CN106030031B - 控制井底组合件遵循规划井筒路径的计算机实施方法和系统 - Google Patents

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Abstract

用于控制井底组合件(BHA)遵循规划井筒路径的技术包括：确定来自所述BHA的传感器测量；基于来自所述BHA的所述传感器测量确定BHA动态模型；确定对应于钻探目标的加权因子；确定包括由所述加权因子加权的所述钻探目标和一个或多个约束的目标函数；确定满足所述目标函数和所述一个或多个约束的至所述BHA的控制输入；和将所述控制输入应用至所述BHA。

Description

控制井底组合件遵循规划井筒路径的计算机实施方法和系统
技术领域
本公开涉及从地下层生产油气的井筒操作的自动化管理。
背景技术
油气(诸如油和气)钻探通常涉及在可向下达地下数千英尺的地下深度的钻探设备的操作。井下钻探设备的这些远程距离结合不可预测的井下操作条件和振动钻探扰动在精确控制井筒的轨迹时形成许多挑战。使这些问题复杂化的通常是相邻井筒(有时紧贴彼此)的存在，其限制钻探误差的公差。钻探操作通常从位于井底组合件(BHA)处或附近的井下传感器收集测量以探测有关钻探的各种条件，诸如井筒轨迹的位置和角度、岩层的特性、压力、温度、声、辐射等。这些传感器测量数据通常被传输至地面，人类操作者在地面分析所述数据以调整井下钻探设备。但是，传感器测量可能不准确、延迟或不频繁，限制使用这些测量的有效性。通常，人类操作者不得不使用井筒轨迹的最佳猜测估计来控制钻探操作。
发明内容
根据本发明的第一方面，提供一种控制井底组合件遵循规划井筒路径的计算机实施方法，所述方法包括：
确定来自所述井底组合件的传感器测量；
基于来自所述井底组合件的所述传感器测量确定井底组合件动态模型；
确定对应于钻探目标的加权因子；
确定包括由所述加权因子加权的所述钻探目标和一个或多个约束的目标函数；
确定满足所述目标函数和所述一个或多个约束的至所述井底组合件的控制输入；和
将所述控制输入应用至所述井底组合件；
其中确定对应于钻探目标的加权因子还包括：
基于所述井底组合件动态模型或来自所述井底组合件的所述传感器测量中的至少一个确定加权因子。
根据本发明的第二方面，提供一种控制井底组合件遵循规划井筒路径的系统，其包括：
第一组件，其位于地面上或地面附近；
井底组合件，其至少部分安置在地下区域处或地下区域附近的井筒内，所述井底组合件与至少一个传感器相关联；和
控制器，其通信地耦接到所述第一组件和所述井底组合件，所述控制器可操作以进行包括下列各项的操作：
确定来自所述井底组合件的传感器测量；
基于来自所述井底组合件的所述传感器测量确定井底组合件动态模型；
确定对应于钻探目标的加权因子；
确定包括由所述加权因子加权的所述钻探目标和一个或多个约束的目标函数；
确定满足所述目标函数和所述一个或多个约束的至所述井底组合件的控制输入；和
将所述控制输入应用至所述井底组合件；
其中确定对应于钻探目标的加权因子还包括：
基于所述井底组合件动态模型或来自所述井底组合件的所述传感器测量中的至少一个确定加权因子。
根据本发明的第三方面，提供一种以包括指令的至少一个计算机程序编码的非暂时性计算机可读存储介质，所述指令在被执行时操作来促使至少一个处理器进行用于控制井底组合件遵循规划井筒路径的操作，所述操作包括：
确定来自所述井底组合件的传感器测量；
基于来自所述井底组合件的所述传感器测量确定井底组合件动态模型；
确定对应于钻探目标的加权因子；
确定包括由所述加权因子加权的所述钻探目标和一个或多个约束的目标函数；
确定满足所述目标函数和所述一个或多个约束的至所述井底组合件的控制输入；和
将所述控制输入应用至所述井底组合件；
其中确定对应于钻探目标的加权因子还包括：
基于所述井底组合件动态模型或来自所述井底组合件的所述传感器测量中的至少一个确定加权因子。
附图说明
图1图示井下操作背景下的井筒系统的至少一部分的实施的实例；
图2图示基于模型的预测控制的处理流程的实例，其响应于井筒中的变化条件而动态调适加权因子；
图3图示井筒轨迹中的不同方向之间的相关不确定性的3维实例；
图4A和4B图示确定用于加权因子调适的防碰撞方向的实例n；
图5是权值调适和合成的程序的实例的流程图；
图6是用于进行BHA的基于模型的预测控制的实例程序的流程图；
图7是基于BHA动态模型或来自BHA的传感器测量中的至少一个确定至少一个加权因子的进一步细节的实例的流程图；
图8是确定至少一个加权因子且确定由所述至少一个加权因子加权的目标函数的进一步细节的实例的流程图；
图9是确定目标函数且确定满足所述目标函数的BHA的控制输入的进一步细节的实例的流程图；且
图10是一些实例可在其上操作的控制系统的实例的方框图。
具体实施方式
本公开大致描述通过针对BHA作出基于模型的预测控制决策而进行井筒钻探操作的自动化控制。特定而言，描述了基于井筒中的变化条件动态调适BHA控制输入以在不同时间处强调不同钻探目标的技术。井筒中的变化条件可以使用任何适当信息源来确定，诸如传感器测量、基于模型的预测和/或井筒规划信息。
可响应于井筒中单变化条件调适BHA控制输入以选择性强调(或不强调)与钻探操作相关联的一个或多个目标。作为实例，所述目标可能涉及减小与规划井筒路径的偏差，减小BHA的输入能耗，或有关钻探操作的任何其它适当目标。在钻探操作期间，改变井筒中的条件(例如，不同岩层、规划井筒路径的不同形状部分等)可导致不同目标在不同时间变得更重要或较不重要以维持整体效率和成本效益钻探操作。
在一些实例中，一个或多个目标可组合在单个整体目标函数中，其中使用一个或多个加权因子由不同量强调不同目标。可通过调适加权因子来实施BHA控制输入的调适性质以选择性强调目标函数中的不同目标，并且求解满足整体目标函数的BHA控制输入。加权因子可以自动适于井筒中的条件变化。作为实例，加权因子可以自动适于井筒轨迹中的不确定性量的变化、沿规划井筒路径的不同角度和转弯、存在构成碰撞威胁的邻近井筒或井筒中或周围可能与定向性钻探系统相关的其它条件。
在一般化实施中，一种控制井底组合件(BHA)遵循规划井筒路径的计算机实施方法，所述方法包括：确定来自所述BHA的传感器测量；基于来自所述BHA的传感器测量确定BHA动态模型；确定对应于钻探目标的加权因子；确定包括由所述加权因子加权的钻探目标和一个或多个约束的目标函数；确定满足所述目标函数和所述一个或多个约束的BHA的控制输入；将所述控制输入应用至所述BHA。
其它一般化实施包括相应计算机系统、设备和记录在一个或多个计算机存储装置上的计算机程序，各被配置来执行方法的动作。一个或多个计算机的系统可被配置来执行操作以进行动作。一个或多个计算机程序可被配置来凭借包括指令而进行特定操作或动作，所述指令在被数据处理设备执行时促使设备进行动作。
在可组合任一个一般化实施的第一方面中，确定对应于钻探目标的加权因子还包括：基于所述BHA动态模型或来自所述BHA的所述传感器测量中的至少一个确定加权因子。
在可组合任一个先前方面的第二方面中，基于BHA动态模型或来自BHA的传感器测量中的至少一个确定加权因子包括：确定测量的井筒轨迹的不确定性、所述井筒的形状或碰撞回避信息中的至少一个；
基于测量的井筒轨迹的不确定性、所述井筒的形状或碰撞回避信息中的至少一个确定权值；和将所述权值合成为加权因子。
在可组合任一个先前方面的第三方面中，确定测量的井筒轨迹的不确定性包括确定所述井筒轨迹的多个方位值与倾斜值之间的协方差值。
在可组合任一个先前方面的第四方面中，确定对应于钻探目标的加权因子包括在测量的的井筒轨迹的不确定性从先前测量时间在其中已增加的方向上加强至所述BHA的控制输入上的约束。
在可组合任一个先前方面的第五方面中，加强所述BHA的控制输入上的约束包括确定与所述BHA的控制输入相关联的加权因子的增加值。
在可组合任一个先前方面的第六方面中，所述钻探目标包括与规划井筒路径的预测偏差，且确定对应于钻探目标的加权因子包括在测量的的井筒轨迹的不确定性从先前测量时间在其中已增加的方向上放松与所述规划井筒路径的预测偏差上的约束。
在可组合任一个先前方面的第七方面中，放松与规划井筒路径的预测偏差上的约束包括确定和与所述规划井筒路径的预测偏差相关联的加权因子的减小值。
在可组合任一个先前方面的第八方面中，确定所述井筒的形状包括确定规划井筒路径的后续部分的曲率半径。
在可组合任一个先前方面的第九方面中，所述钻探目标包括与规划井筒路径的预测偏差，且确定加权因子包括在所述规划井筒路径的后续部分的曲率半径从先前测量时间在其中已减少的方向上减小与所述规划井筒路径的预测偏差上的约束。
在可组合任一个先前方面的第十方面中，确定碰撞回避信息包括确定与另一井筒的碰撞最可能在其中发生的方向。
在可组合任一个先前方面的第十一方面中，所述钻探目标包括与规划井筒路径的预测偏差，且确定加权因子包括在与另一井筒的碰撞最可能在其中发生的所述方向上加强与所述规划井筒路径的预测偏差上的约束。
在可组合任一个先前方面的第十二方面中，确定所述井筒轨迹的多个方位值与倾斜值之间的协方差值还包括：确定从所述BHA的传感器接收的多个方位测量和倾斜测量；和确定从所述BHA的传感器接收的多个方位测量与倾斜测量之间的协方差值。
在可组合任一个先前方面的第十三方面中，确定所述井筒轨迹的多个方位值与倾斜值之间的协方差值还包括：基于所述BHA动态模型确定多个方位预测和倾斜预测；和基于所述BHA动态模型确定多个方位预测与倾斜预测之间的协方差值。
在可组合任一个先前方面的第十四方面中，确定目标函数包括：确定与所述规划井筒路径的预测未来偏差；确定将控制输入应用至BHA的预测未来成本；和确定通过所述加权因子加权的，与所述规划井筒路径的预测未来偏差和将所述控制输入应用至BHA的预测未来成本的加权组合。
在可组合任一个先前方面的第十五方面中，确定加权因子包括：确定与所述规划井筒路径的预测未来偏差的第一加权因子；和确定将控制输入应用至BHA的预测未来成本的第二加权因子。
在可组合任一个先前方面的第十六方面中，确定满足所述目标函数的至BHA的控制输入包括确定在后续时间时段上最小化与所述规划井筒路径的预测未来偏差和将所述控制输入应用至BHA的预测未来成本的加权组合的至BHA的控制输入。
在可组合任一个先前方面的第十七方面中，将控制输入应用至BHA的预测未来成本包括所述BHA的预测能量消耗。
在可组合任一个先前方面的第十八方面中，还包括：确定至BHA的候选控制输入；基于至BHA的候选控制输入和BHA动态模型确定预测井筒轨迹；和基于预测井筒轨迹与规划井筒路径之间的偏差确定与所述规划井筒路径的预测未来偏差。
在可组合任一个先前方面的第十九方面中，确定BHA的控制输入包括确定第一弯角控制、第二弯角控制、第一封隔器控制或第二封隔器控制中的至少一个。
在可组合任一个先前方面的第二十方面中，还包括：确定来自所述BHA的更新的传感器测量；基于来自所述BHA的更新的传感器测量确定更新的BHA动态模型；基于所述更新的BHA动态模型或来自所述BHA的更新的传感器测量中的至少一个确定更新的加权因子和更新的目标函数；和基于所述更新的加权因子自动地调适满足更新的目标函数的至BHA的控制输入。
在可组合任一个先前方面的第二十一方面中，确定多个方位测量与倾斜测量之间的协方差值还包括确定来自所述井筒轨迹的在两个不同方向上的不确定性值之间的互相关。
根据本公开的用于井底钻探的控制系统的各个实施可不包括、包括一个或一些以下特征。例如，所述系统可以改进钻探操作的稳定性和稳健性。特定而言，本文公开的技术可以支持井筒轨迹的更精确和准确控制，而不管井筒环境中的变化和不可预测情况。
例如，如果井筒的特定部分产生更大误差和更多不确定测量，那么可能期望将更多权值放在减小输入能量的目标上，因此约束输入以在测量的轨迹可能并非准确反映井筒的真实轨迹时间期间采用更保守的钻探。作为另一实例，如果规划井筒路径的特定部分具有急转弯，那么可能期望将更少权值放在在这些时间期间保持靠近规划井筒路径的目标上，以允许在急转弯时有更多余地并且避免限制输入(例如，如果保持靠近规划路径过于昂贵或甚至不可行)。通过在钻探操作期间的不同时间适应性更多或更少地强调不同目标，本文所述技术可以支持更有效且更精确的钻探操作，而不管井筒中的变化条件。
在一些实例中，BHA动态模型可以用来产生未来井筒轨迹的预测，且可以基于预测井筒轨迹主动调适BHA控制输入。在得到新测量时且在接收新控制输入时可以更新BHA动态模型，以支持井筒轨迹的更少预测误差。所述系统可使用这些预测以及规划井筒路径信息和/或其它信息来预料井筒的未来变化并且主动调适钻探操作。
例如，所述系统可以基于井筒中的预料变化而增加或减少一个或多个目标的所选加权因子，并且自动确定满足调适的加权目标的BHA控制输入以及一个或多个约束。满足所述目标可以包括例如进行优化(例如，最小化成本函数、最大化利用率函数等)，或者可以包括寻找接近最优解的次优解(例如，考虑计算复杂度的数值逼近等)，或者可以包括满足与钻探程序相关的其它适当目标。满足所述目标的BHA控制输入的确定可以涉及满足一个或多个约束，例如最大弯角、最大可用功率等。
模型和约束基于通过最小化目标函数确定哪些最优控制输入和相关联未来BHA动态而确定所有可行未来BHA行为的形态。
井筒中的BHA周围的井下环境通常是复杂的系统。在一些实例中，所述系统可能包括至少4个控制变量和12个测量。常规控制策略出于包括以下原因的各种原因而无法轻易应用至BHA系统。不同输入与输出之间的相互作用可能是强健且不可预测的，例如倾斜测量可取决于大多数控制变量，诸如两个弯角和封隔器充气。在这样的场景中，在实现期望性能时常规设计技术诸如比例积分微分(PID)可能有所限制。例如，如果期望目标函数有最优解，那么PID控制器可以无法实现期望的最优性能。另一困难在于输出量可能大于输入量，且无法总是清楚如何解开特定输入与输出之间的相互作用。这可能导致使BHA输入控制的设计复杂化的复杂且众多的选项。在这样的场景中，钻探操作的性能通常取决于控制系统设计者的调谐技能(其可能经受人员误差)。测量的量大于控制变量的量的另一困难在于在许多情况下，所有测量可能难以跟踪其规划目标值而不遭遇一些偏离。这样的偏离可能造成如何控制井筒轨迹的不确定性，从而可能造成导致彼此抵触的不同输出的过于攻击性控制。例如，如果附近倾斜传感器需要较大弯角，那么这可能导致偏远倾斜传感器中的一个有更多误差和不确定性。在一些场景中，这可能导致减小的稳定公差，使得钻探操作更难以精确控制。
本文所述技术提供一种基于基于模型的预测控制(MPC)的控制策略，其支持调节复杂的BHA系统，甚至可能具有强健相互作用的系统，同时满足(例如优化)钻探操作的整体目标函数以及任何相关联约束。此外，在其中在定向钻探操作期间周围环境和设计规范快速变化的场景中，可结合MPC策略进行适应性权值调谐算法以实现更稳健且准确的控制。
一个或多个实施的细节在附图和下文描述中阐述。将从描述和图中了解其它特征、目的和优点。
图1图示根据本公开的倾斜井筒系统100的一个实施的一部分。虽然示为倾斜系统(例如，具有定向、水平或弧形井筒)，但是系统可仅包括相对垂直井筒(例如，包括正常钻探变动)以及其它类型的井筒(例如，分支井筒、井网井筒和其它井筒)。此外，虽然被示为在地面上，但是系统100可位于海底或水环境中。通常，倾斜井筒系统100进入一个或多个地下层并且提供位于这些地下层中的油气的更简单和更高效生产。此外，倾斜井筒系统100可允许更简单且更高效的压裂或模拟操作。如图1中所图示，倾斜井筒系统100包括部署在地面102上的钻探组合件104。钻探组合件104可用于形成从地面102且穿过地里的一个或多个地质层延伸的垂直井筒部分108。一个或多个地下层(诸如生产地层126)位于地面102下方。如将在下文更详细说明，一个或多个井筒套管(诸如地面套筒112和中间套筒114)可安装在垂直井筒部分108的至少一部分中。
在一些实施中，钻探组合件104可部署在水体上而非地面102上。例如，在一些实施中，地面102可为下方可找到含油气地层的大洋、海湾、海洋或任何其它水体。简而言之，提及地面102包括陆地和水表面两者并且设想从任一个或两个位置形成和/或产生一个或多个倾斜井筒系统100。
通常，钻探组合件104可为用于在地里形成井筒的任何适当组合件或钻机。钻探组合件104可使用传统的技术来形成这些井筒(诸如垂直井筒部分108)或可使用非传统或新颖技术。在一些实施中，钻探组合件104可使用旋转钻探设备来形成这些井筒。旋转钻探设备是已知的并且可由钻柱106和井底组合件(BHA)118组成。在一些实施中，钻探组合件104可由旋转钻机组成。这样一个旋转钻机上的旋转设备可由用于使钻头旋转的组件组成，所述钻头接着使井筒(诸如垂直井筒部分108)越来越深地形成至地下。旋转设备由许多组件(此处未全部示出)组成，其促进将动力从原动力转移动至钻头本身。原动力供应动力至转盘或顶部直接驱动系统，其接着供应旋转动力至钻柱106。钻柱106通常在井底组合件118内附接至钻头。附接至起吊设备的转环承载钻柱106重量的多数(若非所有)，但可允许钻柱106自由旋转。
钻柱106通常由重型钢管段组成，其是螺纹的，使得它们可联锁在一起。在钻管下方的是一个或多个钻铤，其比钻管更重、更厚且更坚硬。螺纹钻铤帮助在钻头上方增加重量至钻柱106以确保在钻头上存在足够的向下压力来允许钻头钻穿一个或多个地质层。任何特定旋转钻机上的钻铤的数量和性质可依据在钻探的同时经历的井下条件更改。
钻头通常位于井底组合件118内或附接至井底组合件118，所述井底组合件118位于钻柱106的井下端。钻头主要负责与一个或多个地质层内的材料(例如，岩石)接触和钻穿这种材料。根据本公开，钻头类型可依据在钻探时遭遇的地质层的类型选择。例如，钻探期间遭遇到的不同地质层可能需要使用不同钻头来实现最大钻探效率。钻头可能因地层中的这些差异或因为钻头经历磨损而变化。虽然这些细节对于本公开而言并非关键的，但是大致存在四种类型的钻头，各适于特定条件。四种最常见类型的钻头包括：延迟或刮刀钻头、钢旋转钻头、聚晶金刚石复合片钻头和金刚石钻头。不管所选择的特定钻头，“岩屑”的连续移除对旋转钻探而言是关键的。
旋转钻探操作(诸如钻探组合件104)的循环系统可为钻探组合件104的额外组件。通常，循环系统具有若干主要目的，包括冷却和润滑钻头，将岩屑从钻头和井筒移除和用泥饼涂布井筒的壁。循环系统由钻探流体组成，其在钻探程序内向下循环穿过井筒。通常，循环系统的组件包括钻探流体泵、压缩机、相关管道配件和用于添加添加剂至钻探流体的专门注射器。在一些实施中，诸如，例如在水平或定向钻探程序期间，井下电机可结合井底组合件118使用或在井底组合件118中使用。这样一种井下电机可为具有涡轮配置的泥浆电机或具有累进腔配置的泥浆电机，诸如Moineau电机。这些电机接收穿过钻柱106的钻探流体并且旋转以在钻探操作中驱动钻头或改变方向。
在许多旋转钻探操作中，钻探流体沿着钻柱106向下泵送并且穿过钻头中的口或喷口离开。流体接着在井筒部分108与钻柱106之间的环形空间(例如，环空)内向上朝向地面102流动，将悬浮的岩屑携带至地面。钻探流体(极像钻头)可依据在地面102下方发现的地质条件的类型选择。例如，所发现的特定地质条件和一些地下层可能需要液体(诸如水)用作钻探流体。在这些情况下，可能需要超过100,000加仑的水来完成钻探操作。如果水本身不适于将钻探岩屑携带出钻孔或密度不足以控制井中的压力，那么可将粘土添加剂(膨润土)或基于聚合物的添加剂添加至水来形成钻探流体(例如，钻探泥浆)。如上所述，可能存在有关这些添加剂在可能邻近或靠近含淡水的地下层的地下地层中使用的问题。
在一些实施中，钻探组合件104和井底组合件118可与作为钻探流体的空气或泡沫协作。例如，在空气旋转钻探程序中，压缩空气使由钻头产生的岩屑垂直向上提升穿过环空至地面102。大型压缩机可提供空气，其接着沿着钻柱106向下压且最终穿过钻头中的小口或喷口逸出。移除至地面102的岩屑接着被收集。
如上所述，钻探流体的选择可依据在钻探操作期间遭遇的地质层的类型。此外，这个决策可能受钻探类型(诸如垂直钻探、水平钻探或定向钻探)的影响。在一些情况下，例如，特定地质层在垂直钻探时可能比定向或水平钻探更适合空气钻探。
如图1中所图示，井底组合件118(包括钻头)钻出或形成垂直井筒部分108，其从地面102朝向目标地下层124和生产地层126延伸。在一些实施中，目标地下层124可为适于空气钻探的地质层。此外，在一些实施中，生产地层126可为较不适于空气钻探程序的地质层。如图1中所图示，生产地层126紧邻目标地层124或在目标地层124下方。替代地，在一些实施中，在目标地下层124与生产地层126之间可能存在一个或多个中间地下层(例如，不同岩层或矿物质层)。
在倾斜井筒系统100的一些实施中，垂直井筒部分108可套有一个或多个套管。如图示，垂直井筒部分108包括导向套管110，其从地面102浅浅地延伸至地里。由导向套管110封住的垂直井筒部分108的一部分可为大直径井筒。例如，垂直井筒部分108的这个部分可为具有13-3/8”导向套管110的17-1/2”井筒。此外，在一些实施中，垂直井筒部分108可偏离垂直面(例如，倾斜井筒)。更进一步，在一些实施中，垂直井筒部分108可为阶状井筒，使得一部分垂直向下钻且接着弯曲为大体上水平井筒部分。大体上水平井筒部分可接着向下转向至第二大体上垂直部分，其接着转向至第二大体上水平井筒部分。额外大体上垂直和水平井筒部分可根据例如地面102的类型、一个或多个目标地下层的深度、一个或多个生产地下层的深度和/或其它标准添加。
导向套管110的井下方向可为表层套管112。表层套管112可封住稍小的井筒并且保护垂直井筒部分108不受例如位于地面102附近的淡水蓄水层的入侵。垂直井筒部分108可接着朝向造斜点120垂直向下延伸，其可在目标地下层124上方500英尺与1000英尺之间。垂直井筒部分108的这个部分可由中间套管114封住。垂直井筒部分108在其长度内的任何点处的直径以及任何上述套管的套管尺寸可为依据钻探程序的合适尺寸。
在到达造斜点120时，钻探工具(诸如测井和测量设备)可被部署至井筒部分108中。在这点上，井底组合件118的精确位置的确定可作出并且传输至地面102。此外，在到达造斜点120时，井底组合件118可被改变或调整，使得合适的定向钻探工具可被插入至垂直井筒部分108中。
如图1中所图示，弯曲井筒部分128和水平井筒部分130已在一个或多个地质层内形成。通常，弯曲井筒部分128可从垂直井筒部分108的井下端开始钻，且从垂直井筒部分108朝向预定方位角偏移，每钻100英尺增益在9度与18度角之间。替代地，不同的预定方位角可用于钻弯曲井筒部分128。在钻弯曲井筒部分128时，井底组合件118通常使用随钻测量(“MWD”)设备来更精确地确定钻头在一个或多个地质层(诸如目标地下层124)内的位置。通常，MWD设备可用于在钻头形成弯曲井筒部分128以及水平井筒部分130时定向导向钻头。
作为在钻出图1中所示的井筒部分期间编译MWD数据的替代或补充，可在钻出井筒部分期间进行特定高保真测量(例如，勘测)。例如，可时间上周期性进行勘测(例如，在特定钻探持续时间)，在井筒长度中周期性进行勘测(例如，在钻出特定距离处，诸如每30英尺或其它)或根据需要或期望进行勘测(例如，当存在有关井筒路径的问题时)。通常，在勘测期间，进行井中一个位置的倾斜度和方位角的完井测量(通常，测量时的总长度)以依据合理准确度了解遵循正确或特定井筒路径(例如，根据井筒规划)。此外，在必须钻减压井的情况下，了解位置可能是有益的。高保真测量可包括井筒从垂直位置的倾斜度和方位角(或罗盘航向)，前提是路径方向是关键的。可在井筒的离散点处进行这些高保真测量，且从离散点计算出井筒的近似路径。高保真测量可用任何适当高保真传感器进行。实例包括例如简单的钟摆状装置至复杂的电子加速度计和陀螺仪。例如，在简单钟摆测量中，自由悬挂的钟摆相对于测量网格(附着至测量工具的外壳且被假设代表井筒的路径)的位置被捕获在胶卷上。当工具从井筒移除时，在电缆上或在下一次钻管从钻孔起钻时，胶卷被冲洗并且检查。
水平井筒部分130通常可在目标地下层124内延伸达数百(若非数千)英尺。虽然图1将水平井筒部分130图示为完全垂直于垂直井筒部分108，但是应了解定向钻出的井筒(诸如水平井筒部分130)在其路径上具有一些变动。因此，水平井筒部分130可包括“Z字形“路径，但仍保留在目标地下层124中。通常，水平井筒部分130被钻至预定端点122，其如上所述可高达距离造斜点120数千英尺。如上所述，在一些实施中，弯曲井筒部分128和水平井筒部分130可利用使用空气或泡沫作为钻探流体的空气钻探程序形成。
井筒系统100还包括与BHA 118通信的控制器132。控制器132可位于井场处(例如，位于钻探组合件104处或其附近)或可远接井场。控制器132还可与其它系统、装置、数据库和网络通信。通常，控制器132可包括基于处理器的计算机(例如，桌上型计算机、膝上型计算机、服务器、移动装置、移动电话或其它)，其包括存储器(例如，磁、光、RAM/ROM、可移除、远程或本地存储器)、网络接口(例如，基于软件/硬件的接口)和一个或多个输入/输出周边设备(例如，显示装置、键盘、鼠标、触摸屏和其它)。
控制器132可至少部分控制、管理和执行与BHA的钻探操作相关的操作。在一些方面中，控制器132可在井筒系统100处在钻探操作期间动态(例如，实时)控制并且调整井筒系统100的所图示组件的一个或多个。实时控制可基于传感器测量数据或基于井筒轨迹的改变预测，甚至在无任何传感器测量的情况下调整。
控制器132可基于BHA动态模型执行这些控制操作。BHA动态模型可模拟钻探操作中的各种物理现象，诸如振动扰动和传感器噪声。控制器132可使用BHA动态模型以确定预测井筒轨迹且调适一个或多个加权因子以选择性强调或不再强调与钻探相关的不同目标。
一般来说，BHA动态模型可依赖随时间演化的基础状态变量，其代表钻探操作中的变化条件。BHA动态模型中的状态变量是BHA的真实状态的估计，从其中可导出井筒轨迹的估计。BHA动态的时间演化可由离散时间状态空间模型表示，其实例可用公式表达为：
其中矩阵A、B和C是表示BHA钻探和测量的基础动态的系统矩阵。通过在钻探程序中采用的基础物理和机制确定系统矩阵A、B和C。在实践中，这些矩阵基于经验估计并且建模。状态x(t)是向量，其表示BHA系统的连续状态，输入u(t)是表示BHA控制输入的向量，且输出y(t)是表示井筒的观测(测量)轨迹的向量。
在一些方面中，向量w(k)表示程序噪声且向量v(k)表示测量噪声。程序噪声w考虑诸如岩石-钻头相互作用和振动的效应的因素，而测量噪声v考虑测量传感器中的噪声。噪声程序w(k)和v(k)可能未精确已知，但是可对这些程序进行合理猜测，且这些猜测可基于经验修改。噪声向量w(k)和v(k)通常通过高斯程序建模，但非高斯噪声也可通过修改状态x和矩阵A以不仅包括通过状态变量描述的动态，而且包括如下文进一步描述的随机噪声的动态而建模。
在下文讨论的实例中，BHA控制输入向量u(t)包括6个控制变量，表示BHA的第一弯角和第二弯角、BHA的深度、第一封隔器和第二封隔器的启动(例如，通过封隔器的充气、封隔器的机械压缩等)和封隔器的分离。输出向量y(t)包括12个观测到的测量值，包括来自附近测斜仪和磁力计封装的6个测量值和来自远端测斜仪和磁力计封装(下文中称作“inc/mag”)的另外6个测量。状态向量x(t)是维度12+nd的向量，其包括代表实际方位角和倾斜度值的12个状态，如将通过附近和远端inc/mag封装观测(测量)。值nd是扰动模型的量值，其过滤未建模扰动并且共计表示系统动态的12个状态。
状态转换矩阵A因此在这个实例中是(12+nd)×(12+nd)维状态转换矩阵，其表示基础物理学，矩阵B是(12+nd)×6维矩阵，其管控控制变量与系统状态之间的关系，且矩阵C是12×(12+nd)矩阵，其管控观测值y与系统状态x之间的关系。矩阵A、B和C可使用任何适当估计或建模技术(诸如集中质量系统模型)确定。如果更复杂的动态模型用于描述系统，那么可能存在更多状态。
由于对系统矩阵A、B和C建模时的随机噪声和潜在不准确性，方程式1中的BHA动态模型的状态x一般来说未精确已知，而是推断出来的。在这些场景下，方程式1可用于确定状态x和测量y的推断值或估计值，而非它们的真实值。特定而言，方程式1的模型可用于产生状态x和观测y的未来值的预测。这些预测可考虑实际测量来完善方程式1中的模型动态。
例如，在无任何当前测量的情况下，可使用下列方程式来获得BHA系统的下一状态的估计值：
如果当前测量y可得，那么可通过使用卡尔曼滤波更新方程式产生预测：
在方程式3中，y(k)表示实际观测(例如，通过高保真传感器测量、MWD传感器测量或任何其它适当传感器测量提供)。因子K(例如，时变因子)(也被称作卡尔曼观测增益)表示用于考虑实际轨迹与估计轨迹之间的误差的校正因子。一般来说，K的较大值暗示在确定下一状态的估计值时，将更大权值赋予测量到的观测值y(k)。通常，K依据影响钻头的振动且反作用力的数量。K值可根据任何适当标准(例如，最小化状态估计值的均方误差或任何其它适当标准)选择以实现测量的的观测值与基础模型动态的相对重要性之间的期望权衡。
方程式1中的BHA动态模型可在由控制器(例如，图1中的控制器132)接收到新信息时动态更新。例如，矩阵A和B受井筒中的操作条件影响，因为模型(例如方程式1中)可随操作条件改变而重新线性化。例如，可以在确定BHA进入不同地下层时，或在钻探操作从直线钻探方向改变方向成弯曲钻探轨迹时执行这样的重新线性化。一般而言，当钻探环境改变时，可出于各种原因更新BHA动态模型。
基于模型的预测控制器可使用方程式1中的BHA动态模型来产生未来井筒轨迹的预测并且基于这些预测确定满足(例如优化)期望目标函数的BHA输入控制同时还满足一个或多个约束。目标函数可为通过加权因子加权的至少一个目标的组合。可以基于测量、预测和其它信息响应于改变井筒中的条件而动态调适加权因子。
作为说明性实例，目标函数可在未来时域内最小化两个目标的加权组合：(1)与规划井筒路径的偏差，和(2)依据约束集由BHA消耗的输入能量。这样的实例目标函数的一个实例地层示出在以下方程式4和5中：
依据
其中ysp是规划井筒路径，t表示当前时刻且T是预测时域(其可能是有限的以获得动态解或可能是无限的以获得稳态解)。方程式4中的目标函数中的第一项是二次项，其对应于使与规划井筒路径的平方偏差最小化的目标，其通过可为时变的加权矩阵Q(k)加权。方程式5中的第二项是二次项，其对应于使与输入控制的平方变化最小化的目标，其表示通过加权矩阵S(k)(其可为时变的)加权的输入能耗。在第二项中，假设井下功耗与输入控制的变化速率(例如，弯角和封隔器的启动)成比例。输入控制的变化是连续时间步中输入控制之间的差异。Δu(k)＝u(k)-u(k-1)函数G(·)是输入-输出表示，其基于方程式1中的BHA动态模型。特定而言，函数G(·)可使用方程式2(针对无测量的情况下的更新)或方程式3(例如，针对有测量的更新)以基于期望BHA输入控制u产生测量y的下一步预测。
在当前时间步t中，在求解方程式4中的目标函数以产生期望控制信号序列u(k)，k＝t、t+1、...、(t+T)后，仅第一控制信号u(t)被应用至BHA。在下一时刻t+1，再次求解方程式4中的目标函数以产生下一控制序列u(k)，k＝t+1、...、(t+1+T)，其中将第一控制u(t+1)应用至BHA。这些迭代继续，向前看T步以产生最佳当前步控制u，其应被应用至BHA以满足方程式4中的目标函数。在每次迭代中，可基于测量和预测更新矩阵Q和S中的加权因子以调适成井筒中的变化条件。
在一些实例中，加权矩阵Q可以是对角线形式，其中沿对角线的项将不同权值分布给12个测斜仪和磁力计测量。所得控制努力由钻探环境中的岩石层的机械和地层性质确定。例如，如果Q是单位矩阵，那么赋予每个测量变量的权值是基于其稳态增益。但是，在一些实例中，可期望调整Q中的加权因子以选择性强调(或不再强调)具体测量。特定测量变量的较大加权因子指示应以对该特定测量变量强加更加强(更精确)控制的方式设计BHA输入控制。相反，特定测量变量的较小加权因子指示应以允许该特定测量变量的更放松(较不更精确)控制的方式设计BHA输入控制。
一般而言，如在方程式4的实例中，目标函数无需受限于将加权因子表述为系数的方程式。更大致而言，目标函数可以表示一个或多个目标的任何适当组合，且加权因子可以表示不同目标之间的折衷的任何适当量化。例如，如果目标函数包括减小与规划井筒路径的偏差且减小输入能量的目标，那么加权因子可以大致表示偏差与能量之间的折衷。
求解目标函数可涉及其中加权因子用来选择实现不同目标之间的期望折衷的控制输入的任何适当技术，诸如迭代技术、数值技术或启发式技术(或其它适当技术)。例如，如果目标函数(带约束)表述为方程式4和5，那么求解可以涉及任何适当优化求解技术。作为另一实例，求解目标函数可涉及导致期望控制输入的步骤系列。例如，两步程序可包括：第一，可获得实现最小或接近最小输入能量(对于给定约束组)的候选BHA控制输入组；和第二，可从候选输入组选择实现与规划井筒路径的期望偏差的输入。可相对于输入能量使用表示加权因子的适当折衷量化(例如，能量与偏差之间的比)、给定最小输入能量的最大偏差或一些其它折衷概念选择期望偏差。
图2图示BHA的基于模型预测控制的处理流程的实例，其响应于井筒中的变化条件而动态调适加权因子。可例如由BHA(例如，图1中的BHA 118)的控制器(例如，图1中的控制器132)进行图2的实例处理流程200。在图2的实例中，在方框202中，求解目标函数(例如，方程式4中的目标函数)以便产生控制输入204给BHA206(例如，图1中的BHA 118)。目标函数可以基于BHA动态208的模型(例如，方程式1中的模型)且可以包括由一个或多个加权因子210(例如，方程式4中的矩阵Q和S中的加权因子)加权的任何数量的适当目标。
在图2的实例中，来自BHA的传感器测量212可用来经由测量反馈214更新方框202中的目标函数求解。此外，可以基于传感器测量212更新钻探操作的一个或多个其它部分。例如，可以在方框216中基于井筒中的变化条件使用来自BHA的测量212动态调适加权矩阵Q和S中的加权因子。此外，还可以在方框218中基于传感器测量212更新BHA动态的模型。这些动态更新可以支持BHA输入控制204适应井下环境中的复杂变化。与使用设计阶段期间预定的恒定加权矩阵相比较，这些调适可以支持更多精确的BHA控制输入和更有效的整体钻探操作。
在一些实例中，权值调适方框216可以使用传感器测量212确定井筒轨迹的不确定性，且然后可以基于所确定的不确定性调适加权因子(例如，方程式4中的矩阵Q和S的加权因子)。在一些实例中，权值调适方框216可以额外或是或者使用BHA动态和状态更新方程式(例如，状态更新方程式2和/或3)的模型确定未来不确定性的预测。权值调适方框216可以基于特定方向中的井筒轨迹的不确定性调适加权因子以将更多强调或更少强调特定BHA输入控制。
作为实例，钻探程序中的振动可能由于在井筒的不同部分中操作钻探而在不同方向中发生。这种振动可能增加井筒轨迹的不确定性。可希望在不确定性动态增长时增加特定方向中加权因子(或在不确定性减小时动态减少加权因子)。权值调适方框216可以基于测量或基于模型预测自动确定不确定性，且相应地调适加权因子。
此外，在图2的实例中，权值调适方框216和模型更新方框218以及方框202中的目标函数求解器还可适于其它信息，诸如井筒规划信息220。作为实例，规划信息220可以包括规划井筒路径和关于所述井筒附近中的其它井筒的信息。在一些实例中，权值调适方框216和/或模型更新方框218还可以利用规划信息220以更新权值(例如，方程式4中的矩阵Q和S中的加权因子)以及BHA动态(方程式1中的BHA动态的模型)的模型。
权值调适方框216可以基于一个或多个权值调适机制的合成更新矩阵Q和S中的加权因子，所述权值调适机制基于上文所述的测量、预测和/或规划信息。这些加权因子更新可以任何适当时间标度发生，诸如每时戳或视情况每次测量时。
下文提供权值调适机制的一些实例，但是还可使用与确定加权因子(且因此BHA控制输入)相关的其它调适机制。例如，可以基于井下钻探的测量特征诸如BHA上的扭矩或基于BHA输入上的约束诸如流体流动或井下工具的角位置调适权值矩阵Q和/或S。一般而言，对于钻探操作的任何适当输入或输出，可以界定一个或多个加权因子以适当调节放置在该输入或输出上的约束。
下文实例使用三个不同类型的信息描述三个可行调适机制以动态调整加权因子。这些调适机制是基于：井筒轨迹的不确定性、规划井筒路径和防碰撞击信息。
作为权值调适机制的第一实例，可以基于不确定性确定加权因子。一般而言，传感器测量(例如，MWD数据、调查数据等)可以改进井筒跟踪和轨迹评估的精确度。然而，实际上，传感器噪声和程序噪声的存在(例如，来自岩层、振动等的反作用力)创建传感器测量的不确定性。测量的的井筒轨迹的不确定性可以协方差矩阵Σy为特征。在一些实例中，矩阵Σy可以通过计算随着时间收集的井筒轨迹的多个测量方位值与测量倾斜值之间的协方差值来确定。在一些实例中，除了使用传感器测量之外或是作为其替代，可以通过使用井筒轨迹的预测来确定矩阵Σy(例如，如由方程式2和/或3中的BHA动态状态更新确定)以产生未来井筒轨迹中的不确定性的预测。
在这个实例中，协方差矩阵Σy的对角线元素是12个inc/mag测量中的每个的方差。协方差矩阵Σy的对角线外元素是不同个inc/mag测量对之间的协方差值，其描述所述测量之间的相关量。
在以上实例中，如果传感器测量y在特定方向上具有大量的不确定性(例如，由于发源于该钻探方向的大振动力)，那么这通常指示测量较不可靠且真实井筒轨迹在该方向上具有大的误差公差。在这种场景中，可能希望在不确定性的方向上应用更多输入控制努力。此外或是替代，可希望较少强调在不确定性方向上维持测量轨迹与规划井筒路径之间小偏差(由于测量的轨迹在该方向上较不可靠)。在加权因子方面，这可通过减少输出的加权因子(例如，方程式4的第一二次项中的权值矩阵Q)或通过增加输入的加权因子(例如，方程式4中的第二二次项中的权值矩阵S)而实施。在一些实例中，增加输入的加权因子可对应于加强输入上的约束(例如，减小最大振幅约束，减小平均功率约束等)。类似地，在一些实例中，减少输出的加权因子可对应放松输出上的约束(例如，增加与规划井筒轨迹的偏差的最大边界、增加与规划井筒轨迹偏差超出预定量的概率等)。
例如，量化输出加权因子Q的调适以解释不确定性的一种方法是：
Q＝Q0∑y -1 (6)
其中Q0是每个输出(测量)的相对重要度。在一些实例中，Q0可以被设置为单位矩阵I12，但是Q0可以是指派加权因子给不同测量方向的任何适当矩阵。方程式6的矩阵公式支持沿任何截面方向应用输入控制，而无需受限于任何特定方向轴。
图3图示井筒轨迹中的方向之间的相关不确定性的3维实例。在这个实例中，水平井筒300具有沿平行于第一轴方向304的钻探方向302的轨迹。基于传感器测量确定第二轴方向306和第三轴方向308两者均受钻探振动影响。作为实例，输出不确定性可以表述为协方差矩阵在这个实例中，对角线值(1和6)是第二轴和第三轴的协方差。对角线外值(2和2)是第二轴与第三轴之间的协方差(相关)。由于第二轴与第三轴之间的相关与第三轴与第二轴之间的相关相同，所以对角线外元素是相同的。
图3示出这个说明，其中椭圆形310表示第二轴方向306与第三轴方向308之间的一致不确定性，且定向相关312表示第二轴方向306与第三轴方向308之间的相关。通过方程式6，使用初始权值矩阵Q0＝I，将对应输出权值矩阵确定为对角线外元素建议MPC在钻探期间不仅应沿第二轴方向306和第三轴方向308控制BHA，还应考虑第二轴方向与第三轴方向之间(或者，一般而言，任何两个主轴之间)由图3中的定向相关312表示的交叉相关。这个实例说明了基于协方差矩阵计算的权值调适如何支持沿任何方向使BHA输入控制适于轨迹不确定性。这样的调适可减小不确定性中的相关，并且帮助防止沿着一个方向影响钻探的其它方向的振动。
除了调适输出权值矩阵Q之外或是作为替代，输入权值矩阵S可以适于不确定性中的变化。调适输入权值矩阵S可以抑制或放大BHA输入控制移动。例如，当井筒轨迹的不确定性在特定方向上较大时，可期望在该特定方向上采用更多的BHA控制努力(以改进在该方向上控制BHA的精确度)，并且与特定输入方向相关联的权值可被调适成自动实施这些变化。作为实例，以下方程式可用来确定输入移动权值矩阵S：
其中表示模型的稳态增益(例如，方程式5中的输入输出增益G(·)的稳态值)且操作表示伪逆(由于钻探程序的转移函数矩阵可以是非方形，即，控制变量的量与输出测量可不相等)。方程式7根据每个输入变量对整体输出的贡献将输出井筒不确定性转译成BHA输入控制努力。作为说明性实例，假设第三轴方向上的附近倾斜传感器由两个弯角控制，并且假设稳态增益伪逆意味着第三轴方向中的倾斜测量的单位不确定性分别导致第一弯角和第二弯角有输入移动权值0.2和0.4。这个结果与直观一致，因为如由稳态增益所建议，第二弯角的影响是第一弯角的影响的两倍。
除了使用井筒轨迹的不确定性之外或作为其替代，确定加权因子时应考虑的另一因素是井筒的形状。在一些实例中，井筒路径是在设计阶段确定或者由上级决策算法提供。在这样的场景中，可能使用规划井筒路径作为前馈信息来调整输出权值矩阵Q。当规划井筒路径具有急转弯时，即，曲率半径变得更小，随机影响，诸如侧向力可变得更强，造成更大不确定性矩阵。在一些实例中，代替等待钻头变得偏离并且由于侧力而开始旋转(且因此不确定性变得更大)，前馈机制可以用于基于规划井筒路径信息提前主动调适输出权值矩阵Q。前馈机制可以是基于模型或者可以是数据驱动的。基于模型的前馈算法的实例由输出权值矩阵来表示：
Q＝diag{R1,R2，R3} (8)
其中R1、R2和R3表示分别相对于第一轴方向、第二轴方向和第三轴方向的曲率半径。在一些实例中，权值矩阵Q可以仅对应于一组inc/mag测量。对于所有12个inc/mag测量，Q矩阵中的四个可对角线地堆叠在单个更大矩阵中。替代地，方程式8中的前馈算法可以由数据驱动。例如，钻探的过去部分(例如，几百英尺)的历史传感器测量数据可以用来对曲率半径与不确定性矩阵之间的关系进行建模。
权值调适算法考虑的另一个因素是防碰撞安全信息。当井筒靠近其它现有井筒时，可能有钻入其它井筒且造成碰撞的风险。在这样的场景中，通常期望沿着其中最可能发生碰撞的方向利用更加强的控制。
图4A和图4B图示了确定加权因子调适的防碰撞方向的实例。在图4A中，井筒400具有沿对应于第一轴方向的钻探方向402的轨迹。井筒404中存在相对于由定向指示器406所指示的井筒400的方向。在这个实例中，碰撞回避方向406不完全沿着所述主轴中的一个。这图示在图4B中，其示出防碰撞场景的二维横截面图的实例。在图4B中，由定向性指示器412指示的井筒408和410之间的碰撞回避方向不沿第二轴方向414或第三轴方向416存在。在这样的场景中，权值矩阵Q可具有为非零的对角线外元素。
可以任何适当方式设计权值矩阵以反映碰撞回避信息。作为说明性实例，在图4B中的二维实例可具有表述如下的权值矩阵Q：
其中W是相对于其它(正交)方向沿碰撞回避方向406的权值。方程式9的实例中的θ角度θ是碰撞回避角度(例如，在极坐标中)。图4B中的实例是为了说明目的简化实例，且例如如果在钻探方向402前方中存在另一井筒，那么一般原理可以扩展到三维空间。
权值合成器可用来组合上述三个因子。特定而言，方程式6、8和9中确定的加权矩阵Q可以合成为可应用于目标函数(例如方程式4中的目标函数)的单个输出权值矩阵Q。任何适当合成技术可以用来诸如通过采用加权组合而组合方程式6、8和9中的不同矩阵(和/或通过其它调适技术确定的其它矩阵)。类似地，方程式7中确定的矩阵S可与由其它调适技术确定的其它权值矩阵组合。其它调适技术可取决于与钻探操作相关的任何适当测量、预测或规划信息。
图5图示权值调适和合成的程序的流程图(例如在图2中的权值调适模块216)。在图5的实例中，权值调适程序500使用前馈函数502和反馈函数504两者。前馈函数502可以使用任何适当井筒规划信息(例如，图2中的规划信息220)，其实例包括规划井筒路径506和防碰撞信息508。反馈函数504可以使用由于钻探操作而产生的任何适当反馈信息510。
反馈信息510可以包括例如如由不确定性模型512产生的井筒轨迹的不确定性。不确定性模型512可基于钻探信息514确定井筒轨迹的不确定性，其可包括测量和/或控制变量(例如，图2中的传感器测量212和/或控制变量204)。例如，不确定性模型512可通过计算传感器测量之间的协方差值或通过使用BHA动态模型产生不确定性预测而确定协方差矩阵(例如，方程式6和7中的Σy协方差矩阵)。
反馈函数504使用不确定性测量和/或预测以生成反馈权值信息516。通过合成操作520由前馈函数502将反馈权值信息516和前馈权值信息518合成在一起，以产生加权因子522(例如，方程式4中的权值矩阵Q和S)。在一些实例中，权值合成程序500在未来预测时域上输出加权因子522(例如，方程式4中的有限时域T或稳态解的无限时域)。加权系数522然后被输入到基于模型的预测控制524(例如，如由图2的方框202中的目标函数求解器实施)，以产生BHA输入控制。
在获得源自钻探操作的输入/输出数据钻探信息514之后，由不确定性模型512更新井筒轨迹的不确定性，所述不确定性被发送回反馈函数504以更新给反馈权值信息516。同时，规划井筒路径可以被更新且输入到前馈函数502，其基于更新的规划信息重新计算前馈权值信息518。
图6是用于执行BHA的基于模型的预测控制的实例程序600的流程图。图6的实例程序的一个或更多步骤可以由井筒控制器(例如，图1中的控制器132)执行。在这个实例中，控制器确定来自BHA的传感器测量(602)。控制器基于来自BHA的传感器测量确定BHA动态模型(例如，方程式1中的模型)(604)。控制器然后确定对应于钻探目标的加权因子(例如，方程式4中的矩阵Q和S中的加权因子)(606)。控制器确定包括由加权因子加权的钻探目标和一个或多个约束(例如方程式5中的约束)的目标函数(例如，方程式4中的目标函数)(608)。控制器然后确定满足所述目标函数(例如，优化方程式4中的目标函数)和一个或多个约束的BHA控制输入(610)，并且将控制输入应用至BHA(612)。
图7是确定对应于钻探目标的加权因子(例如，方程式4中的矩阵Q和S中的加权因子)(例如，图6中的步骤606)的进一步细节的实例的流程图。在这个实例中，控制器确定以下项中的至少一个：测量的井筒轨迹的不确定性、井筒的形状，或碰撞回避信息(700)。然后，控制器基于测量的井筒轨迹的不确定性、井筒的形状或碰撞回避信息中的至少一个确定权值(例如，方程式6到9中的加权矩阵Q和/或S的权值)(702)。控制器然后将所述权值合成为加权因子(例如，方程式6、8和9中确定的加权矩阵可以合成为可以应用至方程式4中的目标函数的单个输出权值矩阵Q)(704)。
图8是确定包括由加权因子加权的钻探目标和一个或多个约束的目标函数(例如，图6中的步骤608)的进一步细节的实例的流程图。在这个实例中，控制器确定来自规划井筒路径的预测的未来偏差(800)。控制器还确定将控制输入应用至BHA的预测的未来成本(802)。控制器然后确定来自规划井筒路径的预测的未来偏差与将控制输入应用至BHA的预测的未来成本的通过加权因子加权的加权组合(804)。
图9是确定目标函数(例如，方程式4中的目标函数)且确定BHA的控制输入的进一步细节的实例的流程图，所述目标函数包括由加权因子加权的钻探目标以及一个或多个约束(例如图6中的步骤608)，所述控制输入满足所述目标函数和所述一个或多个约束(例如图6中的步骤610)。在这个实例中，控制器确定来自规划井筒路径的预测的未来偏差与将控制输入应用至BHA的预测的未来成本的加权组合(例如，图8中的步骤804)。控制器然后在随后的时间时段上确定最小化(例如如方程式4中)来自规划井筒路径的预测的未来偏差与将控制输入应用至BHA的预测的未来成本的加权组合的BHA控制输入(900)。
图10是计算机系统1000的实例的方框图。例如，参考图1，控制器132的一个或多个部分可以是本文所述的系统1000的实例，诸如由访问井筒系统100的资源的任何用户使用的计算机系统。系统1000包括处理器1010、存储器1020、存储装置1030和输入/输出装置1040。组件1010、1020、1030和1040可以例如使用系统总线1050互联。处理器1010能够处理指令用于在系统1000内执行。在一些实施中，处理器1010是单线程处理器。在一些实施中，处理器1010是多线程处理器。在一些实施中，处理器1010是量子计算机。处理器1010能够处理存储在存储器1020中或存储在存储装置1030上的指令。处理器1010可以执行操作，诸如确定BHA动态的模型、确定加权因子、确定BHA的控制输入等等(例如图6到9)。
存储器1020将信息存储在系统1000内。在一些实施中，存储器1020是计算机可读介质。在一些实施中，存储器1020是易失性存储器单元。在一些实施中，存储器1020是非易失性存储器单元。
存储装置1030能够为系统1000提供大容量存储。在一些实施中，存储装置1030是计算机可读介质。在各种不同实施中，存储装置1030可包括例如硬盘装置、光盘装置、固态驱动器、闪存盘、磁带或一些其它大容量存储装置。在一些实施中，存储装置1030可为云存储装置，例如，包括分布在网络上并且使用网络访问的多个物理存储装置的逻辑存储装置。在一些实例中，存储装置可存储长期数据，诸如岩层数据或ROP设计能力。输入/输出装置1040为系统1000提供输入/输出操作。在一些实施中，输入/输出装置1040可包括一个或多个网络接口装置，例如，以太网卡、串行通信装置(例如RS-232端口)和/或无线接口装置，例如802.11卡，3G无线调制解调器、4G无线调制解调器或信鸽接口。网络接口装置允许系统1000来往于图1中的控制器132通信，例如传输和接收指令。在一些实施中，输入/输出装置可包括驱动装置，所述驱动装置被配置来接收输入数据并且发送输出数据至其它输入/输出装置，例如键盘、打印机和显示装置1060。在一些实施中，可使用移动计算装置、移动通信装置和其它装置。
服务器(例如，形成图1中所示的控制器132或井筒系统100的一部分的服务器)可通过指令实现，所述指令在执行时导致一个或多个处理装置执行上述程序和函数，例如，诸如产生满足目标函数的控制输入，产生关系信息，将关系信息发送至BHA和应用由关系信息指示的控制输入等(例如，图6至图9)。这些指令可包括例如经解译指令，诸如脚本指令或可执行代码或存储在计算机可读介质中的其它指令。井筒系统100的不同组件可在网络内分布式实施(诸如服务器群或一组广泛分布的服务器)或可实施在包括彼此协同操作的多个分布式装置的单个虚拟装置中。例如，一个装置可控制其它装置，或装置可在一组协调规则或协议下操作或装置可以另一种方式协调。多个分布式装置的协调操作呈现作为单个装置操作的表现。
所描述特征可实施在数字电子电路中或计算机硬件、固件、软件或它们的组合中。设备可实施在计算机程序产品中，其有形地体现在信息载体中(例如，机器可读存储装置中)用于供可编程处理器执行；且方法步骤可由可编程处理器执行，所述处理器执行指令程序以通过操作输入数据以及产生输出而执行所描述实施的功能。所描述特征可有利地实施在一个或多个计算机程序中，所述计算机程序可在可编程系统上执行，所述可编程系统包括至少一个可编程处理器，所述可编程处理器被耦接来从数据存储系统、至少一个输入装置和至少一个输出装置接收数据和指令以及传输数据和指令至数据存储系统、至少一个输入装置和至少一个输出装置。计算机程序是一组指令，所述指令可直接或间接用在计算机中以执行特定活动或导致特定结果。计算机程序可以任何形式的编程语言编写，包括编译或解译语言，且它可以任何形式部署，包括作为独立程序或作为模块、组件、子程序或适用于计算环境中的其它单元。
用于执行指令程序的适当处理器举例来说包括通用和专用微处理器和任何类型的计算机的单独处理器或多个处理器之一。通常，处理器将从只读存储器或随机访问存储器或两者接收指令和数据。计算机的元件可包括用于执行指令的处理器和用于存储指令和数据的一个或多个存储器。通常，计算机也可包括或可操作地耦接以与用于存储数据文件的一个或多个大容量存储装置通信；这些装置包括磁碟，诸如内部硬盘和可移动磁盘；磁光盘；和光盘。适于有形体现计算机程序指令和数据的存储装置包括所有形式的非易失性存储器，举例来说包括半导体存储器装置，诸如EPROM、EEPROM和闪存装置；磁盘，诸如内部硬盘和可移动磁盘；磁光盘；和CD-ROM和DVD-ROM盘。处理器和存储器可由ASIC(专门集成电路)补充或并入其中。
为了提供与用户的互动，特征可实施在计算机上，其具有：用于显示信息给用户的显示装置，诸如CRT(阴极射线管)或LCD(液晶显示器)监视器；和指向装置，诸如鼠标或轨迹球，用户可通过其提供输入至计算机。
特征可实施在计算机系统中，其包括后端组件，诸如数据服务器或其包括中间件组件，诸如应用程序服务器或互联网服务器，或其包括前端组件，诸如客户端计算机，其具有图形用户界面或互联网浏览器或其任何组合。系统组件可通过任何形式或介质的数字数据通信(诸如通信网络)连接。通信网络的实例包括例如，LAN、WAN和形成互联网的计算机和网络。
计算机系统可包括客户端和服务器。客户端和服务器通常远离彼此并且通常通过网络(诸如所描述的网络)互动。客户端和服务器的关系借助于在各自计算机上运行且具有彼此的客户端-服务器关系的计算机程序产生。
此外，图中描绘的逻辑流无需所示的特定顺序或依次顺序来实现期望结果。此外，可以提供其它步骤，或可以从所描述的流程消除步骤，且可以给所描述的系统添加或从其移除其它组件。因此，其它实施方式是在以上权利要求书的范围内。
已描述若干实施。然而，将了解可进行各种修改。例如，程序600的额外方面可包括比图6和图9中所图示更多的步骤或更少的步骤。此外，图6至图9中图示的步骤可按与图中所示的不同顺序执行。此外，虽然已在井筒钻探系统中描述概念，但是概念也可应用于其它程序。例如，结合医疗内窥镜检查或其中仪器被插入且在未知环境内控制的其它应用。因此，其它实施方式是在以上权利要求书的范围内。

Claims (24)

1.一种控制井底组合件遵循规划井筒路径的计算机实施方法，所述方法包括：
确定来自所述井底组合件的传感器测量；
基于来自所述井底组合件的所述传感器测量确定井底组合件动态模型；
确定对应于钻探目标的加权因子；
确定包括由所述加权因子加权的所述钻探目标和一个或多个约束的目标函数，其中所述目标函数包括所述井底组合件的未来系统状态，确定所述目标函数包括确定与所述规划井筒路径的预测未来偏差；
确定满足所述目标函数和所述一个或多个约束的至所述井底组合件的控制输入；和
将所述控制输入应用至所述井底组合件。
2.根据权利要求1所述的计算机实施方法，其中确定对应于钻探目标的加权因子还包括：
基于所述井底组合件动态模型或来自所述井底组合件的所述传感器测量中的至少一个确定加权因子。
3.根据权利要求2所述的计算机实施方法，其中基于所述井底组合件动态模型或来自所述井底组合件的所述传感器测量中的至少一个确定加权因子包括：
确定测量的井筒轨迹的不确定性、所述井筒的形状或碰撞回避信息中的至少一个；
基于测量的井筒轨迹的所述不确定性、所述井筒的所述形状或所述碰撞回避信息中的至少一个确定权值；和
将所述权值合成为所述加权因子。
4.根据权利要求3所述的计算机实施方法，其中确定测量的井筒轨迹的不确定性包括确定所述井筒轨迹的多个方位值与倾斜值之间的协方差值。
5.根据权利要求4所述的计算机实施方法，其中确定对应于钻探目标的加权因子包括在所述测量的井筒轨迹的所述不确定性从先前测量时间在其中已增加的方向上加强至所述井底组合件的所述控制输入上的约束。
6.根据权利要求5所述的计算机实施方法，其中加强至所述井底组合件的所述控制输入上的约束包括确定与至所述井底组合件的所述控制输入相关联的加权因子的增加值。
7.根据权利要求4所述的计算机实施方法，其中所述钻探目标包括与所述规划井筒路径的预测偏差，且确定对应于钻探目标的加权因子包括在所述测量的井筒轨迹的所述不确定性从先前测量时间在其中已增加的方向上放松与所述规划井筒路径的所述预测偏差上的约束。
8.根据权利要求7所述的计算机实施方法，其中放松与所述规划井筒路径的所述预测偏差上的约束包括确定和与所述规划井筒路径的所述预测偏差相关联的加权因子的减小值。
9.根据权利要求3所述的计算机实施方法，其中确定所述井筒的形状包括确定所述规划井筒路径的后续部分的曲率半径。
10.根据权利要求9所述的计算机实施方法，其中所述钻探目标包括与所述规划井筒路径的预测偏差，且确定加权因子包括在所述规划井筒路径的所述后续部分的所述曲率半径从先前测量时间在其中已减少的方向上减小与所述规划井筒路径的所述预测偏差上的约束。
11.根据权利要求3所述的计算机实施方法，其中确定碰撞回避信息包括确定与另一井筒的碰撞最可能在其中发生的方向。
12.根据权利要求11所述的计算机实施方法，其中所述钻探目标包括与所述规划井筒路径的预测偏差，且确定加权因子包括在与另一井筒的碰撞最可能在其中发生的所述方向上加强与所述规划井筒路径的所述预测偏差上的约束。
13.根据权利要求4所述的计算机实施方法，其中确定所述井筒轨迹的多个方位值与倾斜值之间的协方差值还包括：
确定从所述井底组合件的传感器接收的多个方位测量和倾斜测量；和
确定从所述井底组合件的所述传感器接收的所述多个方位测量与倾斜测量之间的协方差值。
14.根据权利要求4所述的计算机实施方法，其中确定所述井筒轨迹的多个方位值与倾斜值之间的协方差值还包括：
基于所述井底组合件动态模型确定多个方位预测和倾斜预测；和
基于所述井底组合件动态模型确定所述多个方位预测与所述倾斜预测之间的协方差值。
15.根据权利要求1所述的计算机实施方法，其中确定目标函数包括：
确定将所述控制输入应用至所述井底组合件的预测未来成本；和
确定通过所述加权因子加权的，与所述规划井筒路径的所述预测未来偏差和将所述控制输入应用至所述井底组合件的所述预测未来成本的加权组合。
16.根据权利要求15所述的计算机实施方法，其中确定加权因子包括：
确定与所述规划井筒路径的所述预测未来偏差的第一加权因子；和
确定将所述控制输入应用至所述井底组合件的所述预测未来成本的第二加权因子。
17.根据权利要求15所述的计算机实施方法，其中确定满足所述目标函数的至所述井底组合件的控制输入包括确定在后续时间时段上最小化与所述规划井筒路径的所述预测未来偏差和将所述控制输入应用至所述井底组合件的所述预测未来成本的所述加权组合的至所述井底组合件的控制输入。
18.根据权利要求15所述的计算机实施方法，其中将所述控制输入应用至所述井底组合件的所述预测未来成本包括所述井底组合件的预测能量消耗。
19.根据权利要求1所述的计算机实施方法，其还包括：
确定至所述井底组合件的候选控制输入；
基于至所述井底组合件的所述候选控制输入和所述井底组合件动态模型确定预测井筒轨迹；和
基于所述预测的井筒轨迹与所述规划井筒路径之间的偏差确定与所述规划井筒路径的预测未来偏差。
20.根据权利要求1所述的计算机实施方法，其中确定至所述井底组合件的控制输入包括确定第一弯角控制、第二弯角控制、第一封隔器控制或第二封隔器控制中的至少一个。
21.根据权利要求1所述的计算机实施方法，其还包括：
确定来自所述井底组合件的更新的传感器测量；
基于来自所述井底组合件的所述更新的传感器测量确定更新的井底组合件动态模型；
基于所述更新的井底组合件动态模型或来自所述井底组合件的所述更新的传感器测量中的至少一个确定更新的加权因子和更新的目标函数；和
基于所述更新的加权因子自动地调适满足所述更新的目标函数的至所述井底组合件的所述控制输入。
22.根据权利要求13所述的计算机实施方法，其中确定所述多个方位测量与倾斜测量之间的协方差值还包括确定来自所述井筒轨迹的在两个不同方向上的不确定性值之间的互相关。
23.一种控制井底组合件遵循规划井筒路径的系统，其包括：
第一组件，其位于地面上或地面附近；
井底组合件，其至少部分安置在地下区域处或地下区域附近的井筒内，所述井底组合件与至少一个传感器相关联；和
控制器，其通信地耦接到所述第一组件和所述井底组合件，所述控制器可操作以进行包括下列各项的操作：
确定来自所述井底组合件的传感器测量；
基于来自所述井底组合件的所述传感器测量确定井底组合件动态模型；
确定对应于钻探目标的加权因子；
确定包括由所述加权因子加权的所述钻探目标和一个或多个约束的目标函数，其中所述目标函数包括所述井底组合件的未来系统状态，确定所述目标函数包括确定与所述规划井筒路径的预测未来偏差；
确定满足所述目标函数和所述一个或多个约束的至所述井底组合件的控制输入；和
将所述控制输入应用至所述井底组合件。
24.一种以包括指令的至少一个计算机程序编码的非暂时性计算机可读存储介质，所述指令在被执行时操作来促使至少一个处理器进行用于控制井底组合件遵循规划井筒路径的操作，所述操作包括：
确定来自所述井底组合件的传感器测量；
基于来自所述井底组合件的所述传感器测量确定井底组合件动态模型；
确定对应于钻探目标的加权因子；
确定包括由所述加权因子加权的所述钻探目标和一个或多个约束的目标函数，其中所述目标函数包括所述井底组合件的未来系统状态，确定所述目标函数包括确定与所述规划井筒路径的预测未来偏差；
确定满足所述目标函数和所述一个或多个约束的至所述井底组合件的控制输入；和
将所述控制输入应用至所述井底组合件。
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