CN109488207A - 用于生成钻井窗口的系统、装置和方法 - Google Patents

Abstract

本公开提供了用于可视化和操纵钻井装置的系统、装置和方法，包括具有井底钻具组合(BHA)的钻柱、传感器系统和可操作以生成可视化的控制器，该可视化包括表现钻井作业钻井计划的钻井公差的一个或多个钻井窗口，以及基于钻出井眼的一个或多个可测量参数的BHA位置的描绘。BHA位置与一个或多个钻井窗口之间的差异也可以可视化。操作人员可以利用该可视化对钻出的井眼进行掌控。

Description

用于生成钻井窗口的系统、装置和方法

技术领域

本公开涉及用于为钻井作业生成钻井窗口的系统、装置和方法。该钻井窗口可用于可视化、引导钻井作业并跟踪钻井作业效果，其可用于改进作业。

背景技术

钻井作业开始时，钻探人员通常会制定钻井计划，其包括目标位置和到目标位置的钻探路径。钻探开始后，井底钻具组合(BHA)可以沿任何数量的方向由垂直钻探路径进行引导或“操纵”，以遵从所拟定的钻井计划。例如，为了开采一处地下碳氢化合物矿床，钻井计划可以包括到包含矿床的储层侧面的垂直孔，和穿过矿床的定向孔或水平孔。然后，操作员可以通过按照平面图在垂直和水平方面操纵BHA来遵从钻井计划。在绘制钻井计划时考虑的一些因素可能包括尽量减少钻井眼和/或开采尽可能多的石油或天然气所需的时间。

水平或近水平井眼的钻井作业给钻探人员带来了额外的挑战。例如为了接近矿床，钻探人员可能需要在附近钻多个水平井眼。在这种情况下，钻每个井眼的公差可能非常小，并且可能需要高水平的专业知识以及规范的引导，以避免犯下代价高昂的错误。测量或操纵即使存在些微的不准确，也可能导致当前钻井作业以及后续作业出现问题。

此外，现有的性能测量系统仅包括对钻机遵从钻井计划的精确程度的粗略估计。一些性能测量系统基于围绕钻井计划的圆柱形模型，其给出了BHA和钻井计划之间的距离和极角。该数据很难符合钻井计划的接近公差，其可以设定到钻井计划的简单横向和纵向距离。此外，现有的性能测量通常基于整个钻井计划的单个公差水平，并且无法随着钻井计划中的条件改变而改变。

因此，需要一种更加有效、可靠和直观的方法来操纵BHA，并对钻进公差和钻进效果进行可视化。

附图简略说明

结合附图阅读以下详细描述可以最好地理解本公开。需要强调的是，根据行业的标准实践，各种特征并不是按比例绘制的。事实上，为了论述清楚，各种特征的尺寸可以任意增加或减小。

图1是根据本公开的一个或多个方面的示例性钻井装置的示意图。

图2是根据本公开的一个或多个方面的示例性传感器和控制系统的示意图。

图3是根据本公开的一个或多个方面的示出三维可视化的示例性显示装置的表现。

图4是根据本公开的一个或多个方面的示出带有钻井窗口的三维可视化的示例性显示装置的表现。

图5是根据本公开的一个或多个方面的示出另一带有钻井窗口的三维可视化的示例性显示装置的表现。

图6是根据本公开的一个或多个方面的一系列钻井窗口的图示。

图7是根据本公开的一个或多个方面的用于生成和更改钻井窗口的示例性控制面板的表现。

图8是根据本公开的一个或多个方面的用于修改、生成和可视化钻井窗口的示例性控制面板的表现。

图9是根据本公开的一个或多个方面的可视化和操纵钻机的方法的流程图。

具体实施方式

应该理解，以下公开内容提供了用于实现各种实施方案的不同特征的许多不同实施方案或实施例。以下描述组件和布置的具体实例以简化本公开。当然，这些都仅充当实例，并非意在限制本发明。另外，本公开可以在各种实例中重复附图标记和/或字母。这种重复的目的简单和清楚，并且本身不表示所讨论的各种实施方案和/或配置之间的关系。

本发明公开的系统和方法提供钻井窗口的直观可视化，其可指示沿钻井计划的钻进公差。这些可视化可有助于提供井下环境的更直观的视图，并且对应于在钻井过程期间对BHA更直观的控制，以及直观的性能测量。这些可视化可以使用从外部来源接收的数据创建，例如地质勘测以及与钻井系统相关联的传感器和其他输入数据。

参考图1，示出了展示本公开的一个或多个方面的装置100的示意图。装置100是陆基钻机或包括陆基钻机。然而，本公开的一个或多个方面适用于或易于适应于任何类型的钻机，例如自升式钻机、半潜式钻机、钻井船、连续管钻机、适用于钻井和/或重入井作业的修井钻机以及套管钻机等。

装置100包括支撑钻台110上方的提升设备的井架105。提升设备包括定滑车115和游动滑车120。定滑车115联接到井架105的顶部或附近，并且游动滑车120通过钻井钢丝绳125从定滑车115悬挂。钻井钢丝绳125的一端从提升设备延伸到绞车130，绞车130配置为卷入和卷出钻井钢丝绳125，以使游动滑车120相对于钻台110降低和升高。钻井钢丝绳125的另一端(称为限位锚)锚固到固定位置，可能靠近绞车130或钻机上的其他地方。

挂钩135连接到游动滑车120的底部。顶部驱动装置140悬挂在挂钩135上。从顶部驱动装置140延伸出的钻轴145附接到保护接头150，保护接头150附接到悬挂在井眼160内的钻柱155。或者，钻轴145可以直接附接到钻柱155。这里使用的术语“钻轴”不限于直接从顶部驱动装置延伸出的部件，或者通常称为钻轴的部件。例如，在本公开的范围内，“钻轴”可以附加地或替代地包括主轴、驱动轴、输出轴和/或至少是间接地从顶部驱动装置或其他旋转驱动元件向钻柱传递扭矩、位置和/或旋转的另一部件。尽管如此，仅为清楚和简明起见，这些部件在本文中可统称为“钻轴”。

钻柱155包括钻杆165的互连部分、井底钻具组合(BHA)170和钻头175。BHA 170可以包括稳定器、钻铤和/或随钻测量(MWD)或电缆输送仪器以及其他部件。出于滑动钻进的目的，钻柱可包括具有弯曲壳体或其他弯曲部件的井下马达，其可操作以产生偏离井眼中心线的钻头偏心。在垂直于井眼的平面中，这种偏离的方向称为工具面角或工具面。钻头175(在本公开中也可称为“工具”或“工具面”)可连接到BHA 170的底部或以其他方式附接到钻柱155。一个或多个泵180可以通过软管或其他导管将钻井液输送到钻柱155，该软管或其他导管可以连接到顶部驱动装置140。

井下MWD或电缆输送仪器可以配置为评估物理特性，例如压力、温度、伽马辐射计数、扭矩、钻压(WOB)、振动、倾斜角、方位角、三维空间中的工具面取向和/或其他井下参数。这些测量可以在井下进行，在存储器(例如固态存储器)中存储一段时间，并且在处于表面时从仪器下载和/或实时传输到表面。数据传输方法可以包括，例如，数字编码数据并将编码后的数据(可能是作为钻井液或泥浆系统中的压力脉冲)传输到地面，通过钻柱155的声传输，通过电缆或有线钻杆的电子传输，作为电磁脉冲的传输，以及其他方法。MWD传感器或检测器和/或BHA 170的其他部分可以具有存储测量值的能力，以便随后通过电缆和/或当BHA 170从井眼160中起出时取回。

在一个示例性实施方案中，装置100还可以包括旋转防喷器(BOP)158，其可以在利用欠平衡或压力管理钻井方法钻井160时提供辅助。装置100还可包括表面套管环形压力传感器159，其配置为检测在例如井眼160(或其中的套管)与钻柱155之间限定的环形空间中的压力。

在图1所示的示例性实施方案中，顶部驱动装置140用于将旋转运动传递给钻柱155。然而，本公开的各方面也适用于或易于适应于利用其他驱动系统的实施方案，例如动力水龙头、转盘、连续管设备、井下马达和/或传统旋转钻机等。

装置100还包括控制器190，其配置为控制或辅助控制装置100的一个或多个部件。例如，控制器190可配置为将操作控制信号传输到绞车130、顶部驱动装置140、BHA 170和/或泵180。控制器190可以是安装在钻台110上井架105附近和/或装置100的其他部件附近的独立部件。在一个示例性实施方案中，控制器190包括位于与装置100通信的控制室中的一个或多个系统，例如通常称为“司钻偏房”的通用房屋，其用作组合工具棚、办公室、通信中心和会议场所。控制器190可以配置为经由有线或无线传输装置将操作控制信号传输到绞车130、顶部驱动装置140、BHA 170和/或泵180，为了清楚起见，图1中未示出该有线或无线传输装置。

控制器190还配置为经由有线或无线传输设备(图1中也未示出)从包括在装置100中的各种传感器接收电子信号，其中每个传感器均配置为检测操作特性或参数。取决于实施方案，装置100可包括耦合到BHA 170或以其他方式与BHA 170相关联的井下环形压力传感器170a。井下环形压力传感器170a可以配置为检测在BHA 170的外表面与井眼160的内径之间限定的环形区域中的压力数值或范围，其也可称为套管压力、井下套管压力、MWD套管压力或井下环形压力。来自井下环形压力传感器170a的测量可包括静态环形压力(泵关闭)和活动环形压力(泵打开)。

应注意，在本公开的上下文中，词语“正在检测”的含义可包括正在检测、正在感测、正在测量、正在计算和/或正在以其他方式获得数据。类似地，在本公开的上下文中，词语“检测”的含义可包括检测、感测、测量、计算和/或以其他方式获得数据。

装置100可以附加地或替代地包括冲击/振动传感器170b，其配置为检测BHA 170上的冲击和/或振动。装置100可以附加地或替代地包括泥浆马达压力传感器172a，其可以配置为检测BHA 170的一个或多个马达172上的压力差数值或范围。一个或多个马达172中的每一个可以是正位移钻井马达或包括正位移钻井马达，其使用钻井液的液压动力来驱动钻头175，也称为泥浆马达。一个或多个扭矩传感器172b也可以包括在BHA 170中，用于向控制器190发送数据，该数据指示由一个或多个马达172施加到钻头175的扭矩。

装置100可以附加地或替代地包括工具面传感器170c，其配置为检测当前的工具面取向。工具面传感器170c可以是传统的或未来开发的磁性工具面传感器或包括传统的或未来开发的磁性工具面传感器，其检测相对于磁北的工具面取向。替代地或另外地，工具面传感器170c可以是传统的或未来开发的重力工具面传感器或包括传统的或未来开发的重力工具面传感器，其检测相对于地球重力场的工具面取向。工具面传感器170c还可以或替代地是传统的或未来开发的陀螺仪传感器或包括传统的或未来开发的陀螺仪传感器。装置100可以附加地或替代地包括钻压(WOB)传感器170d，其与BHA 170成一体并且配置为检测BHA 170处或附近的WOB。

装置100可以附加地或替代地包括伽马传感器170e，伽马传感器170e配置为测量自然发生的伽马辐射以表征附近的岩石和沉积物。伽马传感器170e可以设置在BHA 170中或与BHA 170相关联。

装置100可以附加地或替代地包括联接到顶部驱动装置140或以其他方式与顶部驱动装置140相关联的扭矩传感器140a。扭矩传感器140a可以替代地位于BHA 170中或与BHA 170相关联。扭矩传感器140a可以配置为检测钻轴145和/或钻柱155的扭转的数值或范围(例如，响应于作用在钻柱上的操作力)。顶部驱动装置140可以附加地或替代地包括速度传感器140b或以其他方式与速度传感器140b相关联，速度传感器140b配置为检测钻轴145的旋转速度的数值或范围。

顶部驱动装置140、绞车130、定滑车或游动滑车、钻井钢丝绳或限位锚可以附加地或替代地包括不同于WOB传感器170d的WOB传感器140c(WOB根据可以基于活动和静态大钩负荷的大钩负荷传感器计算)(例如，安装在负荷路径机构中某处的一个或多个传感器，用于检测和计算WOB，其可能因钻机而异)或以其他方式与不同于WOB传感器170d的WOB传感器140c相关联。WOB传感器140c可以配置为检测WOB数值或范围，其中这种检测可以在顶部驱动装置140、绞车130或装置100的其他部件处执行。

本公开描述的传感器执行的检测可以是一次性、连续性、周期性地和/或按随机时间间隔执行。检测可以由操作员或访问人机界面(HMI)的其他人手动触发，或者通过例如满足预定条件的触发特性或参数(例如，某段时间到期，钻井进度达到预定深度，钻头使用量达到预定量，等等)。这样的传感器和/或其他检测设备可以包括一个或多个界面，这些接口可以位于井场/钻机现场本地或位于具有到系统的网络链路的另一远程位置。

参考图2，示出了根据本公开的一个或多个方面的装置200的框图。装置200包括用户界面260、井底钻具组合(BHA)210、驱动系统230、绞车240和控制器252。装置200可以在图1所示的环境和/或装置内实现。例如，BHA 210可以基本上类似于图1中所示的BHA 170，驱动系统230可以基本上类似于图1中所示的顶部驱动装置140，绞车240可以基本上类似于图1中所示的绞车130，并且控制器252可以基本上类似于图1中所示的控制器190。

用户界面260和控制器252可以是通过有线或无线装置互连的分立部件。或者，用户界面260和控制器252可以是单个系统或控制器250的集成部件，如图2中的虚线所示。

用户界面260可以包括用于一个或多个工具面设定点的用户输入的数据输入装置266，并且还可以包括用于其他设定点、限值和其他输入数据的数据输入的装置或方法。数据输入装置266可以包括小键盘、语音识别装置、旋钮、按钮、开关、滑动选择器、拨动开关、操纵杆、鼠标、数据库和/或其他传统或未来开发的数据输入装置。这样的数据输入装置266可以支持从本地和/或远程位置输入的数据。替代地或另外地，数据输入装置266可以包括用于用户选择预定工具面设定点数值或范围的装置，例如通过一个或多个下拉菜单。工具面设定点数据也可以或可选地由控制器252通过执行一个或多个数据库查找程序来选择。通常，数据输入装置266和/或本公开范围内的其他部件支持从钻机现场的工作站以及具有到系统的通信链路、网络、局域网(LAN)、广域网(WAN)、因特网、卫星链路和/或无线电以及其他装置的一个或多个远程位置的操作和/或监视。

用户界面260还可以包括勘测输入装置268。勘测输入装置268可以包括从传感器收集的关于BHA 210的取向和位置的信息。在一些实施方案中，信息按照规则的时间间隔自动输入到勘测输入装置268和用户界面中。

用户界面260还可包括显示装置261，其布置成呈现二维可视化262和三维可视化264，用于以文本、图形或视频形式向用户可视地呈现信息。在一些实施方案中，显示装置261是计算机监视器、LCD或LED显示器、桌台、触摸屏或其他显示装置。在一些实施方案中，二维可视化262和三维可视化264包括一个或多个描绘。如本文所用，“描绘”是对象(例如BHA)或其他数据(例如钻探计划)的二维或三维用户可视表现。这些描绘可以是比喻性的，并且可以伴随有呈文本格式的数据。如本文所用，“可视化”是一个或多个描绘的二维或三维用户可视表现。在一些实施方案中，可视化可包括其中用户可输入数据或指令的控制界面。例如，二维可视化262可由用户利用来查看传感器数据并通过数据输入装置266输入工具面设定点数据。工具面设定点数据输入装置266可与二维可视化262成一体或以其他方式与其可通信地耦合。与BHA或所钻探井眼的位置相比，二维可视化262还可用于使特定钻井窗口可视化。在其他实施方案中，可视化是从模拟相机的视点对环境的表现。该视点可放大或缩小、可移动或可旋转以查看一个或多个描绘的不同方面。例如，三维可视化264可以示出井下环境，包括BHA、钻探计划和一个或多个钻井窗口的描绘。此外，井下环境可以包括来自控制界面的信息，其覆盖在BHA和钻探计划的描绘上。三维可视化264可以包含示出在二维可视化262上的信息。在一些情况下，三维可视化264包括覆盖在井下环境的三维可视化上的二维可视化262，其可包括钻探计划的描绘。将参考图3进一步详细地讨论二维可视化262和三维可视化264。

仍然参考图2，BHA 210可包括MWD套管压力传感器212，其配置成检测BHA 210的MWD部分之处或附近的环形压力值或范围，并且可基本上类似于图1中示出的井下环形压力传感器170a。经由MWD套管压力传感器212检测到的套管压力数据可经由电子信号经由有线或无线传输发送到控制器252。

BHA 210还可包括MWD冲击/振动传感器214，其配置成检测BHA 210的MWD部分中的冲击和/或振动，并且可基本上类似于图1中示出的冲击/振动传感器170b。经由MWD冲击/振动传感器214检测到的冲击/振动数据可经由电子信号经由有线或无线传输发送到控制器252。

BHA 210还可包括泥浆马达压力传感器216，其配置成检测BHA 210的泥浆马达上的压差值或范围，并且可基本上类似于图1中示出的泥浆马达压力传感器172a。经由泥浆马达压力传感器216检测到的压差数据可经由电子信号经由有线或无线传输发送到控制器252。另选地或另外地，可例如通过计算刚好离开井底的地面立管压力与一旦钻头接触到井底并开始钻井和经历扭矩时的压力之间的差来计算、检测或以其他方式确定地面上的泥浆马达压力。

BHA 210还可包括磁性工具面传感器218和重力工具面传感器220，它们协同配置成检测当前工具面，并且可共同基本上类似于图1中示出的工具面传感器170c。磁性工具面传感器218可以是或可以包括传统的或未来开发的磁性工具面传感器，其检测相对于磁北的工具面取向。重力工具面传感器220可以是或可以包括传统的或未来开发的重力工具面传感器，其检测相对于地球重力场的工具面取向。在一个示例性实施方案中，磁性工具面传感器218可在井眼的端部相对于垂直方向小于约7°时检测当前工具面，并且重力工具面传感器220可在井眼的端部相对于垂直方向大于约7°时检测当前工具面。然而，也可利用在本公开的范围内的其他工具面传感器，包括非磁性工具面传感器和非重力倾斜传感器。在任何情况下，经由一个或多个工具面传感器(例如，磁性工具面传感器218和/或重力工具面传感器220)检测到的工具面取向可经由电子信号经由有线或无线传输发送到控制器252。

BHA 210还可包括MWD扭矩传感器222，其配置成检测由BHA 210的马达施加到钻头的扭矩的值或值的范围，并且可基本上类似于图1中示出的扭矩传感器172b。经由MWD扭矩传感器222检测到的扭矩数据可经由电子信号经由有线或无线传输发送到控制器252。

BHA 210还可包括MWD WOB传感器224，其配置成检测BHA 210之处或附近的WOB的值或值的范围，并且可基本上类似于图1中示出的WOB传感器170d。经由MWD WOB传感器224检测到的WOB数据可经由电子信号经由有线或无线传输发送到控制器252。

BHA 210还可以包裹岩性传感器。岩性传感器可以是任何类型的传感器，以确定钻井作业周围的地质地层的位置和/或组成。在一些实施方案中，岩性传感器是伽马传感器226，其配置成协助操作员从BHA周围的地层收集岩性数据。在一些实施方案中，伽马传感器226配置成测量天然存在的伽马辐射以表征附近的岩石和沉淀物，并且可基本上类似于图1中示出的伽马传感器170e。在一些实施方案中，伽马传感器226产生入射在伽马传感器226上的伽马射线的简单伽马计数。在其他实施方案中，伽马传感器226配置成测量与伽马计数相关的方向。该类型的伽马传感器226可称为方位角伽马传感器，并且可在收集定向钻井应用的岩性信息时特别有用。在一些实施方案中，方位角伽马传感器可产生在不同时间和位置获得的伽马计数的列表，其中每个伽马计数都对应于伽马传感器的角度测量值。

绞车240可包括控制器242和/或用于控制钻井钢丝绳(例如图1中示出的钻井钢丝绳125)的馈出和/或馈入的其他装置。这样的控制可包括绞车的旋转控制(馈入对馈出)以控制挂钩的高度或位置，并且还可包括挂钩上升或下降的速率的控制。

驱动系统230可包括地面扭矩传感器232，其配置成检测钻轴或钻柱的无功扭转的值或范围，与图1中示出的扭矩传感器140a非常相同。驱动系统230还包括钻轴位置传感器234，其配置成检测钻轴例如相对于真北或另一固定基准的旋转位置的值或范围。分别经由地面扭矩传感器232和钻轴位置传感器234检测到的地面扭转和钻轴位置数据可经由电子信号通过有线或无线传输发送到控制器252。驱动系统230还包括控制器236和/或用于控制联接到驱动系统230的钻轴或其他钻柱部件(例如图1中示出的钻轴145)的旋转位置、速度和方向的其他装置。

控制器252可配置成从用户界面260、BHA 210、绞车240和/或驱动系统230接收上述参数中的一个或多个，并且利用这样的参数来连续地、周期性地或以其他方式确定当前工具面取向。控制器252还可配置成例如经由智能自适应控制生成控制信号，并将控制信号提供给驱动系统230和/或绞车240以调节和/或维持工具面取向。例如，控制器252可向驱动系统230和/或绞车240提供一个或多个信号，以增大或减少WOB和/或钻轴位置，例如准确地“导引”钻井作业可能需要的。

图3是HMI 400的示例性表现，其配置成将关于工具面位置和取向的信息转发到图2的显示装置261的用户。该显示可以是图2的三维可视化264。在图3的实例中，HMI 400包括钻探计划410、钻井马达和BHA 428和钻出的井眼414的三维描绘以及二维描绘。HMI 400可由操作员使用来获得BHA和钻探计划的直观视图。在一些实施方案中，HMI 400示出井下环境的“相机视图”，或者模拟相机在井下环境的成像方面将显示的视图。具体地讲，钻探计划410的描绘可表现为延伸穿过井下环境的长的圆柱形柱。可基于由用户输入或以其他方式上载的期望钻探计划的数据在三维显示中创建钻探计划410的描绘。在图3的实例中，BHA428处的工具面角度的描绘在同心圆形网格402上表现为符号406。该描绘示出工具面的最后记录或测量的位置，并且可包括关于其取向的信息。在一个实施方案中，在索引420中示出关于BHA 428的位置和取向的数据。在图3的实例中，索引420表现钻头428的最新深度测量为12546.19英尺，倾角为89.65°，方位角为355.51°。在一些情况下，BHA 428的描绘在HMI400上居中，如图3所示。在其他实施方案中，索引420包含关于模拟相机的位置和取向的数据，其视图在HMI 400中描绘。

三维罗盘412示出HMI 400的当前视图的取向，并且指示x-y-z坐标系。钻出的井眼414的描绘从BHA 428的描绘向外延伸。在一些情况下，钻出的井眼414可描绘钻柱的位置以及工具面的位置和取向的先前测量值。

可沿钻出的井眼414或钻探计划410描绘一个或多个站440。这些站440可表现钻井作业期间，事件的计划位置或实际位置。例如，站440可示出钻井过程中进行的先前勘测的位置。在一些情况下，这些勘测是沿井眼定期进行的。此外，在最后一次标准勘测之前进行实时测量，并且可向用户提供有关滑动或旋转过程的进度和有效性的反馈。这些测量可用于更新可视化的各方面，例如钻出的井眼414和同心圆形网格402、顾问段404、符号406和指示符408。在其他实施方案中，站440表现用户选择的位置。站440可表现钻探计划410或钻出的井眼414的与一个或多个钻井窗口相对应的部分。

在图3的实例中，同心圆形网格402、顾问段404、符号406和指示符408覆盖在三维可视化上。在图3的实例中，同心圆形网格402、顾问段404、符号406和指示符408以BHA 428的描绘为中心。在一些实施方案中，另选地，指示符408可描绘为矢量箭头409。在任一种情况下，指示符408和/或矢量箭头409可指示推荐的导引路径。

仍然参考图3，索引430示出来自钻头和工具面的最新运动的数据。索引430可包括当前钻探钻头深度测量值、滑动刻痕、为使BHA与钻探计划对齐而建议的纠正措施以及顾问测量值。在一些实施方案中，HMI 400可用于以导引精确度向用户提供反馈。可通过滑动刻痕来判断导引实际工具面的有效性。

索引432示出来自工具面的过去运动的数据。在图3的实例中，索引432包括来自工具面导引或滑动的最后一个部分的数据。索引432可包含与430的数据类似的数据。在一些情况下，索引430和432允许用户在钻井马达导引通过井下环境时跟踪钻井马达的运动。

HMI 400还包括用于调节HMI 400的三维视图的功能。具体地讲，功能422、424、426和434允许用户重新定向HMI 400以查看工具面或钻探计划的不同方面。在图3的实例中，HMI 400的视图以钻出的井眼414为中心，其中在中心描绘了BHA 428。功能422从钻出的井眼414移除HMI 400的视图，其可表现为模拟相机从钻出的井眼414(或另选地，钻柱)的“分离”。功能424将HMI 400的视图重置为图3中描绘的视图，其中显示以钻出的井眼414为中心。功能426将HMI 400的视图重新定向到钻出的井眼414的底部，其中在中心描绘了BHA428。功能434，其包括箭头符号，可用于将HMI 400的视图沿钻出的井眼414重新定向到不同位置。在一些实施方案中，功能434允许用户上下移动工具面的先前位置的描绘和/或钻柱的描绘。钻出的井眼414可从BHA 428的描绘向后延伸，并且可包括显示勘测位置的多个站440(示为球体)。

图4示出了包括钻井窗口502的三维HMI 500。在一些实施方案中，HMI 500可包括图3中示出的HMI 400的一个或多个方面。例如，HMI 500可包括钻探计划410、修改的钻探计划510和钻出的井眼414的三维描绘。HMI 500还可包括索引504，其示出与BHA的位置有关的数据，其示出BHA 428的位置，或者在图5的实例中，模拟相机的位置。

在一些实施方案中，钻井窗口502放置在钻探计划410或修改的钻探计划510的一部分周围。在一些实施方案中，在钻井作业期间建立修改的钻探计划510，其表现响应于与地质学或设备有关的更新数据的变化。例如，修改的钻探计划510略微偏移到钻探计划410的左侧。尽管图4中示出了单个钻井窗口502，但在一些实施方案中，一系列钻井窗口502沿钻探计划410放置。在图5的实例中，钻井窗口502放置在钻探计划410的大致水平部分周围。钻井窗口502可放置在垂直于纵向延伸的钻探计划410的平面中。在图5的实例中，钻井窗口502具有宽度为w1且高度为h1的矩形形状。钻井窗口502可与其他钻井窗口连接(如图6所示)，使得钻井窗口沿钻探计划410形成挤出的矩形棱柱。在其他实施方案中，钻井窗口502可具有其他形状，例如正方形、多边形、圆形、椭圆形、整体和/或不规则形状。

可生成具有边界的钻井窗口502，边界限定与钻探计划或修改的钻探计划的可接受的偏差。因此，钻井窗口502可与钻探计划410上的特定位置处的钻井公差相对应。例如，宽度w1可与x方向上的公差相对应(相对于钻探计划410)，并且高度h1可与y方向上的公差相对应。某些因素，其可决定钻井窗口502的尺寸或形状，可包括：与其他井眼的接近度，无论是计划的井眼还是已经钻探的井眼；地质地层，其包括目标形成的地层和要避免的地层；通常的地质层；任何沉积物的尺寸；以及其他因素。在图4的实例中，w1为约60英尺，h1为约30英尺。在这种情况下，钻探计划几乎是水平的，因此x方向上的公差是水平公差，而y方向上的公差是垂直公差。在图4的实例中，水平公差大于垂直公差，因此w1大于h1。情况可能如此，因为在一些钻探计划的水平部分期间，由于地质层的位置和/或多个井眼紧靠在一起的要求，垂直误差可能比水平误差成本更高。在沿钻探计划的其他位置，例如垂直部分或近垂直部分，钻井窗口502可在x方向和y方向上具有几乎相等的公差。在其他实施方案中，一个或多个钻井窗口502的尺寸可具有其他形状，例如曲线、多边形、圆形、椭圆形和不规则形状。可选择这些形状以符合钻探计划周围的钻井公差，并且可在整个钻井作业期间改变这些形状。

每个钻井窗口502的取向、位置和尺寸可独立地改变。在一些实施方案中，钻井窗口502以钻探计划410为中心，而在其他实施方案中，一个或多个钻井窗口502从钻探计划410偏移。钻井窗口502可沿钻探计划410以规则间隔放置，例如约每10英尺或每3米。在其他实施方案中，钻井窗口502以约每1英尺、约每20英尺或约每50英尺放置。一些实施方案包括钻井窗口，其以与钻柱立根等同的距离间隔开。在一个实例中，钻柱立根的长度在约90英尺与110英尺之间。钻井窗口502之间的间隔可变化。例如，在钻探计划410的困难部分中，钻井窗口502可放置得更靠近在一起，以帮助操作员更容易地看到正确的路线。在图4的实例中，虽然钻井窗口502大致垂直于钻探计划410，但钻井窗口可相对于钻探计划410以不同的角度放置，使得每个钻井窗口502相对于钻探计划410具有特定的倾斜角或“倾角”。在一些实施方案中，以倾角生成的钻井窗口可不包括沿其整个长度的原始井平面图。例如，钻井窗口557(如图6所示)以倾角生成，并且不包括沿其整个长度的原始井平面图562。在某些环境中可能发生这种情况，其中地质导引信息通知定向钻机原始钻探计划与理想钻探计划不一致并且需要进行更改。钻井窗口的偏移和倾斜角可促进这些变化。

图4的三维HMI 500还示出钻出的井眼414的描绘。钻出的井眼414的描绘可包括在相对于钻探计划410的位置和BHA的投影位置442对BHA 428的描绘。在图4的实例中，通过钻井系统中的控制器(例如图2中示出的控制器252)将BHA 428的位置与修改的钻探计划510和钻井窗口502进行比较。在索引504中示出对这些特征进行比较的信息。在一些实施方案中，通过控制器执行正常平面图间隙计算，以将BHA 428的位置与钻探计划410或修改的钻探计划510进行比较。这些计算可基于沿钻出的井眼414的兴趣点以及钻探计划410或修改的钻探计划510上的对应兴趣点。控制器242可呈现极方向和距离的正常平面图间隙计算的结果，其可通过由控制器242运行的算法转换为矩形偏移。在图6的实例中，通过线506示出BHA 428的位置与修改的钻探计划510之间的距离。索引504指出在BHA 428的远侧端部处钻头的位置为12.8英尺高且相对于修改的钻探计划510在右侧3.1英尺。

控制器还可配置成确定钻出的井眼414(一端包括BHA)是否在钻井窗口502内。在一些实施方案中，在每个站440处计算BHA 428与钻井窗口502的接近度(图3；对应于勘测的执行)。接近度计算也可由控制器在沿钻出的井眼414的内插点处和/或在BHA 428的投影位置442处执行。在一些实施方案中，接近度计算由控制器每10英尺或每3米进行一次。可使用计算之间的其他距离，例如每1英尺、每20英尺或每50英尺。一些实施方案的计算以与钻柱立根等同的距离间隔开的增量进行。在一个实例中，钻柱立根的长度在约90英尺与110英尺之间。这些接近度计算可用于呈现相对于钻井窗口502的状态(即，“在窗口中”或“在窗口外”)。在一些实施方案中，钻井窗口502的颜色可表现钻出的井眼414相对于钻井窗口502的位置。例如，如果钻出的井眼414通过钻井窗口502，则钻井窗口可以是绿色，如果钻出的井眼没有通过钻井窗口，则钻井窗口可以是红色。其他颜色也是可能的，并且可以是图案、形状或其他图形表现以示出钻井窗口502的状态。

在一些实施方案中，控制器252配置成存储每个钻井窗口相对于BHA的状态，并计算在钻井窗口502内钻出的钻出的井眼的长度。该长度可用作钻井作业的关键性能指标(KPI)，以及在钻井窗口502内钻出的井眼与整个钻出的井眼相比的百分比。为了达到该KPI，控制器可确定钻出的井眼414在钻井窗口502内的距离(以英尺或米为单位)。该距离可除以井眼的总深度(以英尺或米为单位)。该KPI可由钻井系统中的显示装置例如在HMI 500上或在控制窗口600上显示，如图7所示。在一些实施方案中，在与钻探计划410相关的所有钻井窗口502内和在没有钻井窗口的情况下钻出的井眼414的范围的结果可以以二维表现来查看，例如以x-y图形格式。

图5示出HMI 520的示例性表现，其包括图3中示出的HMI 400和图4中示出的HMI500的钻井窗口502的各方面。在一些实施方案中，同心圆形网格402、顾问段404、符号406和指示符408覆盖在钻出的井眼414和钻井窗口502的三维描绘上。指示符408可定位成向钻机示出用于将BHA 428放置在钻井窗口502的中心或钻探计划410周围的钻井窗口502的另一区域内的理想路线。在一些实施方案中，可通过使用用户界面260(图2)根据操作员的需要来从HMI 520添加或移除同心圆形网格402、顾问段404、符号406和指示符408。该功能可允许操作员在需要时查看更具体的数据而不会分散可视化的其他方面。

图6示出钻井窗口系列550的图形表现540，其包括钻井窗口551、552、553、554、555、556和557。系列550的每个钻井窗口都可类似于图4和图5中示出的钻井窗口502。图形表现540还包括钻出的井眼570的描绘，其由粗实线表现。系列550的钻井窗口相对于钻探计划562示出，并且系列550的每个钻井窗口都可对应于钻探计划562上的索引位置564。索引位置564可表现将BHA或钻出的井眼570的一部分与系列550的相应钻井窗口进行比较的位置。在一些实施方案中，系列550的每个钻井窗口都具有挤出矩形棱柱的形状。系列550的每个钻井窗口的面都用黑色实线示出，并且每个钻井窗口的三维延伸都用虚线566示出(例如，参考钻井窗口556)。在一些实施方案中，钻井窗口是矩形的，具有正交的顶角。在图6的实例中，系列550的每个钻井窗口都邻接另一个钻井窗口，使得整个钻探计划562被覆盖。

系列550的每个钻井窗口都可相对于钻探计划562具有特定的形状、尺寸、位置和取向。例如，钻井窗口551、552、554、555、556和557具有矩形形状，其宽度和高度近似相等。钻井窗口551、552、556和557具有大致相同的尺寸。钻井窗口553的高度大于其宽度。钻井窗口551、552、553、554、555和556定位在大致垂直于钻探计划562的平面中，而钻井窗口557定位在相对于钻探计划562成一定角度的平面中。钻井窗口551、552、554和555以钻井窗口为中心，而钻井窗口553相对于钻探计划562向下偏移，钻井窗口556和557相对于钻探计划562向上偏移。

将钻出的井眼570与钻井窗口系列550沿钻探计划562的长度进行比较。在图6的实例中，钻出的井眼570通过钻井窗口551、552和557，而不通过钻井窗口553、554、555和556。在一些实施方案中，钻探井筒570示为绿色，表现钻井在正确方向上(在钻井窗口内)；或示为红色，表现钻出的井眼570偏离正确方向(在钻井窗口外)。还可使用其他颜色。

索引580示出通过百分比表现的钻井性能KPI。可根据钻出的井眼在钻井窗口551、552、553、554、555、556、557内的距离除以钻出的井眼570的总长度来计算钻井性能KPI，以百分比表现。在图6的实例中，钻井性能KPI为42.9％。在一些实施方案中，计算整个钻探计划的钻井性能KPI，而在其他实施方案中，计算钻探计划的一个或多个部分的钻井性能KPI。

索引582示出替代的钻探性能KPI，其也可显示在显示装置上或以其他方式由控制器计算和存储。索引582示出在钻井窗口内钻出的井眼的长度。索引582可示出对于整个钻井作业或其各部分来说，在钻井窗口内钻出的井眼的总长度。还可显示与每个钻井窗口有关的数据，例如钻出的井眼570相对于每个钻井窗口偏移的距离和方向。

图7示出可用于生成、可视化和改变钻井窗口的示例性控制面板600。图7中讨论的钻井窗口可以是钻井窗口502、551、552、553、554、555、556和557中的任一个，如参考图4和5所讨论。控制面板600可包括主窗口602和更改窗口604。主窗口602可包括钻井窗口的图表610、钻井窗口的列表612、选项图标614和反馈图标616。钻井窗口的图表610可示出钻井窗口的列表612的所选择的钻井窗口的二维表现，包括钻井窗口的尺寸。可相对于图表610中的钻井窗口示出钻探计划、修改的钻探计划和/或钻出的井眼的位置。可在图表610中示出表现钻出的井眼的位置的颜色(例如，绿色区域，其在钻出的井眼通过钻井窗口的情况下加亮，和红色区域，其在钻出的井眼未通过钻井窗口的情况下加亮)。

钻井窗口的列表612可示出与每个钻井窗口有关的参数，例如其沿钻探计划的深度和位置、钻井窗口的宽度和高度、钻井窗口相对于钻探计划和其他钻井窗口的偏移和每个钻井窗口的倾角和倾斜角以及其他参数。可在列表612上记录不同尺寸、偏移和倾斜角的原因。例如，列表612上的第七钻井窗口具有40英尺的宽度、9英尺的高度、相对于第六钻井窗口6英尺的偏移、89.77度的倾角和0.23度的倾角(或倾斜角)。“按照地质情况”列出这些变化中的一个或多个的原因，表明这些变化是为了解决钻探计划周围的地质问题。操作员可通过使用选项图标614向列表612添加新的钻井窗口。在这种情况下，可在例如HMI 400和500的可视化中，显示新的钻井窗口。

可通过使用更改窗口604独立地改变每个钻井窗口的参数。如上所述，更改窗口604可允许操作员更改钻井窗口的参数中的任一个。更改窗口604还可允许操作员录入与更改有关的评论。操作员可通过使用反馈图标616给出关于钻井窗口或其他操作的反馈。

图8示出可用于生成、可视化和更改钻井窗口以及钻探计划的示例性控制面板700。控制面板700可伴随有原始钻探计划720和若干钻井窗口724、726、728、730的可视化710。控制面板700可示出对应于钻井窗口724、726、728、730的偏移和倾斜角的数据。在图8的实例中，原始钻探计划720沿大致水平路径在地下延伸。如参考点712、714、716和718处所示，原始钻探计划720已经更改了四次。钻井窗口724、726、728、730的偏移和倾斜角可用于示出这些更改并将定向钻机沿与原始钻探计划720不同的调节后的理想钻井路径引导。在参考点712处，通过向钻井窗口724添加深度(A)的真实垂直深度(TVD)偏移来改变钻探计划720的深度。与钻井窗口724一起示出表现新调节的理想钻井路径722的虚线，以指示围绕调节后的理想钻井路径722的钻井公差。在参考点714和716处，通过改变钻井窗口726、728(具有角度(B)和(C))的倾角来修改调节后的理想钻井路径722。在参考点718处，通过与钻井窗口730(具有深度(D))的另一个TVD偏移来修改调节后的理想钻井路径722。在一些实施方案中，控制面板700可用于跟踪已经对钻探计划720或调节后的理想钻井路径722进行的修改以供操作员参考。在图8的实例中，控制面板700示出最后一个钻井窗口730相对于原始钻探计划720的偏移和倾角。

图9是示出在井下环境中可视化和导引BHA的方法800的流程图。应当理解，可在方法800的步骤之前、期间和之后提供附加步骤，并且对于方法800的其他实施方案，可替换或消除所描述的一些步骤。具体地讲，本文公开的控制系统中的任一个，包括图1和图2的控制系统，以及图3至图7的显示器，可用于执行方法800。

在步骤802中，方法800可包括输入钻探计划。这可通过将位置和取向坐标输入到参考图2所讨论的控制器252中来实现。钻探计划也可经由用户界面输入，和/或下载或传输到控制器252。因此，控制器252可从用户界面或网络或磁盘传输或使用其他系统或装置直接接收钻探计划。

在步骤804中，方法800可包括利用包括可导引马达或可导引BHA和一个或多个传感器的钻井设备进行钻井作业。BHA可包括钻头。在一些实施方案中，该钻井设备是参考图1所讨论的设备100。钻井设备可由操作员操作，操作员在连接到钻井设备的用户界面上输入命令。操作可包括钻出钻孔以使BHA前进通过地下地层。

在步骤806中，方法800可包括利用控制器接收与工具面角度相关的传感器数据。该传感器数据可源自位于井下位置的钻头附近的传感器，以及沿钻柱或在钻机上定位的传感器，如参考图1和图2所描述和示出的。在一些实施方案中，控制器例如图2中的控制器的组合经由电子通信从多个传感器接收传感器数据。然后，控制器将数据发送到中央位置进行处理。

在步骤808中，方法800可包括利用控制器生成钻探计划的描绘。在一些实施方案中，钻探计划的描绘类似于钻探计划410，如图3至图5所示。钻探计划的描绘可在例如HMI400、500和520中示出的三维可视化中示出，并且可在例如计算机监视器的任何类型的显示装置上显示。钻探计划可表现为通过三维环境的线(如图3至图5所示)，并且可用作在钻井作业期间供操作员参考。

在步骤810中，方法800可包括利用控制器生成一个或多个钻井窗口。一个或多个钻井窗口可类似于钻井窗口502、551、552、553、554、555、556或557中的任一个，如图3至图6所示。在一些实施方案中，沿钻探计划的整个长度生成钻井窗口系列。一个或多个钻井窗口可在可视化中表现为二维或三维形状，并且可相对于钻探计划放置。钻井窗口的参数可随着它们的生成而单独地变化，以及在钻井作业期间随着条件的变化而变化。

在步骤812中，方法800可包括确定BHA和钻头相对于一个或多个钻井窗口的位置。控制器可在从钻井设备上的传感器系统接收到与BHA的位置有关的传感器数据之后，进行该确定。也可通过接收和分析在整个钻井作业中收集的勘测数据来确定BHA、钻头和勘测传感器的位置。可显示钻头的位置，并且可伴随有例如目标、方向线和测量值的可视化工具，以及以文本格式显示的数据。

在步骤814中，方法800可包括确定BHA和钻头的位置是否在一个或多个钻井窗口内。在一些实施方案中，控制器通过将一个或多个钻井窗口的参数与BHA和钻头的确定位置进行比较来进行该确定，如步骤812中所执行的。步骤814的确定可沿钻探计划的各个点进行，并且控制器可在工具面的位置与钻井窗口之间产生法向平面间隙计算。

在步骤816中，方法800可包括显示BHA和钻头相对于一个或多个钻井窗口的位置。BHA的描绘可类似于BHA 428的描绘，如图3至图5所示。在一些实施方案中，BHA的描绘包括钻出的井眼的描绘(例如图3至图5中的钻出的井眼414的描绘)或BHA行进的路线，最后描绘了钻头。步骤816可包括显示在步骤814中执行的确定的结果。例如，如果井眼的一部分在钻井窗口内，则井眼的该部分可以是绿色的，如果井眼的该部分不在钻井窗口内，则该部分是红色的。显示还可包括比较数据，例如钻井窗口、BHA和钻头之间的距离和极方向的测量值。在一些实施方案中，如上所述，这些测量值转换成矩形偏移。

在步骤818中，方法可包括在钻井作业期间计算BHA和钻头在一个或多个钻井窗口内的位置。该计算可涉及对于每个钻井窗口来说，(利用控制器)分析步骤814的确定。具体地讲，步骤818可包括计算钻井作业期间井眼在钻井窗口内的长度。可在整个钻井作业中显示上文讨论的该长度或百分比以产生性能测量值。

在步骤820中，方法800可包括使用一个或多个钻井窗口作为参考来引导钻井设备。一个或多个钻井窗口可提供沿钻探计划的公差的易于理解的表示。操作员可使用钻井窗口的描绘以及BHA和钻头位置以及一个或多个钻井窗口的持续比较，以查看井下环境的直观视图并做出明智的转向决策。

鉴于以上全部内容和附图，本领域普通技术人员将容易认识到，本公开引入一种引导钻井系统的操作的方法，该方法可包括：利用控制器在钻探计划的一部分周围生成一个或多个钻井窗口，所述一个或多个钻井窗口中的每一个都具有外边界；利用井底钻具组合件进行钻井，所述井底钻具组合件包括钻头，所述钻头设置在钻柱的端部处以形成钻探钻孔；从邻近于且承载在井底钻具组合件上的一个或多个传感器接收传感器数据；利用控制器基于所接收的传感器数据确定井底钻具组合件的位置；利用控制器确定井底钻具组合件的所确定的位置是否在一个或多个钻井窗口的外边界内；以及在显示装置上显示井底钻具组合件相对于一个或多个钻井窗口的位置。

所述方法还可包括使用井底钻具组合件相对于一个或多个钻井窗口的位置作为参考来改变井底钻具组合件的位置。所述方法还可包括利用控制器生成纠正措施，以在控制器确定井底钻具组合件不在一个或多个钻井窗口的外边界内的情况下将井底钻具组合件移动到一个或多个钻井窗口中。所述方法还可包括利用控制器生成纠正措施，以在控制器确定井底钻具组合件不在一个或多个钻井窗口的外边界内的情况下将井底钻具组合件移动到一个或多个钻井窗口中。

在一些实施方案中，确定井底钻具组合件的位置包括确定工具面的取向，所述方法还包括在三维显示器上显示钻头相对于一个或多个钻井窗口的位置。所述方法可包括生成具有三维挤出矩形形状的一个或多个钻井窗口。在一些实施方案中，生成一个或多个钻井窗口以表现周围生成一个或多个钻井窗口的钻探计划的部分处的钻井公差。所述方法可包括利用控制器计算井底钻具组合件沿钻探计划在一个或多个钻井窗口的外边界内的多种情况。所述方法还可包括利用显示装置显示关键性能指示符，其包括井底钻具组合件沿钻探计划在一个或多个钻井窗口的外边界内的距离的百分比。

还提供一种钻井设备，其可包括：钻柱，其包括可操作为执行钻井作业的多个管状物和BHA；传感器系统，其配置成检测钻出的井眼的一个或多个可测量参数；控制器，其与传感器系统通信，其中控制器可操作为基于钻出的井眼的一个或多个可测量参数生成包括一个或多个钻井窗口的可视化，其表现钻井作业的钻探计划的钻井公差和钻柱的位置的描绘；以及显示装置，其与控制器通信，显示装置配置成向操作员显示包括钻柱和一个或多个钻井窗口的位置的描绘的可视化。

在一些实施方案中，钻出的井眼的一个或多个可测量参数包括倾角测量值、方位角测量值、工具面角度和钻孔深度。控制器还可操作为生成钻探计划的三维描绘，其中可视化还包括钻探计划的描绘。一个或多个钻井窗口可具有三维挤出矩形形状。控制器可操作为计算在整个钻井作业中钻柱在一个或多个钻井窗口内的多种情况。控制器可操作为基于与钻出的井眼的总长度相比，一个或多个钻井窗口内的钻出的井眼的长度来计算关键性能指示符(KPI)。

提供一种用于导引井底钻具组合件(BHA)的设备，其包括：

控制器，其配置成接收表现钻井作业的钻探计划的数据和指示井下环境中的BHA的位置信息的测量参数，其中控制器可操作为基于指示位置信息的测量参数生成最新BHA位置的三维描绘，其中控制器可操作为生成指示钻探计划的钻井公差的一个或多个钻井窗口；以及显示装置，其与可由操作员查看的控制器通信，显示装置配置成显示可视化，其包括最新BHA位置的三维描绘、钻探计划的三维描绘、和一个或多个钻井窗口。

在一些实施方案中，一个或多个钻井窗口具有三维矩形棱柱形状。控制器可操作为生成钻探计划的三维描绘。控制器可操作为将最新BHA位置与一个或多个钻井窗口进行比较，并在显示装置上显示BHA位置与一个或多个钻井窗口之间的距离。控制器可操作为计算在整个钻井作业中BHA定位在一个或多个钻井窗口内的多种情况。控制器可操作为基于与井眼的总长度相比，在一个或多个钻井窗口内利用BHA钻出的井眼的长度来计算关键性能指示符(KPI)。

以上概述了若干实施方案的特征，使得本领域普通技术人员可以更好地理解本公开的各方面。这些特征可以由许多等同替代方案中的任何一个替代，本文仅公开了其中一部分。本领域的普通技术人员应该理解，他们可以容易地使用本公开作为用于设计或修改基于执行相同目的和/或实现本文中介绍的实施方案的相同优点的其他过程和结构的基础。本领域的普通技术人员还应该认识到，此类等同构造不偏离本公开的范围，并且它们可以在不脱离本公开范围的情况下进行各种改变、替换和变更。

本公开文末所提供的摘要允许读者快速确定技术公开的本质。摘要按以下理解而提交，即，它将不被用于解释或者限制权利要求的范围或含义。

Claims (20)

1.一种指引钻井系统操作的方法，包括：

利用控制器(252)，围绕钻井计划的一部分生成一个或多个钻井窗口(502)，所述一个或多个钻井窗口中的每一个均具有外边界；

使用井底钻具组合(210)钻进以形成钻孔，所述井底钻具组合包括设置在钻柱(165)一端的钻头(175)；

接收来自所述井底钻具组合邻近或承载的一个或多个传感器(212-216)的传感器数据；

基于所述接收的传感器数据，利用所述控制器确定所述井底钻具组合的位置；

利用控制器确定所述已确定的井底钻具组合位置是否在所述一个或多个钻井窗口的所述外边界内；

在显示装置(261)上显示所述井底钻具组合相对于所述一个或多个钻井窗口的位置。

2.根据权利要求1所述的方法，还包括使用所述井底钻具组合相对于所述一个或多个钻井窗口的位置作为参考来改变所述井底钻具组合的位置。

3.根据权利要求2所述的方法，还包括：如果所述控制器确定所述井底钻具组合不在所述一个或多个钻井窗口的所述外边界内，则利用所述控制器生成将所述井底钻具组合移动到所述一个或多个钻井窗口中的校正动作。

4.根据权利要求1所述的方法，其中确定所述井底钻具组合的位置包括确定工具面的取向，所述方法还包括在三维显示器上显示所述钻头相对于所述一个或多个钻井窗口的位置。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，还包括生成具有三维挤压矩形形状的所述一个或多个钻井窗口。

6.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其中生成所述一个或多个钻井窗口以表现在所述钻井计划的所述部分处的钻井公差，围绕所述钻井公差生成所述一个或多个钻井窗口。

7.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，还包括利用所述控制器计算所述井底钻具组合沿着所述钻井计划位于所述一个或多个钻井窗口的外边界内的多种情况。

8.根据权利要求7所述的方法，还包括利用所述显示装置显示关键性能指标，所述关键性能指标包括井底钻具组合沿着所述钻井计划在一个或多个钻井窗口的外边界内的距离的百分比。

9.一种钻井装置，包括：

钻柱(165)，其包括多个管件以及可操作以执行钻井作业的BHA(210)；

传感器系统，其配置为检测钻出的井眼的一个或多个可测量参数；

控制器(252)，其与传感器系统通信，其中控制器可操作以产生可视化，所述可视化包括一个或多个钻井窗口(502)，其表现钻井作业的钻井计划的钻井公差和基于所述钻出井眼的所述一个或多个可测量参数的所述钻柱的位置描绘；

显示装置(261)，其与控制器通信，所述显示装置配置为向操作人员显示包括所述钻柱的所述位置描绘和所述一个或多个钻井窗口的描绘的可视化。

10.根据权利要求9所述的钻井装置，其中，所述钻出的井眼的所述一个或多个可测量参数包括倾斜角测量值、方位角测量值、工具面角度和孔深。

11.根据权利要求9所述的钻井装置，其中所述控制器还可操作以生成所述钻井计划的三维描绘，其中所述可视化还包括所述钻井计划的描绘。

12.根据权利要求9-11中任一项所述的钻井装置，其中所述一个或多个钻井窗口具有三维挤压矩形形状。

13.根据权利要求9-11中任一项所述的钻井装置，其中所述控制器可操作以在整个钻井作业中计算所述钻柱在所述一个或多个钻井窗口内的多种情况。

14.根据权利要求9-11中任一项所述的钻井装置，其中所述控制器可操作，以基于所述钻出井眼在所述一个或多个钻井窗口内的长度与所述钻出井眼的总长度比较，计算关键性能指标(KPI)。

15.一种用于操纵井底钻具组合(BHA)(210)的装置，包括：

控制器(252)，其配置为接收表现钻井作业的钻井计划的数据和指示井下环境中所述BHA的位置信息的测量参数，其中所述控制器可操作以基于指示位置信息的所述测量参数生成最近BHA位置的三维描绘，其中所述控制器可操作以生成指示钻井计划的钻井公差的一个或多个钻井窗口(502)；以及

显示设备(261)，其与操作人员可视的所述控制器通信，配置为显示包括所述最近BHA位置的所述三维描绘、所述钻井计划的所述三维描绘以及所述一个或多个钻井窗口的可视化。

16.根据权利要求15所述的装置，其中所述一个或多个钻井窗口具有三维矩形棱柱形状。

17.根据权利要求15所述的装置，其中所述控制器可操作以生成所述钻井计划的三维描绘。

18.根据权利要求15所述的装置，其中所述控制器可操作以比较所述最近BHA位置和所述一个或多个钻井窗口，并在所述显示装置上显示所述BHA位置与所述一个或多个钻井窗口之间的距离。

19.根据权利要求15-18中任一项所述的装置，其中所述控制器可操作以在整个钻井作业中计算所述BHA位于所述一个或多个钻井窗口内的多种情况。

20.根据权利要求15-18中任一项所述的装置，其中所述控制器可操作以基于利用所述BHA钻出井眼在所述一个或多个钻井窗口内的长度与所述井眼的总长度比较，计算关键性能指标(KPI)。