ОЦЕНОЧНЫЙ ЛИСТ БУРЕНИЯ

Подземное бурение включает в себя бурение ствола, проходящего через пласт, вглубь земли с использованием бурового долота, соединенного с бурильной колонной. Во время роторного бурения буровое долото обычно вращается верхним приводом или другим средством привода роторного бурения на поверхности, при этом ведущий шпиндель и/или другое механическое средство соединяет приводной механизм роторного бурения с бурильной колонной и передает крутящий момент на колонну. Во время бурения буровое долото вращается двигателем буровой установки, установленным в бурильной колонне вблизи бурового долота, и бурильная колонна может вращаться или не вращаться также приводным механизмом роторного бурения.

Операции бурения можно проводить вертикально, горизонтально или наклонно-направлено. Вертикальное бурение обычно относится к бурению, в котором траектория бурильной колонны является вертикальной, т.e., отклонена от вертикали на угол менее около 10°. Горизонтальное бурение обычно относится к бурению, в котором траектория бурильной колонны горизонтальна, т.e., отклонена от вертикали на угол около 90°. Наклонно-направленное бурение обычно относится к бурению, в котором траектория бурильной колонны является наклонно-направленной под углом к вертикали, между около 10° и около 90°. Корректирующие прогоны обычно относятся к скважинам, которые должны проходить вертикально, но ненамеренно отклонены и должны быть направлены или наклонно-направлено пробурены обратно к вертикали.

Различные системы и методики можно использовать для выполнения вертикального, наклонно-направленного и горизонтального бурения. Например, в системах управления направлением бурения используют двигатели буровой установки с кривым переводником, включенным в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Система управления направлением бурения может работать в режиме скольжения, в котором бурильная колонна не вращается и буровое долото вращается исключительно двигателем. Кривой переводник наводит буровое долото в нужном направлении при скольжении бурильной колонны через ствол, при этом осуществляя наклонно-направленное бурение. Альтернативно, система управления направлением бурения может работать в режиме вращения, в котором бурильная колонна вращается при работе двигателя буровой установки.

Роторные управляемые инструменты можно также использовать для выполнения наклонно-направленного бурения. Один конкретный тип роторного управляемого инструмента может включать в себя опоры или лапы, размещенные на бурильной колонне вблизи бурового долота и выдвигающиеся или втягивающиеся с некоторой фиксированной ориентацией во время некоторых или всех оборотов бурильной колонны. Контакт между лапами и поверхностью ствола скважины прикладывает боковую силу на бурильную колонну вблизи бурового долота, толкающую или нацеливающую буровое долото в необходимом направлении бурения.

Наклонно-направленное бурение можно также выполнять с использованием роторных управляемых двигателей, включающих в себя двигатель буровой установки, составляющий часть КНБК, а также некоторых типов устройств управления направлением бурения, таких как выдвижные и втягивающиеся лапы, рассмотренные выше. В отличие от систем управления направлением бурения роторные управляемые двигатели обеспечивают выполнение наклонно-направленного бурения при вращении бурильной колонны. При вращении бурильной колонны, силы трения уменьшены, и существует увеличенная осевая нагрузка на долото для бурения. Следовательно, роторные управляемые двигатели могут обычно достигать более высоких скоростей проходки во время наклонно-направленного бурения в сравнении с системами управления направлением бурения или роторным управляемым инструментом, поскольку объединенный крутящий момент и мощность вращения бурильной колонны и двигателя приложены к долоту.

Наклонно-направленное бурение требует знания в режиме реального времени угловой ориентации фиксированной точки привязки на окружности периметра бурильной колонны относительно точки привязки на стволе скважины. Точкой привязки обычно является магнитный северный полюс в вертикальной скважине, или верхняя сторона ствола в наклонной скважине. Данную ориентацию фиксированной точки привязки обычно называют положением торца бурового инструмента. Например, бурение управляемым по направлению двигателем требует знания положения торца бурового инструмента для выдвижения и втягивания опор, когда бурильная колонна находится в конкретном угловом положении, для перемещения бурового долота в нужном направлении.

Когда основываются на точке привязки, соответствующей направлению на северный магнитный полюс, положение торца бурового инструмента обычно именуют магнитным положением торца бурового инструмента. Когда основываются на точке привязки соответствующей верхней стороне ствола, положение торца бурового инструмента обычно именуют гравитационным положением торца бурового инструмента. Гравитационное положение торца бурового инструмента обычно определяют на основе измерений поперечных составляющих локального гравитационного поля, т.e., составляющих локального гравитационного поля перпендикулярных оси бурильной колонны. Данные составляющие обычно получают, используя акселерометр и/или другое измерительное устройство, включенное в состав КНБК. Магнитное положение торца бурового инструмента обычно определяют на основании измерений поперечных составляющих локального магнитного поля Земли, которые обычно получают с использованием магнитометра и/или другого измерительного устройства, включенного в состав КНБК.

Получение данных, мониторинг и корректировка направления бурения обычно требуют от оператора вручную нанесения линии или иной маркировки на бурильную колонну на поверхности для мониторинга ее ориентации относительно ориентации инструмента в скважине. То есть, хотя гравитационное положение торца бурового инструмента или магнитное положение торца бурового инструмента можно определять на некоторых временных интервалах, ориентация верхнего привода или ротора автоматически не становится известной. Следовательно, взаимосвязь между положением торца бурового инструмента и положением приводного вала может рассчитать только оператор, или ее можно рассчитать с использованием специализированного бурового оборудования, такого, как описано в совместно рассматриваемой заявке №12/234,584, зарегистрировано 19 сентября 2008, на Nabors Global Holdings, Ltd. Известно, что на данную взаимосвязь, по существу, влияет реактивный крутящий момент, действующий на бурильную колонну и долото.

Специалистам в данной области техники понятно, что наклонно-направленное бурение и/или горизонтальное бурение не является точной наукой, и существует ряд факторов, обуславливающих правильную и неправильную проводку скважины. На показатели работы КНБК влияют подземные пласты в скважине, осевая нагрузка на долото, скорость подачи бурового раствора насосом, и различные другие факторы. На наклонно-направленные и/или горизонтальные скважины также влияют разработка проекта и исполнение плана бурения. В конце процесса бурения в настоящее время не уделяется внимания оценке эффективности работы бурильщика за пультом управления буровой установки, и отсутствует эффективный способ такой оценки. Следовательно, существует необходимость создания более точной оценки способности бурильщика сохранять правильную ориентацию торца бурового инструмента и получения возможности точно оценивать способность проводки бурильщиком скважины к проектной цели, такой как поддержание правильного угла наклона и азимута.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Изобретение включает в себя способ оценки показателей бурения в стволе скважины мониторингом фактической ориентации торца бурового инструмента управляемого забойного двигателя и параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, регистрацией расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, и оценкой расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента с присвоением значения расхождения, представляющего показатели бурения и изменяющегося в зависимости от расхождения. Предпочтительно, способ дополнительно охватывает предоставление значения в блок оценки.

Изобретение включает в себя способ оценки показателей бурения бурильщика (например, оператора буровой установки) и показатель работы бурильщика при бурении ствола скважины мониторингом фактической ориентации торца бурового инструмента управляемого забойного двигателя и заданной ориентации торца бурового инструмента посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактической ориентацией торца бурового инструмента, регистрацией расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, и оценки расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента с присвоением значения расхождения, представляющего показатели бурения и изменяющегося в зависимости от расхождения.

Предпочтительно, способ дополнительно включает в себя предоставление значения в блок оценки. В предпочтительном варианте осуществления в каждом аспекте изобретения блок оценки может быть бурильщиком или группой бурильщиков или тем и другим. В одном варианте осуществления регистрацию расхождения выполняют на регулярно возникающих временных интервалах во время бурения участка ствола скважины. В другом варианте осуществления оценку расхождения выполняют для каждого из множества бурильщиков, управлявших бурением буровой установки. В другом варианте осуществления регистрацию расхождения выполняют на регулярно возникающих интервалах длины или глубины в стволе скважины.

В предпочтительном варианте осуществления способ альтернативно или дополнительно включает в себя мониторинг параметра фактической осевой нагрузки на долото, связанной с управляемым забойным двигателем, мониторинг параметра нагрузки, измеренного на поверхности, регистрацию параметра фактической осевой нагрузки на долото, регистрацию параметра нагрузки, измеренного на поверхности, регистрацию расхождения между параметром фактической осевой нагрузки на долото и параметром необходимой осевой нагрузки на долото и оценку расхождения между параметром фактической осевой нагрузки на долото и параметром необходимой осевой нагрузки на долото. Параметр нагрузки, измеренной на поверхности, можно сравнивать с параметром фактической осевой нагрузки на долото для углубления понимания взаимосвязи между нагрузкой на поверхности и фактической осевой нагрузкой на долото.

В предпочтительном варианте осуществления способ дополнительно включает в себя мониторинг фактического угла наклона управляемого забойного двигателя посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона, регистрацию расхождения между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона и оценку расхождения между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона. В отличном предпочтительном варианте осуществления способ дополнительно включает в себя мониторинг фактического азимутального угла управляемого забойного двигателя посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом, регистрацию расхождения между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом, и оценку расхождения между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом.

Изобретение также включает в себя систему для оценки показателей бурения ствола скважины, содержащую средство мониторинга фактической ориентации торца бурового инструмента управляемого забойного двигателя посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, средство регистрации расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, средство оценки расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента с присвоением значения расхождения, представляющего точность бурения и изменяющегося в зависимости от расхождения, и если не обязательно, но предпочтительно, средство предоставления значения в блок оценки.

В одном варианте осуществления средство регистрации расхождения выполнено с возможностью регистрации на регулярно возникающих временных интервалах во время бурения участка ствола скважины. В другом варианте осуществления средство оценки расхождения выполнено для каждого из множества бурильщиков, управлявших бурением буровой установки. В дополнительном варианте осуществления средство регистрации расхождения выполнено с возможностью регистрации на регулярно возникающих интервалах длины или глубины в стволе скважины.

В предпочтительном варианте осуществления система дополнительно включает в себя средство мониторинга фактического угла наклона инструмента посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона, средство регистрации расхождения между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона и средство оценки расхождения между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона. В другом предпочтительном варианте осуществления система дополнительно включает в себя средство мониторинга фактического азимутального угла инструмента посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом, средство регистрации расхождения между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом и средство оценки расхождения между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом. Изобретение также включает в себя устройство для оценки точности бурения ствола скважины, содержащее датчик для определения параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактической ориентацией торца бурового инструмента управляемого забойного двигателя и заданной ориентацией торца бурового инструмента, контроллер для вычисления и оценки расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента с присвоением значения расхождения, изменяющегося в зависимости от величины расхождения и представляющего точность бурения, и, если не обязательно, но предпочтительно, дисплей для представления, по меньшей мере, вычисленной оценки в блок оценки. В одном варианте осуществления дисплей может являться распечаткой, включающей в себя вычисленную оценку. В другом варианте осуществления дисплей может быть создан как текущая оценка на дисплее интерфейса оператора. Данную оценку можно отображать в режиме реального времени или с небольшим отставанием от реального времени, для создания быстродействующей обратной связи с бурильщиком.

В предпочтительном варианте осуществления устройство дополнительно включает в себя регистрирующее средство для регистрации расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента. В другом варианте осуществления устройство дополнительно включает в себя датчик для определения параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона и контроллер для вычисления и оценки расхождения между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона. В другом варианте осуществления устройство дополнительно включает в себя датчик для определения параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом, и контроллер для оценки расхождения между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом. В другом варианте осуществления блок оценки включает в себя бурильщика, группу бурильщиков, супервайзера по бурению или их объединение.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Настоящее изобретение станет понятным из следующего подробного описания с прилагаемыми фигурами. Согласно стандартам, принятым в промышленности, различные элементы вычерчены без соблюдения масштаба. Фактически, размеры различных элементов можно произвольно увеличивать или уменьшать для ясности рассмотрения.

На Фиг.1 показан схематичный вид дисплея согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения.

На Фиг.2 показан увеличенный вид участка дисплея Фиг.1.

На Фиг.3 показан схематичный вид оценочного листа бурения согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения.

На Фиг.4 показан схематичный вид оценочного листа бурения согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения.

На Фиг.5 показан схематичный вид оценочного листа бурения согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения.

На Фиг.6 показан схематичный вид оценочного листа бурения согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения.

Следует понимать, что следующее описание раскрывает много различных вариантов осуществления или примеров для реализации различных признаков вариантов осуществления. Конкретные примеры компонентов и устройств описаны ниже для упрощения настоящего описания. Они, естественно, являются только примерами и не направлены на ограничение. Кроме того, в настоящем описании могут повторяться позиции ссылки и/или буквенные обозначения в различных примерах. Такое повторение имеет целью упрощение и ясность изложения и не диктует взаимосвязи между различными рассматриваемыми вариантами осуществления и/или конфигурациями.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Определено, что методики оценки точности бурения могут быть неожиданно полезными в механизмах собственной обратной связи. Если возможности бурильщика за пультом управления на буровой установке известны, например, можно принимать более правильные решения для определения требует ли буровая установка усиления или ослабления технадзора. Бурильщик, знающий точность своей работы, может работать над увеличением точности в будущем бурении. Общее предположение заключается в том, что бурильщик не имеет квалификации для адекватного поддержания ориентации торца бурового инструмента и этим обуславливается бурение скважины мимо проектной цели. В результате, специалистов наклонно-направленного бурения направляют на работу по ведению технического надзора за работой бурильщика на буровой установке. Система, устройство или способ согласно аспектам настоящего изобретения могут предпочтительно способствовать определению причин неточного бурения, т.е. ошибки бурильщика, или непрогнозируемые отказы оборудования или пластовые проявления или приближающиеся отказы. На Фиг.1 показан схематичный вид участка интерфейса 100 оператора согласно одному или нескольким аспектам настоящего изобретения. Человек-оператор может использовать интерфейс 100 оператора во время операций наклонно-направленного и/или другого бурения для мониторинга взаимосвязи между ориентацией торца бурового инструмента и положением ведущего шпинделя. В являющемся примером варианте осуществления интерфейс 100 оператора является одним из нескольких экранов дисплея, выбираемых пользователем во время операций бурения, и может быть включен в состав интерфейса (интерфейсов) оператора операций бурения и/или бурового устройства, описанного в одном или нескольких патентов США № 6,050,348, выдан Richarson, et al., под названием "Drilling Method and Apparatus" или патентной заявке США совместного рассмотрения № 12/234,584, зарегистрирована 19 сентября 2008 г., или любых заявках или патентах, имеющих приоритет. Полное описание каждого из указанных документов включено в виде ссылки в данный документ. Интерфейс 100 оператора можно также реализовать в виде ряда инструкций, записанных на машиночитаемый носитель, таких как описаны в одной или нескольких из данных ссылок.

Бурильщик может использовать интерфейс 100 оператора в наклонно-направленном бурении для мониторинга КНБК в трехмерном пространстве. Система управления или компьютер, приводящий в действие один или несколько других интерфейсов оператора во время операции бурения, можно также выполнить с возможностью отображения интерфейса 100 оператора. Альтернативно, интерфейс 100 оператора можно также приводить в действие или отображать отдельной системой управления или компьютером, и можно отображать на компьютерном дисплее (мониторе) ином, чем тот, на котором отображаются остальные экраны операций бурения. В одном варианте осуществления система управления является системой управления по замкнутому контуру, которая может работать автоматически после ввода программы бурения в интерфейс оператора.

Система управления или компьютер, приводящий в действие интерфейс 100 оператора, может включать в себя канал "замера инклинометрии" или другой канал передачи данных, или в ином случае может включать в себя устройство, выполненное с возможностью приема и/или считывания, или альтернативно, средство приема и/или считывания, данных датчиков, ретранслируемых с КНБК, компоновки измерений во время бурения и/или другого средства измерения параметров бурения, где такая ретрансляция может, например, осуществляться по Протоколу обмена данными с буровой, Протокол передачи данных со скважины в процессе бурения, и/или другим протоколам обмена данными. Такие электронные данные могут включать в себя данные гравитационной ориентации торца бурового инструмента, данные магнитной ориентации торца бурового инструмента, данные азимутальной ориентации торца бурового инструмента, и/или данные ориентации по углу наклона торца бурового инструмента, среди прочего. В являющемся примером варианте осуществления электронные данные включают в себя данные магнитной ориентации торца бурового инструмента, когда ориентация торца бурового инструмента менее около 7(относительно вертикали, и, альтернативно, включают в себя данные гравитационной ориентации торца бурового инструмента, когда ориентации торца бурового инструмента более около 7° относительно вертикали. В других вариантах осуществления, вместе с тем, электронные данные могут включать в себя как данные гравитационной ориентации, так и данные магнитной ориентации торца бурового инструмента. Данные ориентации торца бурового инструмента могут относиться к азимутальному направлению дальнего конца бурильной колонны относительно направления на северный магнитный полюс, верхней стороны ствола скважины и/или другой заданной ориентации. Данные ориентации по углу наклона торца бурового инструмента могут относиться к углу наклона дальнего конца бурильной колонны относительно вертикали.

На Фиг.1 возможный интерфейс 100 оператора показан, по существу, с формой, напоминающей циферблат или мишень с множеством концентрично расположенных колец 105. В данном варианте осуществления данные магнитной ориентации торца бурового инструмента представлены в интерфейсе 100 оператора символами 110, и данные гравитационной ориентации торца бурового инструмента представлены символами 115. Интерфейс 100 оператора также включает в себя символы 120, представляющие положение ведущего шпинделя. В являющемся примером варианте осуществления, показанном на Фиг.1, символы 110 данных магнитного положения торца бурового инструмента являются кругами, символы 115 данных гравитационного положения торца бурового инструмента являются квадратами, и символы 120 данных положения ведущего шпинделя являются треугольниками, таким образом, различные типы данных отличаются друг от друга. Естественно, другие формы или инструменты визуализации можно использовать в объеме настоящего изобретения. Символы 110, 115, 120 могут также или альтернативно отличаться друг от друга цветом, размером, мерцанием, частотой мерцания, и/или другим графическим средством.

Символы 110, 115, 120 могут показывать только самые последние измерения положения торца бурового инструмента 110, 115 и положения ведущего шпинделя 120. Вместе с тем, поскольку в являющемся примером варианте осуществления, показанном на Фиг.1, интерфейс 100 оператора может включать в себя статистическое представление измерений положения торца бурового инструмента и положения ведущего шпинделя, так что отображаются самые последние измерения и множество непосредственно предшествующих измерений. Таким образом, например, каждое кольцо 105 в интерфейсе 100 оператора может представлять итерацию измерений или счет, или заданный временной интервал, или иначе, показывает статистическую связь между самым последним измерением (измерениями) и предыдущим измерением (измерениями). В являющемся примером варианте осуществления, показанном на Фиг.1, имеется пять таких колец 105 в циферблате (самое дальнее от центра кольцо зарезервировано для показа других данных), с каждым кольцом 105, представляющим данные измерений или транслирующим итерацию или счет. Символы 110, 115 положения торца бурового инструмента могут каждый включать в себя число, показывающее относительный возраст каждого измерения. В других вариантах осуществления цвет, форма и/или другие знаки могут графически показывать относительный возраст измерения. Хотя это не показано на Фиг.1, данную концепцию можно также использовать для статистического показа данных положения ведущего шпинделя.

Интерфейс 100 оператора может также включать в себя перечень 125 условных обозначений данных, связывающий формы, цвета и/или другие параметры данных символов 110, 115, 120 с соответствующими данными, представленными символами. Интерфейс 100 оператора может также включать в себя текстовый и/или другого типа индикатор 130 текущей установки режима измерения положения торца бурового инструмента. Например, режим измерения положения торца бурового инструмента можно устанавливать с отображением только данных гравитационного положения торца бурового инструмента, только данных магнитного положения торца бурового инструмента или их комбинации (возможно, на основе текущего положения торца бурового инструмента и/или наклона конца бурильной колонны). Индикатор 130 может также показывать текущее системное время. Индикатор 130 может также идентифицировать вспомогательный канал или параметр, мониторинг которого осуществляет или иначе отображает интерфейс 100 оператора. Например, в являющемся примером варианте осуществления, показанном на Фиг.1, индикатор 130 показывает, что комбинированное окно ("Combo") режима показа положения торца бурового инструмента в настоящее время выбрано пользователем, что мониторинг глубины долота осуществляют по вспомогательному каналу, и что текущее системное время 13:09:04.

Интерфейс 100 оператора может также включать в себя текстовый и/или другой тип индикатора 135, отображающего текущую или самую последнюю ориентацию торца бурового инструмента. Индикатор 135 может также отображать текущий режим измерения положения торца бурового инструмента (например, гравитационного или магнитного). Индикатор 135 может также отображать время, в которое выполнялось или принималось самое последнее измерение положения торца бурового инструмента, а также значение любого параметра, мониторинг которого осуществляют по второму каналу в такое время. Например, в являющемся примером варианте осуществления, показанном на Фиг.1, самое последнее измерение положения торца бурового инструмента было выполнено датчиком гравитационного положения торца бурового инструмента, показывающее, что ориентация торца бурового инструмента была -75°, и данное измерение выполнено в 13:00:13 по системным часам, в это время глубина долота по самому последнему измерению составляла 1830 футов (560 м). Интерфейс 100 оператора может также включать в себя текстовый и/или другого типа индикатор 140, отображающий текущий или самый последний угол наклона дальнего конца бурильной колонны. Индикатор 140 может также отображать время, в которое самое последнее измерение угла наклона было выполнено или принято, а также значение любого параметра, мониторинг которого осуществляют по второму каналу в такое время. Например, в являющемся примером варианте осуществления, показанном на Фиг.1, самый последний угол наклона конца бурильной колонны составлял 8°, и данное измерение было выполнено в 13:00:04 по системным часам, в это время глубина долота по самому последнему измерению составляла 1830 футов (550 м).

Интерфейс 100 оператора может также включать в себя дополнительный графический или другой тип индикатора 140a, отображающий текущий или самый последний угол наклона. Таким образом, например, интерфейс 100 оператора может показывать текущий или самый последний угол наклона, как текстовым индикатором (например, индикатором 140), так и графическим индикатором (например, индикатором 140a). В варианте осуществления, показанном на Фиг.1, графический индикатор 140a угла наклона представляет текущий или самый последний угол наклона в виде изогнутой черты, где длина черты показывает значение угла наклона от вертикали.

Интерфейс 100 оператора может также включать в себя текстовый и/или другого типа индикатор 145, отображающий текущую или самую последнюю ориентацию по азимуту дальнего конца бурильной колонны. Индикатор 145 может также отображать время, в которое самое последнее измерение азимута было выполнено или принято, а также значение любого параметра, мониторинг которого осуществляют по второму каналу в такое время. Например, в являющемся примером варианте осуществления, показанном на Фиг.1, самый последний азимут конца бурильной колонны составлял 67°, и данное измерение было выполнено в 12:59:55 по системным часам, в это время глубина долота по самому последнему измерению составляла 1830 футов (560 м). Интерфейс 100 оператора может также включать в себя дополнительный графический или другого типа индикатор 145a отображающий текущий или самый последний угол наклона. Таким образом, например, интерфейс 100 оператора может показывать текущий или самый последний угол наклона, как текстовым индикатором (например, индикатор 145), так и графическим индикатором (например, индикатор 145a). В варианте осуществления, показанном на Фиг.1, графический индикатор 145a азимута представляет текущее или самое последнее измерение азимута в виде изогнутой черты, где длина черты показывает отклонения ориентации по азимуту от истинного направления на север или некоторого другого заданного положения.

На Фиг.1 показан заданный сектор положения торца бурового инструмента показывающий пример заданного положения торца бурового инструмента, составляющего 250 градусов. В данном примере показана предпочтительная угловая зона, в которой бурильщик или бурильщик, выполняющий наклонно-направленное бурение, или автоматизированная программа бурения, должны ориентироваться, на измерения положений торца бурового инструмента.

На Фиг.2, показан увеличенный вид участка интерфейса 100 оператора Фиг.1. В варианте осуществления, в котором интерфейс 100 оператора показан в форме циферблата или мишени, самые последние измерения положения торца бурового инструмента и положения ведущего шпинделя могут являться самыми близкими к краю циферблата, так что более старые измерения могут находиться в шагах ближе к середине циферблата. Например, в являющемся примером варианте осуществления, показанном на Фиг.2, последнее измерение было выполнено за 8 минут до текущего-показываемого системного времени, следующее измерение было также принято на восьмой минуте перед текущим показанным системным временем, и самое старое измерение было принято на девятой минуте до текущего показанного системного времени. Измерения возрастом, измеренным в часах или секундах могут показывать продолжительность/единицу времени "h" для часов или формат, такой как ":25" для двадцати пяти секунд до текущего показанного системного времени.

Как также показано на Фиг.2, установка курсора мыши пользователя или другого графического средства ввода пользователя на один из символов 110, 115, 120 положения торца бурового инструмента или положения ведущего шпинделя может показывать отметку времени символа, а также вспомогательный индикатор (если имеется), во временном рабочем окне 150. Отметки времени могут зависеть от установок устройства на фактическое время регистрации измерения. Символы 110, 115 положения торца бурового инструмента могут показывать время, прошедшее от момента регистрации измерения измерительным устройством (например, относительно текущего системного времени). Вспомогательные каналы, установленные для отображения отметки времени могут показывать отметку времени согласно устройству, регистрирующему измерение.

В варианте осуществления, показанном на Фиг.1 и 2, интерфейс 100 оператора показывает абсолютное положение ведущего шпинделя с привязкой к истинному направлению на север, верхней стороне ствола, или к некоторой другой заданной ориентации. Интерфейс 100 оператора также показывает текущие и статистические данные положения торца бурового инструмента, принятые со скважинных инструментов (например, измерений во время бурения). Интерфейс 100 оператора, другие интерфейсы оператора в объеме настоящего изобретения и/или другие инструменты в объеме настоящего изобретения могут иметь, обеспечивать и/или демонстрировать упрощенное понимание действия реактивного крутящего момента на измерения положения торца бурового инструмента, осуществляя точный мониторинг и, одновременно, отображая, как измерения положения торца бурового инструмента, так и положения ведущего шпинделя для пользователя.

С учетом описанного выше, фигур и ссылок, включенных в данный документ, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что настоящим изобретением предложен способ визуальной демонстрации взаимосвязи между ориентацией торца бурового инструмента и положением ведущего шпинделя, такой способ включает в себя прием электронных данных, предпочтительно, на постоянной основе, при этом электронные данные включают в себя данные положения ведущего шпинделя и, по меньшей мере, одно из данных гравитационной ориентации торца бурового инструмента и данных магнитной ориентации торца бурового инструмента и отображение электронных данных на видимом пользователем дисплее в статистическом формате, показывающем данные результатов самых последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений. Расстояние между долотом и датчиком (датчиками) сбора электронных данных является, предпочтительно, насколько возможно малым, с получением, при этом, по меньшей мере, достаточно или абсолютно точных измерений, и минимальное расстояние, необходимое для получения точных измерений без помех от бурового долота должно быть известно или легко определяться специалистом в данной области техники. Электронные данные могут дополнительно включать в себя данные по азимуту торца бурового инструмента, связанные с ориентацией по азимуту бурильной колонны вблизи долота. Электронные данные могут дополнительно включать в себя данные угла наклона торца бурового инструмента, связанные с углом наклона бурильной колонны вблизи долота. Данные положения ведущего шпинделя могут связывать ориентацию ведущего шпинделя, верхнего привода, ведущей бурильной трубы и/или другого средства или механизма роторного привода с положением торца долота и/или положением торца бурового инструмента. Электронные данные можно принимать от системы измерений во время бурения и/или других скважинных датчиков/измерительного оборудования или средства.

Способ может дополнительно включать в себя связывание электронных данных с временными знаками на основе конкретных моментов времени выполнения измерений, дающих электронные данные. В являющемся примером варианте осуществления, большинство текущих данных можно отображать в виде текста, и более старые данные можно отображать графически, предпочтительно, представляя на форме в виде циферблата или мишени. В других вариантах осуществления можно использовать различные графические формы, такие как овал, квадрат, треугольник или формы, по существу, аналогичные, но с визуальными отличиями, например, скругленными углами, волнистыми линиями, или т.п. Вложение различной информации является предпочтительным.

Графический дисплей может включать в себя зависящие от времени или заданные по времени символы или другие иконки, каждая с возможностью доступа пользователя для временного отображения данных, связанных с данным временем (например, всплывающие данные).

Иконки могут иметь номер, текст, цвет или другую индикацию возраста относительно других иконок. Иконки предпочтительно, могут быть сориентированы по времени, самые новые на краю циферблата, самые старые в центре циферблата. В альтернативном варианте осуществления иконки могут быть сориентированы в противоположной манере, с самыми старыми на краю циферблата и более новой информацией, в направлении к центру циферблата. Иконки могут показывать изменение во времени от измерения, регистрируемого соответствующим сенсорным устройством, до текущего системного времени компьютера. Дисплей может также показывать текущее системное время. Настоящим изобретением также представлено устройство, включающее в себя устройство, выполненное с возможностью приема, или средство приема электронных данных на постоянной основе или, альтернативно, на периодической основе, при этом электронные данные включают в себя данные положения ведущего шпинделя и, по меньшей мере, одно из данных гравитационной ориентации торца бурового инструмента и данных магнитной ориентации торца бурового инструмента и устройство, выполненное с возможностью отображения, или средство отображения электронных данных на видимом пользователем дисплее в статистическом формате, показывающее данные результатов самых последних измерений и множества непосредственно предшествующих измерений.

Варианты осуществления в объеме настоящего изобретения могут обеспечивать некоторые преимущества по сравнению с известным уровнем техники. Например, когда данные положения торца бурового инструмента и данные положения ведущего шпинделя объединены на одном дисплее, что может помогать оператору или другому персоналу понимать взаимосвязь между положением торца бурового инструмента и положением ведущего шпинделя. Объединение данных положения торца бурового инструмента и данных положения ведущего шпинделя на одном дисплее может также или альтернативно способствовать пониманию взаимосвязи реактивного крутящего момента и положения торца бурового инструмента и/или положения ведущего шпинделя. Данные преимущества можно достигать во время вертикального бурения, горизонтального бурения, наклонно-направленного бурения и/или корректирующих прогонов. Например, ведущий шпиндель можно вращать вперед и назад, или "раскачивать" через необходимое положение торца бурового инструмента на от около 1/8 оборота до 8 оборотов в каждом направлении, предпочтительно, на от около 1/2 оборота до 4 оборотов для уменьшения трения в скважине во время бурения. В одном варианте осуществления ведущий шпиндель может колебаться на 5 оборотов в каждом направлении. Данное раскачивание можно предпочтительно обеспечить, зная данные положения ведущего шпинделя, особенно в объединении с данными положения торца бурового инструмента. В данном варианте осуществления скважинный инструмент и верхний привод на поверхности можно функционально связывать для осуществления ориентации торца бурового инструмента. Осевую нагрузку на долото можно увеличивать или уменьшать и прикладывать крутящий момент для вращения трубы и, таким образом, перемещать положение торца бурового инструмента по кругу на новое направление, если необходимо. В предпочтительном варианте осуществления, раскачку вперед и назад можно автоматизировать и использовать для помощи управлению направлением бурения посредством установки проектной цели, например, в 1000 футов (305 м) от настоящего местоположения, и, имея интерфейс оператора, наводить бурильную компоновку на такую цель. Когда бурением фактически управляют вручную, оценку, рассматриваемую в данном документе можно отслеживать и применять, делая улучшенное бурение игрой с отдачей всех сил, а не только рабочей задачей. Согласно варианту осуществления изобретения, колебания могут быть асимметричными, что предпочтительно может осуществлять поворот торца бурового инструмента и бурение в различных направлениях. Например, трубу можно повернуть на 4 оборота по часовой стрелке и затем на 6 оборотов против часовой стрелки, или 7 раз по часовой стрелке и затем 3 раза против часовой стрелки, и затем в общем, как необходимо, произвольно или по некоторой программе для перемещения буровой компоновки ближе к направлению на проектную цель. Данное раскачивание можно получить без изменения осевой нагрузки на долото. Степень асимметрии колебаний можно уменьшать, когда торец бурового инструмента и бурение начинают приближаться к заданному курсу на проектную цель. Таким образом, например, раскачивание может начинаться с 4 оборотов по часовой стрелке и 6 против часовой стрелки, затем переходить на и оборота, затем становиться симметричным после достижения необходимого курса. Дополнительные точки между приращениями в 1/8 или 1/4 оборота (или больше, такими как 1/2 или 1) можно выбирать для более точного управления направлением бурения по курсу к проектной цели.

На Фиг.3, в являющемся примером варианте осуществления, оценочный лист 200 можно использовать для более точной оценки способности бурильщика сохранять правильную ориентацию торца бурового инструмента. Оценочный лист 200 можно реализовать, как ряд инструкций, записанных на машиночитаемом носителе. В альтернативном варианте осуществления оценочный лист можно реализовать в виде печатной копии, такой как бумажный журнал, рамка или на лекционной доске или доске регистрации на стене. Необходимое или заданное положение торца бурового инструмента TFD 210 можно определять для управления направлением скважины к проектной цели или по плану бурения. Необходимое положение торца бурового инструмента TFD 210 можно вводить в оценочный лист 200 на буровой площадке или дистанционно, например через интернет. Необходимое положение торца бурового инструмента TFD 210 может также иметь приемлемые минимальное и максимальное отклонение TFT 220, которые можно вводить в оценочный лист 200 на буровой площадке или дистанционно. Данные измеренного угла наклона торца бурового инструмента TFM 230 можно принимать с КНБК, блока измерений во время бурения, и/или другого средства измерения параметров бурения. Измерения на торце бурового инструмента TFM 230 могут включать в себя данные гравитационной ориентации торца бурового инструмента, данные магнитной ориентации торца бурового инструмента, и/или данные гироскопической ориентации торца бурового инструмента. Такие измерения можно выполнять в скважине, сохранять в твердотельной памяти некоторое время, и загружать из контрольно-измерительного устройства (устройств) на поверхности и/или передавать на поверхность. Данные способы передачи могут включать в себя любые способы, известные специалисту в данной области техники, например, цифровое кодирование данных и передачу кодированных данных на поверхность, в виде импульсов давления в буровом растворе или системе циркуляции, акустическую передачу по бурильной колонне, электронную передачу по каротажному кабелю или кабелированной трубе, и/или передачу электромагнитных импульсов. Передачу данных можно осуществлять по протоколу обмена данными с буровой установкой, протоколу передачи данных со скважины в процессе бурения, и/или другим протоколам передачи данных. Измерения, выполняемые датчиками, описанными выше, можно выполнять одиночными, непрерывными, периодическими и/или с произвольными интервалами. Измерения могут быть запущены вручную оператором или другим человеком, имеющим доступ к интерфейсу оператора, или запущены автоматически, например, с запуском по характеристике или параметру, удовлетворяющим заданному условию (например, по истечении некоторого временного периода, достижении проходкой в процессе бурения заданной глубины или длины долота, выработке заданного ресурса бурового долота и т.д.). В являющемся примером варианте осуществления, измерения выполняют каждые два часа и время 235 отображают для каждого измерения. Расхождение 240 между необходимым положением торца бурового инструмента TFD 210 и измеренным положением торца бурового инструмента TFM 230 можно отображать или альтернативно, или в дополнение можно отображать расхождение между необходимым и измеренным положением торца бурового инструмента в процентах. Дополнительный вариант осуществления заключается в оценке полученного измерения положения торца бурового инструмента, находящегося внутри или за пределами сектора заданного положения торца бурового инструмента, что можно, предпочтительно, оценивать, создавая оценку на основании ряда принятых результатов положений торца бурового инструмента, находящихся внутри сектора заданного положения торца бурового инструмента в сравнении с общим числом принятых результатов измерений положений торца бурового инструмента, выраженных как процент или доля. В являющемся примером варианте осуществления, расхождение 240 может дать в результате оценку 250 для каждого момента времени 235. Оценку 250 можно подсчитать, давая более высокое число баллов для измерения положения торца бурового инструмента TFM 230, находящегося ближе к необходимому положению торца бурового инструмента TFD 210. Например, 10 баллов можно дать нахождению на проектной цели, 5 баллов уходу на 5 градусов от проектной цели, 0 баллов уходу на 10 градусов или больше от проектной цели. Изменения в диапазоне 0-5 и 5-10 градусов могут являться линейными, или могут быть выполненными с возможностью более крутого падения в нелинейном режиме, с удалением результата от проектной цели. Например, 10 баллов можно давать за нахождение на проектной цели, 8 баллов за уход на 1 градус от проектной цели, 5 баллов за уход на 2 градуса от проектной цели, 1 балл за уход на 3 градуса от проектной цели, и 0 баллов за более неточное бурение. Оценка может изменяться по времени для нормализации оценок на основе продолжительности времени бурения в данный день. Как альтернатива, оценку в каждый момент времени можно выполнять так, что ухудшение является минимальным в положении допустимого отклонения по измерению положения торца бурового инструмента TFM 230, например, где расхождение 240 меньше допустимого отклонения в измерении положения торца бурового инструмента TFM 230, оценка является максимально возможной или оценка уменьшается с меньшей скоростью, чем когда расхождение 240 больше допустимого отклонения в измерении положения торца бурового инструмента TFM 230. Например, 1 балл можно отнимать от максимальной оценки на 1 градус в пределах допустимого отклонения, и отнимать 2 балла на 1 градус за пределами допустимого отклонения. Любые другие способы альтернативной оценки также находятся в объеме настоящего изобретения с использованием данных вариантов осуществления, как направления. В являющихся примером вариантах осуществления текущую оценку 250 можно отображать на интерфейсе 100 оператора при проведении операции бурения.

На Фиг.4, в являющемся примером варианте осуществления оценочный лист 200 можно вести для различных бурильщиков, которые могут стоять за пультом управления буровой установки, например, бурильщик 260 дневной смены и бурильщик 270 ночной смены могут соревноваться, кто наберет больше баллов. Альтернативно или в дополнение, оценочный лист 200 можно вести для программы автоматизированного бурения, такой, например, как, Rockit™ Pilot, поставляемой Nabors Industries для сравнения достижений бурильщика для оценки, может ли бурильщик достичь, превзойти или минимизировать расхождение, с оценками, полученными оборудованием автоматизированного бурения, отрабатывающим план бурения. Оценочный лист 200 можно использовать, как часть стимулирующей программы, поощряющей точное выполнение бурения, либо через установление конкуренции, денежных премий (например, корректировки вверх или вниз), или того и другого.

На Фиг.5 показан являющийся примером вариант осуществления оценочного листа 300, который можно использовать для более точной оценки способности бурильщика сохранять правильный угол наклона КНБК. Необходимый угол наклона или угол наклона на проектную цель IAD 310 можно определять для управления наведением скважины на проектную цель или по плану бурения. Необходимый угол наклона IAD 310 можно вводить в оценочный лист 300 на буровой площадке или дистанционно, например, через подключение к интернету. Необходимый угол наклона IAD 310 может также иметь допустимые минимальное и максимальное отклонение IAT 320, которые можно вводить в оценочный лист 300 на буровой площадке или дистанционно. Данные измеренного угла наклона IAM 330 можно принимать с КНБК, оборудования измерений во время бурения и/или другого средства измерения параметров бурения. В являющемся примером варианте осуществления измерения выполняют каждые два часа, и время 335 отображается для каждого измерения. Можно отображать расхождение 340 между необходимым углом наклона IAD 310 и измеренным углом наклона IAM 330, или, альтернативно, или в дополнение можно отображать расхождение между необходимым углом наклона и измеренным углом наклона в процентах. В являющемся примером варианте осуществления расхождение 340 может давать в результате оценку 350 для каждого момента времени 335. Оценку 350 можно подсчитывать для обеспечения более высоких баллов для измеренного угла наклона IAM 330, находящегося ближе к необходимому углу наклона IAD 310. Например, 10 баллов можно давать за попадание в проектную цель, 5 баллов за уход на 5 градусов от проектной цели, 0 баллов за уход на 10 градусов или больше от проектной цели. Альтернативные способы оценки также находятся в объеме настоящего изобретения, включая в себя, не в качестве ограничения, все упомянутое выше. Оценочный лист 300 можно вести для различных бурильщиков, работающих за пультом управления буровой установки, например, как указано в данном документе.

Альтернативно или в дополнение, оценочный лист 300 можно вести для программы автоматизированного бурения, такой, например, как, Rockit™ Pilot, поставляемой Nabors Industries. Оценочный лист 300 можно использовать, как часть стимулирующей программы, поощряющей точное выполнение бурения, как указано в данном документе. Альтернативно, или в дополнение, оценку 350 можно отображать на интерфейсе 100 оператора. Автоматизированная система бурения может оценивать сама себя, или альтернативно, саму себя в различных условиях бурения, для некоторых типов геологических пластов или т.п. Автоматизированную систему бурения можно также в одном варианте осуществления сравнивать с бурильщиком на одинаковой буровой установке.

На Фиг.6 в являющемся примером варианте осуществления оценочный лист 400 можно использовать для более точной оценки способности бурильщика сохранять правильный азимут КНБК. Необходимый азимутальный угол или азимутальный угол на проектную цель AAD 410 можно определить для управления направлением скважины на проектную цель или по плану бурения. Необходимый азимутальный угол AAD 410 можно вводить в оценочный лист 400 на буровой площадке или дистанционно, так как, например, с подключением к интернету. Необходимый азимутальный угол AAD 410 может также иметь допустимые минимальное и максимальное отклонения AAT 420, которые можно вводить в оценочный лист 400 на буровой площадке или дистанционно. Данные измеренного азимутального угла AAM 430 можно принимать с КНБК, блока измерений во время бурения и/или другого средства измерения параметров бурения. В являющемся примером варианте осуществления измерения выполняют каждые два часа, и время 435 отображается для каждого измерения. Можно отображать расхождение 440 между необходимым азимутальным углом AAD 410 и измеренным азимутальным углом AAM 430, или, альтернативно или в дополнение можно отображать расхождение между необходимым азимутальным углом и измеренным азимутальным углом в процентах. В являющемся примером варианте осуществления расхождение 440 может давать в результате оценку 450 для каждого момента времени 435. Оценку 450 можно подсчитывать для обеспечения более высоких баллов для измеренного азимутального угла AAM 430, более близкого к необходимому азимутальному углу AAD 410 согласно любому из способов, рассматриваемых в данном документе. Альтернативные способы оценки также находятся в объеме настоящего изобретения. Оценочный лист 400 можно вести для различных бурильщиков, как рассматривается в данном документе. Альтернативно или в дополнение, оценочный лист 400 можно вести для программы автоматизированного бурения, такой, например, как, Rockit™ Pilot, поставляемой Nabors Industries. Оценочный лист 400 можно использовать, как часть стимулирующей программы, поощряющей точное выполнение бурения, как рассматривается в данном документе. Альтернативно, оценку можно использовать для определения необходимости тренинга. В другом варианте осуществления, оценка может помогать определению причин ошибок в бурении, например, отказов оборудования или неточностей, плана бурения, ошибок бурильщика и персонала или неспрогнозированных подземных пластов, или некоторых комбинаций данных причин. Альтернативно, или в дополнение, оценку 350 можно отображать на интерфейсе 100 оператора.

В являющемся примером варианте осуществления оценочный лист может включать в себя один или несколько оценочных листов 200, 300 и/или 400 или информацию одного или нескольких данных оценочных листов с любым подходящим расположением для отслеживания развития точности бурения. Альтернативно или в дополнение оценки 250, 350 или 450 можно отображать на интерфейсе 100 оператора. Данное развитие можно рассматривать для одного бурильщика во времени, для двух или более бурильщиков на одинаковой буровой установке или работающих по одному плану бурения, или для команды бурильщиков, например, ведущих бурение в аналогичных подземных пластах. В других вариантах осуществления в объеме настоящего изобретения можно использовать дополнительные или альтернативные параметры измерений, такие, например, как, глубина, горизонтальное расстояние от проектной цели, вертикальное расстояние от проектной цели, время достижения проектной цели, вибрация, длина трубы в коллекторе проектной цели, и длина трубы за пределами коллектора проектной цели. В являющемся примером варианте осуществления способ может включать в себя или может дополнительно включать в себя мониторинг параметра фактического веса, имеющего отношение к забойному управляемому двигателю {например, измеренного вблизи двигателя, в пределах около 100 футов (30 м), мониторинг параметра веса, измеренного на поверхности, регистрацию параметра фактической осевой нагрузки на долото, регистрацию параметра веса, измеренного на поверхности, регистрацию параметра расхождения между фактической осевой нагрузкой на долото и необходимой осевой нагрузкой на долото, и оценку параметра расхождения между фактической осевой нагрузкой на долото и необходимой осевой нагрузкой на долото. Параметр веса, измеренного на поверхности, можно сравнивать с параметрами фактической осевой нагрузки на долото для улучшения понимания взаимосвязи между весом, измеренным на поверхности, и фактической осевой нагрузкой на долото. Данная взаимосвязь должна давать возможность продолжения бурения с использованием скважинных данных для управления подачей автоматическим бурильщиком или бурильщиком.

Кроме того, на оценку могут также влиять такие события в бурении, как заклинивание забойного гидравлического двигателя или внеплановое боковое забуривание оборудования или необходимость извлечения всей бурильной колонны, что обычно приносит серьезное ухудшение оценки.

Учитывая вышеизложенное, фигуры и ссылки, использованные в данном документе, специалисту в данной области техники легко понять, что настоящее изобретение предлагает способ оценки показателей бурения ствола скважины, способ, включающий в себя мониторинг фактической ориентации торца бурового инструмента управляемого забойного двигателя посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, регистрацию расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента и оценку расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента. Регистрацию расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента можно выполнять на регулярно возникающих временных интервалах и/или на регулярно возникающих интервалах по длине. Оценку расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента можно выполнять для разных бурильщиков, которые могут работать за пультом управления буровой установки. Способ может дополнительно или альтернативно включать в себя мониторинг фактического угла наклона управляемого забойного двигателя посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона, регистрацию расхождения между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона и оценку расхождения между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона. Способ может дополнительно или альтернативно включать в себя мониторинг фактического азимутального угла управляемого забойного двигателя посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом, регистрацию расхождения между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом и оценку расхождения между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом.

Настоящее изобретение также предлагает устройство для оценки показателей бурения ствола скважины, содержащее датчик для определения параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактической ориентацией торца бурового инструмента управляемого забойного двигателя и заданной ориентацией торца бурового инструмента, и контроллер для оценки расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента. Устройство может дополнительно включать в себя регистрирующее средство для регистрации расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента. Устройство может дополнительно включать в себя датчик для определения параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона и контроллер для оценки расхождения между фактическим углом наклона и необходимым углом наклона. Устройство может дополнительно включать в себя датчик для определения параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом, и контроллер для оценки расхождения между фактическим азимутальным углом и необходимым азимутальным углом. Настоящее изобретение также предлагает систему для оценки показателей бурения, содержащую средство мониторинга фактической ориентации торца бурового инструмента управляемого забойного двигателя посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, средство регистрации расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, средство оценки расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента присвоением значения расхождения, представляющего точность бурения и изменяющегося в зависимости от расхождения, и, если необходимо, но предпочтительно, средство предоставления значения в блок оценки. Средство, представляющее значение, может включать в себя распечатку, электронный дисплей или т.п., и значение может являться просто оценкой или оно может являться или включать в себя сравнение на основе дополнительных вычислений, использующих значение, сравниваемое со значениями для того же бурильщика, другого бурильщика или автоматизированной программы бурения для одного дня на одной буровой площадке или другой переменной, где необходимо сравнить точность бурения.

В одном варианте осуществления изобретение может также представлять способ оценки автоматизированной системы бурения, осуществляющей контроль установки и поддержания положения торца бурового инструмента, а также показателей работы бурильщика в стволе скважины, проводя мониторинг фактической ориентации торца бурового инструмента, такого как компоновка управляемого забойного двигателя, посредством мониторинга параметра операции бурения, показывающего расхождение между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, регистрации расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента, и оценки расхождения между фактической ориентацией торца бурового инструмента и заданной ориентацией торца бурового инструмента с присвоением значения расхождения, представляющего показатели работы бурения и изменяющегося в зависимости от расхождения. Если необходимо, но предпочтительно, значения показателей работы автоматизированной системы бурения и бурильщика можно сравнивать, получая расхождение. Предпочтительно, изобретение дополнительно включает в себя представление значения или значений для блока оценки.

Термин "положение ведущего шпинделя" при использовании в данном документе может относиться к статической угловой ориентации ведущего шпинделя относительно роторного привода, направления на северный магнитный полюс и/или некоторой другой заданной привязки. "Положение ведущего шпинделя" может альтернативно или дополнительно относиться к динамической угловой ориентации ведущего шпинделя, когда ведущий шпиндель совершает колебания с вращением по часовой стрелке и против часовой стрелки вокруг нейтральной ориентации, то есть, по существу, середины пути между максимальным поворотом по часовой стрелке и максимальным поворотом против часовой стрелки, в данном случае "положение ведущего шпинделя" может относиться к связи между нейтральной ориентацией или средней точкой колебаний и направлением на северный магнитный полюс или некоторую другую заданную привязку. Кроме того, "положение ведущего шпинделя" может в данном документе относиться к угловой ориентации элемента роторного привода, иного чем ведущий шпиндель, обычно используемый в верхнем приводе. Например, положение ведущего шпинделя может относиться к угловой ориентации ротора или другого, размещенного на поверхности компонента, используемого для придания вращения бурильной колонне или приложения к ней силы. В дополнение, хотя настоящее изобретение может в некоторых случаях относиться к дисплею, интегрирующему положение ведущего шпинделя и ориентацию торца бурового инструмента, оно дополнительно относится к дисплею интегрирующему положение бурильной колонны или ориентацию на поверхности с ориентацией торца бурового инструмента в скважине.

Термин "около" при использовании в данном документе следует, в общем, понимать относящимся к обоим числам диапазона. Кроме того, все числовые диапазоны в данном документе следует понимать включающими в себя каждое целое число в диапазоне.

Выше описаны признаки нескольких вариантов осуществления изобретения для лучшего понимания специалистом в данной области техники аспектов настоящего изобретения. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что можно легко использовать настоящее изобретения, как основу проектирования или модификации других способов и структур для выполнения аналогичных задач и/или достижения преимуществ, аналогичных вариантам осуществления, представленным в данном документе. Специалист в данной области техники должен также понимать, что эквивалентные конструкции не отходят от сущности и объема настоящего изобретения, и что можно выполнять различные изменения, замены и замещения в данном документе без отхода от сущности и объема настоящего изобретения. Кроме того, должно быть понятно, что прилагаемая формула изобретения направлена на охват всех таких полезных модификаций и вариантов осуществления, соответствующих сущности и объему настоящего изобретения, включающие в себя легко достижимые для специалиста в данной области техники по изобретению, предложенному в данном документе.