RU2611806C1 - Управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения - Google Patents

Управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения Download PDF

Info

Publication number
RU2611806C1
RU2611806C1 RU2015146306A RU2015146306A RU2611806C1 RU 2611806 C1 RU2611806 C1 RU 2611806C1 RU 2015146306 A RU2015146306 A RU 2015146306A RU 2015146306 A RU2015146306 A RU 2015146306A RU 2611806 C1 RU2611806 C1 RU 2611806C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
diverter
quote
angle
angular position
drilling
Prior art date
Application number
RU2015146306A
Other languages
English (en)
Inventor
Питер ХОРНБЛАУЭР
Кристофер С. БОГАТ
Адам БАУЛЕР
Дзунити СУГИУРА
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Application granted granted Critical
Publication of RU2611806C1 publication Critical patent/RU2611806C1/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E21B44/005—Below-ground automatic control systems
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B45/00—Measuring the drilling time or rate of penetration
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/26—Storing data down-hole, e.g. in a memory or on a record carrier
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)

Abstract

Изобретение относится к средствам обеспечения проводки скважины при операциях направленного бурения. В частности, предложен скважинный отклоняющий инструмент, содержащий: корпус скважинного отклоняющего инструмента; отклоняющий механизм для управления направлением бурения подземного ствола скважины; датчики для измерения углового положения подземного ствола скважины; и скважинный процессор. При этом скважинный процессор содержит: модуль положения отклонителя, содержащий команды для обработки измеренных значений угловых положений, принятых от датчиков, для получения положения отклонителя в ходе бурения; внешнюю петлю обратной связи, содержащую команды для обработки измеренных значений угловых положений, принятых от датчиков, и целевого азимута для получения целевого положения отклонителя; внутреннюю петлю обратной связи, содержащую команды для обработки значений положения отклонителя в ходе бурения и целевого положения отклонителя для получения сигнала ошибки; и блок управления целеуказанием для наведения, содержащий команды для обработки сигнала ошибки с целью получения команд для направляющего механизма для управления направлением бурения. Также предложен способ для управления положением отклонителя в ходе бурения. Предложенное изобретение повышает эффективность и последовательность бурения за счет улучшения размещения скважины и снижения отклонения ее траектории от заданного курса. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Описанные варианты реализации изобретения, в целом, относятся к способам обеспечения проводки скважины при операциях направленного бурения и, в частности, к способу определения отхода угла положения отклонителя во время бурения.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Использование автоматизированных способов бурения становится все более распространенным при бурении подземных стволов скважин. Например, данные способы могут использоваться для управления направлением бурения на основании различных измеренных в скважине данных обратной связи, таких как измеренные значения угла наклона и азимута, которые были измерены во время бурения, или каротажа во время бурения.
Одной из проблем, связанных с автоматизированными способами бурения (и способами направленного бурения в целом), является то, что инструменты для направленного бурения обнаруживают тенденцию к бурению (или изменению направления) в направлении, смещенном от выбранного в данной точке направления. Например, в случае бурения прямолинейной горизонтальной скважины некоторые буровые инструменты могут иметь тенденцию к отходу от угла наклона (изменению направления вниз) и/или к изменению направления влево или вправо. Данные тенденции усложняют задачу и могут быть вызваны рядом факторов, а также могут привести к неожиданным изменениям во время буровых работ. Факторы, влияющие на тенденцию изменения направления, могут включать, например, свойства подземного пласта, конфигурацию низа компоновки бурильной колонны (КНБК), износ долота, отход долота/стабилизатора, незапланированную точку касания (например, из-за сжатия или изгиба КНБК), взаимодействие стабилизатора с породой, отклоняющий механизм, используемый в отклоняющем инструменте, а также различные параметры бурения.
При выполнении текущих буровых операций оператор буровой установки обычно корректирует тенденцию к отклонению от заданного направления с помощью оценки переданных на поверхность данных скважинных исследований. Вычисления гравитационной ориентации отклонителя в скважине обычно выполняются на поверхности с интервалами от 9,144 м (30 футов) до 30,48 м (100 футов) (например, в станциях для статических скважинных исследований). В то время как данные методы являются эффективными, существует необходимость в дальнейшем улучшении, в частности, с целью аккомодации (или коррекции) данных тенденций в скважине при бурении.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Описан способ управления положением отклонителя в ходе бурения в подземном стволе скважины с обратной связью. Способ включает получение эталонных и измеренных угловых положений подземного ствола скважины во время бурения, причем эталонные угловые положения измеряют с помощью верхней станции скважинных исследований, а измеренные угловые положения измеряют с помощью нижней станции скважинных исследований. Эталонные и измеренные угловые положения обрабатывают в стволе скважины во время бурения (с помощью скважинного процессора) для вычисления изменения угла подземного ствола скважины между верхней станцией для скважинных исследований и нижней станцией для скважинных исследований. Вычисленное изменение угла сопоставляют с заданным пороговым значением. Данный процесс могут непрерывно повторять до тех пор, пока изменение угла не окажется меньше порогового значения. Эталонное угловое положение и измеренное угловое положение дополнительно обрабатывают в скважине для вычисления угла положения отклонителя в случае, если изменение угла подземного ствола скважины больше или равно пороговому значению. Угол положения отклонителя затем могут дополнительно обрабатывать для управления направлением бурения подземного ствола скважины.
Данные варианты реализации изобретения могут иметь ряд технических преимуществ. Например, в описанных вариантах реализации изобретения предусмотрено управление положением отклонителя в ходе бурения с обратной связью в масштабе реального времени. Таким образом, благодаря описанным способам достигают улучшения размещения скважин, а также снижения искривления скважин. Кроме того, благодаря обеспечению управления с обратной связью с помощью описанных способов, как правило, повышают эффективность и последовательность бурения.
Данное краткое описание приводится для выбора концепций, которые дополнительно описаны ниже в подробном описании. Данное краткое описание не предназначено для идентификации ключевых или существенных признаков заявленного объекта изобретения, а также не предназначено для использования с целью ограничения объема заявленного объекта изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Для более полного понимания описанного объекта изобретения и его преимуществ приводятся ссылки на последующее описание, связанные с прилагаемыми графическими материалами, на которых:
На Фиг. 1 проиллюстрирована типовая плавучая буровая установка, на которой могут использоваться описанные варианты реализации изобретения.
На Фиг. 2 проиллюстрирована нижняя часть КНБК (компоновки низа бурильной колонны), проиллюстрированной на Фиг. 1.
На Фиг. 3 проиллюстрирована схема, на которой представлены параметры углового положения и отклонения в координатах глобальной системы координат.
На Фиг. 4 проиллюстрирована схема, на которой представлена гравитационная ориентация положения отклонителя и ориентация положения отклонителя по магнитному северу в глобальной системе координат.
На Фиг. 5 проиллюстрирована блок-схема варианта реализации способа с обратной связью для получения данных положения отклонителя в ходе бурения.
На Фиг. 6 проиллюстрирован один из вариантов реализации регулятора, с помощью которого могут обрабатывать угол отклонения положения отклонителя, полученный с помощью способа, проиллюстрированного на Фиг. 5, для управления направлением бурения.
На Фиг. 7 проиллюстрирован каскадный регулятор, с помощью которого могут обрабатывать угол отклонения положения отклонителя, полученный с помощью способа, проиллюстрированного на Фиг. 5, для перемещения бурильного инструмента на определенный азимутальный угол.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На Фиг. 1 проиллюстрирована типовая плавучая буровая установка 10, применяемая для использования различных вариантов реализации способов и систем, описанных в данной заявке. Полупогружная буровая платформа 12 расположена над нефтяным или газовым пластом (не показан), находящимся ниже морского дна 16. Подводный трубопровод 18 простирается от палубы 20 платформы 12 к устьевой арматуре 22. Платформа может содержать вышку и подъемное устройство для подъема и спуска бурильной колонны 30, которая, как проиллюстрировано, простирается внутрь ствол скважины 40 и содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 50. КНБК 50 содержит буровое долото 32, отклоняющий инструмент 60 (также называемый направленным бурильным инструментом), и один или более скважинных навигационных датчиков 70, таких как датчики для измерений во время бурения, содержащие трехосные акселерометры и/или трехосные магнитометры. КНБК 50 может дополнительно содержать практически любые подходящие скважинные инструменты, например, винтовой забойный двигатель, скважинную телеметрическую систему, расширитель ствола скважины и т.д. Описанные варианты реализации изобретения не ограничивают использование других подобных инструментов.
Следует иметь в виду, что КНБК может содержать практически любой приемлемый отклоняющий инструмент 60, например, включая инструмент для наклонно-направленного бурения роторным способом. Различные конфигурации инструментов для наклонно-направленного бурения роторным способом известны в данной области техники и содержат различные отклоняющие механизмы для управления направлением бурения. Например, многие существующие инструменты для наклонно-направленного бурения роторным способом содержат практически неподвижный наружный корпус с лопастями, которые взаимодействуют со стенкой ствола скважины. При взаимодействии лопастей со стенкой ствола скважины корпус инструмента направляется эксцентрично, тем самым ориентируя или отклоняя буровое долото во время бурения в требуемом направлении. Расположенный в наружном корпусе вращающийся вал передает во время бурения вращательную энергию и осевую нагрузку на долото буровому долоту. Наборы акселерометра и магнитометра могут размещаться в наружном корпусе, и поэтому не вращаются или медленно вращаются относительно стенки ствола скважины.
Роторно-управляемые системы PowerDrive® (предлагаемые Schlumberger) полностью вращаются вместе с бурильной колонной (т.е. наружный корпус вращается вместе с бурильной колонной). В системе PowerDrive® XceedTM используется внутренний отклоняющий механизм, не требующий контакта со стенкой ствола скважины, который позволяет корпусу инструмента полностью вращаться вместе с бурильной колонной. В роторно-управляемых системах PowerDrive® X5, X6 и PowerDrive Orbit® для активации лопастей (или прижимных башмаков), контактирующих со стенкой ствола скважины, используют буровую грязь. Выдвижение лопастей (или прижимных башмаков) быстро и непрерывно регулируется при вращении системы в стволе скважины. В системе PowerDrive Archer® используется нижняя направляющая секция, соединенная с верхней секцией с помощью шарнирно-сочлененного вертлюга. Вертлюг активно поворачивают с помощью поршней таким образом, чтобы изменить угол нижней секции относительно верхней секции и поддерживать требуемое направление бурения при вращении компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины. Наборы акселерометра и магнитометра могут вращаться вместе с бурильной колонной или, как вариант, могут располагаться в стабилизированном вращением корпусе таким образом, что наборы акселерометра и магнитометра остаются практически неподвижными (в фазе смещения) или медленно вращаются относительно ствола скважины (в нейтральной фазе). Для бурения скважины требуемой кривизны фаза смещения и нейтральная фаза периодически сменяют друг друга при бурении с заданным соотношением (называемым временем направленного бурения). При этом описанные варианты реализации изобретения не ограничиваются использованием какой-либо конкретной конфигурации отклоняющего инструмента.
В скважинных датчиках 70 может использоваться практически любое подходящее расположение датчиков, с помощью которых производят скважинные навигационные измерения (измерения угла наклона ствола скважины, азимута ствола скважины и/или угла положения отклонителя). Данные датчики могут включать, например, акселерометры, магнитометры, гироскопы и т.п. Расположение данных датчиков хорошо известно в данной области техники и по этой причине нет необходимости в подробном описании. Описанные варианты реализации изобретения не ограничиваются использованием каких-либо конкретных вариантов реализации или конфигураций. Способы проведения измерений угла наклона ствола скважины и азимута ствола скважины во время бурения в масштабе реального времени описаны, например, в принадлежащих одному и тому же правообладателю публикациях заявок на патент США №2013/0151157 и №2013/0151158. В описанном варианте реализации изобретения датчики 70 проиллюстрированы как размещенные в бурильной колонне 60. Данное описание приводится исключительно для удобства, поскольку датчики 70 могут быть расположены в любом месте КНБК.
Для специалистов в данной области техники будет очевидно, что размещение оборудования, проиллюстрированное на Фиг. 1, приводится исключительно в качестве примера. Далее будет понятно, что описанные варианты реализации изобретения не ограничиваются использованием полупогружной платформы 12, проиллюстрированной на Фиг. 1. Описанные варианты реализации изобретения в равной степени вполне пригодны для использования при подземных буровых работах любого типа, либо на шельфе, либо на суше.
На Фиг. 2 проиллюстрирована нижняя часть КНБК бурильной колонны 30, содержащая буровое долото 32 и отклоняющий инструмент 60. Как было проиллюстрировано выше применительно к Фиг. 1, отклоняющий инструмент может содержать навигационные датчики 70, включая навигационные датчики трехосного (три оси) акселерометра и магнитометра. Подходящие акселерометры и магнитометры могут быть выбраны из практически любых подходящих устройств, известных в данной области техники и имеющихся на рынке. На Фиг. 2 дополнительно проиллюстрировано схематическое представление наборов датчиков трехосного акселерометра и магнитометра. Трехосный подразумевает, что каждый набор датчиков содержит три взаимно перпендикулярных датчика, причем акселерометры обозначены как Ax, Ay и Az , а магнитометры обозначены как Bx, By и Bz. По определению, правовинтовой называется система, в которой оси z акселерометра и магнитометра (Az и Bz) ориентированы практически параллельно стволу буровой скважины, как проиллюстрировано (хотя описанные варианты реализации изобретения не ограничиваются данными определениями). Таким образом, каждый из наборов акселерометра и магнитометра может рассматриваться как определяющий плоскость (оси х и у) и полюс (ось z вдоль оси КНБК).
На Фиг. 3 проиллюстрирована схема, на которой представлены параметры углового положения в глобальной системе координат в первой и второй верхней и нижней станциях для скважинных исследований 82 и 84. Угловым положением КНБК определяется ориентация оси КНБК (оси 86 на верхней станции скважинных исследований 82 и оси 88 на нижней станции скважинных исследований 84) в трехмерном пространстве. В случае использования при скважинных исследованиях угловое положение ствола скважины представляет собой направление оси КНБК в координатах глобальной системы координат (и обычно понимают, что данное направление приблизительно совпадает с направлением движения бурового долота). Угловое положение может быть представлено единичным вектором, направление которого обычно определяется углом наклона и азимутом ствола скважины. На Фиг. 2 углу наклона ствола скважины в верхней и нижней станциях для скважинных исследований 82 и 84 соответствует Incвверх и Incвниз , в то время как азимуту ствола скважины соответствует Aziвверх и Aziвниз. Угол β соответствует общему изменению угла ствола скважины между первой и второй станциями для скважинных исследований 82 и 84.
На Фиг. 4 проиллюстрирована дополнительная схема углового положения и угла положения отклонителя в координатах глобальной системы координат во второй нижней станции скважинных исследований 84. Направления магнитного поля Земли и гравитационного поля проиллюстрированы как 91 и 92. Угол наклона ствола скважины Incвниз соответствует отклонению оси 88 от вертикали, при этом Aziвниз соответствует отклонению проекции оси 88 от магнитного севера на горизонтальную плоскость. Гравитационная ориентация положения отклонителя (GTF) является угловым отклонением по окружности скважинного инструмента какого-либо компонента инструмента относительно высокой стороны (HS) фланца для крепления инструментов (или ствола скважины). В данном описании гравитационная ориентация положения отклонителя (GTF) соответствует угловому отклонению между направлением вращения бурового долота и направлением высокой стороны (например, при бурении забойным двигателем, гравитационная ориентация положения отклонителя соответствует угловому отклонению между разметочной линией кривого переводника и направлением высокой стороны). Магнитная ориентация положения отклонителя (MTF) подобна GTF, но отличается тем, что в качестве начального направления используется магнитный север. В частности, MTF является угловым отклонением в горизонтальной плоскости между направлением вращения бурового долота и магнитным севером.
Следует иметь в виду, что описанные варианты реализации изобретения не ограничиваются вышеприведенными допущениями для определения координат ствола скважины, проиллюстрированных на Фиг. 2, 3 и 4. Следует также иметь в виду, что данные допущения могут оказывать влияние на вид определенных математических формул, приведенных в данном описании. Специалистам в данной области техники будет несложно использовать другие допущения, а также получать эквивалентные математические формулы.
На Фиг. 5 проиллюстрирована блок-схема варианта реализации способа 100 для получения данных угла отклонения положения отклонителя с обратной связью. В блоке 102 пробуривают подземную скважину, например, с помощью вращения бурильной колонны, прокачивания бурового раствора через забойный гидротурбинный двигатель, и т.п. Инструмент для наклонно-направленного бурения (отклоняющий инструмент) может также быть активирован таким образом, чтобы управлять направлением бурения (ориентацией бурения) и таким образом направлять буровое долото. В блоке 104 принимают эталонное значение углового положения. Эталонное значение углового положения может, например, включать ранее измеренное значение углового положения. В блоке 106 принимают измеренное значение углового положения. Эталонные и измеренные значения углового положения могут содержать величины угла наклона и азимута, измеренные с использованием практически любых приемлемых расположений датчиков, например, включая вышеуказанные акселерометрические, магнитометрические и гироскопические датчики. Эталонное значение углового положения может включать ранее измеренное значение углового положения, полученное от верхней станции скважинных исследований, при этом измеренное значение углового положения может включать текущее измеренное значение углового положения, полученное от нижней станции для скважинного исследования.
В блоке 108 обрабатывают эталонное и измеренное значение углового положения для вычисления общего изменения угла β ствола скважины между первой и второй станциями для скважинных исследований (см. Фиг. 3). Затем в блоке 110 угол β сопоставляют с заданным пороговым значением. В случае, если β меньше порогового значения, способ возвращается к блоку 106 и принимают следующее измеренное значение углового положения (значение углового положения, измеренное позже во время сопоставления с предыдущим измеренным значением углового положения) и затем заново вычисляют β в блоке 108. В случае, если β больше или равно пороговому значению в блоке 110, эталонное и измеренное значения углового положения дополнительно обрабатывают в блоке 112 для вычисления угла положения отклонителя (например, GTF и/или MTF) бурового долота (например, угол положения отклонителя в направлении вращения бурового долота). Затем вычисленный угол положения отклонителя дополнительно обрабатывают в блоке 200, как более подробно описано ниже со ссылкой на Фиг. 6 и 7 для управления направлением бурения. В блоке 114 эталонное значение углового положения (изначально полученное в блоке 104) сбрасывают таким образом, что данное значение равняется последнему измеренному значению углового положения, принятого в блоке 106. Затем способ циклически возвращается к блоку 106, и принимают другое измеренное значение углового положения и затем заново вычисляют β в блоке 108.
Значение углового положения в блоке 106 могут измерять, например, с помощью способов статического и/или непрерывного измерения угла наклона и азимута. Значения статического измерения могут быть получены, например, если бурение временно приостанавливают для добавления в бурильную колонну новой бурильной свечи. Значения непрерывного измерения могут быть получены, например, из соответствующих значений непрерывных измерений осевого компонента гравитационного и магнитного полей (Az и Bz на Фиг. 2) с помощью известных в данной области техники способов (например, описанных в публикации заявки на патент США №2013/0151157, содержание которой полностью включено в данную заявку посредством ссылки). С целью снижения влияния шумов значения непрерывного изменения угла наклона и азимута могут дополнительно отфильтровывать. Например, подходящий цифровой фильтр может включать фильтр с бесконечной импульсной характеристикой (БИХ) первого порядка. Данные алгоритмы фильтрации также известны специалистам в данной области техники, и нет необходимости в более детальном рассмотрении в данной заявке.
Эталонное и измеренное значения могут обрабатывать в блоке 108 для вычисления угла β между верхней и нижней станциями для скважинных исследований, как указано ниже:
QUOTE
Figure 00000001
Figure 00000001
(1)
где QUOTE
Figure 00000002
Figure 00000002
и QUOTE
Figure 00000003
Figure 00000003
соответствует измеренному угловому положению (углу наклона и азимуту) и QUOTE
Figure 00000004
Figure 00000004
и QUOTE
Figure 00000005
Figure 00000005
соответствует эталонному угловому положению (углу наклона и азимуту). При условии, что общее изменение угла скважины при непрерывном бурении, как правило, мало, в случае, если значение β мало (например, меньше 5 градусов), может быть сделано одно или более следующих приближений:
QUOTE
Figure 00000006
Figure 00000006
(2)
QUOTE
Figure 00000007
Figure 00000007
(3)
QUOTE
Figure 00000008
Figure 00000008
(4)
В случае проведения непрерывных (во время бурения) измерений углового положения значения непрерывных измерений азимута, как правило, имеют более высокий уровень шумов, в отличие от значений непрерывных измерений угла наклона. По этой причине Формулы 2-4 могут быть изменены для добавления весового коэффициента AW для снижения чувствительности к влиянию значений измерений азимута с более высоким уровнем шумов на общее изменение угла β.
QUOTE
Figure 00000009
Figure 00000009
(5)
QUOTE
Figure 00000010
Figure 00000010
(6)
QUOTE
Figure 00000011
Figure 00000011
(7)
при этом весовой коэффициент AW находится в диапазоне от 0 до 1 и может выбираться в зависимости от уровней шумов в измеренных значениях угла наклона и азимута. В некоторых вариантах реализации изобретения весовой коэффициент AW может находиться в диапазоне от около 0,1 до около 0,5 (хотя описанные варианты реализации изобретения не указывают на ограничения в данном отношении). Формулы 2-7 могут преимущественно использоваться в скважинном компьютере/процессоре, поскольку с их помощью сокращают число тригонометрических функций (вычисление которых требует использования значительных вычислительных ресурсов).
В блоке 110 могут использовать практически любое приемлемое пороговое значение, например, в диапазоне от около 0,25 до около 2,5 градуса. В целом увеличение порогового значения приводит к уменьшению ошибки значения положения отклонителя, которое вычисляют в блоке 112. В одном из вариантов реализации изобретения ошибка положения отклонителя находится в диапазоне около 5-10 градусов и может быть достигнута при использовании порогового значения 0,5 градуса. Использование порогового значения 1,0 градус может быть предпочтительным, поскольку дополнительно снижается ошибка положения отклонителя. Следует иметь в виду, что пороговое значение связано с кривизной отрезка ствола пробуриваемой скважины и пробуренным расстоянием. Например, при кривизне 5 градусов на 30,48 м (100 футов) ствола скважины пороговое значение 0,5 градуса соответствует пробуренному расстоянию 3,048 м (10 футов). По этой причине контур обратной связи, проиллюстрированный на Фиг. 5, можно фактически рассматривать практически как контроллер глубины области.
Следует также иметь в виду, что измеренное значение β может обрабатываться в стволе скважины для получения приблизительной скорости проходки ROP , например, как указано ниже:
QUOTE
Figure 00000012
Figure 00000012
(8)
где DLS представляет интенсивность искривления (кривизну) отрезка ствола пробуриваемой скважины и QUOTE
Figure 00000013
Figure 00000013
соответствует интервалу времени между проведением измерений в первой и второй верхней и нижней станциях для скважинных исследований. Данное оценочное значение ROP преимущественно используют, например, при планировании измерений датчика для непрерывных скважинных исследований в непосредственной близости от долота (или в других частях бурильной колонны). Имеется в виду, что могут вычисляться “статические” и/или практически непрерывные значения ROP . Например, статическое значение ROP может быть вычислено в блоке 112 при превышении β порогового значения. Практически непрерывные значения ROP могут вычисляться, например, в блоке 108 при вычислении β, таким образом получают практически мгновенную скорость проходки. Данная практически мгновенная скорость проходки дополнительно может отфильтровываться, например, с помощью алгоритма скользящего среднего или другого алгоритма фильтрации.
Эталонное и измеренное угловые положения могут дополнительно обрабатывать в блоке 112 для вычисления углов GTF или MTF, например, как указано ниже:
QUOTE
Figure 00000014
Figure 00000014
(9)
QUOTE
Figure 00000015
Figure 00000015
(10)
Приблизительное значение GTF может быть вычислено на основе предположения, что значение β является малым (например, меньше чем около 5 градусов), например, как указано ниже:
QUOTE
Figure 00000016
Figure 00000016
(11)
Аналогично, приблизительное значение MTF может быть вычислено, если значение угла наклона ствола скважины мало (например, меньше чем около 5 градусов) в верхней и нижней станциях для скважинных исследований, например, как указано ниже:
QUOTE
Figure 00000017
Figure 00000017
(12)
Вычисление формул 11 и 12 требует меньше вычислительных ресурсов и может быть предпочтительным при реализации описанного способа в скважинном контроллере. Следует иметь в виду, что MTF и/или GTF альтернативно (и/или дополнительно) могут вычисляться с использованием других известных математических соотношений, например, путем использования угла наклона и угла магнитного склонения или угла наклона, азимута и угла магнитного склонения. Данные математические соотношения описаны, например, в патенте США №7243719 и публикации заявки на патент США №2013/0126239, каждый из которых полностью включен в данную заявку посредством ссылки.
Вычисленные значения положения отклонителя могут сопоставлять со значением положения отклонителя в выбранной точке для вычисления значений коррекции положения отклонителя (ошибки или смещения между значением в выбранной точке и фактическим измеренным значением) при бурении практически в масштабе реального времени. Значения смещения положения отклонителя могут дополнительно обрабатывать для получения функции преобразования системы направленного бурения. Для оценки производительности бурильной системы данная функция преобразования может быть дополнительно оценена в сочетании с различными параметрами бурения и КНБК (например, тип пласта, скорость проходки, конфигурация КНБК и т.д.).
На Фиг. 6 проиллюстрирован вариант реализации контроллера 200, посредством которого могут вычислять угол положения отклонителя для управления направлением бурения. Значение угла положения отклонителя, полученное от способа 100, могут суммировать в 202 со значением положения отклонителя в данной точке (например, с требуемым углом положения отклонителя, выбранным оператором буровой установки) для получения значения ошибки ориентации отклонителя. Значение ошибки ориентации отклонителя снова могут суммировать в 204 с предыдущим значением коррекции ориентации отклонителя для получения текущего значения коррекции ориентации отклонителя, которую могут дополнительно суммировать в 206 со значением положения отклонителя в данной точке для получения эталонного значения ориентации отклонителя. Следует иметь в виду, что архитектура системы управления, проиллюстрированная на Фиг. 6, функционирует подобно пропорционально-интегральному (P+I) регулятору (с коэффициентом усиления P, равным 1) для изменений значения положения отклонителя в данной точке и подобно лишь интегральному регулятору в случае отклика на нарушения ориентации отклонителя. Следует иметь в виду, что описанные варианты реализации изобретения не ограничиваются каким-либо конкретным типом регулятора. Например, могут использоваться другие регуляторы, такие как пропорциональный регулятор, пропорционально-дифференциальный регулятор или пропорционально-интегрально-дифференциальный регулятор. Не могут быть использованы классические регуляторы, такие как моделирующий предикативный регулятор, регулятор с нечетким алгоритмом и т.п.
На Фиг. 7 проиллюстрирован каскадный регулятор 200', который может обрабатывать угол ориентации отклонителя, полученный от способа 100, для направления бурильного инструмента к целевому азимуту. Проиллюстрированный регулятор содержит P+I внешнюю петлю обратной связи 220 для приведения измерения азимута во время цикла бурения к целевому азимуту, введенному оператором буровой установки, и P+I внутреннюю петлю обратной связи 240 для приведения измеренного значения положения отклонителя (MTF или GTF) к значению целевого положения отклонителя. В начале внедрения (например, в начале автоматизированной буровой операции), возможно, будет желательным заблокировать (выключить) внешнюю петлю обратной связи 220, чтобы сделать возможной настройку внутренней петли обратной связи 240 путем установки коэффициентов усиления QUOTE
Figure 00000018
Figure 00000018
и QUOTE
Figure 00000018
Figure 00000018
равными нулю.
Во внешней петле обратной связи 220 значение целевого азимута QUOTE
Figure 00000019
Figure 00000019
суммируют в 222 с измеренным значением азимута QUOTE
Figure 00000020
Figure 00000020
от способа 100 для получения сигнала ошибки азимута: QUOTE
Figure 00000021
Figure 00000021
. Сигнал ошибки азимута дополнительно суммируют в 224 с весовым значением измеренного угла наклона QUOTE
Figure 00000022
Figure 00000022
для получения взвешенного сигнала азимутальной ошибки: QUOTE
Figure 00000023
Figure 00000023
. Пропорциональный и интегральный коэффициенты усиления взвешенного сигнала азимутальной ошибки вычисляют в 226 и 228 и суммируют в 230 для получения значения целевого положения отклонителя скважины: QUOTE
Figure 00000024
Figure 00000024
. Целевым положением отклонителя может быть или GTF, или MTF и может автоматически (или вручную) выбираться в 235, например, в зависимости от угла наклона ствола скважины.
Во внутренней петле обратной связи 240 вычисляют целевой GTF или целевой MTF и вводят в блок управления 260, с помощью которого управляют направлением бурения. В случае, если MTF/GTF коммутатор 235 выбирает GTF, целевое положение отклонителя скважины QUOTE
Figure 00000025
Figure 00000025
суммируют в 242 с GTF, полученным от способа 100 для получения сигнала ошибки GTF: QUOTE
Figure 00000026
Figure 00000026
. Пропорциональный и интегральный коэффициенты усиления сигнала ошибки GTF вычисляют в 244 и 246 и суммируют в 248 для получения целевого GTF блока управления: QUOTE
Figure 00000027
Figure 00000027
. В случае, если MTF/GTF коммутатор 235 установлен для выбира MTF, целевое положение отклонителя скважины QUOTE
Figure 00000025
Figure 00000025
суммируют в 252 с MTF, полученным от способа 100 для получения сигнала ошибки MTF: QUOTE
Figure 00000028
Figure 00000028
. Пропорциональный и интегральный коэффициенты усиления сигнала ошибки MTF вычисляют в 254 и 256 и суммируют в 258 для получения целевого MTF блока управления: QUOTE
Figure 00000029
Figure 00000029
.
Способы, описанные в данной заявке, предназначены для реализации в стволе скважины с помощью одного или более контроллеров, расположенных в стволе скважины (например, в отклоняющем/направляющем буровом инструменте). Подходящий контроллер может содержать, например, программируемый процессор, такой как микропроцессор или микроконтроллер и процессорно-читаемый или компьютерно-читаемый программный код, с помощью которого процессор выполняет логические операции. Подходящий процессор может использоваться, например, для выполнения вариантов реализации способа, описанного выше со ссылкой на Фиг. 5, 6 и 7, а также соответствующих описанных математических формул. Подходящий контроллер может также дополнительно содержать другие управляемые компоненты, такие как датчики (например, датчик глубины), устройства хранения данных, источники питания, таймеры и т.п. Контроллер также может быть выполнен с возможностью осуществлять связь с помощью электронных средств связи с датчиками углового положения (например, для получения непрерывных измеренных значений угла наклона и азимута). Подходящий контроллер может также дополнительно осуществлять связь с другими инструментами в бурильной колонне, такими как, например, системы телеметрии, которые осуществляют связь с оборудованием, расположенным на поверхности. Подходящий контроллер может также дополнительно содержать энергонезависимую память или устройство для хранения данных.
Снова ссылаясь на Фиг. 7, описанные варианты реализации изобретения могут дополнительно содержать скважинный отклонитель, содержащий корпус скважинного отклонителя, отклоняющий механизм для управления направлением бурения подземного ствола скважины и датчики для измерения углового положения подземного ствола скважины. Отклонитель может дополнительно содержать скважинный контроллер, содержащий: (i) модуль положения отклонителя, содержащий команды (как в способе 100 на Фиг. 5) для обработки измеренных значений углового положения, принятых от датчиков для получения положения отклонителя в ходе бурения, (ii) внешнюю петлю обратной связи, содержащую команды для обработки измеренных значений изменения угла, принятых от датчиков и целевого азимута для получения целевого направления отклонителя, (iii) внутреннюю петлю обратной связи, содержащую команды для обработки значений положения отклонителя в ходе бурения для получения сигнала ошибки, и (iv) целевой блок управления, содержащий команды для обработки сигнала ошибки с целью получения команд для отклоняющего механизма для управления направлением бурения.
Несмотря на то, что управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения, а также некоторые преимущества данного способа были описаны достаточно подробно, следует понимать, что в данную заявку могут быть внесены различные изменения, замены и исправления без отклонения от идеи и объема изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения.

Claims (57)

1. Скважинный способ с обратной связью для управления положением отклонителя в ходе бурения при бурении подземного ствола скважины, содержащий:
(a) бурение подземного ствола скважины;
(b) получение значения эталонного углового положения подземного ствола скважины, причем значение эталонного углового положения измеряют на верхней станции скважинных исследований в первый момент времени;
(c) получение значения измеренного углового положения подземного ствола скважины, причем значение измеренного углового положения измеряют на нижней станции скважинных исследований во второй момент времени, причем второй момент времени больше, чем первый момент времени;
(d) обработку в скважине значений эталонного углового положения и измеренного углового положения для вычисления изменения угла подземного ствола скважины между верхней и нижней станциями скважинных исследований;
(e) сравнение изменения угла подземного ствола скважины с заданным пороговым значением;
(f) повторение этапов (c), (d) и (e) в случае, если изменение угла подземного ствола скважины меньше заданного порогового значения;
(g) обработку в скважине значений эталонного углового положения и измеренного углового положения для вычисления угла положения отклонителя в случае, если изменение угла подземного ствола скважины больше или равно заданному пороговому значению; и
(h) обработку в скважине угла положения отклонителя, вычисленного на этапе (g), для управления направлением бурения подземного ствола скважины.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
(i) присвоение эталонному угловому положению значения, равного значению измеренного углового положения, если изменение угла подземного ствола скважины больше или равно заданному пороговому значению; и
(j) повторение этапов (c), (d), (e), (f), (g) и (h).
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
(i) обработку изменения угла подземного ствола скважины для вычисления скорости проходки при бурении на этапе (a).
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что скорость проходки при бурении в (a) вычисляют с помощью следующей математической формулы:
Figure 00000030
где ROP представляет скорость проходки при бурении, DLS представляет интенсивность искривления подземного ствола скважины, пробуриваемого в (a), и QUOTE
Figure 00000031
Figure 00000031
представляет интервал времени между проведением измерений значения эталонного углового положения и измеренного углового положения на верхней и нижней станциях скважинных исследований.
5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что скорость проходки при бурении вычисляют в (d) практически непрерывно во время бурения в (а).
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заданное пороговое значение находится в диапазоне от около 0,25 до около 2,5 градуса.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что изменение угла подземного ствола скважины вычисляют в (d) с помощью одной из следующих математических формул:
QUOTE
Figure 00000032
Figure 00000032
;
QUOTE
Figure 00000033
Figure 00000033
;
QUOTE
Figure 00000034
Figure 00000034
;
где β соответствует изменению угла подземного ствола скважины, QUOTE
Figure 00000035
Figure 00000035
и QUOTE
Figure 00000036
Figure 00000036
соответствуют измеренному значению углового положения на нижней станции скважинных исследований, а QUOTE
Figure 00000037
Figure 00000037
и QUOTE
Figure 00000038
Figure 00000038
соответствуют эталонному значению углового положения на верхней станции скважинных исследований.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что изменение угла подземного ствола скважины вычисляют в (d) с помощью одной из следующих математических формул:
QUOTE
Figure 00000039
Figure 00000039
;
QUOTE
Figure 00000040
Figure 00000040
;
QUOTE
Figure 00000041
Figure 00000041
;
где β соответствует изменению угла подземного ствола скважины, QUOTE
Figure 00000035
Figure 00000035
и QUOTE
Figure 00000036
Figure 00000036
соответствуют измеренному значению углового положения на нижней станции скважинных исследований, а QUOTE
Figure 00000037
Figure 00000037
и QUOTE
Figure 00000038
Figure 00000038
соответствуют эталонному значению углового положения на верхней станции скважинных исследований, и AW соответствует весовому коэффициенту в диапазоне от 0 до 1.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что AW лежит в диапазоне от около 0,1 до около 0,5.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что изменение угла подземной скважины составляет менее чем около 5 градусов, а угол положения отклонителя вычисляют в (g) с помощью следующей формулы:
Figure 00000042
где GTF соответствует гравитационной ориентации отклонителя, QUOTE
Figure 00000035
Figure 00000035
и QUOTE
Figure 00000036
Figure 00000036
соответствуют измеренному значению углового положения на нижней станции скважинных исследований, а QUOTE
Figure 00000037
Figure 00000037
и QUOTE
Figure 00000038
Figure 00000038
соответствуют эталонному значению углового положения на верхней станции скважинных исследований.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что угол отклонения подземной скважины составляет менее, чем около 5 градусов, а угол положения отклонителя вычисляют в (g) с помощью следующей формулы:
Figure 00000043
где MTF соответствует магнитной ориентации отклонителя, QUOTE
Figure 00000044
Figure 00000044
и QUOTE
Figure 00000045
Figure 00000045
соответствуют измеренному значению углового положения на нижней станции скважинных исследований, а QUOTE
Figure 00000046
Figure 00000046
и QUOTE
Figure 00000047
Figure 00000047
соответствуют эталонному значению углового положения на верхней станции скважинных исследований.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что угол положения отклонителя вычисляют в (g) с помощью одной из следующих формул:
Figure 00000048
Figure 00000049
где GTF соответствует гравитационной ориентации отклонителя, MTF соответствует магнитной ориентации отклонителя, QUOTE
Figure 00000050
Figure 00000050
и QUOTE
Figure 00000051
Figure 00000051
соответствуют измеренному значению углового положения на нижней станции скважинных исследований, а QUOTE
Figure 00000052
Figure 00000052
и QUOTE
Figure 00000053
Figure 00000053
соответствуют эталонному значению углового положения на верхней станции скважинных исследований.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что (h) дополнительно включает:
(i) обработку измеренного значения углового положения, полученного в (c), во внешней петле обратной связи для достижения целевого положения отклонителя; и
(ii) обработку целевого положения отклонителя и угла положения отклонителя, вычисленного в (g), во внутренней петле обратной связи для управления направлением бурения подземного ствола скважины.
14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что (h) дополнительно включает:
(i) обработку угла положения отклонителя, вычисленного в (g), и выбор точки положения отклонителя для получения значения ошибки положения отклонителя;
(ii) обработку ошибки положения отклонителя для получения значения коррекции положения отклонителя; и
(iii) использование значения коррекции положения отклонителя для изменения направления бурения.
15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что (h) дополнительно включает:
(i) обработку целевого азимута и измеренного значения углового положения, полученного в (c), для вычисления целевого положения отклонителя;
(ii) обработку целевого положения отклонителя и угла положения отклонителя, вычисленного в (g), для получения сигнала ошибки.
(iii) обработку пропорционального и интегрального коэффициентов усиления сигнала ошибки для получения значения целевого положения отклонителя для блока управления; и
(iv) использование значения целевого положения отклонителя для блока управления с целью изменения направления бурения.
16. Скважинный отклоняющий инструмент, содержащий:
корпус скважинного отклоняющего инструмента;
отклоняющий механизм для управления направлением бурения подземного ствола скважины;
датчики для измерения углового положения подземного ствола скважины; и
скважинный процессор, содержащий: (i) модуль положения отклонителя, содержащий команды для обработки измеренных значений угловых положений, принятых от датчиков, для получения положения отклонителя в ходе бурения; (ii) внешнюю петлю обратной связи, содержащую команды для обработки измеренных значений угловых положений, принятых от датчиков, и целевого азимута для получения целевого положения отклонителя; (iii) внутреннюю петлю обратной связи, содержащую команды для обработки значений положения отклонителя в ходе бурения и целевого положения отклонителя для получения сигнала ошибки; и (iv) блок управления целеуказанием для наведения, содержащий команды для обработки сигнала ошибки с целью получения команд для направляющего механизма для управления направлением бурения.
RU2015146306A 2013-03-29 2014-03-19 Управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения RU2611806C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361806522P 2013-03-29 2013-03-29
US61/806,522 2013-03-29
PCT/US2014/031176 WO2014160567A1 (en) 2013-03-29 2014-03-19 Closed loop control of drilling toolface

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2611806C1 true RU2611806C1 (ru) 2017-03-01

Family

ID=51625454

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015146306A RU2611806C1 (ru) 2013-03-29 2014-03-19 Управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения

Country Status (6)

Country Link
US (3) US10214964B2 (ru)
EP (1) EP2978932B1 (ru)
CN (2) CN110725650A (ru)
CA (1) CA2907559A1 (ru)
RU (1) RU2611806C1 (ru)
WO (1) WO2014160567A1 (ru)

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110725650A (zh) * 2013-03-29 2020-01-24 普拉德研究及开发股份有限公司 钻井工具面的闭环控制
US10221627B2 (en) 2014-10-15 2019-03-05 Schlumberger Technology Corporation Pad in bit articulated rotary steerable system
WO2016076826A1 (en) * 2014-11-10 2016-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Advanced toolface control system for a rotary steerable drilling tool
US10883355B2 (en) * 2014-11-10 2021-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Nonlinear toolface control system for a rotary steerable drilling tool
CA2963380A1 (en) 2014-11-10 2016-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Feedback based toolface control system for a rotary steerable drilling tool
WO2016076829A1 (en) 2014-11-10 2016-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Gain scheduling based toolface control system for a rotary steerable drilling tool
US9945222B2 (en) 2014-12-09 2018-04-17 Schlumberger Technology Corporation Closed loop control of drilling curvature
GB2562627A (en) * 2015-12-01 2018-11-21 Schlumberger Technology Bv Closed loop control of drilling curvature
CA2915624C (en) 2015-12-18 2022-08-30 Modern Wellbore Solutions Ltd. Tool assembly and process for drilling branched or multilateral wells with whipstock
US10519752B2 (en) * 2016-11-29 2019-12-31 Baker Hughes, A Ge Company, Llc System, method, and apparatus for optimized toolface control in directional drilling of subterranean formations
CN107328415A (zh) * 2017-05-31 2017-11-07 合肥工业大学 基于mems陀螺仪的顶管机姿态模糊控制系统及方法
US10605066B2 (en) * 2017-12-14 2020-03-31 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods and systems azimuthal locking for drilling operations
US11613930B2 (en) * 2017-12-28 2023-03-28 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods to improve directional drilling
US10760341B2 (en) * 2018-09-11 2020-09-01 Nabors Lux 2 Sarl Automated steering of a drilling system using a smart bottom hole assembly
US11549357B2 (en) * 2019-10-11 2023-01-10 Pason Systems Corp. Methods, systems and media for controlling a toolface of a downhole tool
CN114929989A (zh) * 2019-12-23 2022-08-19 斯伦贝谢技术有限公司 用于估算钻探时的钻进速率的方法
CN111335812B (zh) * 2020-03-03 2021-08-31 北京四利通控制技术股份有限公司 一种钻井工具面角自校正闭环控制方法
JP2022085112A (ja) * 2020-11-27 2022-06-08 日本航空電子工業株式会社 計測装置、計測方法、計測プログラム、記録媒体
CN113216842B (zh) * 2021-05-28 2022-05-17 中联重科股份有限公司 潜孔钻机控制方法及潜孔钻机控制装置
CN113622895B (zh) * 2021-09-15 2023-06-06 西南石油大学 全智能可变频控制变压钻进工具

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040050590A1 (en) * 2002-09-16 2004-03-18 Pirovolou Dimitrios K. Downhole closed loop control of drilling trajectory
US20050269082A1 (en) * 2004-06-07 2005-12-08 Pathfinder Energy Services, Inc. Control method for downhole steering tool
US20060260843A1 (en) * 2005-04-29 2006-11-23 Cobern Martin E Methods and systems for determining angular orientation of a drill string
RU67635U1 (ru) * 2007-05-17 2007-10-27 ОАО НПО "Буровая техника" Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория"
WO2012024127A2 (en) * 2010-08-19 2012-02-23 Smith International, Inc. Downhole closed-loop geosteering methodology
US20130048383A1 (en) * 2011-08-31 2013-02-28 Neilkunal Panchal Minimum strain energy waypoint-following controller for directional drilling using optimized geometric hermite curves

Family Cites Families (41)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5265682A (en) 1991-06-25 1993-11-30 Camco Drilling Group Limited Steerable rotary drilling systems
US5321893A (en) * 1993-02-26 1994-06-21 Scientific Drilling International Calibration correction method for magnetic survey tools
US6092610A (en) 1998-02-05 2000-07-25 Schlumberger Technology Corporation Actively controlled rotary steerable system and method for drilling wells
KR100292502B1 (ko) 1998-11-07 2001-07-12 구자홍 터치스위치및그의대전층제조방법
US6109372A (en) 1999-03-15 2000-08-29 Schlumberger Technology Corporation Rotary steerable well drilling system utilizing hydraulic servo-loop
GB0120076D0 (en) * 2001-08-17 2001-10-10 Schlumberger Holdings Measurement of curvature of a subsurface borehole, and use of such measurement in directional drilling
US6819111B2 (en) * 2002-11-22 2004-11-16 Baker Hughes Incorporated Method of determining vertical and horizontal resistivity, and relative dip in anisotropic earth formations having an arbitrary electro-magnetic antenna combination and orientation with additional rotation and position measurements
US7182154B2 (en) * 2003-05-28 2007-02-27 Harrison William H Directional borehole drilling system and method
US7234540B2 (en) * 2003-08-07 2007-06-26 Baker Hughes Incorporated Gyroscopic steering tool using only a two-axis rate gyroscope and deriving the missing third axis
US7503403B2 (en) * 2003-12-19 2009-03-17 Baker Hughes, Incorporated Method and apparatus for enhancing directional accuracy and control using bottomhole assembly bending measurements
US7753141B2 (en) 2005-07-20 2010-07-13 Cmte Development Limited Coiled tubing drilling system
US7414405B2 (en) 2005-08-02 2008-08-19 Pathfinder Energy Services, Inc. Measurement tool for obtaining tool face on a rotating drill collar
KR100924149B1 (ko) * 2006-10-31 2009-10-28 한국지질자원연구원 저온 열 균열 현상을 이용한 암반 내 초기응력 측정방법
US7725263B2 (en) 2007-05-22 2010-05-25 Smith International, Inc. Gravity azimuth measurement at a non-rotating housing
US7669669B2 (en) * 2007-07-30 2010-03-02 Schlumberger Technology Corporation Tool face sensor method
GB2452709B (en) 2007-09-11 2011-01-26 Schlumberger Holdings Drill bit
US7886844B2 (en) * 2007-11-12 2011-02-15 Schlumberger Technology Corporation Borehole survey method and apparatus
US8024121B2 (en) * 2008-01-25 2011-09-20 Smith International, Inc. Data compression method for use in downhole applications
CN101392643B (zh) * 2008-10-31 2013-08-14 西南石油大学 气体钻井随钻地下数据无线传输装置
US8783382B2 (en) 2009-01-15 2014-07-22 Schlumberger Technology Corporation Directional drilling control devices and methods
CA3013298C (en) * 2010-04-12 2020-06-30 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods and systems for drilling
EP2721252B1 (en) * 2011-06-14 2016-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. System, method, and computer program for predicting borehole geometry
US9483607B2 (en) * 2011-11-10 2016-11-01 Schlumberger Technology Corporation Downhole dynamics measurements using rotating navigation sensors
GB2498831B (en) 2011-11-20 2014-05-28 Schlumberger Holdings Directional drilling attitude hold controller
US9982525B2 (en) 2011-12-12 2018-05-29 Schlumberger Technology Corporation Utilization of dynamic downhole surveying measurements
US9273547B2 (en) 2011-12-12 2016-03-01 Schlumberger Technology Corporation Dynamic borehole azimuth measurements
CN202544834U (zh) 2012-03-15 2012-11-21 中国海洋石油总公司 一种井下定向动力钻具工具面动态控制系统
US9540922B2 (en) * 2012-03-29 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Electromagnetic method for obtaining dip azimuth angle
CN102996120B (zh) * 2012-11-20 2015-11-25 中国石油大学(北京) 一种基于三电极系的救援井与事故井连通探测系统
EP2978933A4 (en) * 2013-03-28 2016-11-30 Services Petroliers Schlumberger AUTOMATIC BROAD SEARCH ASSESSMENT
CN110725650A (zh) 2013-03-29 2020-01-24 普拉德研究及开发股份有限公司 钻井工具面的闭环控制
US9276547B2 (en) 2013-06-28 2016-03-01 Peregrine Semiconductor Corporation Systems and methods of stacking LC tanks for wide tuning range and high voltage swing
BR112017003046A2 (pt) * 2014-09-16 2018-02-27 Halliburton Energy Services Inc sistema de perfuração direcional e método de perfuração direcional
WO2016076829A1 (en) * 2014-11-10 2016-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Gain scheduling based toolface control system for a rotary steerable drilling tool
WO2016076826A1 (en) * 2014-11-10 2016-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Advanced toolface control system for a rotary steerable drilling tool
US10883355B2 (en) * 2014-11-10 2021-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Nonlinear toolface control system for a rotary steerable drilling tool
US9945222B2 (en) * 2014-12-09 2018-04-17 Schlumberger Technology Corporation Closed loop control of drilling curvature
US10132158B2 (en) * 2014-12-19 2018-11-20 Halliburton Energy Services, Inc. Roller cone drill bit with embedded gamma ray detector
WO2016108822A1 (en) * 2014-12-29 2016-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Toolface control with pulse width modulation
AU2015383177B2 (en) * 2015-02-19 2018-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Gamma detection sensors in a rotary steerable tool
US10830004B2 (en) * 2015-05-20 2020-11-10 Schlumberger Technology Corporation Steering pads with shaped front faces

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040050590A1 (en) * 2002-09-16 2004-03-18 Pirovolou Dimitrios K. Downhole closed loop control of drilling trajectory
US20050269082A1 (en) * 2004-06-07 2005-12-08 Pathfinder Energy Services, Inc. Control method for downhole steering tool
US20060260843A1 (en) * 2005-04-29 2006-11-23 Cobern Martin E Methods and systems for determining angular orientation of a drill string
RU67635U1 (ru) * 2007-05-17 2007-10-27 ОАО НПО "Буровая техника" Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория"
WO2012024127A2 (en) * 2010-08-19 2012-02-23 Smith International, Inc. Downhole closed-loop geosteering methodology
US20130048383A1 (en) * 2011-08-31 2013-02-28 Neilkunal Panchal Minimum strain energy waypoint-following controller for directional drilling using optimized geometric hermite curves

Also Published As

Publication number Publication date
US20190145173A1 (en) 2019-05-16
CA2907559A1 (en) 2014-10-02
CN105102762B (zh) 2019-12-10
EP2978932A1 (en) 2016-02-03
US10995552B2 (en) 2021-05-04
CN105102762A (zh) 2015-11-25
US20210270088A1 (en) 2021-09-02
EP2978932B1 (en) 2022-10-12
WO2014160567A1 (en) 2014-10-02
EP2978932A4 (en) 2016-12-21
US20150377004A1 (en) 2015-12-31
US10214964B2 (en) 2019-02-26
CN110725650A (zh) 2020-01-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2611806C1 (ru) Управление с обратной связью положением отклонителя в ходе бурения
US9945222B2 (en) Closed loop control of drilling curvature
US9605480B2 (en) Directional drilling control devices and methods
CN106030031B (zh) 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
US10001004B2 (en) Closed loop model predictive control of directional drilling attitude
US11802472B2 (en) Control of drilling curvature
US20140291024A1 (en) Closed-Loop Geosteering Device and Method
WO2020060589A1 (en) Calibrating a wellbore trajectory model for use in directionally drilling a wellbore in a geologic formation
CN111615582B (zh) 用于钻井作业的方位角锁定的方法和系统
US10094211B2 (en) Methods for estimating wellbore gauge and dogleg severity
WO2024076622A1 (en) Devices, systems, and methods for downhole surveying
WO2023107126A1 (en) Error-space feedback controller for drill bit steering