CN105683498A - 闭环钻井参数控制 - Google Patents

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CN105683498A CN201380080720.7A CN201380080720A CN105683498A CN 105683498 A CN105683498 A CN 105683498A CN 201380080720 A CN201380080720 A CN 201380080720A CN 105683498 A CN105683498 A CN 105683498A
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D·温斯洛
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Abstract

一种用于控制钻井总成的实例方法包括从至少一个传感器接收测量数据，所述至少一个传感器耦接至定位在地层中的所述钻井总成的元件。可至少部分地基于所述地层的模型和一组偏移数据确定所述钻井总成的至少一部分的操作限制。可至少部分地基于所述测量数据和所述操作限制生成控制信号以改变所述钻井总成中的一个或多个钻井参数。可将所述控制信号传输至所述钻井总成的可控元件。

Description

闭环钻井参数控制
发明背景
碳氢化合物(例如，石油和天然气)通常从可位于陆地或海上的地下地层获得。大多数情况下，地层位于表面之下数千英尺处，且在采收碳氢化合物之前井筒必须贯穿地层。随着钻井操作变得更复杂，且碳氢化合物储层相应地变得更难到达，精确地在地层中垂直且水平地定位钻井总成的需要增加。在钻井***的机械和操作极限内仍准确且有效地钻出井眼以到达所研究地层是很困难的，但对于钻井操作的收益性很重要。
附图简述
通过部分地参考以下描述和附图，可以理解本公开的一些特定示例性实施方案。
图1是根据本公开的方面的实例钻井***的图示。
图2是根据本公开的方面的实例信息处理***的图示。
图3是根据本公开的方面的实例地质模型的图示。
图4是根据本公开的方面的用于生成操作限制并输出控制信号的实例过程的图示。
图5是根据本公开的方面的实例控制***过程的图示。
图6是根据本公开的方面的转向总成的控制***的实例图示。
图7是图示根据本公开的方面的与钻柱的卷绕对应的实例操作限制的图表。
图8是图示根据本公开的方面的避免钻头旋转的实例操作限制的图表。
图9是根据本公开的方面的能够修改一个或多个钻井参数的实例井下工具的图示。
图10是根据本公开的方面的实例推力控制单元的图示。
图11是根据本公开的方面的实例井下电机的图示。
虽然已参考本公开的示例性实施方案描绘、描述并限定了本公开的实施方案，但是这种参考并不暗示是对本公开的限制，且不应推断出这种限制。所公开的主题在形式和功能上能够具有相关技术领域中受益于本公开的技术人员可想到的大量修改、改变和等效形式。描绘且描述的本公开的实施方案仅仅是实例，而并非是对本公开范围的穷尽性说明。
具体实施方式
为了本公开的目的，信息处理***可包括为了商业、科学、控制或其它目的而可操作以进行计算、分类、处理、传输、接收、检索、开创、切换、存储、显示、声明、检测、记录、复制、操作或利用任何形式的信息、情报或数据的任何工具或工具的集合。例如，信息处理***可以是个人计算机、网络存储装置或任何其它合适的装置，并且在尺寸、形状、性能、功能和价格方面可以变化。信息处理***可包括随机存取存储器(RAM)、一个或多个处理资源(例如，中央处理器(CPU)或硬件或软件控制逻辑)、ROM和/或其它类型的非易失性存储器。信息处理***的附加组件可包括一个或多个辅助存储装置，例如磁盘驱动器、固态驱动器(快闪RAM驱动器)、网络云存储装置、用于与外部装置通信的一个或多个网络端口以及各种输入和输出(I/O)装置，例如键盘、鼠标和视频显示器。信息处理***也可包括一个或多个可操作以在各种硬件组件之间传输通信的总线。其也可包括一个或多个能够将一个或多个信号传输至控制器、执行器或类似装置的接口单元。
为了本公开的目的，计算机可读介质可包括可将数据和/或指令保持一段时间的任何工具或工具的集合。计算机可读介质可包括例如(但无限制性)存储介质，例如直接存取存储装置(例如，硬盘驱动器或软盘驱动器)、顺序存取存储装置(例如，磁带磁盘驱动器)、光盘、CD-ROM、DVD、RAM、ROM、电可擦可编程序只读存储器(EEPROM)和/或快闪存储器；以及通信介质，例如电线、光导纤维、微波、无线电波以及其它电磁和/或光学载体；和/或上述任意组合。
本文详细描述了本公开的说明性实施方案。为了清楚起见，实际实施例的所有特征可能并没有在本说明书予以描述。当然应理解，在任何这种实际实施方案的开发过程中，做出了许多实施例特定的决策以实现特定的实施例目标，该目标将因实施例的不同而不同。此外应理解，这种开发工作可能复杂且耗时，但对于本领域那些得益于本公开的普通技术人员而言，这只不过是一项常规任务。
为了促进更好地理解本公开，给出了以下某些实施方案的实例。决不应将以下实例理解为限制或限定本公开的范围。本公开的实施方案可适用于任何类型的地下地层中的水平、垂直、倾斜或非线性井筒。实施方案可适用于注入井以及生产井，包括碳氢化合物井。可使用适合沿地层各段进行测试、采收和采样的工具实现实施方案。可利用例如可通过管柱中的流体通道或使用测井电缆、平直管线、连续油管、井下机械人等传送的工具实现实施方案。
文中使用的术语“耦接”用于指间接或直接连接。因此，如果第一装置耦接至第二装置，则该连接可以是通过直接连接，或通过其它装置和连接件的间接机械连接或电连接。类似地，文中使用的术语“可通信地耦接”用于指直接或间接通信连接。这种连接可以是有线或无线连接，例如以太网或局域网。这种有线和无线连接对于本领域的普通技术人员是公知的，因此本文将不再详细讨论。因此，如果第一装置可通信地耦接至第二装置，则该连接可以是通过直接连接，或通过其它装置和连接件的间接通信连接。
现代的石油钻井和生产操作需要有关井下参数和状况的信息。有几种收集井下信息的方法，包括随钻测井(“LWD”)和随钻测量(“MWD”)。在LWD中，通常在钻井过程期间收集数据，从而避免了任何移除钻井总成以***电缆测井工具的需要。因此，LWD允许钻井机实时进行精确修改或校正以优化性能，同时使停机时间最小化。MWD为在钻井继续时用于测量关于钻井总成的运动和位置的井下状况的术语。LWD更专注于测量地层参数。虽然MWD与LWD之间可存在区别，但是术语MWD和LWD常常可互换使用。为了本公开的目的，使用了术语LWD，但应理解，该术语包含收集地层参数以及收集有关钻井总成的运动和位置信息两方面。
图1是根据本公开的方面的实例钻井***100的图示。钻井***100可包括定位在表面104的钻井平台102。在示出的实施方案中，表面102包括地层106的顶部，地层106包含一个或多个岩层或层106a-d。尽管表面104在图1中示为陆地，但一些实施方案的钻井平台102可位于海上，在这种情况下，表面104与钻井平台102将相隔大量的水。
钻井***100可包括钻井架108，其安装在钻井平台102上并定位在地层106内的井眼110上方。在所示的实施方案中，钻井总成112可至少部分地定位在井眼110内，并耦接至钻井架108。钻井总成112可包括钻柱114、底部钻具组合(BHA)116和钻头118。钻柱114可包括多个螺纹接合的钻杆段。BHA116可耦接至钻柱114，且钻头118可耦接至BHA116。
BHA116可包括诸如遥测***120和LWD/MWD元件122的工具。LWD/MWD元件122可包括井下仪器，包括传感器、天线、比重计、陀螺仪、磁力计、110惯性测量单元等，这些仪器可不断地或间歇地监控井下状况并测量井眼110的方面和井眼110周围的地层106。LWD/MWD元件122可进一步测量井下元件的工具面角度、井下元件相对于地层106的角位置。这种测量值可作为测量数据提供给处理器(例如，如以下图2中所描述的那样)。在某些实施方案中，可使用遥测***120将LWD/MWD元件122生成的信息作为测量数据传递至表面。遥测***120可通过各种通道(包括有线和无线通信通道)提供与表面的通信，并通过钻井总成112内的钻井泥浆提供泥浆脉冲。
在某些实施方案中，BHA116可还包括转向总成124。转向总成124可耦接至钻头118，且可通过控制钻头相对于BHA116和/或地层106的角度和定向来控制钻井总成112的钻井方向。钻头112的角度和定向可由转向总成124控制，例如通过相对于地层106控制BHA116的纵向轴线126和钻头118的纵向轴线128(例如，推进钻头布置)或通过相对于BHA116的纵向轴线126控制钻头118的纵向轴线128(例如，摆动钻头布置)来进行控制。
在示出的实施方案中，钻头118的纵向轴线128相对于BHA116的纵向轴线126偏移。钻头118的纵向轴线128可对应于钻井总成112的钻井方向，即钻头118旋转时将切入地层106的方向。值得注意的是，转向总成124可以可通信地耦接至遥测***120以及一个或多个井下和/或表面控制器，该控制器可确定钻井总成112的钻井方向，并将钻井方向传递至转向总成128。
位于表面104的泵130可使钻井流体以泵速率(例如，加仑每分钟)从流体贮存器132循环通过通向方钻杆136的进料管134、通过钻柱114的内部向井下运动、通过钻头118上的孔眼、经由钻柱114周围的环空循环回表面，并进入流体贮存器132。钻井流体将钻屑从井眼110输送入储存器132并帮助保持井眼110的完整性。泵130的泵速率可与井下流速对应，由于流体在地层106内的损失，井下流速与泵速率不同。在某些实施方案中，BHA116可包括流体驱动的井下电机(未示出)，该电机将钻井流体的流动转换成用于驱动钻头118的旋转运动和扭矩。井下电机施加至钻头118的扭矩以及得出的钻头118的旋转速率可至少部分地基于泵速率。
在某些实施方案中，钻井总成112的一部分可通过吊钩总成138悬挂于钻井架108。吊钩总成138上的总的下拉力可称为吊钩载荷，其特征在于钻柱114、BHA116、钻头118以及耦接至钻柱114的其它井下元件的重量小于减小该重量的任何力，例如沿井眼110的壁的摩擦力和钻柱114上的因浸在钻井流体内而产生的浮力。当钻头118接触地层106的底部时，地层106将抵消钻井总成112的部分重量，且该抵消量可对应于钻井总成112的钻压(WOB)。吊钩总成138可包括示出在给定时间悬挂于吊钩138的重量的量的重量指示器。在某些实施方案中，可使用耦接至吊钩总成138的绞车140改变吊钩总成138相对于钻井架108的位置，从而改变吊钩载荷和WOB。
钻井***100可还包括顶部驱动机构或转盘142。钻柱114可至少部分地在转盘142内，转盘142可将扭矩和旋转施加于钻柱114，并使钻柱114旋转。施加在钻柱114上的扭矩和旋转可转移至BHA116和钻头118，从而使二者旋转。由转盘142和/或以上描述的井下电机在钻头118引起的扭矩可称为钻头扭矩(TOB)，且钻头118的旋转速率可以每分钟转数(RPM)表示。钻头118的旋转可使得钻头118与地层106接合或钻入地层106并扩展井眼110。其它钻井总成布置也是可能的。
在某些实施方案中，钻井***100可包括定位在表面104的控制单元144。控制单元144可包括实现钻井***100的控制***或控制算法的信息处理***。控制单元144可以可通信地耦接至钻井***100的一个或多个可控元件，包括泵130、吊钩总成138/绞车140、LWD/MWD元件122、转盘142和转向总成124。可控元件可包括钻井总成112的响应于来自控制单元114的控制信号而改变钻井***100的一个或多个钻井参数的元件，如以下将描述的那样。控制单元144可通过例如有线或无线连接可通信地耦接至表面可控元件，且可通过遥测***120和表面接收器146可通信地耦接至井下可控元件。在某些实施方案中，控制***或算法可使控制单元124生成控制信号并将控制信号传输至钻井***100的一个或多个元件。
在某些实施方案中，控制单元144可从钻井***100接收输入数据，并至少部分地基于输入数据输出控制信号。输入数据可包括来自BHA116的测量数据或测井信息，该测量数据或测井信息包括钻井总成112的钻井参数的直接或间接测量值。实例钻井参数包括TOB、WOB、钻头的旋转速率、工具面角度、流速等。控制信号可被引导至钻井***100的可通信地耦接至控制单元144的元件，或那些元件内的执行器或其它可控机构。在某些实施方案中，钻井***100的一些或所有可控元件可包括可从控制单元144接收控制信号并为相应的执行器或其它可控机构生成特定命令的受限积分控制元件或处理器。
控制单元输出的控制信号可使钻井***100的控制信号被引导至其的元件改变一个或多个钻井参数。例如，被引导至泵130的控制信号可使泵改变将钻井流体泵送入钻柱114的泵速率，进而可改变通过耦接至钻头118的井下电机的流速以及TOB和钻头118的旋转速率。被引导至吊钩总成138的控制信号可通过使绞车140支承钻井总成的更多或更少的重量而使吊钩总成改变吊钩载荷，这可改变WOB和TOB二者。被引导至转盘142的控制信号可使转盘改变旋转速度和施加至钻柱110的扭矩，这可改变TOB、钻头118的旋转速率以及BHA116的工具面角度。虽然以上就钻井***100的表面元件描述了控制信号，但是在某些实施方案中，如以下将描述的那样，一个或多个井下元件可从控制器接收控制信号，并基于控制信号改变一个或多个钻井参数。本领域的普通技术人员根据本公开将会理解其它控制信号类型。
图2是示出根据本公开的方面的实例信息处理***200的框图。信息处理***200可用作例如钻井总成的控制***或控制单元的一部分，且可位于表面、井下(例如，井眼内)，或部分位于表面且部分位于井下。例如，钻井操作者可与位于表面的信息处理***200进行交互以改变钻井参数或向钻井***的可通信地耦接至信息处理***200的可控元件发出控制信号。在其它实施方案中，信息处理***200可自动生成使钻井***的元件至少部分地基于从井下元件接收的输入数据改变钻井参数的控制信号，以下将对此进行详细描述。
信息处理***200可包括可通信地耦接至存储器控制器集线器或北桥202的处理器或CPU201。存储器控制器集线器202可包括将信息引导至信息处理***内的各种***存储组件(例如，RAM203、存储元件206和硬盘驱动器207)或从***存储组件引导信息的存储器控制器。存储器控制器集线器202可耦接至RAM203和图形处理单元204。存储器控制器集线器202也可耦接至I/O控制器集线器或南桥205。I/O集线器205耦接至计算机***的存储元件，包括存储元件206，其可包括快闪ROM，快闪ROM包括计算机***的基本输入输出***(BIOS)。I/O集线器205还耦接至计算机***的硬盘驱动器207。I/O集线器205也可耦接至超级I/O芯片208，超级I/O芯片208本身耦接至计算机***的若干I/O端口，包括键盘209和鼠标210。信息处理***200可进一步地通过芯片208可通信地耦接至钻井***的一个或多个元件。信息处理***200可包括处理输入数据的软件组件和至少部分地基于输入数据生成命令或控制信号的软件组件。如文中所用，软件或软件组件可包括一组存储在计算机可读介质内的指令，当耦接至计算机可读介质的处理器执行该指令时，该指令使处理器执行某些动作。
根据本公开的方面，控制单元可确定或接收钻井总成的至少一个操作限制，且可至少部分地基于操作限制和接收的输入数据生成控制信号并将控制信号输出至钻井总成的元件。操作限制可包括钻井参数值的范围或与钻井总成的钻井参数有关的值的范围。此外，可计算操作限制以确保钻井总成在钻井总成的元件的物理和机械极限内，或优化钻井总成或钻井总成的元件的操作。
在某些实施方案中，可使用地质模型和偏移数据集中的至少一个确定操作限制。图3是根据本公开的方面的实例地质模型300的图示。可看出，地质模型300包括具有岩层302a-d的地层302，每一个岩层可包含具有不同机械特征和电磁特征的不同类型的岩石。模型300可识别地层岩层302a-d的特定位置、定向、岩石类型和特征，包括分离岩层302a-d的边界304-308的位置。在某些实施方案中，模型300可根据现场测井和测量数据，包括但不限于声学、电磁和地震测量数据。虽然为了解释说明，以可视化的形式示出了地质模型300，但地质模型300也可包括数学模型。
在某些实施方案中，在确定钻井总成的操作限制时，控制单元可将偏移数据并入地质模型300或结合地质模型300使用偏移数据。如文中所用，偏移数据可包括从使岩石和地层类型与某些工具和钻井参数关联的其它钻孔操作记录的实际数据。偏移数据可例如识别岩石类型与钻头之间的扭矩相互作用、某些类型的地层的钻头速度极限等。偏移数据的特征可在于与数据对应的岩石类型，且偏移数据可与模型300内的那些岩石类型关联。因此，利用地质模型300和偏移数据集二者确定的操作限制可以是岩层特定的，每一个岩层分别与不同的操作限制或一组操作限制关联。
图3进一步图示了地层300内的井平面图350。井方案350可包括钻入地层300的井的计划轨迹。模型300可用于识别井在何处以及何时与边界304-308相交，井在何处以及何时将遇到岩层302a-d中的某些类型的岩层，当钻井总成跟随井平面图350与岩层302a-d接触时所预期的井下钻井参数，以及输出控制信号时将使用的操作限制。当根据井平面图350钻井时，控制单元可根据地质模型300和井平面图350选择与钻井总成定位在其内的地层岩层关联的操作限制或一组操作限制，且可利用选择的该组操作限制生成控制信号并将控制信号输出至钻井总成的元件。此外，控制单元可利用来自钻井总成的输入数据确定何时越过了边界到达地质模型300中的不同岩层，且可选择与不同岩层关联的操作限制或一组操作限制。控制单元也可利用输入数据来验证地质模型300，且如果地质模型300不正确，则更新地质模型300和操作限制。
图4是根据本公开的方面的用于生成操作限制并至少部分地基于操作限制输出控制信号的实例过程的图示。过程可在信息处理***或控制单元内实现，如上所述。在示出的实施方案中，处理器可接收地质模型400和一组偏移数据402，处理器可至少部分地基于地质模型400和偏移数据402生成一组预期测量值404。该组预期测量值404可包括与在地质模型400中识别的不同地层岩层关联的子组。在示出的实施方案中，该组预期测量值404表示为EXPi，其中i与地质模型400中的地层岩层的其中一个地层岩层对应。该组预期钻井参数404可包括基于来自地质模型400的岩层类型的预期在特定地层岩层内的钻井参数和/或井下测井测量值以及在来自偏移数据402的相似岩层中发现的钻井参数和/或井下测井测量值。
在某些实施方案中，处理器可接收该组预期测量值404和钻井总成的至少一个物理、机械或操作极限406，且可至少部分地基于该组预期钻井参数值404和钻井总成的至少一个物理、机械或操作极限406生成一组操作限制408。钻井总成的至少一个物理、机械或操作特性406可包括极限，超过该极限，钻井总成或钻井总成的元件将不能如预期那样工作。这些极限可基于钻井总成的机械极限，例如井下轴承的强度、井下工具的抗拉强度等。该极限也可基于钻井总成的不同元件之间的相互作用。例如，如以下将描述的那样，就转向总成可用的动力而言，当满足某些扭矩和旋转参数时，特定的转向总成可仅能够保持钻井总成的钻井方向。
该组操作限制408可由处理器生成或计算，且可反映与钻井总成的钻井参数有关的钻井参数范围或值的范围，该参数范围或值的范围将确保钻井总成如预期那样工作和/或以优化方式工作。与该组预期钻井参数值404相似，该组操作限制408可包括与在地质模型400中识别的不同地层岩层关联的子组，其中操作限制408在图4中示为OpCi，且i与地质模型400中的地层岩层的其中一个地层岩层对应。在某些实施方案中，就钻井总成的钻井参数而言，操作限制408可以是多维的。具体而言，操作限制408可包括限制两个或更多钻井参数的组合的二维或多维包络。
在某些实施方案中，控制***或算法410可利用该组操作限制408来控制钻井***412。具体而言，控制***410可从钻井***412的元件接收输入数据414，且可至少部分地基于输入数据414与该组操作限制408之间的比较选择性地将控制信号416输出至钻井***412。在某些实施方案中，控制***410可自动生成输出至钻井***412的控制信号416，而无需操作者参与。此外，在某些实施方案中，控制***410可利用输入数据414更新地层的地质模型400或监控钻井总成的操作状况。
图5是根据本公开的方面的实例控制***过程的图示。为了解释说明，以下过程可包括当前地层变量x，可将其设置成与一个或多个地层岩层i、i+1、i+2等对应的值。可首先将当前地层变量x设置成i，其中i与最接近表面的地层岩层对应。步骤500可包括从钻井***的至少一个元件接收输入数据。如上所述，输入数据可包括来自BHA的测量或测井信息，该测量或测井信息包括钻井总成的钻井参数的直接或间接测量值。在步骤502，可将输入数据和与当前地层岩层x，(EXPx)关联的一组期望测量值直接进行比较，或可在对输入数据进行处理之后将输入数据与EXPx进行比较。
在步骤504，确定输入数据是否在该组预期测量值EXPx的范围内。在步骤506，如果输入数据在该组预期测量值EXPx的范围内，则可将输入数据和与当前地层岩层x，(OpCx)关联的一组操作限制进行比较。如果输入数据不在该组预期测量值EXPx的范围内，则这可表明用于确定该组预期测量值EXPx的地质模型不正确，或未精确获知钻井总成相对于地质模型的深度，因此过程可移动至步骤508。步骤508可包括确定输入数据是否在与下一个地层岩层i+1关联的一组预期测量值的范围内。例如，当到达与下一个地层岩层i+1的边界，且一个或多个钻井参数或井下测量值反映了下一个地层岩层x+1内的状况时，这有可能发生。如果输入数据在与下一个地层岩层x+1关联的一组预期测量值的范围内，则在步骤510，可将当前的地层岩层变量x设置成i+1，以便在步骤506可选择一组正确的操作限制进行比较如果输入数据不在地层岩层i+1的预期钻井参数的范围内，则可在步骤512更新地质模型，且可分别在步骤514和516重新计算岩层i的一组预期测量值和操作限制。
步骤518可包括确定输入数据是否在与当前地层岩层x，(OpCx)关联的一组操作限制的范围内。如果输入数据在范围内，则钻井总成可在该组操作限制OpCx内操作，且过程可回到接收新的输入数据的步骤500。在步骤520，如果输入数据不在范围内，则控制器或处理器可生成一个或多个控制信号。如上所述，控制信号可使钻井总成的一个或多个元件改变***的钻井参数，以便钻井总成在操作限制内操作。
在其它实施方案中，处理器或控制***进一步地可利用输入数据监控一个或多个钻井参数随时间的变化。一个地层岩层内的钻井参数的变化可指示例如工具的机械状况。在一个实施方案中，控制***可从钻井***接收输入数据，并确定每一次接收输入数据的TOB。如果TOB随时间以可识别的梯度变化，或当地层边界不存在时急剧变化，则这可表明钻井总成的一个或多个元件已发生了机械故障，且可停止钻井操作以便可进行维护操作。
以上描述的控制***和过程可与钻井总成的不同元件和***一起使用。在一个实施方案中，以上描述的控制***可与与以上就图1描述的转向总成相似的转向总成一起使用，以确保转向总成准确地保持选择的钻井方向。在钻头与地层接合时，一些转向总成使用井下动力源(例如，电动机、流体流动等)来保持钻头的钻井方向。就可适应或调整以保持钻井方向的钻井参数而言，动力源的可用动力可对转向总成施加限制。例如，在摆动钻头型旋转转向应用中，转向总成可利用反向旋转力来抵消钻柱施加于钻头以使钻头相对于地层保持所需的角定向的扭矩和旋转。如果将扭矩和旋转速率保持在转向总成的操作限制所限定的特定范围内，则转向总成可具有足够的动力来补偿扭矩和旋转以保持钻井方向。如果扭矩和旋转速率超过了该范围，则转向总成可能不具有足够的动力来补偿扭矩力，且钻井方向可改变。
图6是根据本公开的方面的转向总成的控制***的实例图示。如上所述，***可包括接收与钻井参数对应的输入数据的控制器或控制单元600。在示出的实施方案中，输入数据602包括TOB、WOB的直接测量值以及来自转向总成处或附近的一个或多个传感器的旋转速率。TOB、WOB和旋转速率测量值可被传递至控制器600，控制器600可位于例如表面或井下的BHA内。控制器600也可接收可至少部分地基于转向总成的操作能力计算的TOB、WOB和旋转速率钻井参数的操作限制。如果测量的TOB、WOB和旋转速率中的一个或多个超过了操作限制604，则控制器600可为钻井***的一个或多个元件生成控制信号606，以促使元件改变钻井参数中的一个。例如，控制器600可为处于表面的绞车/吊钩总成生成控制信号以减小井下WOB，和/或为顶部驱动器生成控制信号以改变施加至钻柱的扭矩和旋转速率。如以下将描述的那样，控制器600也可致动井下机构以改变TOB或WOB。
在许多情况下，附接有转向总成的钻柱可长数千英尺，且施加至钻柱表面的扭矩可使钻柱卷绕。根据钻柱卷绕的数量，钻井总成可遇到“粘滑”操作，在这种情况下，在突然开始再次“滑动”之前，转向总成和钻头会暂时停止旋转而“粘住”。该突然启动可使钻头上产生扭矩情况，该扭矩可超过转向总成的极限。
在某些实施方案中，为了解决粘滑情况，输入数据602可包括根据其可计算钻柱卷绕数量的测量值，且操作限制604可包括对可接受卷绕数量的限制以避免粘滑情况。具体而言，输入数据602可包括来自至少一个在井下附接在BHA处或附近以及表面的工具面传感器以及来自至少一个附接至钻柱的一部分的表面或附近的工具面传感器的工具面角度测量值。通过将转向总成的工具面角度与钻柱表面的工具面角度进行比较，控制器600可计算钻柱的卷绕数量。然后，控制器600可将计算的卷绕数量与操作限制进行比较，如果卷绕数量超出了操作限制，则控制器600可生成一个或多个控制信号来改变将影响卷绕数量的钻井参数。例如，控制器600可发出控制信号来改变WOB、TOB和/或旋转速率，其均可改变钻柱的卷绕数量。
图7是图示根据本公开的方面的与钻柱的卷绕对应的实例操作限制的图表。图表700在x轴上绘制了钻柱的卷绕数量，y轴为时间，并图示了每种不同使用情况的可能的数量。图表700的部分701反映了钻柱不旋转时的使用情况，在该情况下钻柱的卷绕数量可为零或接近零。部分702反映了钻柱旋转但钻头未与地层接合的情况。部分703反映了钻柱旋转且钻头与地层接合，但卷绕数量保持在操作限制704内的情况。虽然在部分703卷绕的数量可波动，但钻头和转向总成得到的扭矩状况在转向总成的操作极限内可基本保持恒定。相反，部分705反映了当卷绕数量超出了操作限制705从而导致粘滑状况的部分，在粘滑状况下，卷绕的数量以及转向总成和钻头的扭矩状况会剧烈变化并超过转向总成的极限。
除了使用控制***将钻井总成的元件保持在操作极限内之外，控制***也可用于优化钻井***的方面。例如，控制***可用于钻头和BHA以优化钻井总成的钻进速率并保护井下元件。当钻井总成钻穿地层时，施加至钻头的轴向力和扭矩力可使钻头以旋转模式在井眼周围移动，从而随着时间在井眼端部的不同位置处接触地层。由于与地层的接触点不一致，因此钻头的该旋转会减小钻井总成的钻进速率。钻头旋转也可在钻头上方的BHA内产生横向振动，这可损坏敏感的机械和电气元件。
根据本公开的方面，可选择一个或多个钻井参数的操作限制来减少钻头旋转，且与以上描述的控制***相似的控制***可输出控制信号以确保钻井总成在操作限制内。对于钻头旋转，就WOB和旋转速率而言，操作限制可包括二维操作限制，其识别WOB值和旋转速率的组合，其中钻头旋转和横向振动被最小化。图8为图示了两个不稳定区域801和802之间的稳定操作区域800的图表，其中WOB绘制在x轴上，旋转速度(RPM)绘制在y轴上。值得注意的是，并非所有钻头、井眼状况和地层类型均具有相同的稳定和不稳定操作区域，或这种明显稳定的操作区域，但可利用给定钻井操作的已知钻头、井眼状况和地层类型计算相似的操作限制。当测量的WOB和旋转速度钻井参数的特定组合不在稳定区域800内时，控制器可发出控制信号以改变WOB和旋转速度钻井参数中的一个或二者，直到***返回稳定区域800。
虽然就定位在表面的钻井***元件(例如，吊钩总成、泵、顶部驱动器等)和通过向表面钻井***元件发出控制信号来修改或改变钻井参数描述了以上***，但控制***也可在井下闭环***中实现，其中井下元件从井下控制器接收控制信号并响应于控制信号而改变钻井参数。控制***也可分表面元件和井下元件，其中一些钻井参数在表面调整，而一些钻井参数在井下调整。在再其它实施方案中，某些钻井参数可在表面和井下调整。
图9是根据本公开的方面的能够修改一个或多个钻井参数的实例BHA的图示。在示出的实施方案中，BHA900包括LWD/MWD段901、控制器902、推力控制单元903、井下电机904和钻头905。控制器902可分别可通信地耦接至LWD/MWD段901、推力控制单元(TCU)903和井下电机904的控制器和/或测量装置901a、903a和904a。控制器和/或测量装置901a、903a和904a的一些或全部可将测量的钻井参数作为输入数据传递至控制器902。例如，LWD/MWD段901的控制器和/或测量装置901a可测量BHA900的工具面角度，TCU903的控制器和/或测量装置903a可测量WOB，而井下电机904的控制器和/或测量装置904a可测量钻头904的TOB和旋转速率。控制器902的作用可与以上描述的控制***相似，且可将接收的输入数据与钻井总成的一个或多个操作限制进行比较。操作限制可存储在井下的控制器902内的单独存储介质内，或存储在结合在控制器902内的存储器内。然后，控制器902可为LWD/MWD段901、TCU903和井下电机904的控制器和/或测量装置901a、903a和904a中的一个或多个生成控制信号以改变一个或多个钻井参数。
在示出的实施方案中，井下电机904负责驱动钻头905，且因此可控制施加至钻头904的扭矩以及钻头904的旋转速率。井下电机904可包括例如电动机、泥浆电机或容积式电机。在井下电机904包括电动机的情况下，可通过改变驱动电机904的电平或功率来改变钻头905的扭矩和旋转速率。在井下电机904包括泥浆电机或容积式电机的情况下，施加至钻头905的扭矩和旋转速率可部分地依赖钻井流体流动通过井下电机904的流速。因此，钻头包括一个或多个旁通阀，该一个或多个旁通阀可使钻井流体的一部分转移入井下电机904周围的环空或穿过井下电机904，而不会导致钻头905旋转。在一些情况下，控制器和/或测量装置904a可将信号传输至井下电机904的一个或多个电气组件(例如，旁通阀或电动机)以改变钻头905的TOB和旋转速率。
在某些实施方案中，推力控制单元903可用于改变WOB。在示出的实施方案中，TCU903包括与井眼907的壁接触的可延伸臂906。可延伸臂906可由TCU903内的轻质油***和泵(未示出)提供动力，或可利用流动通过BHA900的钻井泥浆提供动力。TCU903可包括可延伸臂906耦接至其的锚固段903b，和锚固段可向其施加轴向力的推力段903c。与可延伸臂906相似，轴向力可由位于TCU903内的轻质油***和泵提供。
推力段903c可耦接至井下电机904，且锚固段施加于推力段903c的轴向力可转移至井下电机904和钻头905。因此，可通过改变施加于推力段903c的轴向力改变WOB。随着钻井的进行，可延伸臂906可整体或部分地缩回，从而与井眼907的壁分离，并允许臂906延伸并重新设置在井眼906的更低位置处以保持WOB恒定。与井下电机904相似，当经来自控制器902的控制信号提示时，TCU903的控制器和/或测量装置903a可将信号传输至TCU903的一个或多个组件(例如，泵和阀)以改变WOB。
在替代实施方案中，推力段903可包括可延伸臂，其中每一个可延伸臂具有一个或多个抓紧井眼907的壁的履带。履带可包括像坦克一样的履带，其具有可不断旋转的轮底。可使用履带来代替可延伸臂，可延伸臂会抵靠井眼907的壁锚固并将锚固段903b与推力段903c分开，而履带可对钻头905施加恒定向下的轴向力，而无需缩回并重新设置。本领域的普通技术人员根据本公开将会理解其它实施方案。例如，也可通过控制附接至钻柱的活塞来改变WOB(例如在ReelwellTM***)，钻柱与衬套或套管相互作用以通过表面液压装置在钻柱上形成活塞推力。
为了帮助TCU903，可利用来自当前井或探边井中的先前测量值的实时数据或记录数据确定地层的机械性能，例如井眼907的壁的抗压强度和应力分布。可基于TCU903处或附近的局部测量值更新***中存储的地质模型，以精化现有模型，并因此提高对地层特征的预测。例如，如果***针对给定的力测量可延伸臂906延伸的距离，则可确定地层的弹簧常数，从而确定抗压强度。如果抗压强度的总体梯度在井眼907的区域内的增大或减小率与来自附近井的偏移数据的总体梯度的增大或减小率不同，则更新地质模型将有助于精化给定钻所需的最佳重量以及钻头目前的锋利度，以确定钻井的WOB极限应该是什么。
图10是根据本公开的方面的实例TCU1000的图示。可看出，TCU1000包括锚固部分1002和推力部分1004。一个或多个可延伸臂1006可耦接至锚固部分1002，且可与井眼壁1008接合。在示出的实施方案中，推力部分1004通过花键1010和柱塞1012耦接至锚固部分1002。花键1010可使推力部分1004在锚固部分1002内保持轴向对齐，且柱塞1012可用于在推力部分1004上施加向下的轴向力。值得注意的是，柱塞1012可以是双向的，具有长行程长度和快速响应时间以对WOB进行精密控制。在某些实施方案中，钻柱可在TCU1000的膛孔1014内旋转，从而当钻头通过顶部驱动器从表面旋转时，允许使用TCU1000。
图11是根据本公开的方面的实例井下电机1100的图示。电机1100可包括位于外部外壳1102内的容积式电机，外部外壳1102可耦接至BHA的其它元件。在某些实施方案中，电机1100可包括转子1104和定子1106，其中转子耦接至钻头并响应于钻井流体流动通过电机1100而驱动钻头。在示出的实施方案中，电机包括旁通阀1108，旁通阀1108可打开以将钻井流体转移远离转子1104，并转移至电机1100外部。在替代实施方案中，阀可使流体转移通过转子1104，以便其避开转子1104与定子1106之间的界面。
钻井流体流过转子1104和定子1106可形成压差，压差在转子1104上形成了向下的轴向力，该轴向力可从转子1104传输至CV轴1110和轴承段轴1112，并传输至钻头(未示出)。而非将该轴向力传输至外壳1102，井下电机典型如此，轴承段可允许转子1104相对于定子1106移动并对钻头施加轴向力。因此，可通过控制旁通阀1108改变TOB、WOB和钻头的旋转速率。
根据本公开的方面，控制钻井总成的实例方法可包括从至少一个传感器接收测量数据，该至少一个传感器耦接至定位在地层中的钻井总成的元件。可至少部分地基于地层模型和一组偏移数据确定钻井总成的至少一部分的操作限制。可至少部分地基于测量数据和操作限制生成控制信号以改变钻井总成的一个或多个钻井参数。可将控制信号传输至钻井总成的可控元件。
在某些实施方案中，生成控制信号以改变一个或多个钻井参数可包括生成控制信号以改变钻压(WOB)参数、钻头扭矩(TOB)参数、钻头的旋转速率、钻井流体流速和钻井总成的元件的工具面角度中的一个或多个。从至少一个传感器接收测量数据可包括接收转向总成的第一工具面角度测量值；确定钻井总成的至少所述部分的操作限制可包括确定钻井总成的钻柱中的卷绕数量的上限和下限；且生成控制信号以改变钻井总成的一个或多个钻井参数可包括基于钻柱的接近表面的一部分的第一工具面角度和第二工具面角度确定当前的卷绕数量，以及如果当前的卷绕数量超出了上限和下限，则生成控制信号以改变TOB、WOB和钻头旋转速率中的一个或多个。
在某些实施方案中，从至少一个传感器接收测量数据可包括接收WOB测量和TOB测量；确定钻井总成的至少一部分的操作限制可包括确定钻井总成的使钻头旋转最小化的WOB和TOB钻井参数的组合；且生成控制信号以改变钻井总成的一个或多个钻井参数可包括生成控制信号以改变TOB和WOB钻井参数中的一个或多个，以便改变的TOB和WOB钻井参数包括使钻头旋转最小化的WOB和TOB钻井参数的组合中的一个。在以上描述的任何一个实施方案中，将控制信号传输至钻井总成的可控元件可包括将控制信号传输至定位在地层表面的钻井总成的可控元件和定位在地层中的钻井总成的可控元件中的至少一个。
在某些实施方案中，定位在表面的钻井总成的可控元件可包括吊钩总成、泵和顶部驱动器中的至少一个。在某些实施方案中，定位在地层中的钻井总成的可控元件可包括井下电机和推力控制单元中的至少一个。在那些实施方案中，井下电机可包括容积式泥浆电机，而推力控制单元可包括至少一个可延伸臂以抵靠地层锚固推力控制单元。
在以上描述的任何一个实施方案中，实例方法可还包括如果接收的测量数据不在根据模型和该组偏移数据生成的一组预期测量数据内，则使用接收的测量数据更新模型，以及至少部分地基于更新的模型确定新的操作限制。同样地，在以上描述的任何一个实施方案中，实例方法可还包括基于接收的测量数据确定钻井总成的至少一个钻井参数，以及至少部分地基于确定的钻井参数识别钻井总成的一个或多个元件中的故障。
根据本公开的方面，用于控制钻井总成的实例***可包括地层中的井眼内的传感器、可控元件和可通信地耦接至传感器和可控元件的处理器。处理器可耦接至包含一组指令的存储装置，该组指令当被处理器执行时促使处理器从传感器接收测量数据；至少部分地基于地层模型和一组偏移数据确定钻井总成的操作限制；至少部分地基于测量数据和操作限制生成控制信号以改变钻井总成的一个或多个钻井参数；以及将控制信号传输至可控元件。
在某些实施方案中，一个或多个钻井参数可包括钻压(WOB)参数、钻头扭矩(TOB)参数、钻头的旋转速率、钻井流体的流速和钻井总成的元件的工具面角度中的至少一个。在以上描述的任何一个实施方案中，处理器和可控元件可至少部分地在井眼内，且可控元件可包括井下电机和推力控制单元中的至少一个。在某些实施方案中，井下电机可包括容积式泥浆电机，而推力控制单元可包括至少一个可延伸臂以抵靠地层锚固推力控制单元。
在以上某些实施方案中，处理器定位在地层表面，且可控元件包括吊钩总成、泵和顶部驱动器中的至少一个。可控元件可定位在地层表面；处理器可位于地层表面或井眼内；且使处理器将控制信号传输至可控元件的该组指令进一步可使处理器将第一控制信号传输至可控元件，并将第二控制信号传输至井眼内的第二可控元件。在某些实施方案中，测量数据可包括传感器耦接至其的转向总成的第一工具面角度测量值；操作限制可包括钻井总成的钻柱中的卷绕数量的上限和下限；且促使处理器生成控制信号的该组指令还可促使处理器基于钻柱的接近表面的一部分的第一工具面角度和第二工具面角度确定当前的卷绕数量，以及如果当前的卷绕数量超出了上限和下限，则生成控制信号以改变TOB、WOB和钻头旋转速率中的一个或多个。
在某些实施方案中，测量数据可包括WOB测量值和TOB测量值；操作限制可包括钻井总成的使钻头旋转最小化的WOB和TOB钻井参数的组合；且促使处理器生成控制信号的该组指令还可促使处理器生成控制信号以改变TOB和WOB钻井参数中的一个或多个，以便改变的TOB和WOB钻井参数包括使钻头旋转最小化的WOB和TOB钻井参数的组合中的一个。在某些实施方案中，如果接收的测量数据不在根据模型和该组偏移数据生成的一组预期测量数据内，则该组指令还可促使处理器使用接收的测量数据更新模型，并至少部分地基于更新的模型确定新的操作限制。类似地，在某些实施方案中，该组指令还可促使处理器基于接收的测量数据确定钻井总成的至少一个钻井参数；并至少部分地基于确定的钻井参数识别钻井总成的一个或多个元件中的故障。
因此，本公开非常适于实现所提及的目的和优点以及自身固有的目的和优点。由于可以对本领域受益于本教导的技术人员显而易见的不同但等效的方式修改和实践本公开，因此以上公开的特定实施方案仅仅是说明性的。此外，除了如以下权利要求所述之外，并非意在限制在此示出的构造或设计的细节。因此，明显的是，可改变或修改以上公开的特定说明性实施方案，且认为所有这种变型均在本公开的范围和精神内。此外，权利要求中的术语具有其简单普通含意，除非专利权人另有明确且清楚的定义。权利要求中使用的不定冠词“一”或“一个”在此处被定义为表示一个或多个其所修饰的元件。

Claims (20)

1.一种用于控制钻井总成的方法，其包括：
从至少一个传感器接收测量数据，所述至少一个传感器耦接至定位在地层中的所述钻井总成的元件；
至少部分地基于地层模型和一组偏移数据确定所述钻井总成的至少一部分的操作限制；
至少部分地基于所述测量数据和所述操作限制生成控制信号以改变所述钻井总成中的一个或多个钻井参数；以及
将所述控制信号传输至所述钻井总成的可控元件。
2.根据权利要求1所述的方法，其中生成控制信号以改变一个或多个钻井参数包括生成控制信号以改变钻压(WOB)参数、钻头扭矩(TOB)参数、钻头的旋转速率、钻井流体流速和所述钻井总成的所述元件的工具面角度中的一个或多个。
3.根据权利要求2所述的方法，其中
从所述至少一个传感器接收测量数据包括接收转向总成的第一工具面角度测量值；
确定所述钻井总成的至少一部分的所述操作限制包括确定所述钻井总成的钻柱中的卷绕数量的上限和下限；且
生成所述控制信号以改变所述钻井总成的一个或多个钻井参数包括：
基于所述钻柱的接近表面的一部分的第一工具面角度和第二工具面角度确定当前卷绕数量；以及
如果所述当前卷绕数量超出所述上限和下限，则生成控制信号以改变所述TOB、WOB和所述钻头的旋转速率中的一个或多个。
4.根据权利要求2所述的方法，其中
从所述至少一个传感器接收测量数据包括接收WOB测量值和TOB测量值；
确定所述钻井总成的至少一部分的操作限制包括确定所述钻井总成的使钻头的旋转最小化的WOB和TOB钻井参数的组合；且
生成所述控制信号以改变所述钻井总成的一个或多个钻井参数包括生成所述控制信号以改变TOB和WOB钻井参数中的一个或多个，以便所述改变的TOB和WOB钻井参数包括使钻头旋转最小化的WOB和TOB钻井参数的组合中的一个。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其中将所述控制信号传输至所述钻井总成的所述可控元件包括将所述控制信号传输至定位在所述地层的表面的所述钻井总成的可控元件和定位在所述地层中的所述钻井总成的可控元件中的至少一个。
6.根据权利要求5所述的方法，其中定位在所述表面的所述钻井总成的所述可控元件包括吊钩总成、泵和顶部驱动器中的至少一个。
7.根据权利要求5所述的方法，其中定位在所述地层中的所述钻井总成的所述可控元件包括井下电机和推力控制单元中的至少一个。
8.根据权利要求7所述的方法，其中
所述井下电机包括容积式泥浆电机；且
所述推力控制单元包括至少一个可延伸臂以抵靠所述地层锚固所述推力控制单元。
9.根据权利要求1或2中任一项所述的方法，其还包括：
如果所述接收的测量数据不在根据所述模型和所述一组偏移数据生成的一组预期测量数据内，则使用所述接收的测量数据更新所述模型；以及
至少部分地基于所述更新的模型确定新的操作限制。
10.根据权利要求1或2中任一项所述的方法，其还包括：
基于所述接收的测量数据确定所述钻井总成的至少一个钻井参数；以及
至少部分地基于所述确定的钻井参数识别所述钻井总成的一个或多个元件中的故障。
11.一种用于控制钻井总成的***，其包括：
传感器，其在地层中的井眼内；
可控元件；和
处理器，其可通信地耦接至所述传感器和所述可控元件，所述处理器耦接至包含一组指令的存储装置，所述一组指令当被所述处理器执行时促使所述处理器：
从所述传感器接收测量数据；
至少部分地基于所述地层的模型和一组偏移数据确定所述钻井总成的操作限制；
至少部分地基于所述测量数据和所述操作限制生成控制信号以改变所述钻井总成的一个或多个钻井参数；以及
将控制信号传输至所述可控元件。
12.根据权利要求11所述的***，其中所述一个或多个钻井参数包括钻压(WOB)参数、钻头扭矩(TOB)参数、钻头的旋转速率、钻井流体流速和所述钻井总成的所述元件的工具面角度中的至少一个。
13.根据权利要求11或12所述的***，其中
所述处理器和所述可控元件至少部分地在所述井眼内；且
所述可控元件包括井下电机和推力控制单元中的至少一个。
14.根据权利要求13所述的***，其中
所述井下电机包括容积式泥浆电机；
所述推力控制单元包括至少一个可延伸臂以抵靠所述地层锚固所述推力控制单元。
15.根据权利要求11或12中一项所述的***，其中
所述处理器定位在所述地层的表面；且
所述可控元件包括吊钩总成、泵和顶部驱动器中的至少一个。
16.根据权利要求11或12中一项所述的***，其中
所述可控元件定位在所述地层的表面；
所述处理器位于所述地层的表面或所述井眼内；且
促使所述处理器将所述控制信号传输至所述可控元件的所述一组指令还促使所述处理器：
将第一控制信号传输至所述可控元件；以及
将第二控制信号传输至所述井眼内的第二可控元件。
17.根据权利要求12所述的***，其中
所述测量数据包括所述传感器耦接至其的转向总成的第一工具面角度测量值；
所述操作限制包括所述钻井总成的钻柱中的卷绕数量的上限和下限；且
促使所述处理器生成所述控制信号的所述一组指令还促使所述处理器：
基于所述钻柱的接近表面的一部分的第一工具面角度和第二工具面角度确定当前卷绕数量；以及
如果所述当前卷绕数量超出所述上限和下限，则生成所述控制信号以改变所述TOB、WOB和所述钻头的旋转速率中的一个或多个。
18.根据权利要求12所述的***，其中
所述测量数据包括WOB测量值和TOB测量值；
所述操作限制包括所述钻井总成的使钻头旋转最小化的WOB和TOB钻井参数的组合；且
促使所述处理器生成所述控制信号的所述一组指令还促使所述处理器生成所述控制信号以改变TOB和WOB钻井参数中的一个或多个，以便所述改变的TOB和WOB钻井参数包括使钻头旋转最小化的WOB和TOB钻井参数的组合中的一个。
19.根据权利要求11或12任一项所述的***，其中所述一组指令还促使所述处理器：
如果所述接收的测量数据不在根据所述模型和所述一组偏移数据生成的一组预期测量数据内，则使用所述接收的测量数据更新所述模型；以及
至少部分地基于所述更新的模型确定新的操作限制。
20.根据权利要求11或12中任一项所述的***，其中所述一组指令还促使所述处理器：
基于所述接收的测量数据确定所述钻井总成的至少一个钻井参数；以及
至少部分地基于所述确定的钻井参数识别所述钻井总成的一个或多个元件中的故障。
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