的。这些性能标准可以包括选自稳定性(即，在钻头、BHA部件上的振动位置，或总体振动轮廓)、可控性(即，预测造斜率、狗腿严重度和移位速度)、效率(即，对给定地层中的给定BHA套件预测钻进速度)、耐久性(即，材料抗疲劳性和/或抗失效性)、井眼轨迹(包括井斜角和方位角方向)，和/或测量质量(即，预测作为再现性、与井眼壁的接近度及其它考虑的函数的测量质量，如下所述)中的一个或多个。

仍然参考图5，该仿真可以包括或设计者可以修改许多因素506。例如，在切削结构的子集内，可以修改或分析各种工具，如PDC钻头、牙轮钻头、双心钻头、和扩眼器。电动工具，例如直孔马达、或直孔涡轮机，可以建模或修改作为分析的一部分。导向工具，如可导向马达、可导向涡轮机、旋转导向系统(推靠式钻头、指向式钻头、和混合推/指系统)可以全部被建模和/或修改。在仿真中，可以加入、建模或修改BHA的管状部件，例如钻杆、加重钻杆、钻铤、和柔性接头(包括位置和数量，以及材料性能)。在所述建模中可以类似地包括各种稳定工具，如扶正器、牙轮扩眼器，和其它扶正器。所述仿真中也可以包括专门的BHA部件，如震击器、推进器和减震器。此外，各种操作参数可被用于预测BHA套件的性能，如WOB和RPM。还可以分析若干钻井条件，如滑动、旋转、转向、空档、向后或向前扩孔、或旋转离开井底。还可以分析各个井眼性质，如轨迹、曲折度、井径和摩擦。此外，也可以分析地层特性，如夹层、地层的抗压强度、各向异性、倾斜、走向和地层不均匀性。

转到图6A-6E，示出了本发明的实施例。在图6A中，示出了四个相抵触的BHA设计(BHA1、BHA2、BHA3和BHA4)。如图6A所示，BHA3和BHA4包含位于距离钻头约142英尺处的辅助扶正器(602)或“插头”，而BHA1和BHA2不具备。转到图6B，示出了BHA1的部件，并且每个部件的尺寸示于相应的表中。在该实施例中，PDC钻头610位于BHA组件的底部。PDC钻头610具有接触并切削地层的多个切削元件(在图6F中示出)。沿BHA向上移动(朝向地面)，图6B包含旋转导向系统611，和接收接头612。BHA1还包含分别在613和614处的MWD和LWD设备。还在615处建模了一销/箱交叉。在616处建模了一16.75″扶正器。然后在617和618处建模加重钻杆。在619处建模过滤器接头。在620处建模一交叉，并在621处建模加重钻杆的另一部分。在622处建模一震击器，并在623建模加重钻杆的另一部分。然后在624处建模钻杆的长段(约5500英尺)。本领域普通技术人员应该理解，这些仅是代表性的BHA部件，并且在FEA模型中可以包括更多或更少的部件。

转到图6C，示出了BHA2的布局。BHA1和BHA2之间的差别被显示在626处，其中BHA2具有比BHA1更大的扶正器(17.25″)。其它部件仍然与BHA1中示出的相同。同样，本领域普通技术人员应该理解，对于相比较的两个(或更多个)BHA套件之间的差别并没有限制。

转到图6D，示出了BHA3的布局。BHA1和BHA3具有相似的部件，所不同的是BHA3具有位于过滤器接头619正下方的附加的16.75″扶正器。类似地，转向图6E，示出了BHA4的布局。BHA2和BHA4具有相似的部件，所不同的是BHA4具有位于过滤器接头619正下方的附加的16.75″扶正器650。

每个BHA设计具有许多所示的部件，诸如钻杆、扶正器、钻头、加强件、扩眼器、钻铤、接头，和本领域中已知的其他部件。具体地说，如上所述在输入阶段400，设计者输入一系列关于钻柱的信息，并能产生示出了各种所选部件的图像。图6A中示出的BHA仅仅是可以被建模的代表性类型，并且，参考存在或不存在的部件并不旨在限制本发明的范围。本领域普通技术人员应该理解，BHA套件可含有图6A中所示的一些、全部或附加的部件。图6B是比较四个相抵触的BHA设计的图表。

为了分析相抵触的BHA设计的性能，图7显示了被用作钻井操作参数的八种不同的仿真场景。关于各场景的详细信息如下。

仿真1：正常钻井

深度(英尺)	12796
		BHA激励方式	正常钻井
钻头处的岩石1	皮埃尔页岩2页岩(0-2ksi)
		钻头处的岩石2	无
WOB(klbs)	40
		RPMs	180
泥浆重量(ppg)	12.4
		转向	0％
仿真长度(转数)	480

仿真2：RPM上升

深度(英尺)	12796
		BHA激励方式	RPM上升
钻头处的岩石1	皮埃尔页岩2页岩(0-2ksi)
		钻头处的岩石2	无
WOB(klbs)	20，30，40
		RPMs	10-300
泥浆重量(ppg)	12.4
		转向	0％
仿真长度(转数)	460

仿真3：当钻头离开井底时RPM上升

深度(英尺)	12796
		BHA激励方式	RPM上升(钻头离开井底)
钻头处的岩石1	无
		钻头处的岩石2	无
WOB(klbs)	无
		RPMs	10-300
泥浆重量(ppg)	12.4
		转向	0％
仿真长度(转数)	460

仿真4：过渡钻井(从软地层钻向硬地层)

深度(英尺)	12796
		BHA激励方式	夹层钻井
钻头处的岩石1	皮埃尔页岩2页岩(0-2ksi)
		钻头处的岩石2	卡赛奇大理岩(15-20ksi)
WOB(klbs)	40
		RPMs	180
泥浆重量(ppg)	12.4
		转向	0％
仿真长度(转数)	480(地层过渡@240转)

仿真5：不均匀地层钻井

深度(英尺)	12796
		BHA激励方式	不均匀地层钻井
钻头处的岩石1	皮埃尔页岩2页岩(0-2ksi)
		钻头处的不均匀性1	尺寸0.5″，变异系数50％，倍增3
WOB(klbs)	40
		RPMs	180
泥浆重量(ppg)	12.4
		转向	0％
仿真长度(转数)	480

仿真6：高井壁摩擦钻井

深度(英尺)	12796
		BHA激励方式	高井壁摩擦钻井(0.5)
钻头处的岩石1	皮埃尔页岩2页岩(0-2ksi)
		钻头处的岩石2	无
WOB(klbs)	40
		RPMs	180
泥浆重量(ppg)	12.4
		转向	0％
仿真长度(转数)	480

仿真7：BHA偏心钻井

深度(英尺)	12796
		BHA激励方式	BHA偏心(在MWD和插头中0.5″)
钻头处的岩石1	皮埃尔页岩2页岩(0-2ksi)
		钻头处的岩石2	无
WOB(klbs)	40
		RPMs	180
泥浆重量(ppg)	12.4
		转向	0％
仿真长度(转数)	480

仿真8：定向钻井预测

深度(英尺)	4000
		BHA激励方式	正常钻井
钻头处的岩石1	皮埃尔页岩2页岩(0-2ksi)
		钻头处的岩石2	无
WOB(klbs)	40
		RPMs	180
泥浆重量(ppg)	12.4
		转向	100％
仿真长度(英尺)	90

因此，在以上各表中，对于四个待分析的BHA套件中的每一个分析了八个不同的钻井约束。这些约束并不旨在是所有可能的条件，而仅是由不同的钻井者采用的代表性钻井类型。尤其是，仿真1是基准案例，其中执行“正常”钻井(即，不添加附加约束)。仿真2是当钻头钻进时随着WOB的增加而增加RMP。仿真3是当钻头离开井底时增加RPM，其在表格中的WOB被列为无。

场景2和3用于仿真RPM从0增加至某个数值，例如，从0至300RPM。当钻柱以不同的RPM旋转时，可能具有不同的响应。当所述RPM在或接近钻柱的自然频率时，振动将会更加严重。通过增加RPM，可以确认不同的BHA的临界转速。人们希望的是，临界速度能够远离钻井操作范围。通过优化BHA套件以便避免所述临界速度，BHA更有可能平顺地钻井。通过确认临界转速，可以为钻井操作者提供建议，以当钻井时或转动离开井底时避免这些RPM以减少产生严重振动的可能。

在仿真4中，示出了在两个感兴趣的地层类型之间的钻井，其中第一地层是软页岩地层，具有0-2ksi的抗压强度，而第二地层是硬碳酸盐地层，具有15-20ksi的抗压强度。

在仿真5中，示出了不均匀地层的结节(即，在同一个地层中，具有硬区域和软区域的混合区域)。本发明的实施例提供了为不均匀区域和各层之间的过渡层建模的能力。对于不均匀区域，地层的各段可以被建模为饼形区域、结节、或一系列层。还可以为各区域之间在径向上的不同之处建模。即，用户可以定义地层段为包括不同的非均匀区域，其中许多不同类型的岩石作为离散区域被包括于单段中。尤其是，用户可以定义离散区域的数量、尺寸和材料性能(在选定的基区中)。

对于多层地层，本发明的实施例有利地仿真不同地层之间的过渡。如本领域技术人员应该理解的，在实际应用中，经常发生单个钻头钻探不同的岩石地层的情况。此外，不同地层之间的过渡并不是离散的，并且在看见各层的完整轮廓之前可能有几千英尺。在至少两个不同类型的地层之间的该过渡期在本申请中被称为“过渡层”。

值得注意的是，本文公开的实施例提供了当钻透过渡层时分析BHA性能的能力，此时因为切削刃开始接触新的地层，该钻头将会上下“跳跃”，直到所有切削刃完全与新地层接合。因此，钻透所述过渡层模拟了动态仿真的表现。因此，切削刃、刀体及钻头上的力动态地变化。

仿真6是在有高井壁摩擦(增加了与钻井及地层接触相关的力)时执行的。在所有这些仿真中，钻柱接触井眼。基于节点的运动计算正向接触力。所述井眼在接触点处充当弹簧。节点推压该弹簧，并且接触力取决于节点将弹簧推压的距离。

由于接触从而产生了摩擦力。力的大小是正向接触力乘以摩擦系数。摩擦力的方向与节点相对于井眼的速度方向相反。通过增加摩擦，井眼将会在钻柱上产生更多的阻力。这可能引起振动加剧、向地面的扭矩增加等。有时在井场，井眼可能具有局部狗腿或台肩。这些缺陷会给钻柱产生更多的阻力。可以使用更高的摩擦系数来仿真该情形。

仿真7是在有偏心BHA时执行的，当质量偏离其中心旋转时，其产生偏心力。该力正比于质心距离其旋转轴线的距离，并正比于转速的平方。在该仿真中，用户可以指定一部件的偏心，即，质心距离旋转轴线多远。然后可以计算偏心力并将其应用至对应的节点。这是仿真关于其节点具有非均匀质量分布的钻柱部件。

仿真8是被执行以预测所述四个BHA套件的定向钻井性能的。

这些不同的仿真中的每一个为BHA设计者提供了不同的挑战。例如，在仿真4中，当从软地层过渡到硬地层时，钻井动作在钻头处产生一力矩，该力矩易于使钻铤瓢曲并使钻铤偏离井眼的中心线。因此，本发明的实施例允许BHA设计者在不同的标准下比较不同的设计(如下所示)，以对于给定的井眼确定最优的BHA套件。由于不同类型的待钻探的井眼的数量，对于给定的井眼选择最优的BHA设计是很重要的。如下所示，通过分析不同的输出，并选择与上面解释的标准相匹配的BHA设计，可以开发最优的BHA套件。

图8及相关的附图示出了与仿真条件1相关的示例性输出。在此仿真条件和随后的仿真中，传感器与插头的位置被沿着图像的底部示出。它们被表示为三角形(插头)和圆形(传感器)。与BHA1和BHA2相比，套件BHA3和BHA4包含附加的扶正器，位于距离钻头大约140英尺处。

图8A示出了对于四个BHA套件中的每一个来说，距离钻头0-200英尺范围内的侧降。所有这些套件均具有位于离钻头50英尺处的MWD/LWD系统。在图8A中，示出了该仿真的平均侧移。从图中可知，套件BHA2具有最少量的侧降，其在Y轴上被示为距钻头的距离(沿X轴)的函数。对于相关的范围，BHA3中示出了最大下垂(大约2.25英寸)，而BHA2具有最小的下垂，大约1.8英寸。

图8B示出了侧移在其最高值和最低值之间的变化(即测量侧移的范围)。如图8B中所示，BHA1在传感器处的变化最小(大约0.31英寸)，而BHA4在传感器处的变化大(大约0.5英寸)。图8B还示出了对于距离钻头的整个200英寸范围来说，BHA1的变化最小，而BHA3和BHA4在整个分析长度上具有相对高的变化。

图8C示出了钻铤偏离角(由侧移引起)。如上所提及的，MWD测量井眼的井斜角和方位角。对于每个BHA套件来说，钻铤弯曲角可以引入测量误差。在此仿真中，所有BHA具有类似的偏离角(如Y轴上所示)。

因此，图8A-8C为BHA套件提供了关于测量质量的有用比较。通过减小下垂或减少动态弯曲角的变化，无论是执行静态测量(即当BHA不发生运动时)还是实时测量(即当钻柱移动时)时，均可以进行更加精确的测量。

图8D示出了平均轴向加速度。节点的轴向加速度位于井眼路径在节点位置处的切线方向。侧向加速度是正交于该切线的方向上的加速度。对于每个BHA套件来说，轴向加速度以如Y轴所示的g测量，其作为示于X轴上的距钻头的距离的函数。在这里，BHA3和BHA4比BHA1和BHA2在更长的期间里具有更高的平均加速度。

图8E示出了平均侧向加速度(如Y轴上所示的g测量，其作为距钻头的距离(X轴)的函数)。在这里，BHA3和BHA4又一次表现出了比BHA1和BHA2更高的侧向加速度。

因此，图8D和8E可以被用于提供关于BHA套件的稳定性的比较，因为侧向及轴向平面内的平均加速度越低，套件将会越稳定。

图8F示出了在距钻头0-200英尺范围内的扭矩，以磅-英尺(沿Y轴)测量。在此仿真中，所有的BHA套件表现出了类似的扭矩性能。P5％、P95％、P50％等是变量的统计表述。例如，如果我们具有轴向加速度的历史记录，我们试图找到所有点的统计分布。P5％值是指5％的点低于该值，P95％值是指95％的点低于该值。

图8G示出了在距钻头0-200英尺范围内的弯矩，以磅-英尺(沿Y轴)测量。如图所示，BHA3与BHA4在第二插头(大体位于距钻头142英尺处)附近具有相对高的弯矩。

图8H示出了在距钻头0-200英尺范围内的冯·米塞斯应力(即塑性变形)(以千磅每平方英寸测量)。如图所示，BHA3和BHA4在第二插头附近具有非常高的最大应力。

因此，图8F-8H可以被用作BHA套件的耐久性比较，因为越高的弯矩、扭矩及应力能够因变形而导致设备故障。

图8I示出了关于井眼与BHA接触的接触力(摩擦力)，以千磅测量(沿Y轴)。在此仿真中，所有BHA套件具有类似的图形。接触应被用作BHA套件稳定性和耐久性的测量。

图8J示出了每个BHA套件的钻头侧向加速度。如图所示，对于此仿真，所有BHA具有类似的钻头侧向加速度。侧向加速度是钻头回旋的指标。位于回旋钻头上的切削刃可能移向侧面、后面并移动得比那些真正旋转钻头上的切削刃快得多。与此运动相关的冲击负载导致PDC切削刃剥落，继而加速了磨损。在后向回旋期间，旋转瞬时中心在钻头旋转的相反方向上沿钻头的表面移动。这可能导致切削刃侧向及后向加速，产生加速钻头磨损的剥落，减少PDC钻头寿命并减少钻井速度(ROP)。此外，钻头回旋产生很高的井下侧向加速度，这使得不仅钻头发生损毁，而且BHA中的其它部件也发生损毁。

图8K示出了钻头RPM，其作为钻头转数的函数。在这里，所有BHA的RPM表现出了很大的变化，其表明高粘滑。粘滑发生于当钻头在其钻探的地层中卡住时。因为钻柱相对于其刚度来说相对较长，因此钻柱在柱内能够卷绕并累积扭矩，直到钻头打破束缚。当钻头被卡住(RPM大约为0)，钻头上的扭矩逐渐增加。在某一时刻，钻头挣脱，导致钻头旋转突然、快速增加，并导致扭矩突然降低。该过程能够长时间地周期发生。

粘滑是不期望的，因为其对钻柱部件可能是非常有破坏性的，并能减少ROP(钻井速度)。连接件可能过扭并扭断。钻头可能因过度的RPM以及源自粘滑而产生的振动而严重损毁。当粘滑发生于井下时，通常在地面上并不明显。尽管钻头处的RPM不稳定时，地面上的钻柱可能呈现出平稳地钻井。

图8L以盒须图示出了钻头RPM。盒须图将盒中的数据描绘为第25及第75百分位，靠近盒中间的带通常是第50百分位(中位数)。在图8L中，盒须图被用于为每个BHA套件产生粘滑指数。粘滑指数通过下面的方程测量：

(95％-5％)/(2*中位数)

如图8L中表格所示，BHA1和BHA2具有较低的粘滑率，这是有利的。

图8M示出了每个BHA套件的地面扭矩。地面扭矩也被用作BHA套件的粘滑表现的指标。在此仿真中，所有BHA套件具有类似的地面扭矩表现。

图9及相关附图示出了仿真2的结果。仿真2详示了地面RPM从10RPM增加至300RPM的情形，其中钻头接触井底，WOB从20klbf增加至40klbf。仿真2在图中被示为三个分开的组的附图，仿真2-1(RPM增至20klbf)、仿真2-2(RPM增至30klbf)、以及仿真2-3(RPM增至40klbf)。在此仿真中，RPM在10RPM至300RPM之间变化。首先，钻柱静止。然后顶部驱动/方钻可以从顶部转动钻柱。RPM逐渐地增加。在此情况下，钻柱起始以10RPM旋转，然后RPM在3分钟内增加至300。用户可以调整到达最终RPM所需要的时间。

图9A示出了每个BHA套件的侧向位移变化。BHA1和BHA2相比较于BHA3和BHA4在LWD/MWD传感器及第一插头位置处具有较小的变化。

图9B示出了RPM增加对系统的影响。尤其是，图9B示出了BHA1与BHA2在增加过程中更加稳定，因为其侧向位移变化的数值比BHA3和BHA4的较小。在该图中，x轴是在LWD/MWD位置处的RPM。此外，从图9B可知，BHA3和BHA4表明在110RPM的临界速度具有非常高的变化。设计者可以利用此信息来警告钻井者此速度。

图9C示出了RPM增加对系统在30klbf处的影响。尤其是，图9C示出了BHA1和BHA2间的性能变化。虽然在20klbf(图9B)的WOB处，BHA1和BHA2具有非常类似的性能，但是在更高的WOB处，BHA2更优于BHA1。

图9D示出了RPM增加对系统在MWD/LWD传感器位置处的影响。类似于图9B，BHA1与BHA2相比较于BHA3与BHA4均具有较小的侧向位移变化数值。BHA3与BHA4在约100RPM处以及又在约160RPM处表现出高变化。

图9E示出了RPM增加对系统在40klbf处的影响。在此处，BHA1和BHA2的性能是类似的，而BHA3和BHA4具有显著更高的侧向位移变化。

图9F示出了RPM增加对系统在LWD/MWD传感器位置处的影响。RPM被示于X轴上。在图9F中，BHA2具有最小的侧向移位变化数值，但BHA3与BHA4具有明显更大的侧向位移变化。BHA3与BHA4中在90RPM时其侧向位移变化具有明显的增加。

图10及相关附图示出了仿真3的结果，其示出了RPM随着钻头离开井底而增加。

图10A示出了在钻柱长度上的侧向位移变化，并示出了BHA1具有最小的位移数值，而BHA3和BHA4在MWD/LWD传感器位置处具有显著更大的变化。

图10B示出了在MWD/LWD传感器位置的侧向位移变化，其作为RPM的函数。尤其是，BHA1具有最小的侧向位移变化数值，而BHA3与BHA4具有显著更大的数值。此外，所有四个BHA套件在约160RPM处表现出很大的变化。

图11及相关附图示出了仿真4的结果，其是从软地层向硬地层钻井的过渡。

图11A示出了沿钻柱长度发生的侧向位移。在MWD/LWD传感器位置，BHA2具有最小的位移，而在第一插头附近表现出很高的副峰。BHA3在传感器处表现出最大的位移，但具有较小的副峰。

图11B示出了沿钻柱长度发生的侧向位移变化。在传感器位置，BHA1和BHA2在传感器处表现出比BHA3和BHA4显著较小的侧向位移变化。

图11C示出了沿钻柱长度的弯曲变形角。传感器位于“控制单元”及MWD/LWD所指出的位置。在此位置，BHA2的变形角较小，因此BHA2被视为具有最优的测量质量。

图11D示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的轴向加速度。图11D示出了所有的BHA套件的轴向加速度曲线是类似的。

图11E示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的侧向加速度。图11E示出了BHA套件的侧向加速度曲线是类似的，同时还示出了所有的套件在钻头处表现出相对高的侧向加速度。

图11F示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的扭矩。图11F示出了所有的BHA套件的扭矩变化基本上相同。

图11G示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的弯矩。图11G示出了尽管BHA在前130英尺内具有类似的弯矩，BHA3与BHA4在第二插头处(位于距钻头约140英尺处)表现出较高的弯矩。

图11H示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的冯·米塞斯应力。图11H表明在BHA1和BHA2中在第一插头附近(位于距钻头约80英尺)的应力显著较高，而BHA3和BHA4中在第二插头附近(位于距钻头约140英尺)的应力显著较高。

图11I示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的接触力。图11表明尽管接触力大体相似，但是BHA1与BHA2在第二插头附近(位于距钻头约140英尺)表现出稍微较高的接触力。

图11J示出了作为钻头转数的函数的钻头侧向加速力。图11J表明所有的BHA套件表现出类似的侧向加速模式。

图11K示出了作为钻头转数的函数的钻头RPM。图11K表明BHA套件具有类似的钻头RPM。图11J和11K均示出了地层转换，因为随着地层从软过渡到硬(钻头约240转)，曲线显著地变化。

图11L以盒须图示出了钻头RPM。如上所讨论的，使用这些图计算粘滑系数，并示出BHA1和BHA2具有比BHA3和BHA4稍微小的粘滑。

图11M示出了作为钻头转数的函数的地面扭矩。图11M示出了随着钻头从软地层过渡到硬地层(在约240转)，所有的BHA套件表现出类似的扭矩变化模式。

图12及相关附图示出了关于钻探非均匀地层(即硬地层与软地层的混合区域)的仿真5的效果。

图12A示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的侧向位移。BHA1和BHA2在传感器位置表现出类似的相对低的下垂，且具有较高的副峰。BHA3和BHA4在传感器位置具有较高的下垂，且具有较低的副峰。

图12B示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的侧向位移变化。在图12B中，BHA1在传感器处表现出最低的侧向位移变化，而BHA3和BHA4表现出显著较高的侧向位移变化。

图12C示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的弯曲变形角。在钻铤附近，该角度是指钻铤偏转角。如图12C所示，BHA2具有最低的偏转角(最优的测量质量)，而BHA3具有较高的偏转角。

图12D示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的轴向加速度。所有BHA套件具有类似的曲线，并在钻头处表现出相对低的轴向加速度。

图12E示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的侧向加速度。如图12D所示，所有BHA套件具有类似的曲线，但在钻头处表现出相对高的侧向加速度。

图12F示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的扭矩。所有的BHA套件具有类似的曲线。

图12G示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的弯矩。对比BHA部件的位置交叉校验这些结果可以确定哪个部件具有应力峰值，并且从而确定哪个部件更可能毁坏。

图12H示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的冯·米塞斯应力。在图12H中，BHA3和BHA4大体上表现出更高的应力曲线，尤其是在第二插头附近(距钻头约140英尺)。

图12I示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的接触力。BHA1和BHA2在第二插头处(距钻头约140英尺)表现出比BHA3或BHA4中的任一个稍微高的接触力。

图12J示出了作为转数的函数的钻头侧向加速度。所有的BHA套件表现出类似的钻头侧向加速度曲线。

图12K示出了作为转数的函数的钻头RPM。尽管所有的BHA套件表现出类似的曲线，但该曲线表明具有高粘滑(由该数值的很大变化所表明)。

图12L是图12K中的数据的盒须图，并且如上所讨论的被用于计算粘滑系数。所有的BHA套件具有类似的(高)粘滑。

图12M示出了作为转数的函数而产生的地面扭矩。所有的BHA套件表现出类似的地面扭矩变化。

图13及相关附图示出了关于高井壁摩擦情况的仿真6的效果。如上所提到的，许多因素可能影响钻井的摩擦，诸如地层类型(即砂岩通常比页岩有更高的摩擦)、循环液漏失、不良的井眼清洗、小狗腿、台肩、井径变化(非平滑井眼)。

图13A示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的侧向位移。在图13A中，所有的BHA套件表现出类似的侧向位移曲线。

图13B示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的侧向位移变化。图13B表明，BHA2在传感器位置具有较低的侧向位移变化，而剩余的套件具有类似的侧向位移变化。

图13C示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的弯曲变形角。图13C表明，对于此仿真，所有的BHA套件在传感器处具有类似的弯曲变形角，但沿钻柱的其余部分具有不同的曲线。

图13D示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的轴向加速度。图13D示出了所有的BHA套件在钻头扶正器处(距钻头约14英尺)具有很高的轴向加速度。BHA3和BHA4在第二插头处(位于距钻头140英尺处)表现出特别高的轴向加速度。

图13E示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的侧向加速度。在图13E中，所有的BHA套件在到达第一插头(在约70英尺处)之前均表现出很高的侧向加速度。然后，在存在第二插头时(位于距钻头约140英尺处)，BHA1和BHA2表现出沿着剩余的长度下降的侧向加速度，而BHA3和BHA4表现出相对高、平坦的侧向加速度模式。

图13F示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的扭矩。在图13F中，所有的BHA套件沿整个分析长度都具有非常高的扭矩，但BHA1中的平均扭矩是最低的。

图13G示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的弯矩。在图13G中，所有的BHA套件具有非常高的弯矩，如上所提及的，其是钻头回旋的函数。钻头回旋导致沿着钻柱的部件弯曲偏离钻头，并可能对多个部件产生严重损害。

图13H示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的冯·米塞斯应力。图13H表明对于所有的BHA套件沿整个分析长度均发现有很高的应力。其与弯矩数据相结合，表明在钻头回旋期间沿着钻柱可能发生疲劳破坏。第二插头的存在(可见于BHA3和BHA4中约140英尺处)导致BHA上部(位于第二插头之上)中的应力显著增加。

图13I示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的接触力。如图13I所示，对于所有的BHA套件在扶正器以及MWD/LWD钻铤处存在显著的接触力。总体上，BHA1呈现出比BHA2、BHA3或BHA4较低的接触力。

图13J示出了作为转数的函数的钻头侧向加速度。如图13J所示，在所有的转数上，所有的BHA套件表现出相对高的钻头侧向加速度。

图13K示出了作为转数的函数的钻头RPM。如图13K所示，对于所有的BHA套件，RPM变化低于仿真1(正常钻井)的。

图13L示出了图13K中的数据的盒须图。所述盒须图被用于计算粘滑系数。从图13L的表格中可知，BHA1和BHA2具有比BHA3和BHA4较低的粘滑系数。

图13M示出了对于四个BHA套件的每一个的作为钻头转数的函数的地面扭矩。从图13M中可知，BHA1和BHA2具有比BHA3和BHA4相对较低的地面扭矩

图14及相关附图示出了在仿真场景7中对于每个BHA套件来说偏心的效果。由于应用需要，一些部件是偏心的。例如，一些LWD工具的传感器位于BHA套件上工具的一侧。

图14A示出了在钻柱长度(距钻头0-200英尺)上的侧向位移。由图14A可知，BHA1具有比BHA2、BAH3或BHA4显著少的下垂。如上所述，通过减少MWD/LWD传感器段的下垂，可以获得更好的测量质量。

图14B示出了在钻柱长度(距钻头0-200英尺)上的侧向位移变化。如图14B所示，BHA1在MWD/LWD传感器处具有最小的侧向位移变化。此外，BHA3和BHA4在第一插头之上(距钻头约70英尺之后)表现出显著的侧向位移变化。

图14C示出了在钻柱长度(距钻头0-200英尺)上的弯曲变形角。如图14C所示，BHA2具有最小的偏转角，因此，预测在变形角方面具有最优的测量质量。

图14D示出了在钻柱长度(距钻头0-200英尺)上的轴向加速度。如图14D所示，预测BHA2具有最小的轴向加速度，该加速度在钻头处尤其明显。这是在不同的BHA(图6A)中使用的扶正器的尺寸之间的比较。

图14E示出了在钻柱长度(距钻头0-200英尺)上的侧向加速度。从图14E可知，预测BHA2在钻头处具有最小的侧向加速度。

图14F示出了在钻柱长度(距钻头0-200英尺)上的扭矩。如图14F所示，BHA1具有最高的平均扭矩，且具有最低的扭矩变化。平均扭矩和扭矩变化幅度均影响部件及其之间的连接件的疲劳寿命。较低的平均扭矩和较低的变化被视为是更优的(即与较低的故障率相关)。

图14G示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的弯矩。如图14G所示，预测BHA2具有最小的弯矩，尽管所有的BHA表现出在钻头与第一插头之间相对高的弯矩，这指示可能发生钻头回旋。

图14H示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的冯·米塞斯应力。如图14H所示，预测BHA2在所有BHA套件中具有最低的应力，而预测BHA1具有最高的应力。

图14I示出了沿钻柱长度(距钻头0-200英尺)的接触力。如图14I所示，预测BHA1在所有BHA套件中具有最高的接触力。

图14J示出了作为钻头转数的函数的钻头侧向加速度。如图14J所示，预测所有的BHA套件进入回旋状态，这导致钻头侧向加速度显著增加，尽管BHA2在进入回旋状态之前进行了最多数量的转动。回旋是由激励、井眼接触及摩擦引发的动态运动，需要在部件与井眼之间存在间隙。对于此设置，偏心力是主要的激励源之一。

图14K示出了作为钻头转数的函数的钻头RPM。这是具有所述分析条件的系统的响应。一开始，BHA及钻头具有扭转振荡。RPM上下变化。然后该系统改变其运动。RPM变化减小，但是BHA与钻头具有更大的侧向振动。

图14L是图14K中的数据的盒须图。与其它附图类似，该盒须图被用于生成粘滑系数。预测BHA3具有最低的粘滑。

图14M是作为钻头转数的函数的地面扭矩图。在图14M中，当钻井变得侧向不稳定(即一旦发生钻头回旋)时，地面扭矩显著得增加。

图15及相关附图示出了以仿真场景8仿真所述四个BHA套件的结果，其预测了套件在定向钻井应用中的性能。

图15A示出了所述四个BHA套件中每一个的钻头移位/下降路径表现。输出包括井斜角和方位角。所有的BHA表现出具有类似的钻头移位趋势。

图15B示出了作为测量深度(MD)的函数的以角度测量的井斜角。所有的BHA表现出类似的井斜角。

图15C示出了作为测量深度的函数的以角度测量的井眼方位角。再次，所有的BHA表现出类似的井眼方位角。

图15D示出了作为测量深度的函数的以变化率(度每100英尺)测量井眼狗腿严重度。所有的BHA表现出大体上相同(大体上7.5度/100英尺)的狗腿严重度。

图15E示出了作为测量深度的函数的以度数测量的工具面角。BHA1和BHA2表现出比BHA3和BHA4较高的工具面角。图18提供了描绘所述工具面角的一幅图。

图15F示出了作为测量深度的函数的以变化率(度每100英尺)测量的造斜率。BHA1和BHA3表现出稍微高的造斜率，这是因为存在较小的插头(相比较于BHA2和BHA4中的17.25″，在BHA1和BHA3中是16.75″)。

图15G示出了作为测量深度的函数的以变化率(度每100英尺)测量的移位速率。拥有第二插头的BHA3和BHA4倾向于比BHA1和BHA2移位得稍微少一点。

通过考查这些图，BHA设计者可以基于所需要的应用而选择合适的BHA系统。例如，如果需要BHA偏心或高井壁摩擦，可以选择BHA2。例如如果需要高传感器测量质量，BHA2也是优选的。对于定向钻井应用，具有更高造斜率及稍微低的移位趋势而不增加狗腿严重度的BHA3和BHA4是优选的。BHA1和BHA2在所有的仿真场景中倾向于表现出最优的稳定性和耐久性。

本发明中可以使用可视化输出，除了如上面所述的那些示出的外，包括在美国专利申请第09/524088(现在是美国专利第6516293号)、09/635116(现在是美国专利第6873948号)、10/749019、09/389299(现在是美国专利第6785641号)、10/852574、10/851677、10/888358、10/888446号中示出或描述的任意输出，其全部内容通过参引方式被明确纳入本文。

因此，本发明的实施例允许BHA设计者在各种钻井场景下比较与对比BHA的性能特性。如本文所使用的，不同的钻井场景是指，对于给定的BHA，在上面所述的7个钻井仿真场景之一(即，非“正常”钻井条件)下运行仿真。在某些实施例中，给定BHA的性能可以贯穿所有的八个场景，但在其它实施例中，可以仅仿真所述八个场景的一子集。上面确定的场景提供了对钻井过程的合适选择，以允许BHA设计者对给定BHA设计的可能性能做出明智的判断。

在选定的实施例中，本发明允许BHA设计者研究许多具有动态输入的BHA的性能。动态输入是在仿真期间变化的输入。例如，当钻头钻探或不钻探时，RPM可以变化以确定钻井期间要避开的临界速度。类似地，在从0到选定值或在两个更高值之间的仿真过程中，钻压可以变化。类似地，可以将BHA的钻井速度作为动态输入而录入，并允许在仿真过程中改变。具有动态输入后，本发明的选定实施例可以允许BHA设计者建议钻井者在实际钻井时要避开或要使用的操作参数。

在选定的实施例中，本发明允许BHA设计者考查作为沿BHA的位置的函数的BHA性能。通过提供表明作为长度的函数的性能的输出，BHA设计者可以获得表明具有高应力、高振动、高加速度或其它有害影响的位置的信息。BHA设计者然后可以添加、移除或移动BHA上的部件来改善、修改或移除这些有害影响。此外，基于在传感器位置处的输出可以预测关于传感器性能的信息。通过允许设计者考查位置信息，可以改善BHA的总体性能。

因此，通过采用各种钻井场景，BHA设计者可以选择与选定的优化标准(例如稳定性、耐久性、鲁棒性或测量质量)相适合的BHA套件。如果没有套件具有合适的性能，设计者可以修改BHA套件的某些零件(如上所列出的)的位置，或者添加或移除BHA套件的零件。因此有利地，选定的实施例提供了一种方法，通过其可以在钻井之前仿真各个BHA套件，并预测其性能。给定一优化标准，可以快速评估许多BHA套件，以确定对于钻井应用最优的BHA套件。

因为在此实施例中有八个不同的场景，其对BHA设计者都很重要，为了节省时间，该过程可以是自动化的。图16示出了用于自动化上述分析/推荐过程的方法。具体地，在步骤1600，向系统中录入数据，同时设置报告格式，并确认仿真场景。在步骤1602，运行仿真场景，为步骤1600中的每个BHA设计输入生成数据。在步骤1604，该数据被输出到报告中，其包括图形化显示以及推荐的BHA套件。

图19描绘了可以执行本发明的一个或多个实施例的系统。在一个或多个实施例中，可以省略、复制和/或替换图19中示出的一个或多个模块或元件。因此，选择BHA、设计BHA或优化BHA的实施例不应该被认为是限于图19中示出的具体模块布置。

在一个或多个实施例中，可以选择、设计或优化BHA。参考图19，系统1900包括计算装置1920，该装置具有一个或多个计算处理器1906、一个或多个存储装置1908(例如，硬盘、诸如光盘(CD)的光驱或数字通用光盘(DVD)驱动器、闪存记忆棒等)、内存1910(例如，随机存取存储器(RAM)、缓存、闪存等)、以及图形用户界面(GUI)1912。计算处理器1906可以是用于处理指令的集成电路。例如，计算处理器可以是一个或多个核心、或微核处理器。存储装置1908(和/或在其中存储的任意信息)可以是配置于内存中的数据存储(诸如数据库、文件系统、一个或多个数据结构(例如，数组、连接表、表、分组数据结构等))、可扩展标示语言(XML)文件、用于存储数据的任意其他合适的介质、或者其任意合适的组合。存储装置1908可以是内置于计算装置1902的装置。可替换地，存储装置1908可以是可操作地连接于计算装置1902的外部存储装置。此外，计算装置1902可以包括许多其它的元件和功能。

计算装置1902可以通过电线、电缆、光纤、光连接器、无线连接或网络接口连接(未示出)通信地连接于网络1904(例如局域网(LAN)，诸如因特网、移动网络的广域网(WAN)或任意其它类型的网络)。

系统1900还可以包括一个或多个输入装置1914，诸如触摸屏、键盘、鼠标、麦克风、触摸板、电子笔或任意其它类型的输入装置。此外，系统1900可以包括一个或多个输出装置1916，诸如屏幕(例如液晶屏(LCD)、等离子显示器、触摸屏、阴极射线管(CRT)显示器、投影仪、2D显示器、3D显示器，或其它显示器装置)、打印机、外部存储器、或任意其它输出装置。一个或多个输出装置1916可以与输入装置相同或不同。所述输入装置及输出装置可以本地或远程(例如通过网络1904)连接到计算处理器1906、内存1910、存储装置1908及GUI1912。存在有许多不同类型的系统，前述的输入和输出装置可以采用其它形式。

此外，前述系统1900的一个或多个元件可以位于远程位置并与其它元件通过网络504连接。此外，本发明的实施例可以在具有多个节点的分布式系统上执行，其中本发明的各个部分可以设置在分布式系统中的不同节点上。在本发明的一个实施例中，节点对应于不同的计算装置。可选择地，节点可对应于具有相关物理存储器的计算处理器。节点可选择性地对应于具有共享存储器和/或源的计算处理器或微核计算处理器。

用户(例如，工程师、设计者、操作者、员工，或任意其他人)可以使用一个或多个输入装置1914来操作GUI1912，并且GUI1912可以被连接至计算装置1902的一个或多个输出装置1916可视化。GUI1912可以包括一个或多个按钮(例如，单选按钮)，数据区(例如，输入区)、标题、菜单(例如，用户输入菜单)、框(例如，输入或输出文本框)、表(例如，数据概览表)、段(例如，能够最小化/最大化的信息区域)、屏幕(例如，欢迎屏幕或主屏幕)和/或用户选择菜单(例如，下拉菜单)。此外，GUI1912可以包括一个或多个单独的界面并可以被用于网页浏览器中或用作独立应用程序。

尽管输出装置1916被示为可通信地连接至计算装置1902，但是该输入装置1916还可以是计算装置1902的一部件。

在图19中，计算装置1902能够仿真BHA。用户可以从BHA既存库(未示出)中选择待被仿真的BHA，或者用户可以使用计算装置1902的GUI1912来定制和/或修改BHA。用户可以通过输入或选择多个钻头部件(例如，钻头类型、切削刃数量、钻头的材料性能或本领域公知或本文公开的任意其它BHA或钻头参数)来定制所述BHA。

此外，可以通过输入或选择多个井眼参数或钻井操作参数来定制化该仿真。为了修改该BHA和/或定制该BHA或仿真，用户可以使用本领域公知的任意输入方式(例如，输入装置1914)访问存储装置1908。存储装置1908能够将数据存储于其中，并可以包括例如，岩石剖面、BHA参数及部件、和/或钻井操作参数等其它数据。一旦用户定制了BHA及其它仿真参数，计算装置1902可以在计算处理器1906上执行指令，以基于定制的BHA及用户选择或输入的参数执行仿真。

此外，可以基于用户输入或选择的数据来选择用于仿真的BHA或修改BHA。用户还可以基于特定的钻井操作参数、井眼参数或本领域公知或本文公开的任意其它条件来修改BHA。例如，用户可以确定优选的WOB或ROP，并且可以考虑该优选的WOB和/或ROP来相应地修改所述BHA，特别是使用所述GUI1912。

一旦用户定制了所述BHA及其它仿真参数，所述计算装置1902可以在所述计算处理器1906上执行指令，以基于该定制的BHA及用户选择或输入的参数来执行仿真。可以使用上面提到的一个或多个方法来执行钻井仿真。执行该仿真产生一组性能数据。在一些情况下，所产生的性能数据组可以依赖于用户选择或输入的数据，并可以包括指令来产生具体的性能数据，如上所提及的。在其它实施例中，可以由所执行的仿真来选择和/或生成性能标准。性能标准例如可以包括BHA套件的稳定性、鲁棒性、测量质量及可控性中的一个或多个。本领域普通技术人员应该理解，可以选择和/或生成其它的性能标准。

仿真之后，稳定性、鲁棒性、测量质量及可控性或其它性能因素可以然后被GUI1912可视化于输出装置1916上。在一个实施例中，所述可视化输出可以包括一个或多个性能参数的表格数据。此外，所述输出可以是图形形式，并可以百分比或比率表示。可以输出井眼、钻头、刀体和/或切削刃的图形可视化。所述图形可视化(例如，2D，3D或4D)可以包括一个配色方案。

一旦呈现了性能因素，用户可以修改至少一个BHA参数、井眼参数和/或钻井操作参数。修改可以包括从既有值中选择一参数或输入该参数，以获得一修改的BHA、井眼和/或钻井操作。所述既有值可以依赖于BHA部件的制造能力或几何形状，并可以依赖于给定的性能标准。例如，用户可以选择一个或多个参数来优化或落入选定标准或期望性能的阈值内。

修改后，计算装置1902可以执行第二仿真。所述第二仿真可以包括待被仿真的所述修改的参数。所述仿真可以由所述计算装置1902使用处理器1906来执行，以生成第二组性能数据。可以使用上面提出的一个或多个方法来执行所述钻井仿真。一旦生成后，可以使用GUI1912及输出装置1916来呈现初始组数据及该第二组数据。这些组的数据可以被呈现给用户用于比较，并可以被分别呈现或组合。可以使用本领域公知的任意工具来呈现或可视化这些组的数据，例如，曲线图、图形、图表及记录。

此外，第二仿真可以与第一仿真同时进行。例如，工程师可以选择多个BHA在特定的井眼及钻井操作条件下运行。工程师然后可以对所述多个BHA运行仿真，以便将一个BHA与另一个BHA相比较。

在执行期间，可以在现场获得和/或测量数据。所获得的数据可以然后被用于将现场获得/测量的一个或多个参数与仿真生成的一个或多个参数相比较。此外，所获得的数据可以被用作仿真用的输入，以便由仿真基于所获得的数据生成一个或多个性能参数。此后，可以对输入参数(例如BHA或钻井操作参数)进行修改，以便优化BHA套件。

虽然上文仅描述了几个示例性的实施例，所属领域技术人员应该容易理解，在实质上不脱离本发明的范围的情况下，可以对示例性的实施例进行多种变型。相应地，所有这样的变型应当被包含于权利要求所限定的本发明的范围内。在权利要求中，装置加功能的语句旨在覆盖在此描述的执行所述功能的结构，且不仅限于在结构上的等同，还包括等效的结构。因此，尽管钉子和螺钉可能在结构上不等同，因为钉子具有圆柱形表面，以便紧固木质零件，而螺钉具有螺旋形表面，然而在坚固木质零件的环境下，钉子和螺钉可以是等效的结构。申请人的明确意图是不为本文的任何权利要求的任何限制援引35U.S.C.§112第6段，除了权利要求明确使用词语“用于…的装置”和相关联的功能之外。

Claims (24)

1.一种用于选择井底钻具组件的方法，包括：

选择钻井标准；

对包括至少一个钻头、测量传感器和扶正器的第一井底钻具组件执行动态仿真；

输出预测所述第一井底钻具组件的性能的结果，所述结果表示所述测量传感器的测量质量。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，进一步包括：

将所述第一井底钻具组件的测量质量与第二井底钻具组件相比较。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述比较包括考查与钻铤偏转角和在所述测量传感器位置处的侧向位移中的至少一个相关的输出。

4.一种用于选择井底钻具组件的方法，包括：

选择钻井标准；

对包括至少一个钻头的第一井底钻具组件执行动态仿真，其中所述动态仿真包括动态输入；以及

输出预测所述第一井底钻具组件的性能的结果。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述动态输入包括所述井底钻具组件的每分钟转数。

6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述动态输入包括钻压。

7.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述动态输入包括钻进速度。

8.一种用于选择井底钻具组件的方法，包括：

对第一井底钻具组件执行第一动态仿真；

对所述第一井底钻具组件执行至少第二动态仿真，其中所述至少第二动态仿真包括与所述第一动态仿真不同的约束；以及

输出所述第一动态仿真和所述至少第二动态仿真的结果，其中所述结果包括表示性能的至少一个输出，所述性能为沿所述井底钻具组件的位置的函数。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，进一步包括为所述第一井底钻具组件计算粘滑系数。

10.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，进一步包括：

对至少第二井底钻具组件执行所述第一动态仿真；

对所述至少第二井底钻具组件执行所述至少第二动态仿真；

输出所述至少第二井底钻具组件的结果；以及

将所述第一井底钻具组件与所述至少第二井底钻具组件的所述第一动态仿真的结果和所述至少第二动态仿真的结果相比较；以及

基于所述比较而选择井底钻具组件。

11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述结果的所述比较包括自动地生成预选的一系列报告，所述报告指示所述第一井底钻具组件和所述至少第二井底钻具组件的性能。

12.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述结果的所述比较包括考查所述第一井底钻具组件和所述至少第二井底钻具组件的粘滑系数。

13.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述比较包括考查所述第一井底钻具组件及所述至少第二井底钻具组件的可控性、鲁棒性、测量质量和稳定性中的至少一个。

14.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述第二动态仿真包括选自高摩擦力、RPM随钻上升、当钻头不钻探时RPM上升、夹层、不均匀地层、偏心井底钻具组件以及定向钻井的组中的场景。

15.一种用于选择井底钻具组件(BHA)的系统，包括：

包括计算处理器的计算装置，所述计算处理器执行指令以执行：

对包括至少一个钻头、测量传感器和扶正器的第一BHA执行第一仿真，所述第一仿真生成第一组性能数据，以及

所述计算装置包括在所述计算处理器上执行的图形用户界面，执行以下功能：

输入选择的钻井标准，

在所述图形用户界面上呈现来自所述第一仿真的所述第一组性能数据，以及

基于所述第一组性能数据与所述选择的钻井标准的比较，选择BHA。

16.根据权利要求15所述的系统，其特征在于，所述计算装置进一步包括所述计算处理器，所述计算处理器执行指令以执行：

对包括至少一个钻头、测量传感器和扶正器的第二BHA执行第二仿真，所述第二仿真生成第二组性能数据，以及

其中所述计算装置进一步包括在所述计算处理器上执行的所述图形用户界面，执行以下功能：

基于所述第一组性能数据，修改选自包括BHA参数、井眼参数、钻井操作参数的组中的至少一个参数，其中修改包括改变所述至少一个参数的值以获得被修改的参数，

在所述图形用户界面上呈现来自所述第二仿真的所述第二组性能数据，所述第二组仿真基于所述被修改的参数，以及

基于所述第一组性能数据、第二组性能数据及所选择的钻井标准，选择BHA。

17.根据权利要求16所述的系统，其特征在于，呈现进一步包括：

在所述图形用户界面上可视化选自包括所述第一组性能数据和所述第二组性能数据的组中的至少一个。

18.根据权利要求16所述的系统，其特征在于，所述第一组性能数据及所述第二组性能数据包括所述第一BHA的性能结果，所述结果指示选自包括测量传感器的测量质量、BHA的可控性、BHA的稳定性和BHA的鲁棒性的组中的至少一个。

19.根据权利要求18所述的系统，其特征在于，所述BHA的可控性包括选自包括造斜率和狗腿严重度的组中的至少一个。

20.根据权利要求18所述的系统，其特征在于，所述BHA的稳定性包括选自包括轴向振动、侧向振动及旋转振动的组中的至少一个。

21.根据权利要求18所述的系统，其特征在于，所述BHA的鲁棒性包括选自包括弯矩、扭矩、轴向力、应力、振动、接触力及瓢曲的组中的至少一个。

22.一种非暂时性计算机可读介质，包括选择BHA的可执行指令，所述可执行指令包括以下功能：

使用图形用户界面输入选择的钻井标准；

对包括至少一个钻头、测量传感器和扶正器的第一井底钻具组件执行动态仿真；以及

在所述图形用户界面上输出预测所述第一井底钻具组件的性能的结果，该结果指示所述测量传感器的测量质量。

23.一种非暂时性计算机可读介质，包括选择BHA的可执行指令，所述可执行指令包括以下功能：

使用图形用户界面输入选择的钻井标准；

对包括至少一个钻头的第一井底钻具组件执行动态仿真，其中所述动态仿真包括动态输入；以及

在所述图形用户界面上输出预测所述第一井底钻具组件的性能的结果。

24.一种非暂时性计算机可读介质，包括选择BHA的可执行指令，所述可执行指令包括以下功能：

对第一井底钻具组件执行动态仿真；

对所述第一井底钻具组件执行至少第二动态仿真，其中所述至少第二动态仿真包括与所述第一动态仿真不同的约束；以及

在所述图形用户界面上输出所述第一动态仿真及所述第二动态仿真的结果，其中所述结果包括表示性能的至少一个输出，所述性能为沿所述井底钻具组件的位置的函数。