RU2633006C1 - Автоматизация бурения с использованием оптимального управления на основе стохастической теории - Google Patents
Автоматизация бурения с использованием оптимального управления на основе стохастической теории Download PDFInfo
- Publication number
- RU2633006C1 RU2633006C1 RU2016108306A RU2016108306A RU2633006C1 RU 2633006 C1 RU2633006 C1 RU 2633006C1 RU 2016108306 A RU2016108306 A RU 2016108306A RU 2016108306 A RU2016108306 A RU 2016108306A RU 2633006 C1 RU2633006 C1 RU 2633006C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling system
- drilling
- model
- processor
- creating
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 295
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 17
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 27
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 6
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 6
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 5
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008713 feedback mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
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
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
- E21B44/04—Automatic control of the tool feed in response to the torque of the drive ; Measuring drilling torque
-
- 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
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- 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
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
- E21B44/06—Automatic control of the tool feed in response to the flow or pressure of the motive fluid of the drive
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B13/00—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion
- G05B13/02—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric
- G05B13/04—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators
- G05B13/041—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators in which a variable is automatically adjusted to optimise the performance
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
- G06F17/11—Complex mathematical operations for solving equations, e.g. nonlinear equations, general mathematical optimization problems
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Computational Mathematics (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)
- Medical Informatics (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Databases & Information Systems (AREA)
- Algebra (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
Abstract
Изобретение относится к автоматизации бурения с использованием оптимального управления на основе стохастической теории. Техническим результатом является автоматизация бурения. Способ включает создание модели системы бурения по меньшей мере частично на основании первого набора скважинных измерений. Модель может принимать параметры бурения системы бурения в качестве входных сигналов. Скорость проходки для системы бурения может быть определена по меньшей мере частично на основании модели. Модель может быть моделирована с использованием первого набора значений для параметров бурения, а режим управления для системы бурения может быть вычислен по меньшей мере частично на основании скорости проходки и результатов моделирования. Сигнал управления, подаваемый к системе бурения, может быть создан по меньшей мере частично на основании режима управления. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Углеводороды, такие как нефть и газ, как правило, добывают из подземных формаций, которые могут быть расположены на суше или в море. В большинстве случаев формации расположены на тысячи футов под поверхностью, а ствол скважины должен пересечь формацию перед добычей углеводородов. Бурение ствола скважины является трудоемким и требует наличия оборудования, а стоимость операции бурения увеличивается с увеличением продолжительности операции.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Некоторые конкретные приведенные в качестве примера варианты реализации настоящего изобретения будут понятны частично со ссылкой на следующее описание и сопроводительные чертежи.
На фиг. 1 представлена диаграмма, иллюстрирующая приведенную в качестве примера систему бурения в соответствии с аспектами настоящего изобретения.
На фиг. 2 представлена диаграмма, иллюстрирующая приведенную в качестве примера систему обработки информации в соответствии с аспектами настоящего изобретения.
На фиг. 3 представлена блок-схема, иллюстрирующая приведенную в качестве примера архитектуру управления для системы бурения в соответствии с аспектами настоящего изобретения.
На фиг. 4 представлена диаграмма, иллюстрирующая приведенный в качестве примера оптимальный управляющий входной сигнал в соответствии с аспектами настоящего изобретения.
Несмотря на то что варианты реализации настоящего изобретения были изображены, описаны и изложены посредством ссылки на приведенные в качестве примера варианты реализации изобретения, эти ссылки не ограничивают изобретение, и такое ограничение не подразумевается. Раскрываемый объект изобретения допускает значительную модификацию, изменение и эквиваленты по форме и функции, которые станут понятны специалистам в данной области техники, имеющим преимущества данного изобретения. Изображенные и описанные варианты реализации настоящего изобретения являются примерами и не ограничивают объем изобретения.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В контексте настоящего описания система управления информацией может содержать любые устройства или совокупность устройств, выполненных с возможностью вычисления, систематизации, обработки, передачи, получения, извлечения, создания, перенаправления, хранения, отображения, выдачи, обнаружения, записи, воспроизведения, управления или применения любой формы информации, оперативной информации или данных для бизнеса, научных целей, управления или других целей. Например, система обработки информации может являться персональным компьютером, сетевым устройством хранения данных или любым подходящим устройством, и может иметь разный размер, форму, производительность, функциональность и стоимость. Система управления информацией может содержать оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), один или более ресурсов, производящих обработку, таких как центральный процессор (ЦП) или логическое устройство управления аппаратным или программным обеспечением, постоянное запоминающее устройство ПЗУ и/или другие типы энергонезависимого запоминающего устройства. Дополнительные компоненты системы управления информацией могут включать одно или большее количество дисковых запоминающих устройств, один или большее количество сетевых портов для обмена данными с внешними устройствами, а также с различными устройствами ввода и вывода (I/O), такими как клавиатура, мышь и монитор. Система управления информацией может также содержать одну или большее количество шин, выполненных с возможностью обеспечения обмена данными между различными компонентами аппаратного обеспечения. Она также может содержать одну или большее количество интерфейсных устройств, способных передавать один или большее количество сигналов на контроллер, привод или подобное устройство.
Для целей данного раскрытия машиночитаемый носитель может содержать любое устройство или совокупность устройств, способных хранить данные и/или команды в течение определенного периода времени. Читаемые компьютером носители могут включать, например, носитель данных, такой как запоминающее устройство с прямым доступом (например, жесткий диск или дискета), запоминающее устройство с последовательным доступом (например, магнитная лента), компакт-диск, CD-ROM, DVD, ОЗУ, ПЗУ, электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (EEPROM) и/или флеш-память, но не ограничиваются ими; а также средства связи, такие как провода, оптоволокно, микроволны, радиоволны и другие электромагнитные и/или оптические носители; и/или сочетание перечисленного ранее.
Иллюстративные варианты реализации настоящего изобретения более подробно описаны в настоящем описании. Для ясности в настоящем описании могут быть приведены не все признаки фактической реализации. Конечно, следует понимать, что в разработке любого такого фактического варианта осуществления для достижения конкретных целей реализации выполняют многочисленные реализации конкретных решений, которые будут отличаться от одной реализации к другой. Кроме того, следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и трудоемкой, но, тем не менее, благодаря настоящему описанию, быть рутинным делом для специалиста в данной области техники.
С целью лучшего понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры частных вариантов реализации. Следующие примеры не следует воспринимать в качестве ограничения или определения объема изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения могут быть применимы к горизонтальным, вертикальным, отклоненным или другим нелинейным стволам скважины в любом типе подземной формации. Варианты реализации могут быть применимы к нагнетательным скважинам, а также эксплуатационным скважинам, включая углеводородные скважины. Варианты осуществления могут быть реализованы с использованием приспособления, подходящего для тестирования, извлечения и отбора проб вдоль по секциям формации. Варианты осуществления могут быть реализованы посредством приспособлений, которые, например, могут быть переправлены через канал потока в колонне труб или с использованием кабеля, тросовой проволоки, колонны гибких труб, скважинного робота и т.п.
В контексте настоящего описания предполагается, что термин «соединены» или «соединен» обозначает непрямое либо прямое соединение. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством, такое соединение может быть осуществлено через прямое соединение или через непрямое механическое или электрическое соединение посредством других устройств и соединений. Аналогично термин "соединен с возможностью обмена данными" обозначает непрямое либо прямое коммуникационное соединение. Такое соединение может быть проводным или беспроводным соединением, таким как, например, Ethernet или локальная вычислительная сеть (LAN). Данные проводные или беспроводные соединения хорошо известны специалистам в данной области техники, поэтому они не будут подробно рассматриваться в данном документе. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством с возможностью обмена информацией, такое соединение может быть осуществлено через прямое соединение или через непрямое соединение с возможностью обмена данными посредством других устройств и соединений.
Современные операции бурения и добычи нефти требуют информации относительно параметров и условий в скважине. Существует несколько способов сбора скважинной информации, включая каротаж во время бурения (LWD) и измерения во время бурения (MWD). При каротаже во время бурения (LWD) данные обычно собирают во время процесса бурения, таким образом исключая необходимость удаления бурового снаряда для введения кабельного каротажного прибора. Следовательно, каротаж во время бурения (LWD) обеспечивает возможность оператору, осуществляющему бурение, вносить точные модификации или исправления в режиме реального времени для оптимизации производительности, при этом сводя к минимуму время простоя. Термин "измерения во время бурения (MWD)" обозначает измерение условий в скважине, относящихся к перемещению и расположению бурового снаряда во время продолжения бурения. Каротаж во время бурения (LWD) более сосредоточен на измерении параметров формации. Хотя существуют различия между измерениями во время бурения (MWD) и каротажем во время бурения (LWD), термины измерения во время бурения (MWD) и каротаж во время бурения (LWD) часто используют взаимозаменяемо. В настоящем описании термин "каротаж во время бурения (LWD)" будет использован с пониманием того, что этот термин включает сбор параметров формации и сбор информации, относящейся к перемещению и расположению бурового снаряда.
Настоящее изобретение описывает автоматизированную систему и способ управления для увеличения скорости проходки (ROP) для операции бурения. Скорость проходки (ROP) характеризуется скоростью, с которой буровое долото проникает через горную породу для продолжения ствола скважины. Увеличение скорости проходки (ROP) уменьшает время, необходимое для достижения целевой формации, и, следовательно, уменьшает стоимость бурения скважины. Хотя автоматизированная система и способ управления, описанные в настоящем описании, направлены на увеличение скорости проходки (ROP) операций бурения, система и способ управления могут быть приспособлены для оптимизации других аспектов операции бурения.
На фиг. 1 представлена диаграмма, иллюстрирующая приведенную в качестве примера систему 100 бурения в соответствии с аспектами настоящего изобретения. Система 100 бурения может содержать установку 102, установленную на поверхности 122, расположенную над стволом 104 скважины, находящимся в пределах подземной формации 106. Хотя поверхность 122 изображена в качестве суши на фиг. 1, буровая установка 102 некоторых вариантов реализации может быть расположена в море, причем поверхность 122 содержит бурильную платформу. Буровая установка может быть по меньшей мере частично расположена внутри ствола 104 скважины. Буровая установка может содержать бурильную колонну 114, забойное оборудование (BHA) 108, буровое долото 110 и верхний привод или стол 126 ротора.
Бурильная колонна 114 может содержать множество участков бурильной трубы, соединенных посредством резьбы. Забойное оборудование (BHA) 108 может быть присоединено к бурильной колонне 114, а буровое долото 110 может быть присоединено к забойному оборудованию (BHA) 108. Верхний привод 126 может быть присоединен к бурильной колонне 114 и передавать крутящий момент и вращение на бурильную колонну 114, обеспечивая вращение бурильной колонны 114. Крутящий момент и вращение, передаваемое на бурильную колонну 114, может быть передано на забойное оборудование (BHA) 108 и буровое долото 110, обеспечивая их вращение. Крутящий момент на буровом долоте 110 может быть именован крутящим моментом на долоте (TOB), а скорость вращения бурового долота 110 может быть выражена в оборотах в минуту (RPM). Вращение бурового долота 110 посредством верхнего привода 126 может обеспечивать взаимодействие бурового долота 110 с формацией 106 или ее забуривание в нее, и продолжение ствола 104 скважины. Возможны и другие конфигурации буровой установки, что будет понятно специалисту в данной области техники при ознакомлении с настоящим описанием.
Забойное оборудование (BHA) 108 может содержать приспособления, такие как элементы 116 каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD) и телеметрическую систему 112, и может быть присоединено к бурильной колонне 114. Элементы 116 каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD) могут содержать забойные инструменты, включая датчики 160. Во время бурения датчики 160 и другие инструменты в забойном оборудовании (BHA) 108 могут непрерывно или периодически отслеживать характеристики внутрискважинного бурения и скважинными условиями. Приведенные в качестве примера скважинные условия включают сопротивляемость, проницаемость формации и т.д. Приведенные в качестве примера характеристики внутрискважинного бурения содержат скорость вращения бурового долота 110, крутящий момент на долото (TOB) и усилие на буровое долото 110 (WOB). Данные, созданные элементом 116 каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD), могут храниться во время нахождения инструментов в скважине и могут быть извлечены на поверхность позже после извлечения бурильной колонны. В некоторых вариантах реализации данные, созданные элементом 116 каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD), могут быть переданы на поверхность с использованием телеметрической системы 112. Телеметрическая система 112 может обеспечивать обмен данными с поверхностью через различные каналы, включая проводные и беспроводные каналы обмена данными, а также гидроимпульсы через буровой раствор внутри ствола 104 скважины.
Бурильная колонна 114 может отходить по направлению вниз через устьевую колонную головку 150 в ствол 104 скважины. Устьевая колонная головка 150 может быть присоединена к оборудованию 151 устья скважины, а верхний привод 126 может быть присоединен к устьевой колонной головке 150. Оборудование 151 устья скважины может включать участок, проходящий в ствол 104 скважины. В некоторых вариантах реализации оборудование 109 устья скважины может быть закреплено внутри ствола 104 скважины с использованием цемента, и может взаимодействовать с устьевой колонной головкой 108 и другим оборудованием на поверхности, такое как противовыбросное оборудование (BOP) (не показано), для предотвращения освобождения чрезмерного давления от формации 106 и ствола 104 скважины на поверхности 103.
Во время операций бурения насос 152, расположенный на поверхности 122, может нагнетать буровой раствор со скоростью нагнетания (например, галлонов в минуту) из резервуара 153 текучей среды через верхний конец бурильной колонны 114. Скорость нагнетания на насосе 152 может соответствовать скважинному расходу, отличающемуся от скорости нагнетания вследствие потери текучей среды внутри формации 106. Как обозначено указателями 154, буровой раствор может протекать вниз внутренней части бурильной колонны 114, через буровое долото 106 и в кольцевое пространство 155 ствола скважины. Кольцевое пространство 155 ствола скважины образовано путем вращения бурильной колонны 114 и прикрепленного бурового долота 110 в стволе 104 скважины и определено как пространство между внутренней стенкой или диаметром ствола 104 скважины и наружной поверхностью или диаметром бурильной колонны 114. Кольцевое пространство может выходить за пределы ствола 104 скважины, через оборудование 151 устья скважины и в устьевую колонную головку 150. Устьевая колонная головка 150 может быть присоединена к проходу 156 для текучей среды, обеспечивающему сообщение по текучей среде между устьевой колонной головкой 150 и наземным резервуаром 153. Буровой раствор может выходить из кольцевого пространства 155 ствола скважины и протекать к наземному резервуару 153 через проход 156 для текучей среды.
В некоторых вариантах реализации по меньшей мере некоторые детали буровой установки, включая бурильную колонну 114, забойное оборудование (BHA) 108 и буровое долото 110, могут быть подвешены от буровой установки 102 на крюке 157 в сборе. Общая сила, воздействующая на крюк 157 в сборе по направлению вниз, может быть именована нагрузкой на крюк. Нагрузка на крюк может соответствовать весу буровой установки, от которой отнята любая сила, уменьшающая вес. Приведенные в качестве примера силы включают трение вдоль стенки ствола 104 скважины и силы выталкивания на бурильную колонну 114, обусловленные ее погружением в буровой раствор. При контакте бурового долота 110 с нижней частью формации 106 формация 106 обеспечивает смещение некоторого веса буровой установки, и это смещение может соответствовать усилию на буровое долото (WOB) буровой установки. Крюк 157 в сборе может содержать индикатор веса, показывающий количество веса, подвешенного на крюке 157 в данный момент времени. В некоторых вариантах реализации крюк 157 в сборе может содержать лебедку, или отдельная лебедка может быть присоединена к крюку 157 в сборе, причем лебедка может быть использована для изменения нагрузки на крюк/усилия на буровое долото (WOB).
В некоторых вариантах реализации система 100 бурения может содержать блок 124 управления, расположенный на поверхности 122. Блок 124 управления может содержать систему обработки данных, реализующую систему управления или алгоритм управления для системы 100 бурения. Блок 124 управления может быть с возможностью обмена данными присоединен к одному или большему количеству элементов системы 100 бурения, включая насос 152, крюк 157 в сборе, элементы 116 каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD) и верхний привод 126. В некоторых вариантах реализации система или алгоритм управления может обеспечивать создание и передачу блоком 124 управления сигналов управления к одному или большему количеству элементов системы 100 бурения.
В некоторых вариантах реализации блок управления 124 может принимать входные сигналы от системы 100 бурения и выводить сигналы управления по меньшей мере частично на основании входных сигналов. Входные сигналы могут содержать данные от элементов каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD), включая скважинные условия и характеристики внутрискважинного бурения. Сигналы управления могут изменять один или большее количество параметров бурения системы 100 бурения. Приведенные в качестве примера параметры бурения содержат скорость вращения и крутящий момент верхнего привода 126, нагрузку на крюк, скорость нагнетания насоса 152 и т.д. Сигналы управления могут быть направлены к элементам системы 100 бурения в целом, или к приводам или другим управляемым элементам, содержащимся в элементах. Например, верхний привод 126 может содержать привод, посредством которого обеспечивается управление крутящим моментом и вращением, передаваемым на бурильную колонну 114. Аналогично, крюк 157 в сборе может содержать привод, присоединенный к лебедке в сборе, управляющей количеством веса, переносимым лебедкой, и, таким образом, нагрузкой на крюк. В некоторых вариантах реализации некоторые или все из управляемых элементов системы 100 бурения могут содержать ограниченные интегральные элементы управления или процессоры, выполненные с возможностью приема сигнала управления от блока 124 управления, и создавать частную команду к соответствующим приводам или другим управляемым механизмам.
Параметры бурения могут соответствовать характеристикам внутрискважинного бурения, например изменение параметра бурения изменяет характеристики внутрискважинного бурения, хотя изменения могут не быть идентичными вследствие динамических характеристик в скважине. Сигнал управления, отправленный к насосу 152, может изменять скорость нагнетания, с которой буровой раствор нагнетают в бурильную колонну 114, в свою очередь изменяя расход через буровую установку. Сигнал управления, отправленный к крюку 157 в сборе, может изменять нагрузку на крюк путем уменьшения веса буровой установки, переносимого лебедкой, что может приводить к изменению усилия на буровое долото (WOB) и крутящего момента на долото (TOB). Сигнал управления, отправленный к верхнему приводу, может изменять скорость вращения и крутящий момент, прикладываемый к бурильной колонне 114, что может приводить к изменению в крутящем моменте на долото (TOB) и скорость вращения бурового долота 110. Другие типы сигнала управления будут понятны специалисту в данной области техники при ознакомлении с настоящим описанием.
На фиг. 2 представлена диаграмма, иллюстрирующая приведенную в качестве примера систему 200 обработки информации в соответствии с аспектами настоящего изобретения. Система 200 управления информацией может применяться, например, в качестве части системы или блока управления буровым снарядом. Например, оператор буровой установки может взаимодействовать с системой обработки информации 200 для изменения параметров бурения или выдачи сигналов управления в буровое оборудование, соединенное с возможностью обмена данными с системой обработки информации 200. Система 200 управления информацией может содержать процессор или ЦП 201, соединенный (с возможностью обмена данными) с контроллером-концентратором запоминающего устройства или северным мостом 202. Контроллер-концентратор 202 запоминающего устройства может содержать контроллер запоминающего устройства для передачи информации на различные компоненты запоминающего устройства системы или от них в пределах системы управления информацией, такие как ОЗУ 203, элемент 206 запоминающего устройства и накопитель 207 на жестких дисках. Контроллер-концентратор 202 запоминающего устройства может быть соединен с ОЗУ 203 и графическим процессором 204. Контроллер-концентратор 202 запоминающего устройства также может быть соединен с контроллером-концентратором ввода-вывода или южным мостом 205. Концентратор 205 ввода-вывода соединен с элементами запоминающего устройства вычислительной системы, содержащей элемент 206 запоминающего устройства, который может содержать флэш-ПЗУ, которое содержит базовую систему ввода-вывода (BIOS) вычислительной системы. Концентратор 205 ввода-вывода также соединен с накопителем 207 на жестких дисках вычислительной системы. Концентратор 205 ввода-вывода также может быть соединен с ультрабольшой интегральной схемой 208 ввода-вывода, которая соединена с несколькими портами ввода-вывода вычислительной системы, включая порты для подключения клавиатуры 209 и мыши 210. Система 200 управления информацией может быть дополнительно соединена (с возможностью обмена данными) с одним или большим количеством элементов системы бурения посредством интегральной схемы 208.
Системы и способы, включающие аспекты настоящего изобретения, могут быть использованы для автоматического управления параметрами бурения для увеличения скорости проходки (ROP) системы бурения. В соответствии со следующим описанием приведенные в качестве примера системы и способы управления могут содержать системы стохастического управления для компенсации неопределенностей в динамических характеристиках системы бурения, приводящих к непрогнозируемым и случайным событиям на буровом долоте. Эти неопределенности содержат профиль горной породы перед буровым долотом, вибрации в буровом долоте, воздействие бурового раствора на профиль ствола скважины и угол, под которым буровое долото контактирует с горной породой. Непрогнозируемые и случайные события на буровом долоте уменьшают возможность управления буровым долотом с поверхности и уменьшают общую скорость проходки (ROP) системы бурения.
На фиг. 3 представлена блок-схема приведенной в качестве примера архитектуры 300 управления для системы бурения в соответствии с аспектами настоящего изобретения. Архитектура 300 управления может быть создана, расположена и/или реализована в одной или большем количестве систем обработки данных на буровой площадке или за пределами буровой площадки. Архитектура 300 управления может содержать оперативно доступный участок 302 и полуавтономный участок 304. Оперативно доступный участок 302 может характеризоваться обработкой входных сигналов от системы бурения 306 в режиме реального времени или в режиме, близком к реальному времени, для создания сигналов управления для систем 306 бурения с использованием режима управления, созданного полуавтономным участком 304. Полуавтономный участок 304 может быть характеризован вычислительно-трудоемкими этапами обработки для создания режима управления, причем этапы обработки осуществляются периодически после приема скважинных данных. Использование оперативно доступного участка 302 и полуавтономного участка 304 создает вычислительно-сложную архитектуру 300 управления, которая существенно не замедляет скорости контроллера, работающего в режиме реального времени.
В некоторых вариантах реализации полуавтономный участок 304 может адаптивно моделировать систему 306 бурения с использованием данных партии от элементов каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD) системы 306 бурения. Модель системы 306 бурения может содержать низкоразмерную модель в пространственном состоянии. В настоящем описании модель в пространственном состоянии может содержать математическую модель системы бурения с набором переменных входного сигнала, выходного сигнала и состояния, соотносящихся дифференциальными уравнениями первого порядка. Например, модель может быть выведена из основных принципов физики на основании подхода, использующего данные от системы 306 бурения, а также данные от других скважин с подобными физико-механическими свойствами горных пород. Непрогнозируемые и случайные события на буровом долоте могут быть учтены как гауссовый шум в модели.
Входные сигналы модели могут содержать параметры бурения, такие как крутящий момент на верхнем приводе, скорость нагнетания насоса и нагрузка на крюк, приводящие к изменениям в скорости проходки (ROP) буровой установки. Выходные сигналы модели могут содержать характеристики внутрискважинного бурения, такие как усилие на буровое долото (WOB), крутящий момент на долото (TOB), скорость вращения на буровое долото и расход через буровую установку. Переменные состояния могут содержать динамические характеристики системы 306 бурения, такие как динамические характеристики потока текучей среды, перемещение бурильной колонны, динамика электризации двигателя верхнего привода и т.д. Приведенная в качестве примера формула модели пространственного состояния показана в Уравнении (1), где x соответствует состоянию модели, u соответствует входным сигналам, v соответствует соотношению неопределенность/шум в модели, f соответствует динамической модели системы бурения и x• соответствует выходному сигналу.
Уравнение (1): 
Следует отметить, что параметры модели соответствуют медленно изменяющимся динамическим характеристикам, таким как износ долота, изменение формации, и, таким образом их изменения происходят медленно. Таким образом, настоящая модель может быть использована для прогнозирования будущих событий на будущем промежутке времени. Модель может быть обновлена со временем по мере получения новых данных от системы 306 бурения.
Полуавтономный участок 304 может принимать данные 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений от системы 306 бурения. Данные 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений могут содержать скважинные условия, характеристики внутрискважинного бурения, динамические характеристики и данные наблюдений, включая усилие на буровое долото (WOB), крутящий момент на долото (TOB), скорость вращения на буровом долоте, сопротивляемость формации, проницаемость формации, данные о текучей среде формации и т.д., но не ограничиваясь ими. Данные 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений могут быть созданы и накоплены в скважинных элементах каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD) системы 306 бурения и периодически извлечены на поверхность. Например, данные могут храниться в скважинном носителе памяти, присоединенном к элементам каротажа во время бурения (LWD)/измерений во время бурения (MWD), и могут быть скачаны или извлечены при извлечении носителя памяти на поверхность. В других вариантах реализации данные могут быть перемещены в качестве командного файла через скважинную телеметрическую систему с использованием проводного соединения, беспроводного соединения, оптоволоконного соединения или гидроимпульсов.
Полуавтономный участок 304 может содержать блок 310 оценки статистики взаимодействия горной породы с долотом, принимающий по меньшей мере части данных 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений. Статистика взаимодействия горной породы с долотом может выражать неопределенные и случайные события на буровом долоте, характеризующиеся взаимодействием между буровым долотом и горной породой перед буровым долотом. Блок 310 оценки может принимать данные 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений и оценивать статистику взаимодействия горной породы и долота. В некоторых вариантах реализации измерения усилия на буровое долото (WOB) и крутящего момента на долото (TOB) из данных 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений могут быть получены на блоке 310 оценки, который заем оценивает статистику взаимодействия горной породы и долота для определения параметров гауссового шума, соответствующего непрогнозируемым и случайным событиям на буровом долоте.
В некоторых вариантах реализации модель системы 306 бурения может быть создана в элементе 312 идентификации системы полуавтономного участка 304. Элемент 312 идентификации системы может принимать данные 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений и использовать статистические способы для создания математической модели системы бурения 306, соответствующей данным 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений. В частности, элемент 308 идентификации системы может учитывать фактические измерения в данных 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений путем создания модели системы 306 бурения, имеющую наибольшую статистическую вероятность создания данных 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений. Как описано ранее модель может содержать модель пространственного состояния, выведенную из основных принципов физики на основании способа.
Модель может быть получена от элемента 312 идентификации системы на элементе 314 оптимизации установившихся режимов. Элемент 314 оптимизации установившихся режимов может дополнительно принимать ограничения системы 306 бурения. Ограничения могут соответствовать физическим ограничениям системы 306 бурения, включая максимальное количество оборотов в минуту (RPM) верхнего привода, максимальный крутящий момент на верхнем приводе, максимальную скорость нагнетания на насосе, максимальную нагрузку на крюк и т.д., и могут быть вычислены, например, на основании известных механических характеристик системы 306 бурения. Ограничения могут быть использованы в сочетании с моделью из элемента 312 идентификации системы для определения максимально достижимой скорости проходки (ROP) для системы 306 бурения в ее настоящем состоянии. Максимальная достижимая скорость проходки (ROP) может соответствовать оптимальным значениям усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения на буровом долоте и расхода, которые элемент 314 оптимизации установившихся режимов 314 может вычислять и выводить.
В некоторых вариантах реализации данные 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений могут также быть получены на элементе 316 входного сигнала и пространственного состояния. Элемент 316 может вычислять возможные входные сигналы и состояния модели пространственного состояния, созданной элементом 312 идентификации системы. В частности, элемент 316 может принимать данные 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений и определять настоящие эффективные диапазоны входных сигналов и состояний, которые являются возможными с учетом фактических измерений в данных 308 партии каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений. Настоящие эффективные диапазоны могут без ограничения содержать диапазон крутящего момента на верхнем приводе, диапазон нагрузок на крюк и диапазон физических динамических состояний, таких как скорость вращения бурового долота, которые могут предоставить измеренное усилие на буровое долото (WOB), крутящий момент на долото (TOB), скорость вращения бурового долота и расход из данных 308 каротаж во время бурения (LWD)/измерения во время бурения (MWD)/данные наблюдений. Настоящие эффективные диапазоны входных сигналов и состояний могут быть совмещены для образования входного сигнала и пространственного состояния для модели. В некоторых вариантах реализации элемент 316 дополнительно может дискретизировать входной сигнал и пространственное состояние для упрощения и уменьшения будущих вычислений, использующих входной сигнал и пространственное состояние, в соответствии со следующим описанием.
Архитектура 300 управления может дополнительно содержать визуальный элемент 318 системы бурения. Визуальный элемент 318 системы бурения может получать модель от элемента 312 идентификации системы, статистику взаимодействия горной породы и долота от блока 310 оценки статистики взаимодействия горной породы и долота, ограничений от системы 306 бурения и дискретизированного входного сигнала и пространственного состояния от элемента 316 входного сигнала и пространственного состояния. Визуальный элемент 318 системы бурения может моделировать модель с ограничениями системы 306 бурения с использованием различных управляющих входных сигналов и исходных состояний, которые вводят в визуальный элемент 318 системы бурения. Управляющие входные сигналы и исходные состояния, введенные в визуальный элемент 318 системы бурения, могут быть ограничены дискретизированным входным сигналом и пространственным состоянием от элемента 316 входного сигнала и пространственного состояния. В некоторых вариантах реализации управляющие входные сигналы могут включать различные значения для параметров бурения (например, нагрузки на крюк, скорость нагнетания, крутящий момент/скорость вращения на верхнем приводе), а результаты моделирования могут являться усилием на буровое долото (WOB), скоростью вращения бурового долота и расходом, соответствующими управляющими входными сигналами в исходных состояниях. Моделирование может дополнительно идентифицировать полученное усилие на буровое долото (WOB), скорость вращения бурового долота и расход за единицу времени для значений управляющего входного сигнала.
Данные моделирования от визуального элемента 318 системы бурения могут быть переданы к элементу 320 итерации и структурирования значений. Элемент 320 итерации и структурирования значений может содержать функцию стоимости, содержащую квадратичную функцию ошибки слежения между оптимальными значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения на буровом долоте и расхода, вычисленными элементом 314 оптимизации установившихся режимов, и значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения бурового долота и расхода в данных моделирования. Функция стоимости может быть составлена таким образом, что значение функции стоимости является наименьшим при наибольшем приближении данных моделирования к оптимальным значениям усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения на буровом долоте и расхода, вычисленным элементом 314 оптимизации установившихся режимов, то есть, скорость проходки (ROP) наивысшая при наименьшей функции стоимости. Приведенная в качестве примера функция стоимости изображена в Уравнении (2), где xi и xi d выражают измеренное и требуемое значения состояние с порядковым номером i, соответственно; uj выражает входной сигнал с порядковым номером j; wi s и wj u выражают массы для состояний или входных сигналов; и N1 и N2 выражают размеры состояний и входных сигналов, соответственно.
Уравнение (2): C (x,u)=
Состояния могут содержать, например, скорость вращения, усилие на буровое долото (WOB), крутящий момент на долото (TOB) и расположение долота, осевую/вращательную скорость, ускорение и т.д.
Элемент 320 итерации и структурирования значений может вычислять функцию значения из данных моделирования. Функция значения может содержать среднее значение накопленных значений функции стоимости в динамике. В некоторых вариантах реализации исходная функция значения может быть вычислена из данных моделирования, а функция значения может быть итерирована до преобразования в оптимальную функцию значения, в которой содержится минимальная средняя функция стоимости в динамике. В качестве примера функция значения изображена далее в Уравнении (3), в котором E соответствует ожидаемому значению.
Уравнение (3): 
В этой конструкции уменьшение J(x) эквивалентно для уменьшения функции стоимости в динамике, т.е. для уменьшение разницы между измеренным и требуемым значением состояний, а также для уменьшения усилий управления. Следует отметить, что функции состояния, стоимости и значения имеют различные выражения для дискретного времени/непрерывного времени, дискретного пространства/непрерывного пространства. Уравнения (1)-(3) могут быть использованы в случае с непрерывным пространством и непрерывным временем.
В некоторых вариантах реализации оптимальная функция значения может быть использована для вычисления оптимального режима 322 управления для системы 306 бурения. В частности для каждого из дискретизированных состояний оптимальная функция значения может быть использована для вычисления оптимального управляющего входного сигнала, образующего оптимальное значение. Оптимальный управляющий входной сигнал может содержать один или большее количество параметров бурения для системы 306 бурения. Результаты могут быть сведены в таблицу поиска, содержащую дискретизированное состояние, оптимизированный управляющий входной сигнал и оптимальное значение для всех возможных дискретизированных состояний системы 306 бурения.
В некоторых вариантах реализации оптимальный режим 322 управления, сведенный в таблицу поиска, может быть получен в оперативно доступном участке 302. Сигналы управления для системы 306 бурения могут быть определены по меньшей мере частично на основании оптимального режима 322 управления. Например, оперативно доступный участок 302 может содержать устройство 324 наблюдения за перемещением системы бурения, оценивающее состояния системы 306 бурения с использованием данных измерений во время бурения (MWD) в реальном времени. Состояния, оцененные устройством 324 наблюдения за перемещением системы бурения, могут соответствовать состояниям в таблице поиска и может быть использованы для идентификации оптимального управляющего входного сигнала, соответствующего состояниям системы 306 бурения в реальном времени. Следует отметить, что идентификация оптимального управляющего входного сигнала от таблицы поиска является простой с точки зрения вычисления, обеспечивая возможность идентификации оптимального управляющего входного сигнала в режиме, приближенном к реальному времени, без значительных вычислений.
В некоторых вариантах реализации состояния, идентифицированные устройством 324 наблюдения за перемещением системы бурения, могут быть непрерывными, а не дискретизированными. Хотя непрерывное состояние может не равняться ни одному дикретизированному состоянию, может быть идентифицировано и выбрано ближайшее дискретизированное состояние. В других вариантах реализации структурная карта может быть вычислена в полуавтономном участке 304 посредством способов или интерполяций машинного самообучения, например, таким образом, что оптимальный режим управления для непрерывного состояния является сочетанием нескольких соседних дискретных состояний.
В изображенном варианте реализации оптимальный управляющий входной сигнал может содержать значения параметров бурения для системы 306 бурения. Значения параметров бурения могут быть приняты локальным контроллером 326, который может создавать сигналы управления с подачей к одному или большему количеству элементов 328, соответствующие значениям параметров бурения. В изображенном варианте реализации значения параметров бурения могут содержать значения нагрузки на крюк, крутящего момента верхнего привода и скорости нагнетания. Локальный контроллер 326 может создавать сигнал для обеспечения перемещения верхнего привода в системе 306 бурения от первого значения крутящего момента к значению крутящего момента из оптимального управляющего входного сигнала. Подобные электрические сигналы могут быть созданы для насоса и значения скорости нагнетания, и для крюка и значения нагрузки на крюк. Механизм обратной связи может содержаться для обеспечения точности сигналов управления, созданных локальным контроллером.
На фиг. 4 представлена диаграмма, иллюстрирующая приведенный в качестве примера оптимальный входной сигнал управления в соответствии с аспектами настоящего изобретения. В изображенном варианте реализации пространственное состояние имеет два измерения (x1 и x2), а оптимальный управляющий входной сигнал имеет одно измерение. Может быть получено настоящее состояние системы бурения в пространственном состоянии, причем настоящее состояние содержит значения в обоих измерениях оптимального управляющего входного сигнала. Значение оптимального управляющего входного сигнала может быть определено для дискретизированного пространства, соответствующего настоящему состоянию системы бурения. В изображенном варианте реализации, например, оптимальный управляющий входной сигнал может содержать 0,79, при значениях настоящего состояния для системы бурения, составляющих 20 и 18.
В соответствии с аспектами настоящего изобретения приведенный в качестве примера способ автоматизации бурения может содержать создание модели системы бурения по меньшей мере частично на основании первого набора скважинных измерений. Модель может принимать параметры бурения системы бурения в качестве входных сигналов. Скорость проходки для системы бурения может быть определена по меньшей мере частично на основании модели. Модель может быть моделирована с использованием первого набора значений для параметров бурения, а режим управления для системы бурения может быть вычислен по меньшей мере частично на основании скорости проходки и результатов моделирования. Сигнал управления, подаваемый к системе бурения, может быть создан по меньшей мере частично на основании режима управления.
В некоторых вариантах реализации создание модели системы бурения может содержать создание модели в пространственном состоянии системы бурения. Определение скорости проходки для системы бурения может содержать определение максимальной скорости проходки для системы бурения. В некоторых вариантах реализации параметры бурения системы бурения могут содержать нагрузку на крюк системы бурения, скорость нагнетания насоса системы бурения и значение крутящего момента верхнего привода системы бурения. Модель может создавать в качестве выходного сигнала по меньшей мере одно из усилия на буровое долото (WOB) системы бурения, скорости вращения бурового долота и расхода бурового раствора через систему бурения.
Создание сигнала управления с подачей к системе бурения может содержать создание сигнала управления, соответствующего по меньшей мере одному из параметров бурения. Максимальная скорость проходки для системы бурения может быть определена с использованием значений усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих максимальной скорости проходки. В некоторых вариантах реализации моделирование модели с использованием первого набора значений для параметров бурения может содержать создание второго набора значений для усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующим первому набору значений. Вычисление режима управления для системы бурения может содержать сравнение второго набора значений со значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих максимальной скорости проходки.
В некоторых вариантах реализации вычисление режима управления для системы бурения дополнительно может содержать отслеживание отличий между вторым набором значений и значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих максимальной скорости проходки, с использованием функции стоимости, вычисление функции значения, соответствующей наименьшему среднему результату функции стоимости, вычисление управляющего входного сигнала для каждого из состояния системы бурения с использованием функции значения, и создание таблицы поиска, содержащей управляющие входные сигналы и состояния системы бурения. Создание сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании режима управления может содержать создание оценки в реальном времени состояния системы бурения, выбор управляющего входного сигнала из таблицы поиска, соответствующего оцененному состоянию, и создание сигнала управления для системы бурения с использованием управляющего входного сигнала.
В некоторых вариантах реализации приведенный в качестве примера способ может дополнительно содержать прием второго набора скважинных измерений, создание второй модели системы бурения по меньшей мере частично на основании второго набора скважинных измерений, вычисление второго режима управления по меньшей мере частично на основании второй модели и создание второго сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании второго режима управления.
В соответствии с аспектами настоящего изобретения приведенное в качестве примера устройство для автоматизации бурения может содержать процессор и запоминающее устройств, присоединенное к процессору. Запоминающее устройство может содержать набор инструкций, которые при исполнении процессором обеспечивают выполнение процессором создания модели системы бурения по меньшей мере частично на основании первого набора скважинных измерений. Модель может принимать параметры бурения системы бурения в качестве входных сигналов. Процессор может определять скорость проходки для системы бурения по меньшей мере частично на основании модели, и моделировать модель с использованием первого набора значений для параметров бурения. Процессор может также вычислять режим управления для системы бурения по меньшей мере частично на основании скорости проходки и результатов моделирования, и создавать сигнал управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании режима управления.
В некоторых вариантах реализации набор инструкций, обеспечивающих создание модели системы бурения процессором, может дополнительно обеспечивать создание процессором модели в пространственном состоянии системы бурения. Набор инструкций, обеспечивающих определение процессором скорости проходки для системы бурения, может дополнительно обеспечивать определение процессором максимальной скорости проходки для системы бурения. В некоторых вариантах реализации параметры бурения системы бурения могут содержать нагрузку на крюк системы бурения, скорость нагнетания насоса системы бурения и значение крутящего момента верхнего привода системы бурения. Модель может создавать в качестве выходного сигнала по меньшей мере одно из усилия на буровое долото (WOB) системы бурения, скорости вращения бурового долота и расхода бурового раствора через систему бурения.
В некоторых вариантах реализации набор инструкций, обеспечивающих создание процессором сигнала управления с подачей к системе бурения, может дополнительно содержать создание процессором сигнала управления, соответствующего по меньшей мере одному из параметров бурения. Набор инструкций, обеспечивающих определение процессором максимальной скорости проходки для системы бурения, может дополнительно обеспечивать определение процессором значений усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих максимальной скорости проходки. В некоторых вариантах реализации набор инструкций, обеспечивающих моделирование процессором модели с использованием первого набора значений для параметров бурения, может дополнительно обеспечивать создание процессором второго набора значений для усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих первому набору значений.
В некоторых вариантах реализации процессор может вычислять режим управления для системы бурения дополнительно путем сравнения второго набора значений со значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующими максимальной скорости проходки. Набор инструкций, обеспечивающих вычисление процессором режима управления для системы бурения, может дополнительно обеспечивать отслеживание процессором отличий между вторым набором значений и значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующими максимальной скорости проходки, с использованием функции стоимости; вычислять функцию значения, соответствующую наименьшему среднему результату функции стоимости; вычислять управляющий входной сигнал для каждого состояния системы бурения с использованием функции значения; и создавать таблицу поиска, содержащую управляющие входные сигналы и состояния системы бурения.
В некоторых вариантах реализации набор инструкций, обеспечивающих создание процессором сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании режима управления, дополнительно обеспечивает создание процессором оценки в реальном времени состояния системы бурения; выбор управляющего входного сигнала из таблицы поиска, соответствующего оцененному состоянию; и создание сигнала управления для системы бурения с использованием управляющего входного сигнала. В некоторых вариантах реализации набор инструкций может дополнительно обеспечивать прием процессором второго набора скважинных измерений; создание второй модели системы бурения по меньшей мере частично на основании второго набора скважинных измерений; вычисление второго режима управления по меньшей мере частично на основании второй модели и создание второго сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании второго режима управления.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения целей и преимуществ, указанных, а также тех, которые свойственны ему. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются лишь иллюстрацией, поскольку настоящее раскрытие может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, у которых есть возможность ознакомиться с настоящим описанием. Кроме того, не налагаются ограничения в отношении подробностей разработки или конструкции, приведенных в данном документе, за исключением описанных в приведенной ниже формуле изобретения. Таким образом, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, при этом все такие изменения находятся в пределах объема и сущности настоящего изобретения. Также, термины в формуле изобретения использованы в их простом, обычном значении, если обратное явным образом не указано заявителем. Применяемая в формуле изобретения форма единственного числа предполагает наличие одного или большего количества рассматриваемых элементов.
Claims (73)
1. Способ автоматизации бурения, включающий:
создание модели системы бурения по меньшей мере частично на основании первого набора скважинных измерений, модель принимает параметры бурения системы бурения в качестве входных сигналов;
определение скорости проходки для системы бурения по меньшей мере частично на основании модели;
моделирование модели с использованием первого набора значений для параметров бурения;
вычисление режима управления для системы бурения по меньшей мере частично на основании скорости проходки и результатов моделирования и
создание сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании режима управления.
2. Способ по п. 1, в котором создание модели системы бурения содержит создание модели в пространственном состоянии системы бурения.
3. Способ по п. 2, в котором определение скорости проходки для системы бурения содержит определение максимальной скорости проходки для системы бурения.
4. Способ по п. 3, в котором параметры бурения системы бурения содержат
нагрузку на крюк системы бурения;
скорость нагнетания насоса системы бурения и
значение крутящего момента верхнего привода системы бурения; а
модель в качестве выходного сигнала создает по меньшей мере одно из следующего:
усилие на буровое долото (WOB) системы бурения;
скорость вращения бурового долота и
расход бурового раствора через систему бурения.
5. Способ по п. 4, в котором создание сигнала управления с подачей к системе бурения содержит создание сигнала управления, соответствующего по меньшей мере одному из параметров бурения.
6. Способ по п. 4, в котором определение максимальной скорости проходки для системы бурения содержит определение значений усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих максимальной скорости проходки.
7. Способ по п. 6, в котором
моделирование модели с использованием первого набора значений для параметров бурения содержит создание второго набора значений для усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих первому набору значений; и
вычисление режима управления для системы бурения содержит сравнение второго набора значений со значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующими максимальной скорости проходки.
8. Способ по п. 7, в котором вычисление режима управления для системы бурения дополнительно содержит
отслеживание отличий между вторым набором значений и значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующими максимальной скорости проходки, с использованием функции стоимости;
вычисление функции значения, соответствующей наименьшему среднему результату функции стоимости;
вычисление управляющего входного сигнала для каждого состояния системы бурения с использованием функции значения и
создание таблицы поиска, содержащей управляющие входные сигналы и состояния системы бурения.
9. Способ по п. 8, в котором создание сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании режима управления содержит
создание оценки в реальном времени состояния системы бурения;
выбор управляющего входного сигнала из таблицы поиска, соответствующего оцененному состоянию;
создание сигнала управления для системы бурения с использованием управляющего входного сигнала.
10. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий:
прием второго набора скважинных измерений;
создание второй модели системы бурения по меньшей мере частично на основании второго набора скважинных измерений;
вычисление второго режима управления по меньшей мере частично на основании второй модели и
создание второго сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании второго режима управления.
11. Устройство для автоматизации бурения, содержащее:
процессор;
запоминающее устройство, присоединенное к процессору, содержащее набор инструкций, которые при выполнении обеспечивают выполнение процессором:
создания модели системы бурения по меньшей мере частично на основании первого набора скважинных измерений, причем модель принимает параметры бурения системы бурения в качестве входных сигналов;
определения скорости проходки для системы бурения по меньшей мере частично на основании модели;
моделирования модели с использованием первого набора значений для параметров бурения;
вычисления режима управления для системы бурения по меньшей мере частично на основании скорости проходки и результатов моделирования и
создания сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании режима управления.
12. Устройство по п. 11, в котором набор инструкций, обеспечивающих создание процессором модели системы бурения, дополнительно обеспечивает создание процессором модели в пространственном состоянии системы бурения.
13. Устройство по п. 12, в котором набор инструкций, обеспечивающих определение процессором скорости проходки для системы бурения, дополнительно обеспечивает определение процессором максимальной скорости проходки для системы бурения.
14. Устройство п. 13, в котором
параметры бурения системы бурения содержат
нагрузку на крюк системы бурения;
скорость нагнетания насоса системы бурения и
значение крутящего момента верхнего привода системы бурения; а
модель в качестве выходного сигнала создает по меньшей мере одно из следующего:
усилие на буровое долото (WOB) системы бурения;
скорость вращения бурового долота и
расход бурового раствора через систему бурения.
15. Устройство по п. 14, в котором набор инструкций, обеспечивающих создание процессором сигнала управления с подачей к системе бурения, дополнительно обеспечивает создание процессором сигнала управления, соответствующего по меньшей мере одному из параметров бурения.
16. Устройство по п. 14, в котором набор инструкций, обеспечивающих определение процессором максимальной скорости проходки для системы бурения, дополнительно обеспечивает определение процессором значений усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих максимальной скорости проходки.
17. Устройство по п. 16, в котором
набор инструкций, обеспечивающих моделирование процессором модели с использованием первого набора значений для параметров бурения, дополнительно обеспечивает создание процессором второго набора значений для усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующих первому набору значений; и
набор инструкций, обеспечивающий вычисление процессором режима управления для системы бурения, дополнительно обеспечивает сравнение процессором второго набора значений со значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующими максимальной скорости проходки.
18. Устройство по п. 17, в котором набор инструкций, обеспечивающих вычисление процессором режима управления для системы бурения, дополнительно обеспечивает выполнение процессором
отслеживания процессором отличий между вторым набором значений и значениями усилия на буровое долото (WOB), скорости вращения и расхода, соответствующими максимальной скорости проходки, с использованием функции стоимости;
вычисления функции значения, соответствующей наименьшему среднему результату функции стоимости;
вычисления управляющего входного сигнала для каждого состояния системы бурения с использованием функции значения и
создания таблицы поиска, содержащей управляющие входные сигналы и состояния системы бурения.
19. Устройство по п. 18, в котором набор инструкций, обеспечивающих создание процессором сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании режима управления, дополнительно обеспечивает выполнение процессором
создания оценки в реальном времени состояния системы бурения;
выбора управляющего входного сигнала из таблицы поиска, соответствующего оцененному состоянию;
создания сигнала управления для системы бурения с использованием управляющего входного сигнала.
20. Устройство по любому из пп. 11-19, в котором набор инструкций дополнительно обеспечивает выполнение процессором
приема второго набора скважинных измерений;
создания второй модели системы бурения по меньшей мере частично на основании второго набора скважинных измерений;
вычисления второго режима управления по меньшей мере частично на основании второй модели и
создания второго сигнала управления с подачей к системе бурения по меньшей мере частично на основании второго режима управления.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/065895 WO2015060810A1 (en) | 2013-10-21 | 2013-10-21 | Drilling automation using stochastic optimal control |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2633006C1 true RU2633006C1 (ru) | 2017-10-11 |
Family
ID=52993262
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016108306A RU2633006C1 (ru) | 2013-10-21 | 2013-10-21 | Автоматизация бурения с использованием оптимального управления на основе стохастической теории |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9995129B2 (ru) |
| CN (1) | CN105518251B (ru) |
| AR (1) | AR098071A1 (ru) |
| AU (1) | AU2013403373B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016004150B1 (ru) |
| CA (1) | CA2922649C (ru) |
| GB (1) | GB2533718B (ru) |
| MX (1) | MX376265B (ru) |
| NO (1) | NO348384B1 (ru) |
| RU (1) | RU2633006C1 (ru) |
| WO (1) | WO2015060810A1 (ru) |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2961347C (en) | 2014-12-31 | 2021-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automated optimal path design for directional drilling |
| US9988891B2 (en) | 2015-10-15 | 2018-06-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Monitoring control and/or optimization of borehole sidetracking |
| US20170122092A1 (en) | 2015-11-04 | 2017-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Characterizing responses in a drilling system |
| US10878145B2 (en) * | 2015-12-29 | 2020-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bottomhole assembly design and component selection |
| US11131540B2 (en) | 2016-01-26 | 2021-09-28 | Schlumberger Technology Corporation | Tubular measurement |
| AR108578A1 (es) | 2016-05-25 | 2018-09-05 | Schlumberger Technology Bv | Sistema basado en imágenes para operaciones de perforación |
| CA3040864C (en) | 2016-12-09 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Directional drilling with stochastic path optimization of operating parameters |
| CN106444563A (zh) * | 2016-12-12 | 2017-02-22 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 适用于气体钻井的安全保障系统 |
| US11021944B2 (en) | 2017-06-13 | 2021-06-01 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction communication and control |
| US11143010B2 (en) | 2017-06-13 | 2021-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction communication and control |
| US11422999B2 (en) | 2017-07-17 | 2022-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for using data with operation context |
| WO2019036063A1 (en) * | 2017-08-18 | 2019-02-21 | Landmark Graphics Corporation | OPTIMIZATION OF PENETRATION RATES FOR DRILLING WELLS USING MACHINE LEARNING |
| US11319793B2 (en) | 2017-08-21 | 2022-05-03 | Landmark Graphics Corporation | Neural network models for real-time optimization of drilling parameters during drilling operations |
| CA3069724C (en) * | 2017-08-21 | 2023-06-13 | Landmark Graphics Corporation | Iterative real-time steering of a drill bit |
| CN112105795A (zh) | 2018-03-09 | 2020-12-18 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 集成井施工系统操作 |
| US11035219B2 (en) | 2018-05-10 | 2021-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for drilling weight-on-bit based on distributed inputs |
| US10876834B2 (en) | 2018-05-11 | 2020-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Guidance system for land rig assembly |
| WO2020027846A1 (en) * | 2018-08-02 | 2020-02-06 | Landmark Graphics Corporation | Operating wellbore equipment using a distributed decision framework |
| US10907466B2 (en) | 2018-12-07 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Zone management system and equipment interlocks |
| US10890060B2 (en) | 2018-12-07 | 2021-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Zone management system and equipment interlocks |
| CN110067550B (zh) * | 2019-01-23 | 2020-05-01 | 中国地质大学（武汉） | 一种具有多自由度-变参数的钻柱系统回转运动建模方法 |
| WO2021022042A1 (en) * | 2019-07-30 | 2021-02-04 | William Marsh Rice University | System and method for design of rapid excavating and wear-resistant drill bits |
| US11391142B2 (en) | 2019-10-11 | 2022-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Supervisory control system for a well construction rig |
| US12055027B2 (en) | 2020-03-06 | 2024-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Automating well construction operations based on detected abnormal events |
| KR102294384B1 (ko) * | 2020-12-31 | 2021-08-26 | 동아대학교 산학협력단 | 머신러닝을 이용한 굴진율 예측 시추운전가이드 모델 구축방법 및 이를 이용한 굴진율 예측시스템 |
| US20240418070A1 (en) | 2021-10-22 | 2024-12-19 | Exebenus AS | System and method for predicting and optimizing drilling parameters |
| US12037857B2 (en) * | 2021-11-30 | 2024-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for determining hole cleaning efficiency based on wellbore segment lengths |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040211595A1 (en) * | 2003-04-25 | 2004-10-28 | Pinckard Mitchell D. | System and method for automatic drilling to maintain equivalent circulating density at a preferred value |
| US20040256152A1 (en) * | 2003-03-31 | 2004-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Real-time drilling optimization based on MWD dynamic measurements |
| RU2244117C2 (ru) * | 2002-03-06 | 2005-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способ управления работой в скважине и система бурения скважины |
| EA011469B1 (ru) * | 2004-12-16 | 2009-04-28 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Способ прогнозирования скорости проходки с использованием коэффициентов трения скольжения для конкретного долота и механического кпд как функции прочности на всестороннее сжатие |
| US20110186353A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Aps Technology, Inc. | System and Method for Monitoring and Controlling Underground Drilling |
| WO2012080812A2 (en) * | 2010-12-13 | 2012-06-21 | Schlumberger Technology B.V. | Drilling optimization with a downhole motor |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7032689B2 (en) | 1996-03-25 | 2006-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system of a given formation |
| US6612382B2 (en) * | 1996-03-25 | 2003-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making |
| US6785641B1 (en) | 2000-10-11 | 2004-08-31 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
| GB2371625B (en) * | 2000-09-29 | 2003-09-10 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for prediction control in drilling dynamics using neural network |
| US7054750B2 (en) * | 2004-03-04 | 2006-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system to model, measure, recalibrate, and optimize control of the drilling of a borehole |
| US7441612B2 (en) | 2005-01-24 | 2008-10-28 | Smith International, Inc. | PDC drill bit using optimized side rake angle |
| US8672055B2 (en) * | 2006-12-07 | 2014-03-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Automated directional drilling apparatus and methods |
| CN101600851A (zh) * | 2007-01-08 | 2009-12-09 | 贝克休斯公司 | 动态控制钻进故障的钻进组件和系统及利用该钻进组件和系统进行钻井的方法 |
| GB2468251B (en) | 2007-11-30 | 2012-08-15 | Halliburton Energy Serv Inc | Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures |
| US8705318B2 (en) | 2008-03-10 | 2014-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Data aggregation for drilling operations |
| WO2010039317A1 (en) | 2008-10-01 | 2010-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Robust well trajectory planning |
| NO2331904T3 (ru) * | 2008-10-03 | 2018-09-15 | ||
| EA029182B1 (ru) * | 2008-11-21 | 2018-02-28 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ моделирования бурового оборудования для представления вибрационной характеристики бурового оборудования |
| CN101719331A (zh) * | 2009-12-08 | 2010-06-02 | 西南石油大学 | 钻井模拟器钻进工艺模拟方法 |
| BR112013020182A2 (pt) * | 2011-02-08 | 2016-11-08 | Logined Bv | método para modelagem tridimensional de parâmentros para perfuração de campo petrolífero, sistema para modelagem tridimensional de parâmetros para perfuração de campo petrolífero, e produto de programa de computador |
| US9587478B2 (en) | 2011-06-07 | 2017-03-07 | Smith International, Inc. | Optimization of dynamically changing downhole tool settings |
| US9181791B2 (en) | 2011-06-28 | 2015-11-10 | Raytheon Company | System and method for determining soil characteristics and drillstring instability during horizontal directional drilling |
| US9436173B2 (en) | 2011-09-07 | 2016-09-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods with combined global search and local search methods |
-
2013
- 2013-10-21 AU AU2013403373A patent/AU2013403373B2/en active Active
- 2013-10-21 WO PCT/US2013/065895 patent/WO2015060810A1/en active Application Filing
- 2013-10-21 US US15/023,105 patent/US9995129B2/en active Active
- 2013-10-21 CN CN201380079301.1A patent/CN105518251B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-10-21 CA CA2922649A patent/CA2922649C/en active Active
- 2013-10-21 BR BR112016004150-0A patent/BR112016004150B1/pt active IP Right Grant
- 2013-10-21 GB GB1603219.5A patent/GB2533718B/en active Active
- 2013-10-21 RU RU2016108306A patent/RU2633006C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-10-21 MX MX2016003567A patent/MX376265B/es active IP Right Grant
-
2014
- 2014-10-17 AR ARP140103876A patent/AR098071A1/es active IP Right Grant
-
2016
- 2016-03-09 NO NO20160402A patent/NO348384B1/en unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244117C2 (ru) * | 2002-03-06 | 2005-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способ управления работой в скважине и система бурения скважины |
| US20040256152A1 (en) * | 2003-03-31 | 2004-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Real-time drilling optimization based on MWD dynamic measurements |
| US20040211595A1 (en) * | 2003-04-25 | 2004-10-28 | Pinckard Mitchell D. | System and method for automatic drilling to maintain equivalent circulating density at a preferred value |
| EA011469B1 (ru) * | 2004-12-16 | 2009-04-28 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Способ прогнозирования скорости проходки с использованием коэффициентов трения скольжения для конкретного долота и механического кпд как функции прочности на всестороннее сжатие |
| US20110186353A1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-08-04 | Aps Technology, Inc. | System and Method for Monitoring and Controlling Underground Drilling |
| WO2012080812A2 (en) * | 2010-12-13 | 2012-06-21 | Schlumberger Technology B.V. | Drilling optimization with a downhole motor |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2533718B (en) | 2018-04-18 |
| US9995129B2 (en) | 2018-06-12 |
| CA2922649A1 (en) | 2015-04-30 |
| NO20160402A1 (en) | 2016-03-09 |
| BR112016004150B1 (pt) | 2021-07-13 |
| CN105518251A (zh) | 2016-04-20 |
| CN105518251B (zh) | 2018-11-20 |
| NO348384B1 (en) | 2024-12-23 |
| CA2922649C (en) | 2019-07-30 |
| AU2013403373B2 (en) | 2016-12-01 |
| US20160230530A1 (en) | 2016-08-11 |
| MX2016003567A (es) | 2016-07-21 |
| GB2533718A (en) | 2016-06-29 |
| WO2015060810A1 (en) | 2015-04-30 |
| GB201603219D0 (en) | 2016-04-06 |
| AR098071A1 (es) | 2016-04-27 |
| MX376265B (es) | 2025-03-07 |
| BR112016004150A2 (pt) | 2017-08-01 |
| AU2013403373A1 (en) | 2016-03-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2633006C1 (ru) | Автоматизация бурения с использованием оптимального управления на основе стохастической теории | |
| US10233739B2 (en) | Controlling wellbore drilling systems | |
| EP2597253B1 (en) | Dynamic prediction of downhole temperature distributions | |
| US9587478B2 (en) | Optimization of dynamically changing downhole tool settings | |
| RU2616053C1 (ru) | Оптимизированное вращение бурильной колонны во время наклонно-направленного бурения в скользящем режиме | |
| RU2641054C2 (ru) | Управление операциями бурения ствола скважины | |
| US10267136B2 (en) | Methods for analyzing and optimizing casing while drilling assemblies | |
| US10550683B2 (en) | Removal of stick-slip vibrations in a drilling assembly | |
| CN114127730A (zh) | 对井下流体流动建模的方法以及相关装置和系统 | |
| BR112019008697B1 (pt) | Método de perfuração e sistema de perfuração | |
| US10920561B2 (en) | Drilling assessment system | |
| US20160356144A1 (en) | Real-time performance analyzer for drilling operations | |
| US12252974B2 (en) | Equipment health monitor | |
| AU2023377449A1 (en) | Event detection using hydraulic simulations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201022 |