CN109072672B

CN109072672B - 定向钻井控制系统和方法

Info

Publication number: CN109072672B
Application number: CN201780023968.8A
Authority: CN
Inventors: R·迪弗吉奥; H-M·毛雷尔; L·塔博拉夫斯基
Original assignee: Baker Hughes a GE Co LLC
Current assignee: Baker Hughes Holdings LLC
Priority date: 2016-04-22
Filing date: 2017-04-21
Publication date: 2020-09-08
Anticipated expiration: 2037-04-21
Also published as: SA518400250B1; EP3445943A4; BR112018070954A2; WO2017184939A1; US10822878B2; RU2018138852A; US20170306743A1; BR112018070954B1; CN109072672A; RU2728026C2; EP3445943A1; RU2018138852A3; EP3445943B1; US20210025238A1

Abstract

一种用于在地层中形成井眼的方法包括：将钻柱定位在井眼中；所述钻柱包括井底组件(BHA)，该井底组件包括导向单元、响应于一种或多种地层特性的一个或多个传感器、以及响应于所述BHA在井眼中的当前取向的一个或多个传感器。所述方法还包括接收来自所述BHA的与地层特性相关的信息和与所述BHA在所述井眼中的当前取向相关的信息，并使用计算装置处理所述信息，该计算装置是可编程光学计算装置或量子计算装置。所述计算装置实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置，并将当前位置与规定路径进行比较。

Description

定向钻井控制系统和方法

相关申请的交叉参考

本申请要求2016年4月22日提交的第15/136362号美国申请的权益，该申请的全部内容以引用的方式并入本文中。

背景技术

本公开总体上涉及地下钻探，更具体地说，涉及控制井眼的定向钻探以及用于这种钻探的计算装置。

为了获得碳氢化合物如石油和天然气，通过旋转附接到钻井组件(这里也称为“井底组件”或“BHA”)底部的钻头来钻探钻孔或井眼。钻井组件附接到管道的底部，该管道通常是接合刚性管或本领域中通常称为“挠性管道”(coiled tubing)的相对柔性的可缠绕管道。包括管道和钻井组件的管柱通常称为“钻柱”(drill string)。当接合管用作管道时，通过从地面旋转接合管和/或通过包含在钻井组件中的泥浆马达旋转钻头。在挠性管道的情况下，钻头通过泥浆马达旋转。在钻井过程中，钻井液(也称为“泥浆”)在压力下被供应到管道中。钻井液穿过钻井组件，然后在钻头底部排出。钻井液为钻头提供润滑，并将在钻探井眼过程中被钻头破碎的岩块带到地面。泥浆马达通过穿过钻井组件的钻井液旋转。连接到马达和钻头的驱动轴旋转钻头。

当前钻井活动的很大一部分涉及钻探斜井眼和水平井眼，以更充分地开采油气层。这种钻孔可以具有相对复杂的井剖面。为了钻探这种复杂的钻孔，一些钻井组件利用多个可独立操作的垫(pad)在钻探井眼过程中在井眼壁上施力，以保持钻头沿着规定的路径，并改变钻井方向。预定路径可以被预定义为所谓的井模型的一部分。这个模型包括关于“产油区”位置的信息，从该产油区可以提取流体(诸如原油或其他碳氢化合物或水)。实际井眼在产油区内停留的越长，越可能会提高特定井眼的产量。因此，将实际路径改进为规定的路径将会受到业界的欢迎。

发明内容

在各个方面中，本公开提供一种用于在地层中形成井眼的方法。在这个方面，所述方法包括：将钻柱定位在井眼中；钻柱包括井底组件(BHA)，井底组件包括导向单元、响应于一种或多种地层特性的一个或多个传感器、以及响应于BHA在井眼中的当前取向的一个或多个传感器。该方法还包括：接收来自BHA的与地层特性相关的信息和与BHA在井眼中的当前取向相关的信息；使用可编程光学计算装置处理信息，可编程光学计算装置实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置(实时意味着与钻井进度同时发生)；将当前位置与规定路径进行比较；以及基于比较，致使导向单元在钻井操作期间改变BHA的路线。

在一个方面中，提供一种在地层中钻探井眼的系统，该系统包括：钻柱，其包括井底组件(BHA)，井底组件包括导向单元；高速计算装置，其是可编程光学计算装置或量子计算装置；以及通信网络，其将BHA耦合到高速计算装置。在该系统中，在操作中，高速计算装置使用从BHA接收的信息来计算相对于地层特征的当前井眼位置，并将该位置与规定路径进行比较，并且基于比较提供致使导向单元在钻井操作期间改变BHA的路线的信息。

在另一个方面中，一种用于在地层中形成井眼的方法包括：定位钻柱，钻柱包括井底组件(BHA)，井底组件包括导向单元、响应于一种或多种地层特性的一个或多个传感器以及响应于BHA在井眼中的当前取向的一个或多个传感器；在量子计算装置处接收来自BHA的与地层特性相关的信息和与BHA在井眼中的当前取向相关的信息；使用量子计算装置处理信息，量子计算装置实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置；将当前位置与规定路径进行比较；以及基于比较，致使导向单元在钻井操作期间改变BHA的路线。

因此，本公开的一些特征的说明性示例已被相当广泛地概括，以便可以更好地理解下面对这些示例的详细描述，并且可以理解对本领域的贡献。当然，本公开还有将在下文中描述的另外的特征，这些特征将构成所附权利要求的主题。

附图说明

为了详细理解本公开，应参考结合附图对优选实施方案的以下详细描述，其中相同的元件用相同的附图标记表示，并且在附图中：

图1A至图1C示意性地示出了可用于钻探水平井眼或其他定向井眼的导向装置的操作；

图2示出了相对于产油区的实际路径和规定路径的比较；

图3示意性地示出了使用根据本公开的一个实施方案制造的导向装置的钻井系统；并且

图4是根据一个实施方案的方法的流程图。

具体实施方式

本公开涉及用于井眼的定向钻探的系统和方法。该系统采用光学计算装置将钻进时接收到的测量数据转变成可以改进钻柱的地质导向的信息。这种系统可以允许实时创建更真实的二维和三维地层模型，以便在钻探基本水平的井时改进地质导向，从而将井保持在产油区内更居中的位置。

这里使用的术语“光学计算装置”是指可以利用光子而不是电能来执行计算的装置。光学计算装置的一个示例包括利用激光透射光穿过液晶网格的装置。通过选择性地向网格的每个像素供电，穿过网格的光会受到影响，从而可以并行执行许多计算(例如乘法、加法等)。激光穿过这个网格后，光束被接收器拾取，并且从光束的衍射和傅里叶光学器件，矩阵乘法和傅里叶变换可以结合起来执行复杂的计算。这种可编程光学计算装置不同于由光电检测器和多色滤光器组成的装置，多色滤光器的每种颜色的透射系数在制造时是固定的(不可编程的)，并且被选择来模拟化学计量回归系数，用于在光撞击光电检测器之前穿过滤光器和已知厚度的流体时预测流体性质。以这种方式，这里要求保护的光学计算装置也可以被称为可编程光学计算装置。

在另一个实施方案中，使用量子计算装置代替光学计算装置。量子计算机维护一系列量子比特。单个量子比特可以代表一、零或这两种量子比特状态的任何量子叠加；一对量子比特可以是4种状态的任何量子叠加，并且三个量子比特可以是8种状态的任何叠加。一般来说，具有n个量子比特的量子计算机可以同时是多达2ⁿ种不同状态的任意叠加(这与在任何一个时间只能处于2ⁿ种状态之一的普通计算机形成比较)。量子计算机特别适合于在诸如记录在井中的测量结果的岩石物理反演的最小化过程中快速找到许多局部最小值中的全局最小值，以生成井筒穿透的地层的性质和边界的地球模型。因为量子计算机必须在绝对零度附近、超高真空和零磁场下操作，所以很可能测井数据会被发送给它进行岩石物理反演处理，而不是在井场配备量子计算机。

由于时间限制，本行业目前使用1.5-D模型(随着井深的每一次增加而不断更新的1-d模型的名称)，因为2d和3d模型用目前的计算机处理会花费非常长的时间，无法实时完成。特别是，用1.5d模型对10m钻井间隔进行岩石物理反演(例如，形成地球各层的图像)，用目前的每秒70十亿次浮点运算(gigaflop)的计算装置大约需要2分钟，并且需要大约100次迭代。一次2D迭代需要大约10分钟，因此2D反演将需要不止100*(1/6)＝16h，比钻井进度慢得多。这些信息来得太迟，起不到作用。3D反演至少还要慢一个数量级。为了以及时的方式提供结果，计算机需要比目前的传统计算机快至少500倍。光学和量子计算装置的使用可以缓解这个问题，因为它们比目前的计算机操作速度明显更快。目前，据报道至少有一台光学计算装置以每秒320十亿次浮点运算操作。这将允许相同的反演需要0.4分钟。据信，未来的装置能够以每秒9千万亿次浮点运算(petaflop)操作，这将进一步将时间缩短到1毫秒，并且在未来四年内，它们的速度可以达到每秒17百亿亿次浮点运算(exaflop)，这将使它们比目前最快的超级计算机快500倍以上。光学计算机足够小，可以放在桌面上，并且可以插入普通的墙上电源，这不同于目前最快的超级计算机，它使用24兆瓦的电力，占地720平方米。

地质导向对实时处理提出了独特的挑战和要求。由于海上钻井平台每天花费100万美元至200万美元(每小时42美元至83,000美元)，停止钻井15分钟以获得钻头的下一个最佳导向方向的反演答案是昂贵的。钻探只是继续进行。然而，在获得下一个钻头前进方向之前不停止钻井的后果也是昂贵的，因为在目前大约每分钟1英尺的钻井速度下，如果一个人在10英尺的薄产油区的中心钻井，如果需要5分钟进行岩石物理反演以获得下一个钻头前进方向，那么钻头可能直接就游离到产油区之外。每当钻头游离到产油区之外或过于靠近产油区边缘时，它就会在整个油井寿命中造成石油产量损失，这可能会导致数百万美元的收入损失。尽管对于地质导向的更快并且更真实的实时岩石物理反演的长期需求没有得到满足，但是还不知道有哪些公开的报告能够解决这种实时需求并且处理速度大大提高，而且还允许使用更真实的2d和3d模型。本公开可以有不同形式的实施方案。在附图中示出了本公开的具体实施方案，并且在此将详细描述本公开的具体实施方案，但是应当理解，本公开被认为是本公开的原理的示例，并且不旨在将本公开限制于在此示出和描述的内容。此外，虽然实施方案可以被描述为具有一个或多个特征或者两个或更多个特征的组合，但是这种特征或者特征的组合不应被解释为是必要的，除非明确声明为必要的。

现在参照图1A至图1C，示意性地示出了导向单元100，该导向单元100可用于使钻柱遵循特定的路径。导向单元100通过弯曲导向单元100的一部分将钻头指向选定的钻井方向。可以相对于井眼的长轴13大约为1度至10度或更多度的弯曲部分，可以按照需要被旋转以根据选择的参考系或取向(例如方位角方向、重力工具面等)获得期望的方向。导向单元100可以包括第一部分或上部110、第二部分或中部120和第三部分或下部130。上部110可以包括可调节垫140，其将上部110锁定成与井眼12的壁15接合。下部130也可以包括垫142。垫140、142可以是固定的或可调节的。

枢轴轴承102将上部110与中部120分开，并且枢轴轴承104将中部120与下部130分开。每个枢轴轴承102、104允许它们各自的相邻部分选择性地相对于彼此旋转。枢轴轴承102、104可以包括允许这种选择性互锁的内部装置。枢轴轴承102允许上部110和中部120之间的相对旋转，这通过控制钻头(未示出)指向的方向(例如方位角、倾斜度、重心)来控制钻井方向。枢轴轴承102、104还可用于补偿由于摩擦引起的不希望的套筒旋转。枢轴轴承104允许中部120和下部130之间的相对旋转，这能控制导向装置100中的倾斜或角弯曲的大小。

参照图1A，导向装置100示出为处于“直线前进”钻井模式。中部120和下部130分别具有端面122和132，端面122和132包括相同角度的倾斜。倾斜是相对于垂直于轴向工具线106的平面。如图所示，端面122和132具有它们各自沿相同方向倾斜的斜率，这具有抵消它们的相对倾斜的效果。因此，导向装置100的轴向中心线106通常平行于井眼12的中心线13。

参照图1B，导向装置100示出为处于定向钻井操作模式。上部110和中部120具有垂直于轴向工具线106的端面112和123，从而使得上部110和中部120能够相对旋转，而不影响弯曲角的大小。如图所示，相对于中部120和下部130，端面122和132的倾斜方向对齐，以最大化导向装置100中产生的倾斜或弯曲角。也就是说，端面122和132具有它们各自沿相反方向倾斜的斜率，这具有使它们的相对倾斜复合的效果。这可以通过将中部120相对于上部110旋转一百八十度来实现。因此，导向装置100的轴向中心线106总体上与井眼12的中心线13成角度地偏移，并且钻井方向总体上将跟随轴向中心线106，这将改变井眼12的轨迹。在一些实施方案中，施加到导向装置100的弯曲角的量可以是固定的。在其他实施方案中，弯曲角可以是可调节的。也就是说，零至一百八十度之间的偏移将在导向装置100中产生成比例更小的倾斜角或弯曲角。

应当理解，中部120和下部130之间的相对旋转能控制钻井方向相对于井眼长轴13的变化幅度。另一方面，上部110和中部120之间的相对旋转能控制钻井的方向。

在图1C中，钻井方向被示出为可被认为是井眼高侧方向。这个钻井方向可以通过相对于上部110旋转中部120来改变或调节。参照图1C，端面122和132仍然使它们的倾斜方向对齐，以最大化导向装置100中产生的倾斜或弯曲角。然而，中部120已经相对于上部110旋转了一百八十度。钻井方向将仍然总体上遵循轴向中心线106以改变井眼12的轨迹。然而，方位角钻井方向现在是井筒低侧方向，或者偏离图1B所示方向一百八十度。应该理解的是，上部110和中部120之间的相对旋转可以设置为零到三百六十度之间的任何值，以在期望的方位角方向上钻井。

本领域技术人员将认识到，示例性导向装置100可以不同于图1A至图1B所示的导向装置。

图2示出了实际钻井路径200与规定路径202的比较示例。为了清楚起见，这个图的竖直比例相对于水平比例放大了很多。规定路径202总体上位于产油区208的顶部204和底部206之间的中心位置。实际钻井路径200越靠近规定路径202，井眼(例如，钻井路径200)在产油区208内就越“靠中心位置”。将井眼放在产油区内的中心位置或与产油区的边界之一保持规定距离使得产油区的产油量最大化。位于中心位置的井径也可以更短，使得它钻起来更快(并且更便宜)，钻头磨损更少，要移除的钻屑更少，并且钻的英尺数更少。实际上，目前的水平井50％的时间可能会游离于产油区之外，导致整个油井寿命内产量减少50％，这代表了数百万美元。应当理解，规定的路径可以基于钻头和地层特性之间的距离形成。因此，在一个实施方案中，不仅提供了钻头/钻柱位置传感器，还提供了确定到地层的距离的附加传感器。

现在参照图3，示出了利用根据本公开的一个实施方案制造的可导向钻井组件或井底组件(BHA)80来定向钻探井眼的钻井系统10的实施方案。虽然示出了陆基钻机，但是这些概念和方法同样适用于海上钻井系统。图3所示的系统10具有在钻孔12中输送的钻孔组件80。钻柱22包括接合的管状钻柱24，它可以是钻管或挠性管道，从钻机14向下延伸到钻孔12中。附接到钻柱端部的钻头82在旋转以钻探钻孔12时会分解地质构造。可以是接合管或挠性管道的钻柱22可以包括电力和/或数据导体，诸如用于提供双向通信和电力传输的导线。钻柱22经由方钻杆接头28、旋转接头30和管线32通过滑轮(未示出)联接到绞车(drawworks)26。绞车26的操作在本领域是众所周知的，因此在此不再详细描述。

在钻井操作期间，来自泥浆池(源)36的合适的钻井液34在压力下通过泥浆泵34循环通过钻柱22中的通道。钻井液从泥浆泵38经由波动消除器(desurger)40、流体管线42和方钻杆接头28进入钻柱22。钻井液34通过钻头82中的开口在钻孔底部排出。钻井液34向上循环穿过钻柱22和钻孔12之间的环形空间46，并通过回流管线48返回泥浆池36。钻井液用于润滑钻头82并从钻头82带走钻孔切屑或碎屑。通常放置在管线42中的传感器S₁提供关于流体流速的信息。与钻柱22相关联的表面扭矩传感器S₂和传感器S₃分别提供关于钻柱22的扭矩和转速的信息。另外，与管线29相关联的传感器S₄用于提供钻柱22的钩载荷。

地面控制器50经由放置在流体管线42中的传感器52接收来自井下传感器和装置的信号，以及来自传感器S₁、S₂、S₃、钩载荷传感器S₄和系统中使用的任何其他传感器的信号，并根据提供给地面控制器50的编程指令处理这些信号。地面控制器50在显示器/监视器54上显示期望的钻井参数和其他信息，并且由操作者用来控制钻井操作。在一个实施方案中，表面控制器50是光学计算装置。表面控制器50根据编程指令处理数据，并响应通过合适的装置(诸如键盘或触摸屏)输入的用户命令。控制器50优选地适于在出现某些不安全或不期望的操作条件时启动警报56，并使导向装置使井眼遵循规定的路径。如图所示，地面控制器示出为在钻机处。当然，它可能在另一个地方。

仍然参照图3，传感器子部件(sensor sub)86可以包括用于测量近钻头方向(例如，BHA方位角和倾斜度、BHA坐标等)、双旋转方位角伽马射线、孔径和环形压力(开流/关流)、温度、振动/动力学、多重传播电阻率的传感器以及用于进行旋转方向测量的传感器和工具。地层评估子部件(formation evaluation sub)90可以包括用于确定与地层、钻孔、地球物理特性、钻孔流体和边界条件相关的感兴趣参数的传感器。这些传感器包括地层评估传感器(例如，电阻率、介电常数、含水饱和度、孔隙度、密度和渗透率)、用于测量钻孔参数(例如，钻孔尺寸和钻孔粗糙度)的传感器、用于测量地球物理参数(例如，声速和声波传播时间)的传感器、用于测量钻孔流体参数(例如，粘度、密度、透明度、流变性、pH值以及气体、油和水含量)的传感器、以及边界条件传感器、用于测量钻孔流体的物理和化学性质的传感器。

子部件86和90可包括一个或多个存储模块，并且用于储存和提供备用电力的电池组模块可放置在BHA 80中的任何合适位置。根据具体钻井要求，可以提供额外的模块和传感器。这样的示例性传感器可以包括rpm传感器、钻头上重量传感器、用于测量泥浆马达参数(例如，泥浆马达定子温度、泥浆马达两端的压差和通过泥浆马达的流体流速)的传感器、以及用于测量振动、涡动、径向位移、粘滑、扭矩、冲击、振动、应变、应力、弯矩、钻头弹跳、轴向推力、摩擦和径向推力的传感器。近钻头倾斜度装置可包括三(3)轴加速度计、陀螺装置和信号处理电路，如本领域中公知的。这些传感器可定位在子部件86和90中，沿钻杆、在钻头中和沿BHA 80分布。此外，虽然子部件86和90被描述为分开的模块，但是在某些实施方案中，上述传感器可以合并成单个子部件或者分离成三个或更多个子部件。术语“子部件”仅指任何支撑壳体或结构，并不意味着特定的工具或配置。

处理器202处理由传感器子部件86和地层评估子部件90收集的数据，并基于它从控制单元50接收的信息向导向装置100传输适当的控制信号。处理器202可以被配置成抽样数据、数字化数据并包括合适的PLC。例如，处理器可以包括一个或多个微处理器，其使用在合适的机器可读介质上实施的计算机程序，该计算机程序使得处理器能够执行控制和处理。机器可读介质可以包括ROM、EPROM、EAROM、闪存和光盘。其他设备，诸如电力和数据总线、电源等对本领域技术人员来说将是显而易见的。处理器202可以位于传感器子部件86中或BHA 80中的其他地方。此外，其他电子器件，诸如驱动或操作阀门和其他装置的致动器的电子器件，也可以沿着BHA 80定位。

双向数据通信和电力模块(“BCPM”)88在BHA 80和地面之间传输控制信号，并向BHA 80供应电力。例如，BCPM 88向导向装置100提供电力，并在处理器202和诸如控制器50的地面装置之间建立双向数据通信。在一个实施方案中，BCPM 88使用泥浆驱动交流发电机(未示出)发电，并且由泥浆脉冲发生器(未示出)生成数据信号。泥浆驱动发电单元(泥浆脉冲发生器)在本领域中是已知的，因此不做更详细的描述。除了泥浆脉冲遥测之外，其他合适的双向通信链路可以使用硬线(例如电导体、光纤)、声信号、EM或RF。当然，如果钻柱22包括数据和/或电力导体(未示出)，那么可以从地面传输供给BHA 80的电力。

在一种配置中，BHA 80包括钻头82、钻井马达84、传感器子部件86、双向通信和电力模块(BCPM)88和地层评估(FE)子部件90。为了能够向构成BHA 80的另一个装置传送电力和/或数据，BHA 80包括电力和/或数据传输线(未示出)。导向装置100可以被操作以通过对钻头82施加适当的倾斜沿着选定的钻井方向导向BHA 80。

现在参照图1A至图1C和图3，在一种示例性的使用方式中，BHA 80从钻机14输送到井眼12中。在钻探井眼12的过程中，导向装置100在选定的方向上导向钻头82。钻井方向可以遵循被编程到地面和/或井下控制器(例如控制器50和/或控制器202)中的预设轨迹。一个或多个控制器使用从井下方向传感器接收的方向数据来确定BHA 80的取向，如果需要，计算路线校正指令，并将这些指令传输到导向装置100。在一个实施方案中，这可以通过将当前位置或轨迹与规定路径进行比较来实现。

为了开始定向钻井，首先选择钻井方向。这可以通过首先从BHA 80上的方向传感器确定诸如方位角和倾斜度的方向信息来执行。钻井方向可由井下控制器和/或地面人员选择。此后，井下控制器和/或地面人员可以确定在选定方向上导向钻柱22所需的方位角取向和倾斜量。这可以通过在实际路径已经被控制单元50建模之后比较实际路径和规定路径来实现，在一个实施方案中该控制单元是光学计算装置。然后，以已知的方式，可以控制导向单元以使实际路径更紧密地遵循规定路径。

图4是示出根据一个实施方案的方法的流程图。在该实施方案中，该方法包括框402，其中钻柱位于井眼中；钻柱可包括井底组件(BHA)，井底组件包括导向单元、响应于一种或多种地层特性的一个或多个传感器、以及响应于BHA在井眼中的当前取向的一个或多个传感器。地层特性传感器的示例包括测量电阻率、介电常数、含水饱和度、孔隙度、密度和渗透率的传感器，并且取向传感器的示例包括BHA方位角和倾斜度传感器以及BHA坐标传感器。

在框404，接收来自BHA的与地层特性相关的信息。在框406，接收与BHA在井眼中的当前取向相关的信息。在框404和406中接收的信息可以在可编程光学计算装置或量子计算装置处接收。在框408，处理接收的信息以实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置。在现有技术中，这是不可能的，因为执行这种计算(例如，2D或3D反演)所需的时间不能实时完成。在框410，将地层特征的当前位置与相对于井眼的预定期望位置进行比较，并且在框412，基于比较，控制导向单元以在钻井操作期间改变BHA的路线。

应当理解，在一个实施方案中，计算装置位于远程位置。在这种情况下，钻机的操作者可以从钻井现场向执行上述计算的计算装置发送信息，然后接收反演，然后使得导向装置改变。

实施方案1，一种用于在地层中形成井眼的方法包括：将钻柱定位在井眼中；所述钻柱包括井底组件(BHA)，井底组件包括导向单元、响应于一种或多种地层特性的一个或多个传感器以及响应于BHA在井眼中的当前取向的一个或多个传感器；接收来自BHA的与地层特性相关的信息和与BHA在井眼中的当前取向相关的信息；使用可编程光学计算装置处理所述信息，所述可编程光学计算装置实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置；将当前位置与规定路径进行比较；以及基于所述比较，致使导向单元在钻井操作期间改变BHA的路线。

实施方案2，如实施方案1所述的方法，其中所述致使包括向导向单元传输信号，所述信号致使导向单元移动导向垫。

实施方案3，如任何前述实施方案所述的方法，其中取向信息从位于BHA上的传感器接收。

实施方案4，如任何前述实施方案所述的方法，其中所述取向传感器包括以下中的至少一者：BHA方位角传感器；BHA倾斜度传感器；和BHA坐标传感器。

实施方案5，如任何前述实施方案所述的方法，其中地层信息从位于BHA上的传感器接收，并且传感器包括至少一个地层评估传感器。

实施方案6，如任何前述实施方案所述的方法，其中光学计算装置以等于或大于每秒320十亿次浮点运算的速度操作。

实施方案7，一种在地层中钻探井眼的系统，其包括：钻柱，其包括井底组件(BHA)，井底组件包括导向单元；高速计算装置，其是可编程光学计算装置或量子计算装置；通信网络，其将BHA耦合到高速计算装置；其中在操作中，所述高速计算装置使用从BHA接收的信息来计算相对于地层特征的当前井眼位置，并将该位置与规定路径进行比较，并且基于该比较提供致使导向单元在钻井操作期间改变BHA的路线的信息。

实施方案8，如任何前述实施方案所述的系统，其中所述致使包括向导向单元传输信号，所述信号致使导向单元移动导向垫。

实施方案9，如任何前述实施方案所述的系统，其中取向信息从位于BHA上的传感器接收。

实施方案10，如任何前述实施方案所述的系统，其中所述传感器包括以下中的至少一者：BHA方位角传感器；BHA倾斜度传感器；和BHA坐标传感器。

实施方案11，如任何前述实施方案所述的系统，其中所述传感器包括至少一个地层评估传感器。

实施方案12，一种用于在地层中形成井眼的方法，其包括：定位钻柱，所述钻柱包括井底组件(BHA)，井底组件包括导向单元、响应于一种或多种地层特性的一个或多个传感器以及响应于BHA在井眼中的当前取向的一个或多个传感器；在量子计算装置处接收来自BHA的与地层特性相关的信息和与BHA在井眼中的当前取向相关的信息；使用量子计算装置处理所述信息，所述可编程光学计算装置实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置；将当前位置与规定路径进行比较；以及基于所述比较，致使导向单元在钻井操作期间改变BHA的路线。

实施方案13，如任何前述实施方案所述的方法，其中所述致使包括向导向单元传输信号，所述信号致使导向单元移动导向垫。

实施方案14，如任何前述实施方案所述的方法，其中取向信息从位于BHA上的传感器接收。

实施方案15，如任何前述实施方案所述的方法，其中所述传感器包括以下中的至少一者：BHA方位角传感器；BHA倾斜度传感器；和BHA坐标传感器。

实施方案16，如任何前述实施方案所述的方法，其中所述位置信息基于距产油区的距离，并且所述传感器包括至少一个地层评估传感器。

为了支持这里的教导，可以使用各种分析部件，包括数字和/或模拟系统。数字和/或模拟系统可以包括在例如井下电子单元42或处理单元28中。该系统可以包括诸如处理器、模/数转换器、数模/转换器、存储介质、存储器、输入、输出、通信链路(有线、无线、脉冲泥浆、光学或其他)、用户接口、软件程序、信号处理器(数字或模拟)的部件和其他这样的部件(诸如电阻器、电容器、电感器和其他)，以便以本领域众所周知的几种方式中的任何一种来提供这里公开的装置和方法的操作和分析。认为这些教导可以但不需要结合存储在计算机可读介质上的一组计算机可执行指令来实施，所述计算机可读介质包括存储器(ROM、RAM、USB闪存驱动器、可装卸存储装置)、光学(CD-ROM)或磁性(磁盘、硬盘驱动器)，或者当被执行时使得计算机实施本发明的方法的任何其他类型。除了本公开中描述的功能之外，这些指令可以提供设备操作、控制、数据收集和分析以及系统设计者、所有者、用户或其他此类人员认为相关的其他功能。

在描述本发明的上下文中(特别是在所附权利要求的上下文中)，术语“一个”和“所述”以及类似的指代词的使用应被解释为涵盖单数和复数，除非在此另有说明或者明显与上下文矛盾。此外，应当进一步注意，这里的术语“第一”、“第二”等不表示任何顺序、数量或重要性，而是用于将一个元件与另一个元件区分开来。与数量结合使用的修饰语“大约”包括所陈述的值，并具有上下文规定的含义(例如，它包括与特定数量的测量相关的误差程度)。

本公开的教导可用于各种油井操作中。这些操作可以包括使用一种或多种处理剂来处理地层、驻留在地层中的流体、井眼和/或井眼中的设备，诸如生产管道。处理剂可以是液体、气体、固体、半固体及其混合物的形式。示例性处理剂包括但不限于压裂液、酸、蒸汽、水、盐水、防腐剂、水泥、渗透性改性剂、钻井泥浆、乳化剂、破乳剂、示踪剂、流动改进剂等。示例性的油井操作包括但不限于水力压裂、增产、示踪剂注入、清洁、酸化、蒸汽注入、水驱、固井等。

虽然已经参照示例性实施方案描述了发明，但本领域的技术人员将理解，在不脱离发明的范围的前提下，可以作出各种改变，并且可以替换成等效物。另外，在不脱离本发明的实质范围的前提下，可以做出许多修改以使特定的情况或材料适应本公开的教导。因此，希望本发明不限于作为为了实施本发明而构思的最佳模式而公开的特定实施方案，而是本发明将包括落入权利要求范围内的所有实施方案。此外，在附图和描述中，已经公开了本发明的示例性实施方案，尽管可能使用了特定的术语，但是除非另有说明，否则这些术语仅用于一般性和描述性的意义，而不是为了限制的目的，因此本发明的范围并不局限于此。

Claims

1.一种用于在地层中形成井眼(12)的方法，其包括：

将钻柱(22)定位在井眼(12)中；所述钻柱(22)包括井底组件(80)，所述井底组件(80)包括导向单元(100)、响应于一种或多种地层特性的一个或多个传感器以及响应于所述井底组件(80)在井眼(12)中的当前取向的一个或多个传感器，其中，所述导向单元(100)用于通过弯曲该导向单元(100)的一部分而将钻头指向选定的钻井方向；

接收来自所述井底组件(80)的与所述地层特性相关的信息和与所述井底组件(80)在所述井眼(12)中的当前取向相关的信息；

使用可编程光学计算装置处理所述信息，所述可编程光学计算装置实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置，所述实时是指与钻井进度同时发生；

将所述当前井眼位置与规定路径(202)进行比较；以及

基于所述比较，致使所述导向单元(100)在钻井操作期间改变所述井底组件(80)的路线。

2.根据权利要求1所述的方法，其中所述致使包括向所述导向单元(100)传输信号，所述信号致使所述导向单元(100)移动导向垫。

3.根据权利要求1所述的方法，其中与当前取向相关的信息从位于所述井底组件(80)上的传感器接收。

4.根据权利要求3所述的方法，其中响应于取向的传感器包括以下中的至少一者：井底组件方位角传感器；井底组件倾斜度传感器；和井底组件坐标传感器。

5.根据权利要求3所述的方法，其中与地层特性相关的信息从位于所述井底组件(80)上的传感器接收，并且位于所述井底组件(80)上的所述传感器包括至少一个地层评估传感器。

6.根据权利要求1所述的方法，其中所述光学计算装置以等于或大于每秒320十亿次浮点运算的速度操作。

7.一种在地层中钻探井眼(12)的系统，其包括：

钻柱(22)，其包括井底组件(80)，所述井底组件(80)包括导向单元(100)，其中，所述导向单元(100)用于通过弯曲该导向单元(100)的一部分而将钻头指向选定的钻井方向；

高速计算装置，其是可编程光学计算装置或量子计算装置，其中，所述高速计算装置用于实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置，所述实时是指与钻井进度同时发生；以及

通信网络，其将所述井底组件(80)耦合到所述高速计算装置；

其中在操作中，所述高速计算装置使用从所述井底组件(80)接收的信息来计算相对于地层特征的当前井眼位置，并将所述当前井眼位置与规定路径(202)进行比较，并且基于所述比较提供致使所述导向单元(100)在钻井操作期间改变所述井底组件(80)的路线的信息。

8.根据权利要求7所述的系统，其中所述致使包括向所述导向单元(100)传输信号，所述信号致使所述导向单元(100)移动导向垫。

9.根据权利要求7所述的系统，其中有关井底组件在井眼中的取向的取向信息从位于所述井底组件(80)上的传感器接收。

10.根据权利要求9所述的系统，其中所述传感器包括以下中的至少一者：井底组件方位角传感器；井底组件倾斜度传感器；和井底组件坐标传感器。

11.根据权利要求9所述的系统，其中所述传感器包括至少一个地层评估传感器。

12.一种用于在地层中形成井眼(12)的方法，其包括：

定位钻柱(22)，所述钻柱包括井底组件(80)，所述井底组件(80)包括导向单元(100)、响应于一种或多种地层特性的一个或多个传感器以及响应于所述井底组件(80)在井眼(12)中的当前取向的一个或多个传感器，其中，所述导向单元(100)用于通过弯曲该导向单元(100)的一部分而将钻头指向选定的钻井方向；

在量子计算装置处接收来自所述井底组件(80)的与所述地层特性相关的信息和与所述井底组件(80)在所述井眼(12)中的当前取向相关的信息；

使用量子计算装置处理所述信息，所述量子计算装置实时计算地层特征相对于当前井眼位置的位置，所述实时是指与钻井进度同时发生；

将所述当前井眼位置与规定路径(202)进行比较；以及

13.根据权利要求12所述的方法，其中所述致使包括向所述导向单元(100)传输信号，所述信号致使所述导向单元(100)移动导向垫。

14.根据权利要求12所述的方法，其中有关井底组件在所述井眼中的当前取向的取向信息从位于所述井底组件(80)上的传感器接收。

15.根据权利要求14所述的方法，其中位于所述井底组件(80)上的所述传感器包括以下中的至少一者：井底组件方位角传感器；井底组件倾斜度传感器；和井底组件坐标传感器。

16.根据权利要求15所述的方法，其中有关位置的信息基于距产油区(208)的距离，并且所述传感器包括至少一个地层评估传感器。