CN112074647B - 用于自动井规划、钻井和引导系统的钻井参数优化 - Google Patents

Abstract

一种用于钻机的自动化系统包括处理器和与处理器通信并且存储计算机可执行指令的计算机存储器，当由处理器实施时，所述计算机可执行指令使处理器执行功能，所述功能包括作为时间的函数接收a)至少一个表面操作参数和b)至少一个井下操作参数中的至少一个。处理器还可对所述至少一个表面操作参数和所述至少一个井下操作参数进行滤波和平滑中的至少一个，以生成处理数据。处理器可根据经处理的数据生成钻井能量的测量值，并确定钻井能量的测量值的最小值，以及计算至少一个表面操作参数和至少一个井下操作参数中的至少一个的目标值。

Description

用于自动井规划、钻井和引导系统的钻井参数优化

相关申请的交叉引用

本申请要求题为“用于自动井规划、钻井和引导系统的钻井参数优化”并且于2018年3月13日提交的美国临时专利申请62/642,041的权益和优先权，该专利申请的公开内容通过引用整体并入本文。

技术领域

本申请涉及用于自动井规划、钻井和引导系统的钻井参数优化。更具体地，本申请涉及用于钻机的自动化系统、钻机和钻井方法。

背景技术

用于钻探油气井的过程的自动化是在过去几十年里已经广泛讨论的主题。已经提出了多种方法和理论，公开了许多科学文章，已经进行了若干成功和不成功的测试，但是钻井工作人员在钻井期间继续经历令人苦恼的非生产时间(NPT)。过多的NPT在经济上阻碍了油气运营商，因为即使在没有钻井进度发生时，劳动力成本和资本费用也继续增加。Basbar等人(SPE-180066-MS)进行的研究表明，总NPT通常占总钻井成本的10-15％，并且在某些情况下可高达30％。相同的研究还将针对取样的一组钻井和修井的NPT的主要原因确定为工作人员能力相关(42％)、机械装备故障(27.6％)和操作装备故障(12.7％)。因此，可以预期，在实时钻井期间使与决策制定相关的过程自动化可以显著地减少作为工作人员能力的函数的NPT，并且可以减少操作装备故障率，这一起导致钻井期间累积的总NPT的一半以上。

通常，井场处的决策过程可涉及若干人，这取决于所做出的具体决策。油/气田运营商雇佣储层工程师(“储层团队”)和地质学家(“地质团队”)来定义井眼目标。每个钻机具有指定的钻井工程师(DE)，其准备包括使得适合的井眼轨迹的钻井程序(DWP)，并完成由储层团队和地质团队设定的钻井目标。根据井眼目标的复杂性，DWP可以是很长的文档。运营商通常还在有钻具的现场具有井场管理者(WM或“公司人员”)，其可以与定向钻井工(DD)(通常来自第三方定向钻井服务供应商)、随钻测量(MWD)工程师、钻具监督者或管理者(也称为工具推进器(TP))和钻机操作员(钻井工)一起工作，以组装所需的工具、材料和人员，并且制定用于实施DWP的行动过程。

然后，钻机工开始钻井操作，在DD的指令下设定钻机的操作参数以实施选定的行动路线。钻井工负责控制钻具，而DD负责基于轨迹测量数据计算实时井眼位置和前瞻预测(例如，钻头和井眼将基于历史和实时井眼位置数据的预测)。DD还负责基于不断更新的计算和前瞻预测来决定是继续钻井还是对井眼定位应用校正。在大多数情况下，DD还负责基于所看到的趋势和本地钻井历史的知识的钻井参数选择和实时钻井优化(即，选择操作参数值的期望值或目标值)。

定向钻井涉及在钻探石油或天然气井眼时对其轨迹进行导向。定向钻井的最常见方法之一涉及利用可转向或“弯曲部”马达井底钻具组合(BHA)或在不断增长的情况下利用旋转的可转向系统(通常推动钻头或指向钻头系统)使井眼偏斜。在那些涉及可转向马达组件的BHA中，该方法涉及具有井下钻井马达的井底组件，该井下钻井马达(通常在其可调节的弯曲部壳体处)具有轻微的弯曲，这导致从钻杆的中心轴线远离的钻头的中心轴线中的钻头倾斜或不对准。这种类型的BHA在这里将被称为可转向马达BHA。

使用可转向马达BHA的井眼的受控转向是通过在井眼要被偏斜的方向上定向可转向马达组件的弯曲部并且在通常被称为滑动钻井的过程中在可转向马达上方无需钻柱的连续旋转的情况下钻井来实现的。当钻井液被泵送通过钻井马达时，马达的钻头箱以及因此钻头将继续旋转。这将由于钻头轴线偏离而引入的侧向力而导致钻头在马达中的弯曲部的方向上钻探井眼。滑动钻井间隔可被比作具有由马达中的弯曲部的取向(工具面角)限定的方向和由被钻探的井眼的距离限定的幅值的向量。

由滑动钻井间隔产生的井眼偏离(方位角和弯角)将取决于整个间隔中的马达弯曲部取向(工具面角)的总方向、滑动钻井发生的间隔的距离、可转向马达中的弯曲部的角度、BHA特性以及若干其他环境、操作和几何因素。当滑动钻井间隔被预设为已经实现井眼的期望的偏离并且期望“直的”或以连续轨迹钻探井眼时，钻柱可以在表面旋转(旋转钻井)，从而使可转向马达在井下旋转。如果在钻探井眼的同时使可转向马达在井下连续旋转，则侧向力均匀分布(即，不在优选方向上起作用)，因此井眼将趋向于在沿着马达弯曲部上方的BHA的中心轴线的方向上遵循连续轨迹。由于连续的滑动钻井或滑动钻井和旋转钻井的交替间隔，井眼可以被偏离为以高精度水平遵循给定的轮廓和轨迹。

为了在定向钻井中获得任何程度的精度，除了上面部分中描述的可转向马达BHA之外，通常还采用若干系统。为了遵循限定的轨迹，在钻井过程期间测量底部钻具组件的3维空间位置和方位角取向。虽然通常通过测量钻柱及其在预定的固定基准(通常是钻具或钻台)之下部署的部件的长度来在表面确定钻孔的总测量深度，但是通常在井下测量BHA位置和取向信息并将其传送到表面。随钻测量(MWD)系统通常用于收集井眼倾斜度和方位角以及工具面角的测量结果，工具面角是BHA在钻孔中的旋转取向，通常根据井眼的倾斜度相对于孔的顶侧(重力工具面或GTF)或孔的北侧(磁性工具面或MTF)进行测量。

当可转向马达BHA和MWD系统测量和引导井眼的取向时，钻机负责提供物理地钻探井眼所需的能量和致动。现代的旋转钻机可由承包商改变，但以下系统对所有的都是通用的：起升系统、流体泵送系统和旋转驱动系统。起升系统由桅杆和绞车组成，并且负责升高和降低钻柱以及控制施加到孔底部的钻头的重量。流体系统由泵和管道系统组成，用于使钻井液(通常称为“泥浆”)循环通过钻柱的内部，以经由钻头中的端口离开，并通过井眼的环形空间返回到表面。钻井液对于钻井过程是重要的，原因有几个，包括在井下提供流体静压以防止在钻井时储层流体不受控制地逸出，从井孔中移除钻屑，以及向诸如钻井马达和MWD工具的井下工具提供液压动力。流体还可以作为介质，以允许井下工具与表面装备连通。旋转驱动系统包括顶部驱动器或方钻杆和旋转台，以在表面向钻柱提供旋转能量。该能量通过钻柱传递到钻头，破坏岩石并由此钻探井眼。当在BHA中使用钻井马达时，由顶部驱动器提供的旋转能量通过由于流体被泵送通过马达而由马达产生的旋转能量补充。

优化钻机性能的需要由几个因素引起。这些因素包括在钻井的同时运行多个井底钻具组合(BHA)的经济影响，以及由于以低于最佳钻速钻井而增加钻机成本，并且可能增加人员和装备的相互作用，这可能增加对健康和安全的潜在风险。在相对短的、一致的时间内完成每个钻井操作有助于石油和天然气运营商更有效地满足他们的预算需求。此外，钻井优化可导致更稳定的井眼、较少曲折的井路径轨迹和更好的生产性能。

已经提出并利用了许多理论和经验方法来减少钻探时间，但是更快的钻探也意味着更快的磨损，缩短钻头寿命并需要将钻头从孔中取出和放入的额外时间。近年来，已经采取了特殊的方法来最大化钻井底部钻具组合部件的寿命。这些方法包括选择钻头、改进钻头材料和设计、钻井驱动系统的演变、引入旋转导向系统、稳定器放置和尺寸选择、冲击和振动降低、粘滑最小化、钻井部件冶金等的方法。但是，现今使用的最有效的方法之一涉及基于实际数据分析确定和应用优化的钻井参数。

至少一些这样的分析涉及使用机械比能(MSE)值来确定将延长BHA的寿命并同时实现最有效的ROP的最佳钻井参数集合。当用作钻井效率的量度时，MSE是从孔底部的地层中移除单位体积的岩石所需的能量。MSE可以用钻压(WOB)、扭矩、穿透速率(ROP)和每分钟转数(RPM)来数学地表示。优化这些参数以便最小化MSE已经被示出为最大化ROP。这些参数的相互依赖性意味着一旦WOB相对于MSE的关系被识别并且由此确定了最佳WOB值，就可以容易地确定扭矩、ROP和RPM的最佳值。

通常，MSE相对于WOB关系通过分步测试测量，分步测试涉及将WOB(或“SWOB”，其为在表面测量的钻压)在第一钻井间隔设为第一值，在第二钻井间隔设为第二值，在第三间隔设为第三值，等等。为每个间隔确定平均MSE值，并用从先前的值的插值来绘制该平均MSE值，以确定趋势。通常，WOB值继续逐步增加，直到MSE和WOB之间的关系偏离线性。发生线性偏离的点被称为“建立者”点。在这一点处，钻井系统接近最大ROP点(最小MSE点)，超过该最大ROP点，SWOB的进一步增加将导致MSE增加以及钻井性能恶化。测试结束，并且在偏离线性之前的最后一个SWOB处正常继续钻井。

然而，MSE对诸如地质、BHA动态、钻头劣化、轨迹等的变化的多个环境参数非常敏感，使得以任何确定程度确定最佳钻井参数值具有挑战性。传统的分步测试方法试图通过在延长的钻井间隔上对测量结果求平均来解决这个问题。因此，在找到最佳SWOB点之前，分步测试需要超过50英尺是很平常的。根据被钻探的地质地层，测试可以在任何地方花费15分钟至若干小时来完成。考虑到在测试的早期部分期间采用的较低SWOB值，测试可能花费甚至更长的时间，从而产生对于钻井操作不可接受的时间损失。因此，在整个钻井过程中不是有规律地进行分步测试，并且在一些情况下可以仅在钻井运行开始时或在换挡改变之后立即采用分步测试。由于被钻探的岩石的非均匀性质，分步测试过程也是复杂的。例如，在二叠纪盆地中的井的高度分层的垂直剖面中，每钻探3至5英尺(0.9至1.5米)就看到地质变化并不罕见。分步测试可能不能在这种环境下提供一致的MSE测量，因为岩石特性从一个地层到另一个地层显著波动，并且可能导致假阳性结果。为了考虑这些因素，大多数分步测试是手动进行的，从而产生了人为相关错误的巨大机会，从错误的数据获取和计算问题到建立者点的误解释。

可以看出，DD和钻井工的肩部承担了巨大的责任。钻井操作的成功完成取决于DD和钻井工对井眼轨迹的变化或改变执行及时观察、计算和准确预测的能力。实现地质目标和最大化方向控制在生产阶段期间的井的性能中也是决定性的。

因此，钻机上的人员受到高度训练并且具有这些任务的自然能力是非常重要的。对于人员和经济的行业挑战通常使得一致地向工作人员提供上述技能和能力具有挑战性，这可能导致不期望地增加否则可避免的或可减少的NPT。

因此，需要一种用于规划和钻井的成本有效、高效且改进的系统。

发明内容

一种用于钻机的自动化系统，所述自动化系统包括处理器，被配置为执行计算机可执行指令。所述处理器能够耦合到a)钻具控制系统、b)电子数据记录器和c)至少一个钻具传感器中的至少一个，并且被配置为接收a)由所述至少一个钻具传感器生成的至少一个表面操作参数和b)由设置在井眼中的至少一个工具生成的至少一个井下操作参数中的至少一个。该自动化系统还可以包括与所述处理器通信且被配置为接收用户输入的至少一个输入装置，以及与所述处理器通信的至少一个输出装置。该自动化系统可选地包括计算机存储器，其与所述处理器通信并且存储计算机可执行指令，所述计算机可执行指令在由所述处理器执行时使所述处理器执行功能，所述功能包括：

接收作为时间的函数的a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个；

对a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的所述至少一个进行滤波和平滑中的至少一个，以生成经处理的数据；以及

从所述经处理的数据生成钻井能量的测量值；

识别至少一个学习间隔；

根据所述经处理的数据计算所述钻井能量的测量值的分布；

确定所述钻井能量的测量值的最小值；以及

计算a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个的目标值。

自动化系统可以执行的功能还可以包括以下中的一个或多个：在输出装置上显示目标值；将所述目标值发送到通信地耦合到所述自动化系统的控制系统；将所述目标值、所述钻井能量的测量值、所述至少一个表面操作参数和所述至少一个井下操作参数中的至少一个发送到其他互联网连接装置。

可选地，设置在所述井眼内的所述至少一个工具可以是随钻测量工具和随钻测井工具中的一者。

自动化系统的至少一个学习间隔可以是以下中的至少一个的函数：a)经处理的数据、b)设置在井眼内的钻柱从井眼的底部离开到井眼的底部上的过渡、以及c)大于或等于先前时间的所述至少一个表面操作参数和所述至少一个井下操作参数的5％、2％、1％或更小的所述至少一个表面操作参数和所述至少一个井下操作参数中的至少一个的变化。

计算作为经处理的数据的函数的钻井能量的测量值的分布的步骤还可以包括相对于经处理的数据绘制钻井能量的测量值的曲线图。

自动化系统可以执行还包括以任意组合的以下功能中的任意一项或多项：

计算钻头的第一工具面；

将所述第一工具面与目标工具面进行比较；

在进行以下项中的至少一个之后计算所述钻头的第二工具面：a)使设置在所述井眼中的钻柱旋转、b)改变压差、以及c)改变表面钻压和井下钻压中的至少一个；以及

导出经处理的数据与所述第二工具面之间的关系；

根据所述经处理的数据与第二工具面之间的关系计算工具面调节因子，其中，所述工具面调节因子是将被应用于所述钻柱以便将所述钻头的第三工具面保持在所述目标工具面处的建议调节；

将所述工具面调节因子应用于所述钻柱；

在将所述工具面调节因子应用于所述钻柱之后计算第三工具面；

将第三工具面与所述目标工具面进行比较；

如下之一：a)如果第三工具面与所述目标工具面不是基本相等，则重新计算所述工具面调节因子，以及b)如果第三工具面与所述目标工具面基本相等，则保持第三工具面和滑动钻井；

改变表面钻压和压差；

确定表面钻压变化与压差变化之间的关系是否是单调的；以及

如果表面钻压变化与压差变化之间的关系不是单调的，则向钻柱应用旋转振荡；以及

调节所述旋转振荡的频率和幅度中的至少一个，直到表面钻压变化与压差变化之间的关系变成单调的。

根据经处理的数据与所述第二工具面之间的关系计算工具面调节因子，其中，所述工具面调节因子是将被应用于所述钻柱以便将所述钻头的第三工具面保持在所述目标工具面处的建议调节；

将所述工具面调节因子应用于所述钻柱；

在将所述工具面调节因子应用于所述钻柱之后计算所述第三工具面；

将所述第三工具面与所述目标工具面进行比较；

a)如果所述第三工具面与所述目标工具面不是基本相等，则重新计算所述工具面调节因子，以及b)如果所述第三工具面与所述目标工具面基本相等，则保持所述第三工具面和滑动钻井中的一个；

改变表面钻压和压差；

确定表面钻压变化与压差变化之间的关系是否是单调的；以及

如果表面钻压变化与压差变化之间的关系不是单调的，则向钻柱施加旋转振荡；以及

调节所述旋转振荡的频率和振幅中的至少一个，直到所述表面钻压与所述压差变化之间的关系变为单调。

工具面调节因子可包括待施加到钻柱的钻柱转数、目标压差、目标表面钻压和目标井下钻压中的至少一个。

一种开发用于井眼的钻井规划的方法可以包括：从现有的偏移井获得作为时间和深度中的至少一个的函数的至少一个操作参数；以及使用上述自动化系统的处理器执行上述功能，其中用所述至少一个操作参数代替a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个。开发钻井规划的方法还可以包括针对给定地层从现有的偏移井计算所述至少一个操作参数的最小目标值和最大目标值中的至少一个。

一种钻机，其可包括自动化系统的一个或多个部件，所述一个或多个部件被配置成执行前述功能中的一个或多个，所述一个或多个部件被耦合到a)钻具控制系统、b)电子数据记录器和c)至少一个钻具传感器中的至少一者。

一种钻井方法可以包括：组装钻柱和井底钻具组合；将所述钻柱和所述井底钻具组合设置在井眼中；以及利用配置为执行上述功能中的一个或多个的自动化系统的部件中的一个或多个来计算a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的所述至少一个的目标值。

前面已经相当广泛地概述了本发明的特征和技术优点，以便可以更好地理解下面的本发明的详细描述。本发明的附加特征和优点将在下文中描述，其形成本发明的权利要求的主题。本领域技术人员应当理解，所公开的概念和具体实施例可以容易地用作修改或设计用于实现本发明的相同目的其他实施例的基础。本领域技术人员还应当认识到，这些等同实施例不偏离随附权利要求中阐述的本发明的精神和范围。

如本文所使用的，“至少一个”、“一个或多个”以及“和/或”是开放式表达，其在操作中是连接词和反意连接词。例如，表述“A、B和C中的至少一个”、“A、B或C中的至少一个”、“A、B和C中的一个或多个”、“A、B或C中的一个或多个”以及“A、B和/或C”中的每一个表示单独的A、单独的B、单独的C、A和B一起、A和C一起、B和C一起、或A、B和C一起。

本发明的各种实施例在附图和在此提供的详细描述中阐述，并且由权利要求体现。然而，应当理解，本发明内容不包含一个或多个本发明的所有方面和实施例，不意味着以任何方式进行限制或约束，并且如本文所公开的发明(一个或多个)是本领域普通技术人员所理解的并且将被本领域普通技术人员理解为包含对其的明显改进和修改。

从以下讨论中，特别是当结合附图时，本发明的其他优点将变得显然。

附图说明

为了进一步阐明一个或多个本发明的上述和其他优点和特征，在附图中示出了对本发明的具体实施例的参考。附图仅描绘了典型的实施例，因此不应被认为是限制性的。将通过使用附图以附加的特征和细节来描述和解释一个或多个实施例，在附图中：

图1示出了钻机的实施例和自动化系统的实施例；

图2详细示出了自动化系统的可选元件；

图3示出了自动化系统的旋转控制模块；以及

图4示出了自动化系统的滑动控制模块。

附图不一定是按比例的。

具体实施方式

如图1所示，钻机10可以配备有电子传感器20的阵列，其测量钻机10上的各种系统中的一个或多个参数，包括各种操作参数值和起升装置的移动，从中可以确定孔深度和钻头在孔中的位置。控制系统30从钻具传感器20接收表示由每个传感器测量实时测量的操作参数值的各种信号，以便将所接收的数据显示给钻井工和/或DD 35，并且接受用于致动和保持泵、起升系统和旋转驱动系统的操作参数值的命令。操作参数可包括WOB、扭矩、RPM和ROP。控制系统20可以包括反馈控制回路，以在安全限制和来自其他系统的可选输入信号的约束下，将一个或多个操作参数值保持在由钻井工设定的值或其附近。

钻具传感器测量值和钻井工命令由电子钻井记录器(EDR)系统40收集和存档。在多线程计算机处理器和高速因特网接入的可用性下，现代EDR系统40可具有计算资源以备用。因此，EDR系统40还可执行测量数据的实时滤波和处理，从而使其能够充当实时钻井信息的主要来源以用于实时分析和决策制定。

控制系统30还可向钻井工传送来自EDR系统40或现场外人员的分析结果和建议。

为了解决背景技术中指出的问题，图1的钻机配备有自动化系统60，以使DD和钻井工在钻井操作期间进行的一些过程自动化。图1将自动化系统60示出为耦合到控制系统30的单独单元，但至少一些设想的系统实施例可选地可将自动化系统60的功能性结合到EDR系统40或控制系统30本身中(未示出，但本领域技术人员将理解，此类实施例将自动化系统60框示出为EDR系统40和控制系统30的代表性框内的子系统或框)。

使用本文以下公开的原理，自动化系统60确定至少一个操作参数的优化值(一个或多个)并且将优化值传送到EDR系统40和/或控制系统30，其可以将优化值作为建议传送给钻井工和/或经由给控制系统30的可执行命令来调节钻机10的操作参数。自动化系统60可以操作以提供自动轨迹控制、基于观察到的关系和偏移分析的精确的前瞻预测、BHA动态计算、何时对井眼应用校正的预测、以及钻井性能优化。

自动化系统60，无论是作为钻井工和/或DD的咨询系统还是自动控制系统来实现，都可以包括以下部件中的至少一个或任意组合的多个以下部件，这些部件将在下面依次讨论：旋转控制模块(又名旋转模块)100；滑动控制模块(又名滑动模块)200；关联模块(又名关联引擎)300；以及井位模块(又名自动引导系统)400。

各种模块可以被实现为电子硬件(例如，专用集成电路或ASIC)或固件(例如，可编程逻辑阵列或PLA)，但是自动化系统60的实施例可以包括由通用计算机65的操作系统执行的软件，通用计算机65包括以下部件中的至少一个或多个，无论是单独的还是任意组合的：耦合到非易失性信息存储装置90(例如，硬盘驱动器或只读存储器，包括电子和电可擦除可编程只读存储器)、至少一个用户输入装置(例如，键盘、鼠标、触摸屏/平板/蜂窝电话，它们中的每一个也可兼作输出装置)95、以及用于与其他计算机通信的网络接口98(诸如以太网卡、Wi-Fi卡、卫星、其他无线、红外、近场连接器等)的输入-输出总线85、至少一个中央处理单元70、系统存储器75、以及输出装置80(诸如视频显示接口)。

自动化系统60可接收和解释钻井数据作为来自钻具控制系统30的输入，运行下面功能和方法中描述的计算，并且向钻具控制系统60发送至少一个可执行命令。自动化系统60还可经由报告或输出装置80向用户显示计算结果，并且将数据上传到在基于因特网或云的存储装置45的现场或非现场位置处的服务器系统50。

旋转控制模块

图3中所示的由自动化系统60实施的旋转控制模块100是一种用于自动优化旋转钻井的方法。旋转控制模块100直接地和/或经由EDR系统40和控制系统30中的至少一个间接地收集来自钻具传感器20的表面传感器数据，滤波和处理时间序列数据，评估钻井能量函数，并且分析实时关系以对诸如钻压(WOB)和/或每分钟转数(RPM)的控制参数做出闭环决定。

表面传感器数据的使用避免了与来自井下测量的遥测相关联的通信等待时间和带宽限制。这种数据被称为“快速”数据，并且通常可以以1Hz或亚秒采样频率获得，从而使得能够进行快速钻井能量计算和确定钻压和其他操作参数的优化值。快速数据的使用还使得能够在钻柱旋转时及时检测井下钻井马达失速，这继而使得能够实施迅速缓解措施。基于优化值确定和/或失速检测，旋转控制模块100可将控制命令发送到控制系统30，以设定WOB、RPM和其他操作参数中的一个或多个的目标值，从而实现闭环自动化。

旋转控制模块100可以包括“标记底部”逻辑，该逻辑通常由以下中的一个或多个确定-压差的增加、表面钻压变化以及井下钻压(如果可从LWD工具获得)等，这使得能够在钻井工完成钻杆的新连接(即，新的钻杆立根或长度耦合到已经设置在井眼内的钻柱)之后，当钻头标记或首先接触井眼底部时，确定钻井能量与选择的钻井参数的关系。由于连接是定期执行的，并且由于“标记-底部”过程花费非常少的时间(基本上小于一分钟)，所以关系被频繁地重新确定而不会减慢钻井操作。以这种方式，旋转控制模块100使得能够更紧密地跟踪操作参数的最优值。只要钻井工或自动化系统60将操作参数保持在这些最优值附近，就可以增强钻井性能并延长BHA寿命。

钻井能量分析优选地采用合成数据计算，该合成数据计算可以是在表面测量的操作参数值的函数。可选地，诸如机械比能(MSE)的钻井能量分析的计算可使用已被平滑的运行数据，诸如可用平滑函数(例如，平均、运行平均、贝叶斯和如下所述的其他类型的平滑函数)实现。计算的合成数据(下面讨论)和处理的钻井数据(诸如钻速、表面钻压、表面扭矩、流速、井底钻具组合的表面和底部旋转速度以及系统的机械比能)可以可选地绘制为函数，通常但不是必须地，Y轴上的计算的合成数据作为X轴(未示出)上的经处理的钻井数据的函数。然后，旋转控制模块100分析从合成数据导出的分布或曲线，以确定操作参数的优化值，并相应地调节控制目标。

图3示出了可以由旋转控制模块100采用的说明性工作流程，其中采用以下步骤中的至少一个，并且可选地采用以下步骤以任何顺序的任何组合。首先，在步骤110开始旋转钻井。在步骤120，在自动化系统60处直接从钻具传感器20中的至少一个、从控制系统30、从EDR 40或从任何辅助接口(诸如由用户利用输入装置95输入)接收原始钻井数据。在步骤130，自动化系统60可以诸如通过使用用户选择的平滑和/或滤波功能自动地处理和/或滤波所接收的数据，或者用户可使用平滑界面或窗口交互地平滑和/或滤波数据，以手动地消除噪声和失真。在步骤135，处理和/或平滑的钻井数据被称为合成数据。

在步骤140，旋转控制模块100可以在至少一个选择的时间范围或多个时间范围内分析经处理的和/或经平滑的钻井数据。时间范围可以被称为“学习间隔”。时间范围或学习间隔可以是由用户手动确定或设置的时段，和/或学习间隔可以由至少一个特定条件来定义，诸如通过在步骤140与偏移井分析(下面关于关联引擎讨论)进行比较。可触发学习间隔140的操作条件的一些代表性但非限制性的示例可以是在添加新的钻杆立根之后的“标记底部”；在足够的值和/或时间范围内观察操作参数的足够平滑的变化；以及至少a)一个先前观察到的值和/或b)至少一个先前观察到的或测量到的至少一个操作参数的趋势之间的显著变化(至少正负5％、2％、1％或更小)中的至少一个。

在存储介质90上收集结果值，其中自动化系统60在步骤150分析至少一个计算的合成参数(例如MSE)和经处理和/或经平滑的输入数据的分布或曲线(MSE趋势分析)。在步骤155，当至少一个计算的合成参数(诸如MSE)对于至少一个选择的处理和/或平滑的输入或处理的钻井数据处于最小值时，可以确定解。

如果自动化系统60在步骤155确定解(例如MSE的最小值)，则自动化系统60可任选地在步骤160计算该解的置信度。换句话说，自动化系统可以计算并将解中的置信度指示符呈现为百分比或范围(例如，低置信度、中等置信度、高置信度)，如步骤160所示。

如果在步骤160处置信度高于选择的阈值，则自动化系统60可以基于与在步骤130处至少一个选择的经平滑和/或经处理的钻井数据相关的至少一个可控钻井参数(钻压、RPM、钻井液的流速)的若干前提和分布分析来作出至少一个钻井建议。钻井建议可选地可以作为可执行控制命令直接地或经由辅助接口(输出装置80)发送到钻具控制系统30。在一些实施例中，经由报告或包括EDR系统40的用户可见的任何输出界面80将可执行钻井命令作为建议呈现给钻井工/DD/操作者。在其他实施例中，自动化系统60可选地可以将可执行控制命令作为至少一个可控钻井参数的实际设置发送到控制系统30。可选地，自动化系统X可以可选地将可执行控制命令作为至少一个可控钻井参数的期望目标值发送到自动钻井工(即，可以是控制系统30的一部分的自动化程序)。因此，改变选择的参数的钻井建议可以因此在步骤165被用户手动接受或者自动接受。然后，在步骤170，使用至少一个选择的参数作为自动化系统60建议的目标或指导继续钻井。

可选地，如果自动化系统60不能在步骤155处确定至少一个合成计算或数据的解(例如，MSE的最小值)或者步骤160处的解置信度未能满足或超过步骤160处的(由用户选择的)或自动确定的阈值，则自动化系统60分别可选地在步骤180处向用户建议和/或指示控制系统30继续以相同参数钻井和/或在步骤185处可选地经由输出接口80向用户指示和/或指示控制系统30拒绝所提出的步骤130处的至少一个选择的参数的改变并继续以至少一个选择的参数钻井。可选地，自动化系统60可被自动或手动地指示然后在步骤140启动新的学习间隔，如上所述。

滑动控制模块

图4中所示的由自动化系统60实施的滑动控制模块200是一种用于井眼的自动定向钻井的方法。滑动控制模块200直接经由钻具传感器20和/或间接从EDR系统40和控制系统30中的至少一个收集来自表面传感器的数据，并且使用该数据来计算要放入钻柱中以将可转向马达弯曲部取向(工具面)保持在用于使井眼转向的期望位置的圈数。单圈是钻柱在钻机表面处的单次完整旋转，其使马达弯曲部在井下转动未知的旋转量，通常小于单次旋转。钻柱可以在表面旋转若干次或若干圈，以实现马达弯曲部位置在井眼中的单次旋转。钻柱在钻机表面处的转数或圈数与在马达弯曲部处的通常较小的圈数或转数相比的差是钻杆的弹性、钻柱的长度、钻柱在井眼中的阻力、井眼的弯曲度等的函数。DD通常必须实时观察如MWD系统所示的马达弯曲部的工具面，并且在表面递增地进行钻柱的输入/旋转，并且等待观察递增旋转的效果。这可能是耗时的处理，由于DD在测试和观察过程期间评估了此多变量问题的结果而需要花费三十分钟或更长时间的NPT。

滑动控制系统200还可选地在步骤220从井下MWD工具收集数据，并且可以连续地将井下MWD工具面取向与由滑动控制模块200计算的总包角进行比较，并且使用旋转驱动系统对表面处的钻柱的角位置进行调节。

滑动控制模块200还监测工具面取向与期望取向的差异，以提供滑动效率的测量值并计算滑动间隔的有效工具面。该模块还包括绕圈逻辑，其计算保持工具面所需的角度偏移位置，并基于实际响应和井下数据动态地调节角度偏移或增加压差目标。

当条件是井眼和钻柱之间的摩擦阻止重量从钻具表面有效传递到钻头以实现高效的滑动钻井时，滑动控制模块200可以在表面启动钻柱的振荡旋转运动(顺时针和逆时针)以减少沿钻柱的横向轴线的摩擦，从而促进重量传递到钻头。滑动控制模块200接收钻压数据、压力数据(通常为压差，如下文所述)以及如可经由井下传感器提供并发送到表面的井下钻压中的至少一者，以自动识别井底钻具组合何时可受益于振荡，并确定进行顺时针/逆时针旋转的频率和角振荡的幅值或幅度(旋转程度)的初始值和动态更新。

滑动控制模块200包括用于在调节角位置和设定压差目标时“转到底部”操作的工作流程。

滑动控制模块200还计算作为有效滑动钻井距离(即，在造成井眼的方向和/或倾斜度变化的滑动钻井期间钻的距离)与总滑动钻井距离的关系的滑动效率。该关系可以是简单的比率或曲线拟合或经验地与数据相关的多项式函数。滑动控制模块200还可在滑动时使用至少一个或多个操作参数测量值的变化(二阶或三阶导数，例如变化率)来提供马达失速检测，以执行钻井马达失速的早期识别和缓解。例如，压差和/或扭矩(如果可用的话，井下扭矩，或者如果旋转钻井的话，表面扭矩)的快速增加可能暗示钻井马达接近失速状态或者已经失速。

滑动控制模块200被构造成自动旋转钻柱，该钻柱包括在其端部处的可转向钻井马达，使得可转向马达中的弯曲部定向在预定方位角方向上，从而使得井眼能够在可转向马达的弯曲部的方向上偏离。钻柱在表面处的角位置自动旋转以将可转向马达的弯曲部的位置或工具面保持到相对于固定基准的期望位置。自动控制钻柱在表面处的位置的调节的速率和幅值，从而使得在可转向马达的弯曲部的位置处保持在增量位置范围内(例如，小于或等于目标取向加上或减去目标取向的90度(垂直和/或水平)、小于或等于目标取向加上或减去45度(垂直和/或水平)、小于或等于目标取向加上或减去15度(垂直和/或水平)、小于或等于目标取向加上或减去10度(垂直和/或水平)、小于或等于目标取向加上或减去5度(垂直和/或水平)、以及根据需要的更小的范围)，并且取决于井眼轨迹、可转向马达的机械输出和钻柱尺寸。

当希望使井眼在给定方向上偏离时，进行从旋转钻井到滑动模式的转换。该转换可以由用户、由自动化系统或由其他辅助系统启动。(类似地，从滑动钻井模式到旋转钻井模式的转换可以由用户、自动化系统或其他辅助系统启动。)此时，可以在提供滑动间隔的距离和期望的工具面角的方向作为输入的情况下启动利用可转向马达BHA自动执行滑动钻井过程。这些输入可由用户手动输入或由辅助界面基于轨迹要求提供，即，钻井规划和井轨迹/设计可由用户输入到自动化系统60中并存储在存储器90中或由下文论述的井规划模块计算。

当钻井过程开始时，钻头与钻孔底部的接合将导致钻柱内部的压力增加，自动化系统60和滑动控制模块200可从该压力增加确定钻头与井孔底部接触，即钻头具有“标记底部”。这种压力的增加被称为压差，并且由钻具泵送系统中的传感器测量。压差与由井下钻井马达施加的扭矩成线性比例，并且可以有效地用作通过钻头/钻孔相互作用而施加在马达上的载荷的测量值。从马达施加的扭矩将导致钻柱的反作用响应，使其沿与马达施加的扭矩相反的方向旋转。工具面角的这种逆时针运动(即，与反作用扭矩相同的方向)趋于在马达不在钻柱上施加扭矩时导致工具面角与其初始角位置不对准。

为了使可转向马达高效地使井在期望的方向上偏离，可转向马达以及更具体地马达弯曲部应当将马达弯曲部在井眼内的角位置保持在限定的公差内。为了补偿反作用扭矩并保持工具面角的井下位置，钻柱在表面处的角位置由旋转驱动系统调节。在步骤230，可以通过胡克定律的修正形式来计算钻柱在表面处保持马达弯曲部的井下工具面所需的角位置，该胡克定律考虑了钻柱的复杂性以及来自摩擦、钻孔几何形状和井眼轨迹的影响。为了确认和改进用于计算将在表面对钻柱进行的旋转驱动调节的数学模型的解，滑动控制模块200内的自学习算法可比较和可选地连续比较钻柱的至少一个表面角位置与来自MWD工具面数据的井下工具面位置的对应位置，该MWD工具面数据与至少一个先前时间或时刻的表面角位置和井下工具面的至少一个位置有关。滑动控制模块用于最小化或减小工具面角与期望位置的差异或变化。在滑动钻井间隔的持续时间内，分析并记录所测量的MWD工具面角和期望的工具面角之间的上述差异，并对其进行量化以产生每个滑动间隔的向量和角的效率度量。换句话说，可以从数据计算每个滑动间隔的定向向量，并且可以得到这些定向向量的和，使得该和可以与期望满足的目标向量进行比较，使得与所执行的滑动间隔的井规划相比，井眼将被尽可能准确地转向和定位。

有时，钻柱和钻孔之间的静摩擦力可能足够高，以便防止从表面到钻头的沿着钻柱的中心轴线的有效重量传递。这种情况通常是作用在钻柱上的过大侧向力、缺乏流体润滑性或任何数量的起作用因素或其组合的结果。当这种情况出现时，通常可以通过引入动态旋转运动来解决，该动态旋转运动向钻柱提供运动，从而将静摩擦转换成减小的动摩擦力，该减小的动摩擦力使得扭转能量和重量两者都能够通过钻柱有效地传递到BHA或钻头。动态旋转运动可以作为驱动振荡旋转运动提供，其幅度足以克服钻柱和钻孔之间的摩擦力，并能够控制重量和扭矩到BHA和钻头的施加。振荡旋转运动与上述相同。

滑动控制模块200采用自学习系统，该自学习系统连续地采样和监控至少一个表面钻压(SWOB)与井下钻压(DWOB)和压差中的至少一个的关系，该至少一个井下钻压(DWOB)是经由井下传感器直接测量的或通过压差计算井下钻压。如果这种关系是单调的，则系统将增加表面钻压(SWOB)，直到达到限制参数(诸如表面或井下WOB限制、ROP限制、扭矩限制、压差或立管压差限制)中的至少一个。限制参数可以由用户手动定义，由自动钻井系统定义，或者由辅助自动化系统定义。如果该关系不遵循单调关系，则自动化系统60和滑动控制模块200可在钻柱的表面处启动旋转振荡运动，该旋转振荡运动将逐渐增加幅度(即，控制系统30使钻柱在表面处旋转的旋转弧)和/或频率(即，控制系统30使钻柱首先沿顺时针方向旋转然后沿逆时针方向旋转的频率)，以减小施加至钻柱的轴向摩擦并恢复SWOB与DWOB(无论是直接测量的还是根据差压计算的)和/或差压中的至少一个之间的单调关系。这种振荡的幅度可以由自动化系统60自动计算，并且可选地可以基于比较表面和井下数据的自学习算法来调节。自动化系统60和滑动控制模块200将指示用户和/或控制系统30继续在表面振荡钻柱，直到达到限制参数或单调性停止。如果是后者，振荡将递增地增加幅度和/或频率(如上所述)，直到SWOB相对于DWOB(无论是直接测量还是根据压差计算的)和/或压差中的至少一个的单调性被恢复，并且达到限制参数并根据需要重复。

轨迹偏离向量可以作为用户输入、由井定位模块(下面进一步讨论)或由其他辅助系统提供。其可以由滑动控制模块基于滑动效率度量来调节。振荡运动的开始或终止可由使用者、自动化系统或其他辅助系统触发。

如图4所示，滑动控制模块200可选地包括在步骤210开始滑动钻井；在步骤220接收钻井数据(类似于在图3中的步骤120收集数据)，在步骤230计算钻柱在表面处的角位置与钻头处的工具面之间的差，并确定将工具面调节到期望的工具面所需的圈数或转数；在步骤240处调节钻柱在表面处的角位置；以及在步骤250中测量工具面并将测量的马达弯曲部处的工具面与期望的工具面进行比较。

如果测量的工具面不等于所需的工具面，则在步骤260中重新计算设置钻头处的工具面可能需要的钻柱在表面处的圈数或转数；并且在步骤230处重新计算工具面与钻柱在表面处的角位置之间的差值，并重复该过程。

然而，如果在步骤260处测得的工具面等于期望的工具面(在选定范围内)，则滑动控制模块200可以在输出界面80或输出装置上为DD或钻井工提供指示，以利用当前工具面保持滑动钻井和/或在步骤270处指示控制系统30保持选定的工具面。在钻井期间，如果在步骤280检测到压差或DWOB的变化，则滑动控制模块200可任选地在步骤230计算钻柱在表面处的角位置和工具面，并重复该过程。

关联引擎

如图1所示的关联引擎300可以是存储在自动化系统60的存储器90内的模块，或者如所示的，可以是基于云的模块，其可以使得用户能够通过将偏移井数据集成到如上所述的各种模块中来改进先前系统的效率，从而基于来自历史数据的学习提供目标输入(诸如沿着井眼的表面或井下WOB最小值和最大值；压差和/或立管压力限制；马达失速压力数据、井下工具、钻柱以及钻头扭矩限制；狗腿(dogleg)限制等)的预优化范围。关联引擎可处理来自用户选择的偏移井的钻井参数日志。测井记录可以被内插和/或与来自地震勘测的已解释的层位组合，以预测未来的井将在哪里遇到各种地层。关联引擎还可以向旋转控制模块100和滑动控制模块200提供从偏移测井导出的各种参数，以主动地生成和预测每个地层内的操作参数的最优值。换句话说，如上所述的旋转控制模块100和滑动控制模块200可以可选地与实时数据一起使用，并且它们可以与历史数据一起使用，以便为DD和钻井工和/或控制系统30提供优化参数的初步估计，以在钻井和滑动时用作起始构件，从而进一步减少优化参数的时间。换句话说，当用于具有偏移井数据的预测能力时，旋转控制模块100和滑动控制模块200的附图是相同的，如本领域技术人员将理解的，唯一的区别是数据的来源。基于所提取的值和地层位置，关联引擎300可生成路线图指令(即，操作参数的最小值和最大值)以用于旋转控制模块100和滑动控制模块200在其中操作。用户也将能够手动地调节操作参数、批准操作参数并将操作参数发送到控制系统30或自动化系统30。

井位模块

井位模块400实施用于井定位的自动化引导方法，并且可以是存储在自动化系统的存储器90内和/或存储在云45中的程序的一部分。井位模块接受预定轨迹作为输入，并且尝试使用由所选择的井眼位置方法提供的位置和取向信息来沿着匹配轨迹使新钻孔转向。受弯曲度的限制，井位模块在滑动模式和旋转钻井模式之间转换，根据需要调用适当的滑动控制模块200或旋转控制模块100以校正与期望轨迹的偏离。井位模块400可作为钻具控制系统30上的独立应用程序或作为自动化系统60的一部分运行。其可以作为连接到钻具控制系统30和在线服务器的自动化系统60的一部分由用户实现和访问。井位模块400可决定钻井执行顺序，并将具有相关输入的命令发送到旋转控制模块100和滑动控制模块200中的至少一个。其可以替代地作为基于云的系统45的一部分由用户实现和访问。在任一情况下，用户可访问井位模块400以实时输入和改变井剖面信息，包括防碰撞分析和偏移分析。

旋转控制模块100、滑动控制模块200、关联引擎300和井位模块400可以单独地或以作为组合自动化系统60的任何组合共同地操作和采用。组合自动化系统60内的每个模块可以将命令、经处理的数据和输入发送到组合自动化系统60内的其他模块，并且经由不同的接口直接发送到控制系统30。

尽管为了解释的目的，以上示出和描述的操作被看作是顺序的，但是实际上，所述方法可以由同时操作的多个组件或系统来执行，并且可能甚至是推测地执行，以便实现无序操作。顺序讨论不意味着限制。一旦完全理解了上述公开，这些和许多其他修改、等效物和替代物对于本领域技术人员将变得显而易见。以下权利要求书应被解释为在适用的情况下包含所有这些修改、等效物和替代物。

用于钻探井眼的说明性方法实施例包括：接收钻井参数输入数据；处理输入的钻井参数数据；在特定条件定义的时间范围内从处理后的输入数据计算新的合成参数函数，并收集函数值；分析计算的合成参数与经处理的输入数据的关系；基于至少1个可控钻井参数的若干前提条件和分析结果来做出钻井建议。

说明性非暂时性信息存储介质实施例包括计算机可执行过程步骤，所述计算机可执行过程步骤向应用程序编程接口(API)提供适于执行如下操作的指令集：接收一组钻井参数数据；处理钻井参数数据；在由特定条件限定的时间范围内从经处理的输入数据计算新的合成参数函数，并收集函数值；分析所计算的合成参数和经处理的输入数据的分布；对于给定的钻井间隔，找到目标函数曲线的最小值；以及基于至少1个可控钻井参数的若干前提和分布分析来做出钻井建议。

一种用于定向钻井控制自动化的说明性方法实施例包括，在包括具有工具面的可转向马达和适于在钻井操作期间使所述钻头转向的旋转驱动器的钻头的钻井设备中：获取滑动距离、从终端用户滑动的期望工具面以及其他钻井设备数据和起始深度；通过停止钻柱在第一方向上的旋转来准备滑动，并且通过调节钻柱的角位置和从钻柱移除残余扭矩以及确认钻头在井下在期望方向上的位置来使可转向钻井马达的工具面自动地定向在期望的工具面方向上；重新接合钻孔底部上的钻头并开始滑动钻井序列；将所述钻柱的角位置调节到动态计算的位置和/或增加压差目标，以在所述钻井马达在所述钻柱上施加扭矩时保持所述工具面的取向；在所述钻井序列期间对所述工具面取向进行采样和记录，并且相对于所述期望工具面范围来评估所述实际工具面分布，以提供所述滑动钻井序列的效率的度量，并且动态地调节所述定位逻辑；对所述钻柱实施振荡旋转运动，以实现并维持表面钻压(SWOB)与井下钻压(DWOB)之间的单调关系；终止滑动钻井序列；以及启动旋转钻井序列。

说明性非暂时性信息存储介质实施例包括计算机可执行过程步骤，其向应用程序编程接口(API)提供适于执行如下操作的指令集：接收并记录一定频率下的钻井参数和传感器数据；并进行数据处理以及钻井参数和传感器数据的数学建模。

用于钻井优化和定向钻井自动化的说明性系统实施例包括：网络接口，用于发送和接收钻井相关数据；处理器，其耦合到所述网络接口并且可编程以根据本文所公开的旋转钻井、滑动钻井、关联和引导方法来处理和分析所述钻井数据；存储介质，其与所述处理器通信以存储所述多个经处理的钻井参数数据、计算出的合成参数函数值和包括至少1个可控钻井参数的所述多个指令；以及直接或通过次级接口向钻具控制系统发送至少1个钻井执行命令的装置。

任何前述实施例和任何下面编号的实施例可以单独地或结合地实施，并且每个前述实施例和每个下面编号的实施例可以单独地或组合地根据需要以任何组合进一步采用任何一个或多个下面的可选特征：1.钻井参数数据是实时的。2.钻井参数数据是基于存储器的；3.所应用的数据处理基于不同的平滑窗口算法，包括但不限于线性、汉宁度(Hanning)、汉明度(Hamming)、布莱克曼-哈里斯(Blackman-Harris)、布莱克曼(Blackman)、平顶。4.平滑窗口算法被应用于所有原始和经处理的钻井参数数据。5.合成函数包括穿透(ROP)、表面钻压、表面扭矩、旋转速度。6.时间范围的特定条件是终端用户定义的。7.时间范围的特定条件是由偏移相关分析定义的。8.时间范围的特定条件是由辅助自动化系统定义的。9.建议的参数集被自动应用于钻井环境。10.所生成的建议被显示在主应用窗口上以供用户考虑。11.所生成的建议和所有中间计算被输出到报告文件。12.处理跟踪建议执行的成功。13.所生成的操作建议被输出到适于在钻井操作期间实施操作建议的控制系统。14.轨迹向量由用户定义和输入。15.轨迹向量由辅助自动化系统定义和输入。16.钻柱的调节后的角位置由参考钻柱的先前角位置的函数确定。17.钻柱的角位置的变化由数学模型确定。18钻柱的自动角位置调节由来自井下和表面传感器数据的连续反馈验证。19.钻柱的自动角位置调节通过自学习算法处理以减小工具面位置变化。20.滑动钻井序列由用户或配备的钻机上的自动钻井系统启动。21.滑动钻井序列由辅助自动化系统启动。22.滑动钻井序列由用户或配备的钻机上的自动钻井系统终止。23.滑动钻井序列由辅助自动化系统终止。24.旋转钻井序列由用户启动。25.旋转钻井序列由辅助自动化系统启动。26.振荡角运动由辅助自动化系统启动。27.旋转钻井序列由配备的钻机上的自动钻井系统启动。28.经处理的数据用于计算钻柱的角位置变化。29.经处理的数据用于确定表面钻压(SWOB)和井下钻压(OBDW)和/或压差之间的关系。30.经处理的数据用于计算给定滑动序列的效率，并且显示和记录结果。31.经处理的数据用于生成自学习协议，以验证所计算的钻柱的角位置相对于钻井马达的工具面位置的变化。32.经处理的数据用于生成、分析和细化正弦振荡函数以实现和维持表面钻压(SWOB)和井下钻压(DWOB)和/或压差之间的单调关系。33.经处理的数据用于确定是否需要角振荡运动，并向用户显示启动建议并由用户可选地执行。34.经处理的数据用于确定是否需要角振荡运动，并由辅助自动化系统自动启动所述运动。35.向终端用户呈现钻井执行命令作为建议。

在各种实施例中，一个或多个本发明包括基本上如本文所描绘和描述的部件、方法、过程、系统和/或设备，包括其各种实施例、子组合和子集。本领域技术人员在理解本公开之后将理解如何制造和使用本发明。

在各种实施例中，本发明包括在缺少在此或在其各种实施例中未示出和/或描述的项目的情况下提供装置和过程，包括在缺少可能已经在之前的装置或过程中使用的这些项目的情况下，例如，用于提高性能、实现容易性和/或降低实现成本。

本发明的上述讨论是为了说明和描述的目的而给出的。前述内容不是要将本发明限制为这里公开的形式。例如，在前述详细描述中，为了使公开流畅，本发明的各种特征在一个或多个实施例中被分组在一起。这种公开方法不应被解释为反映了所要求保护的发明需要比每个权利要求中明确记载的特征更多的特征的意图。相反，如所附权利要求所反映的，发明方面在于少于单个前述公开的实施例的所有特征。因此，以下权利要求由此被并入该详细描述中，其中每个权利要求独立地作为本发明的单独的优选实施例。

此外，尽管本发明的描述包括了一个或多个实施例的描述以及某些变化和修改，但是在理解本公开之后，其他变化和修改也在本发明的范围内，例如，如可以在本领域技术人员的技术和知识内。希望获得包括在允许范围内的替代实施例的权利，包括对于那些要求保护的内容的替代、可互换和/或等同的结构、功能、范围或步骤，无论这样的替代、可互换和/或等同的结构、功能、范围或步骤是否在这里公开，并且不希望公开地贡献任何可取得专利权的主题。

编号的实施例

以下编号的实施例可以以任何方式从任何其他编号的实施例中的任何一个或以任何子部分或任何从句的形式依赖和/或与任何其他编号的实施例组合。以下各个编号的实施例不与上述任何其他编号的实施例(一个或多个)和/或任何特征相互排斥。

1.一种旋转钻井性能增强方法，包括：

收集作为时间的函数的表面操作参数测量值；

对所收集的测量值进行滤波和/或平滑，以获得至少一个操作参数的经滤波和/或平滑的值；

根据所述经滤波和/或经平滑的值合成钻井能量的测量值；

至少部分地基于所述经滤波和/或经平滑的值来识别学习间隔，每一个所述学习间隔包括钻柱从离开底部到底部上的过渡和/或至少一个操作参数的显著变化；

在每个学习间隔中建立所述钻井能量到至少一个操作的分布；

分析钻井能量到至少一个操作参数的分布，以找到与预定义操作参数范围内的钻井能量的最小值对应的操作参数值；以及

调节所述确定的操作参数值的目标值。

2.一种滑动钻井性能增强方法，包括：

收集作为时间的函数的操作参数测量值；

对所收集的测量值进行滤波和/或平滑，和/或按其他参数时间或深度步长来累加这种测量值，以获得经滤波和/或经平滑和/或经累加的测量值；

旋转钻柱和/或改变压差目标和/或钻压目标，以将井底钻具组合(BHA)工具面设定在目标取向；

导出所述至少一个操作参数与所述BHA工具面之间的关系；

基于所导出的关系来调节总包角和/或压差和/或钻压目标，以将BHA工具面动态地保持在目标取向。

3.一种滑动钻井振荡方法，包括：

收集作为时间的函数的操作参数测量值；

对所收集的测量值进行滤波和/或平滑，和/或按其他参数时间或深度步长来累加这种测量值，以获得经滤波和/或经平滑和/或经累加的测量值；

确定表面钻压(SWOB)变化与压差变化之间的关系是否是单调的；

如果所述关系不是单调的，则将旋转振荡施加到所述钻柱；以及

调节旋转振荡的幅度以动态地维持SWOB和压差之间的单调关系。

4.一种钻井路线图规划方法，包括：

从现有井获得操作参数测量值；

滤波所收集的测量值以获得至少一个操作参数的滤波值；

根据所述滤波值合成钻井能量的测量值；

至少部分地基于所述滤波值来识别学习间隔，每个所述学习间隔包括钻柱从离开底部到底部上的过渡和/或至少一个操作参数的显著变化；

在每个学习间隔中导出所述至少一个操作参数与所述钻井能量之间的关系；

将所述关系与由所述现有井穿透的地球地层相关联；以及

使用每个地层的关系来设置该地层的至少一个操作参数的最小值和最大值；

获得新钻孔的期望轨迹和井位置；

处理来自偏移井的操作参数测量值以确定用于沿着期望轨迹的操作参数值的路线图。

5.一种自动引导方法，包括：

获得钻孔的期望轨迹；

处理来自偏移井的操作参数测量值以确定用于包括沿着所述期望轨迹的钻井趋势和狗腿严重性的操作参数值的路线图和/或手动输入沿着所述期望轨迹的操作参数值；

在旋转钻井序列期间采用旋转控制模块，以在由路线图设置和/或由操作者手动输入的限制内优化操作参数值；

在滑动钻井顺序期间采用滑动控制模块以在由所述路线图设置和/或由操作者手动输入的限制内优化操作参数值；基于直接从MWD系统流传输或由操作者手动输入的实时数据来监测相对于期望轨迹的井底钻具组合(BHA)位置；以及

基于相对于期望位置的所述井眼的所述测量位置在旋转钻井与滑动钻井之间交替，以通过在所述钻具现场提供建议或直接经由钻具控制系统采用滑动控制模块和旋转控制模块来沿着所述期望轨迹引导所述BHA。

6.一种用于钻机的自动化系统，所述自动化系统包括：

处理器，被配置为执行计算机可执行指令，所述处理器：

能够耦合到a)钻具控制系统、b)电子数据记录器和c)至少一个钻具传感器中的至少一个；

被配置为接收a)由所述至少一个钻具传感器生成的至少一个表面操作参数和b)由设置在井眼中的至少一个工具生成的至少一个井下操作参数中的至少一个；

至少一个输入装置，其与所述处理器通信且被配置为接收用户输入；

至少一个输出装置，其与所述处理器通信；

计算机存储器，其与所述处理器通信并且存储计算机可执行指令，所述计算机可执行指令在由所述处理器执行时使所述处理器执行功能，所述功能包括：

接收作为时间的函数的a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个；

对a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的所述至少一个进行滤波和平滑中的至少一个，以生成经处理的数据；以及

从所述经处理的数据生成钻井能量的测量值；

识别至少一个学习间隔；

根据所述经处理的数据计算所述钻井能量的测量值的分布；

确定所述钻井能量的测量值的最小值；以及

计算a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个的目标值。

7.根据权利要求6所述的自动化系统，其中，所述功能还包括在输出装置上显示所述目标值。

8.根据权利要求6或7所述的自动化系统，其中，所述功能还包括将所述目标值发送到通信地耦合到所述自动化系统的控制系统。

9.根据权利要求6至8中任一项所述的自动化系统，其中，所述功能还包括将所述目标值、所述钻井能量的测量值、所述至少一个表面操作参数和所述至少一个井下操作参数中的至少一个发送到其他互联网连接装置。

10.根据权利要求6至9中任一项所述的自动化系统，其中，设置在所述井眼内的所述至少一个工具是随钻测量工具和随钻测井工具中的之一。

11.根据权利要求6至10中任一项所述的自动化系统，其中，所述至少一个学习间隔是以下中的至少一个的函数：a)所述经处理的数据、b)设置在所述井眼内的钻柱从所述井眼的底部离开到所述井眼的底部上的过渡、以及c)大于或等于先前时间的所述至少一个表面操作参数和所述至少一个井下操作参数的1％的所述至少一个表面操作参数和所述至少一个井下操作参数中的至少一个的变化。

12.根据权利要求6至11中任一项所述的自动化系统，其中，所述根据所述经处理的数据计算所述钻井能量的测量值的分布还包括相对于所述经处理的数据绘制所述钻井能量的测量值的曲线图。

13.根据权利要求6至12中任一项所述的自动化系统，其中，所述功能还包括：

计算钻头的第一工具面；

将所述第一工具面与目标工具面进行比较；

在进行以下项中的至少一个之后计算所述钻头的第二工具面：a)使设置在所述井眼中的钻柱旋转、b)改变压差、以及c)改变表面钻压和井下钻压中的至少一个；以及

导出所述经处理的数据与第二工具面之间的关系。

14.根据权利要求13所述的自动化系统，其中，所述功能还包括：

根据所述经处理的数据与第二工具面之间的关系计算工具面调节因子，其中，所述工具面调节因子是将被应用于所述钻柱以便将所述钻头的第三工具面保持在所述目标工具面处的建议调节；

将所述工具面调节因子应用于所述钻柱；

在将所述工具面调节因子应用于所述钻柱之后计算第三工具面；

将第三工具面与所述目标工具面进行比较；以及

如下之一：a)如果第三工具面与所述目标工具面不是基本相等，则重新计算所述工具面调节因子，以及b)如果第三工具面与所述目标工具面基本相等，则保持第三工具面和滑动钻井。

15.根据权利要求14所述的自动化系统，其中，所述工具面调节因子包括将被应用于所述钻柱的钻柱旋转数、目标压差、目标表面钻压和目标井下钻压中的至少一个。

16.根据权利要求13至15中任一项所述的自动化系统，其中，所述功能还包括：

改变表面钻压和压差；

确定表面钻压变化与压差变化之间的关系是否是单调的；以及

如果表面钻压变化与压差变化之间的关系不是单调的，则向钻柱应用旋转振荡。

17.根据权利要求16所述的自动化系统，其中，所述功能还包括调节所述旋转振荡的频率和幅度中的至少一个，直到表面钻压变化与压差变化之间的关系变成单调的。

18.一种开发用于井眼的钻井规划的方法，包括：

从现有的偏移井获得作为时间和深度中的至少一个的函数的至少一个操作参数；

使用权利要求1所述的自动化系统的处理器执行权利要求1所述的功能，其中用所述至少一个操作参数代替a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个。

19.根据权利要求18所述的方法，还包括针对给定地层从现有的偏移井计算所述至少一个操作参数的最小目标值和最大目标值中的至少一个。

20.根据权利要求18或19所述的方法，还包括生成用于新井眼的建议轨迹。

21.一种钻机，所述钻机包括根据权利要求6至17中任一项所述的自动化系统，所述自动化系统耦合至a)钻具控制系统、b)电子数据记录器和c)至少一个钻具传感器中的至少一个。

22.一种钻井方法，包括：

组装钻柱和井底钻具组合；

将所述钻柱和所述井底钻具组合设置在井眼中；以及

利用权利要求1所述的自动化系统来计算a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的所述至少一个的目标值。

23.根据权利要求6至17中任一项所述的自动化系统，其中，确定所述钻井能量的测量值的所述最小值还包括计算建立者点处的所述钻井能量的测量值。

24.一种优化在钻探井眼期间使用的a)至少一个表面操作参数和b)至少一个井下操作参数中的至少一个的方法，所述方法包括：

接收作为时间的函数的a)所述至少一个表面操作参数b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个；

对a)所述至少一个表面中操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个进行滤波和平滑中的至少一个以生成经处理的数据；以及

从所述经处理的数据生成钻井能量的测量值；

识别至少一个学习间隔；

根据所述经处理的数据计算所述钻井能量的测量值的分布；

确定所述钻井能量的所述测量值的最小值；以及

计算a)所述至少一个表面操作参数和b)至少一个井下操作参数中的所述至少一个的目标值。

25.一种优化滑动钻井的方法，包括：

接收作为时间的函数的a)所述至少一个表面操作参数b)所述至少一个井下操作参数中的至少一个；

对a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的所述至少一个进行滤波和平滑中的至少一个，以生成经处理的数据；

从所述经处理的数据生成钻井能量的测量值；

识别至少一个学习间隔；

计算钻头的第一工具面；

将所述第一工具面与目标工具面进行比较；

在以下中的至少一个之后计算所述钻头的第二工具面：a)使设置在所述井眼中的钻柱旋转，b)改变压差，以及c)改变表面钻压和井下钻压中的至少一个之后；以及

导出经处理的数据与第二工具面之间的关系。

26.根据权利要求25所述的方法，其中所述功能进一步包括：

根据经处理的数据与所述第二工具面之间的关系计算工具面调节因子，其中，所述工具面调节因子是将被应用于所述钻柱以便将所述钻头的第三工具面保持在所述目标工具面处的建议调节；

将所述工具面调节因子应用于所述钻柱；

在将所述工具面调节因子应用于所述钻柱之后计算所述第三工具面；

将所述第三工具面与所述目标工具面进行比较；以及

以下之一：a)如果第三工具面不是基本上等于目标工具面，则重新计算工具面调节因子以及b)如果第三工具面基本上等于目标工具面，则保持第三工具面并进行滑动钻井。

27.根据权利要求26所述的方法，其中，所述工具面调节因子包括要施加到所述钻柱的钻柱转数、目标压差、目标表面钻压和目标井下钻压中的至少一个。

28.根据权利要求25至27中任一项所述的方法，其中，所述功能还包括：

改变表面钻压和压差；

确定表面钻压的变化与压差变化之间的关系是否是单调的；以及

如果表面钻压变化与压差变化之间的关系是单调不是单调的，则向钻柱应用旋转振荡。

29.根据权利要求28所述的方法，其中，所述功能还包括调节所述旋转振荡的频率和幅度中的至少一个，直到所述表面钻压变化与所述压差变化之间的关系变为单调的。

30.一种准备钻井规划的方法，包括：

从现有的偏移井获得作为时间和深度中的至少一个的函数的至少一个操作参数；

对所述至少一个操作参数进行滤波和平滑化中的至少一个，以生成经处理的数据；以及

从所述经处理的数据生成钻井能量的测量值；

识别至少一个学习间隔；

根据所述经处理的数据计算所述钻井能量的测量值的分布；

确定所述钻井能量的所述测量值的最小值；以及

计算新井眼的至少一个操作参数的目标值。

31.根据权利要求30所述的方法，还包括针对给定地层从现有偏移井计算所述至少一个操作参数中的至少一个的最小目标值和最大目标值中的至少一个。

32.根据权利要求30或31所述的方法，还包括为新井眼生成建议轨迹。

33.一种用于钻机的自动化系统，所述自动化系统包括：

处理器，其被配置为实施计算机可执行指令，所述处理器：

可耦合到a)钻具控制系统、b)电子数据记录器和c)至少一个钻具传感器中的至少一个；

被配置成接收a)由所述至少一个钻具传感器生成的至少一个表面操作参数和b)由设置在井眼中的至少一个工具生成的至少一个井下操作参数中的至少一个；

至少一个输入装置，其与所述处理器通信且被配置为接收用户输入；

至少一个输出装置，其与所述处理器通信；

计算机存储器，其与处理器通信并存储计算机可执行指令，当由所述处理器实施时，所述计算机可执行指令使所述处理器执行包括以下各项的功能：

计算钻头的第一工具面；

将所述第一工具面与目标工具面进行比较；

在以下中的至少一个之后计算所述钻头的第二工具面：a)使设置在所述井眼中的钻柱旋转，b)改变压差，以及c)改变表面钻压和井下钻压中的至少一个之后；以及

导出所述经处理的数据与所述第二工具面之间的关系。

34.根据权利要求33所述的自动化系统，其中所述功能还包括：

根据所述经处理数据与所述第二工具面之间的关系计算工具面调节因子，其中，所述工具面调节因子是将被应用于所述钻柱以便将所述钻头的第三工具面保持在所述目标工具面处的建议调节；

将所述工具面调节因子应用于所述钻柱；

在将所述工具面调节因子应用于所述钻柱之后计算所述第三工具面；

将所述第三工具面与所述目标工具面进行比较；以及

以下之一：a)如果第三工具面不是基本上等于目标工具面，则重新计算工具面调节因子以及b)如果第三工具面基本上等于目标工具面，则保持第三工具面并进行滑动钻井。

35.根据权利要求33或权利要求34所述的自动化系统，其中，所述工具面调节因子包括要施加到所述钻柱的钻柱转数、目标压差、目标表面钻压和目标井下钻压中的至少一个。

36.根据权利要求33至35中任一项所述的自动化系统，其中所述功能还包括：

改变表面钻压和压差；

确定表面钻压变化与压差变化之间的关系是否是单调的；以及

如果表面钻压变化与压差变化之间的关系是单调不是单调的，则向钻柱应用旋转振荡。

37.根据权利要求36所述的自动化系统，其中所述功能还包括调节所述旋转振荡的频率和幅度中的至少一个，直到所述表面钻压变化与所述压差变化之间的关系变成单调的。

38.一种用于开发钻井规划的自动化系统，所述自动化系统包括：

处理器，其被配置为实施计算机可执行指令，所述处理器：

可耦合到a)钻具控制系统、b)电子数据记录器和c)至少一个钻具传感器中的至少一个；

被配置成接收a)由所述至少一个钻具传感器生成的至少一个表面操作参数和b)由设置在井眼中的至少一个工具生成的至少一个井下操作参数中的至少一个；

至少一个输入装置，其与所述处理器通信且被配置为接收用户输入；

至少一个输出装置，其与所述处理器通信；

计算机存储器，其与所述处理器通信并且存储计算机可执行指令，所述计算机可执行指令在由所述处理器实施时使所述处理器执行功能，所述功能包括：

从现有的偏移井获得作为时间和深度中的至少一个的函数至少一个操作参数；

对所述至少一个操作参数进行滤波和平滑中的至少一个，以生成经处理的数据；以及，

根据所述经处理的数据生成钻井能量的测量值；

识别至少一个学习间隔；

根据所述经处理的数据计算作所述钻井能量的测量值的分布；

确定所述钻井能量的所述测量的最小值；以及，

计算新井眼的至少一个操作参数的目标值。

39.根据权利要求38所述的自动化系统，其中，所述功能还包括针对给定地层从所述现有偏移井计算所述至少一个操作参数中的所述至少一个操作参数的最小目标值和最大目标值中的至少一个。

40.根据权利要求38或39所述的自动化系统，其中，所述功能还包括为所述新井眼生成建议轨迹。

41.一种钻机，所述钻机包括根据权利要求33至38中任一项所述的自动化系统，所述自动化系统耦合到a)所述钻具控制系统、b)所述电子数据记录器和c)所述至少一个钻具传感器中的至少一个。

42.一种钻井方法，包括：

组装钻柱和井底钻具组合；

将所述钻柱和所述井底钻具组合设置在井眼中；以及，

利用权利要求33至38中任一项所述的自动化系统来计算a)所述至少一个表面操作参数和b)所述至少一个井下操作参数中的所述至少一个的所述目标值。

Claims (15)

1.一种用于钻机的自动化系统，所述自动化系统包括：

处理器，被配置为接收至少一个操作参数，所述至少一个操作参数包括以下中的至少一个：a)来自当前的井或现有的偏移井的由至少一个钻具传感器生成的至少一个表面操作参数和b)由设置在当前的井或现有的偏移井的井眼中的至少一个工具生成的至少一个井下操作参数；

至少一个输入装置，其与所述处理器通信且被配置为接收用户输入；

至少一个输出装置，其与所述处理器通信；和

计算机存储器，其与所述处理器通信并且存储计算机可执行指令，所述计算机可执行指令在由所述处理器执行时使所述处理器执行功能，所述功能包括：

接收作为时间或深度的函数的所述至少一个操作参数；

对所述至少一个操作参数进行滤波和平滑中的至少一个，以生成经处理的数据；

从所述经处理的数据生成钻井能量的测量值；

将所述经处理的数据的至少一部分识别为学习间隔；

根据所述经处理的数据从每个学习间隔计算所述钻井能量的测量值的分布；

从每个所述分布确定所述钻井能量的测量值的最小值；

从所述最小值中的至少一个导出所述至少一个操作参数的目标值；

计算钻头的第一工具面；

将所述第一工具面与目标工具面进行比较；

在进行以下项中的至少一个之后计算所述钻头的第二工具面：

a)使设置在所述井眼中的钻柱旋转、b)改变压差、以及c)改变表面钻压和井下钻压中的至少一个；以及

导出所述经处理的数据与第二工具面之间的关系。

2.根据权利要求1所述的自动化系统，其中，所述功能还包括在输出装置上显示所述目标值。

3.根据权利要求1所述的自动化系统，其中，所述功能还包括将所述目标值发送到通信地耦合到所述自动化系统的控制系统。

4.根据权利要求1所述的自动化系统，其中，所述功能还包括将所述目标值、所述钻井能量的测量值、所述至少一个表面操作参数和所述至少一个井下操作参数中的至少一个发送到其他互联网连接装置。

5.根据权利要求1所述的自动化系统，其中，设置在所述井眼内的所述至少一个工具是随钻测量工具和随钻测井工具中的之一。

6.根据权利要求1所述的自动化系统，其中，所述至少一个学习间隔是以下中的至少一个的函数：a)所述经处理的数据、b)设置在所述井眼内的钻柱从所述井眼的底部离开到所述井眼的底部上的过渡、以及c)大于或等于先前时间的所述至少一个操作参数的1％的所述至少一个操作参数的变化。

7.根据权利要求1所述的自动化系统，其中，所述根据所述经处理的数据计算所述钻井能量的测量值的分布还包括相对于所述经处理的数据绘制所述钻井能量的测量值的曲线图。

8.根据权利要求1所述的自动化系统，其中，所述功能还包括：

根据所述经处理的数据与第二工具面之间的关系计算工具面调节因子，其中，所述工具面调节因子是将被应用于所述钻柱以便将所述钻头的第三工具面保持在所述目标工具面处的建议调节；

将所述工具面调节因子应用于所述钻柱；

在将所述工具面调节因子应用于所述钻柱之后计算第三工具面；

将第三工具面与所述目标工具面进行比较；以及

如下之一：a)如果第三工具面与所述目标工具面不是基本相等，则重新计算所述工具面调节因子，以及b)如果第三工具面与所述目标工具面基本相等，则保持第三工具面和滑动钻井。

9.根据权利要求8所述的自动化系统，其中，所述工具面调节因子包括将被应用于所述钻柱的钻柱旋转数、目标压差、目标表面钻压和目标井下钻压中的至少一个。

10.根据权利要求1所述的自动化系统，其中，所述功能还包括：

改变表面钻压和压差；

确定表面钻压变化与压差变化之间的关系是否是单调的；以及

如果表面钻压变化与压差变化之间的关系不是单调的，则向钻柱应用旋转振荡。

11.根据权利要求10所述的自动化系统，其中，所述功能还包括调节所述旋转振荡的频率和幅度中的至少一个，直到表面钻压变化与压差变化之间的关系变成单调的。

12.根据权利要求1所述的自动化系统，

其中所述至少一个操作参数来自现有的偏移井，并且所述功能还包括针对给定地层计算所述至少一个操作参数的最小目标值和最大目标值中的至少一个。

13.根据权利要求12所述的自动化系统，其中所述功能还包括生成用于新井眼的建议轨迹。

14.一种钻机，所述钻机包括根据权利要求1所述的自动化系统，所述自动化系统耦合至a)钻具控制系统、b)电子数据记录器和c)至少一个钻具传感器中的至少一个。

15.一种钻井方法，包括：

组装钻柱和井底钻具组合；

将所述钻柱和所述井底钻具组合设置在井眼中；以及

利用权利要求1所述的自动化系统来计算所述至少一个操作参数的目标值。

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