Способ контроля глубины спуска бурильной колонны

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, точнее к способу контроля глубины спуска бурильной колонны. Предложенный способ включает определение разности измеренных значений высотных отметок между первым положением датчика и вторым положением датчика на основании данных измерений, выполненных при помощи устройства измерения высотных отметок, определение разности калибровочных значений высотных отметок между указанными первым и вторым положениями на основании данных измерений, выполненных датчиком с использованием маркеров, размещенных на заданных высотных отметках, и калибровку устройства измерения высотных отметок на основании по меньшей мере частично соотношения между разностью измеренных значений высотных отметок и разностью калибровочных значений высотных отметок. Технический результат заключается в повышении эффективности способа контроля глубины спуска бурильной колонны. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 16 ил.

 

СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ

[01] Настоящая заявка заявляет приоритет по предварительной заявке на патент США № 62/140705, которая была подана 31 марта 2015 года, и по предварительной заявке на патент США № 62/094502, которая была подана 19 декабря 2014 года. Содержимое обеих этих приоритетных заявок включено в данный документ в полном объеме посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[02] При осуществлении операций бурения контроль и обновление данных, относящихся к длине бурильной колонны, может производиться различными инструментами. Обеспечение наличия точных и в целом актуальных данных о длине бурильной колонны может иметь различные применения. Например, наличие данных о длине бурильной колонны может способствовать обеспечению безопасности при эксплуатации оборудования. При отсутствии надлежащего контроля над глубиной бурения действия бурильщика, который не имеет точных сведений о текущей глубине бурения, могут привести к столкновению бурильной колонны с горной породой на полной скорости, что потенциально может привести к серьезному повреждению оборудования и эксплуатационным проблемам.

[03] Другое применение относится к корреляции данных о глубине бурения. Например, конкретная цель (например, резервуар) может находиться на определенной глубине, или точка зарезки отклоненного участка скважины может быть указана на основании данных о глубине бурения. Информация о длине бурильной колонны может быть использована как приблизительный показатель глубины бурения и, следовательно, оператор буровой установки может предположить, что определенное событие произошло (или произойдет) при достижении определенной длины колонны. Кроме того, зарегистрированные данные о возникновении событий, данные каротажа и прочие данные могут быть соотнесены с глубиной бурения посредством учета длины бурильной колонны, обеспечивая представление о свойствах подземного пласта.

[04] В общем, длину бурильной колонны измеряют с использованием устройства кодирования на буровой лебедке буровой установки. На многих буровых установках буровая лебедка представляет собой лебедку, осуществляющую подъем и спуск талевого блока, что в свою очередь регулирует высоту верхнего привода и бурильной колонны, соединенной с ним. Устройство кодирования регистрирует обороты или, иными словами, угловое положение лебедки, что в свою очередь позволяет определить расстояние, на которое был опущен талевый блок. При полном развертывании свечи блок может быть снова поднят с использованием буровой лебедки, и процесс может быть выполнен повторно.

[05] Однако данные измерений устройства кодирования буровой лебедки могут содержать собственную погрешность, обусловленную влиянием радиуса слоя бурового каната относительно центра буровой лебедки, растяжением бурового каната под воздействием нагрузки на крюк (которая также может изменяться, например, вследствие изменения давления в стволе скважины и т.д.) и другими аналогичными причинами. Соответственно, для калибровки устройства кодирования буровой лебедки иногда используют кабель измерителя скорости углубления ствола. Кабель измерителя скорости углубления ствола представляет собой кабель, присоединенный непосредственно к верхнему приводу или блоку. Для кабеля предусмотрена система извлечения кабеля с кодовым датчиком, причем оба компонента присоединены к фиксированной точке на полу буровой установки или рядом с ним. Затем кабель измерителя скорости углубления ствола перемещается вверх и вниз относительно буровой вышки с верхним приводом, и при этом кодовый датчик измеряет длину смотанного или извлеченного кабеля.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[06] Варианты реализации изобретения могут предоставлять способ контроля глубины спуска бурильной колонны. Предложенный способ включает определение разности измеренных значений высотных отметок между первым положением датчика и вторым положением датчика на основании данных измерений, выполненных при помощи устройства измерения высотных отметок, определение разности калибровочных значений высотных отметок между указанными первым и вторым положениями на основании данных измерений, выполненных датчиком с использованием маркеров, размещенных на заданных высотных отметках, и калибровку устройства измерения высотных отметок на основании по меньшей мере частично соотношения между разностью измеренных значений высотных отметок и разностью калибровочных значений высотных отметок.

[07] Варианты реализации изобретения могут также предоставлять способ измерения глубины бурения. Указанный способ включает перемещение бурильного устройства из первого положения во второе положение в результате наматывания бурового каната на барабан буровой лебедки или сматывания бурового каната с указанного барабана, определение измеренного значения высотной отметки бурильного устройства во втором положении с использованием основного устройства измерения высотных отметок, выполненного с возможностью измерения высотных отметок бурильного устройства, на основании наматывания бурового каната на барабан буровой лебедки или сматывания бурового каната с указанного барабана, определение зарегистрированного значения высотной отметки бурильного устройства во втором положении с использованием датчика, который перемещается совместно с бурильным устройством, определение показателя деформации, выбранного из группы, содержащей растяжение, относительное удлинение и напряжение в буровом канате, на основании разности между измеренным значением высотной отметки и зарегистрированным значением высотной отметки, и корректировку показаний основного устройства измерения высотных отметок на основании показателя деформации.

[08] Варианты реализации изобретения могут также предоставлять способ контроля глубины спуска бурильной колонны. Указанный способ включает соединение датчика с бурильным устройством, причем бурильное устройство выполнено с возможностью вертикального перемещения относительно пола буровой установки и приведения бурильной колонны во вращение, регистрацию первого маркера, который является неподвижным относительно пола буровой установки, при помощи датчика, измерение расстояния между первым маркером и датчиком или угла, под которым размещен датчик во время регистрации первого маркера, либо обоих параметров, и определение высотной отметки бурильного устройства над полом буровой установки на основании указанного расстояния или указанного угла или обоих указанных параметров.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[09] Графические материалы, включенные в настоящий документ и составляющие его часть, иллюстрируют варианты реализации настоящего изобретения и вместе с описанием служат для пояснения принципов настоящего изобретения. Далее представлено описание графических материалов.

[010] Фиг. 1 иллюстрирует схематический вид буровой установки и системы управления в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[011] Фиг. 2 иллюстрирует схематический вид буровой установки и удаленной среды вычислительных ресурсов в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[012] Фиг. 3A, 3B и 3C иллюстрируют концептуальные схематические виды сбоку трех вариантов реализации автоматической системы калибровки.

[013] Фиг. 4A иллюстрирует блок-схему способа автоматической калибровки измерения глубины бурения в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[014] Фиг. 4B иллюстрирует график соотношения действительной и измеренной глубины в калиброванной системе и в некалиброванной системе в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[015] Фиг. 5 и 6 иллюстрируют схематические виды автоматической системы калибровки в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[016] Фиг. 7 иллюстрирует схематический вид системы контроля перемещения труб в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[017] Фиг. 8 иллюстрирует блок-схему способа измерения длины трубчатого элемента в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[018] Фиг. 9 и 10 иллюстрируют схематические виды сбоку буровой установки на различных этапах осуществления способа, проиллюстрированного на фиг. 8, в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[019] Фиг. 11 иллюстрирует блок-схему способа бурения в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[020] Фиг. 12 иллюстрирует схематический вид сбоку буровой установки, содержащей бурильную колонну, размещенную в стволе скважины, в соответствии с вариантом реализации изобретения.

[021] Фиг. 13 иллюстрирует схематический вид вычислительной системы в соответствии с вариантом реализации изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[022] Далее приведено подробное раскрытие конкретных вариантов реализации изобретения, проиллюстрированных на сопровождающих графических материалах. Для обеспечения полного понимания настоящего изобретения в нижеследующем подробном описании изложены многочисленные конкретные детали. Однако для специалиста в данной области техники очевидно, что изобретение может быть применено на практике и без этих конкретных деталей. В других примерах подробные данные известных способов, процедур, компонентов, схем и сетей не описываются, чтобы чрезмерно не затруднять понимание аспектов вариантов реализации изобретения.

[023] Также следует понимать, что, несмотря на то, что числительные «первый», «второй» и т.д. используются в настоящем документе для описания различных элементов, указанные элементы не ограничены этими числительными. Эти числительные использованы исключительно для того, чтобы отличить один элемент от другого. Например, первый объект может быть назван вторым объектом или этапом, и, аналогично, второй объект может быть назван первым объектом или этапом, без выхода за пределы объема настоящего изобретения.

[024] Терминология, используемая при описании изобретения в данном документе, предназначена для представления определенных вариантов реализации изобретения и не имеет ограничивающего характера. В описании изобретения и прилагаемой формуле изобретения формы единственного числа включают также формы множественного числа, если из контекста явно не следует иное. Также следует понимать, что используемое в настоящем документе сочетание «и/или» означает и охватывает любые и все возможные комбинации одного или более из соответствующих упомянутых элементов. Также следует понимать, что выражения «включает в себя», «включающий в себя», «содержит» и/или «содержащий» при их применении в данном описании указывают на наличие определенных признаков, целых чисел, этапов, операций, элементов и/или компонентов, но не исключают наличие либо добавление одного или более других признаков, целых чисел, этапов, операций, элементов, компонентов и/или их групп. Кроме того, используемый в настоящем документе союз «если» может означать «когда» или «в случае», или «в случае определения», или «в случае обнаружения» в зависимости от контекста.

[025] Фиг. 1 иллюстрирует концептуальный схематический вид системы 100 управления, предназначенной для буровой установки 102, в соответствии с вариантом реализации изобретения. Система 100 управления может содержать среду 105 вычислительных ресурсов буровой установки, которая может быть расположена на площадке рядом с буровой установкой 102, и в некоторых вариантах реализации изобретения может содержать устройство 104 координированного управления. Система 100 управления может также содержать систему 107 диспетчерского управления. В некоторых вариантах реализации изобретения система 100 управления может содержать удаленную среду 106 вычислительных ресурсов, которая может быть расположена за пределами буровой установки 102.

[026] Удаленная среда 106 вычислительных ресурсов может содержать вычислительные ресурсы, расположенные за пределами буровой установки 102, доступ к которым осуществляется по сети. Одним из примеров удаленного вычислительного ресурса является «облачная» вычислительная среда. Облачная вычислительная среда может обмениваться данными со средой 105 вычислительных ресурсов буровой установки посредством использования сетевого соединения (например, соединения с глобальной вычислительной сетью (ГВС) или локальной вычислительной сетью (ЛВС)).

[027] Далее, буровая установка 102 может содержать различные системы с разнообразными датчиками и оборудованием для выполнения операций буровой установки 102, а контроль и управление буровой установкой может осуществляться при помощи системы 100 управления, например, средой 105 вычислительных ресурсов буровой установки. Кроме того, среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может обеспечивать возможность защищенного доступа к данным буровой установки для осуществления контроля буровой установки пользовательскими устройствами, расположенными на площадке и за ее пределами, передачи данных процессов управления на буровую установку и выполнения аналогичных операций.

[028] Различные приведенные в качестве примера системы буровой установки 102 проиллюстрированы на Фиг. 1. Например, буровая установка 102 может содержать скважинную систему 110, флюидосистему 112 и центральную систему 114. В некоторых вариантах реализации изобретения буровая установка 102 может содержать информационно-вычислительную (ИТ) систему 116. Скважинная система 110 может содержать, например, компоновку низа бурильной колонны (КНБК), забойные двигатели, датчики и прочие компоненты, размещенные в бурильной колонне, и/или другое бурильное оборудование, выполненное с возможностью размещения в стволе скважины. Соответственно, скважинная система 110 может охватывать приспособления, расположенные в стволе скважины, например, представляющие собой часть бурильной колонны, используемой для бурения скважины.

[029] Флюидосистема 112 может содержать, например, буровой раствор, насосы, клапаны, цемент, оборудование для подачи бурового раствора, оборудование для контроля параметров бурового раствора, оборудование для регулирования давления, сепараторы и другое оборудование для флюидов. Соответственно, флюидосистема 112 может осуществлять операции буровой установки 102, связанные с флюидами.

[030] Центральная система 114 может содержать подъемную и поворотную платформу, верхние приводы, роторные столы, ведущие квадратные трубы, буровую лебедку, насосы, генераторы, оборудование подачи и укладки труб, буровые вышки, буровые мачты, фундаментные рамы и другое подходящее оборудование. Соответственно, центральная система 114 может осуществлять генерирование электроэнергии, спуско-подъемные операции и вращение компонентов буровой установки 102, выполнять функцию опорной платформы для бурильного оборудования и площадки для осуществления работ на буровой установке, таких как выполнение соединений и других операций. Информационно-вычислительная система 116 может содержать программное обеспечение, компьютеры и другое информационно-вычислительное оборудование для осуществления информационно-вычислительных операций на буровой установке 102.

[031] Система 100 управления, например, с использованием устройства 104 координированного управления среды 105 вычислительных ресурсов буровой установки может осуществлять управление датчиками различных систем буровой установки 102 и подавать команды управления на различные системы буровой установки 102 таким образом, что данные датчиков различных систем могут использоваться для подачи команд управления на различные системы буровой установки 102. Например, система 100 может выполнять сбор согласованных по времени и глубине данных наземного оборудования и скважинных данных, полученных от буровой установки 102, и хранить собранные данные для обеспечения доступа на площадке в месте размещения буровой установки 102 или за пределами площадки с использованием среды 105 вычислительных ресурсов буровой установки. Таким образом, система 100 может предоставлять возможность контроля. Дополнительно, система 100 управления может содержать диспетчерское управление посредством системы 107 диспетчерского управления.

[032] В некоторых вариантах реализации изобретения одна или более из скважинной системы 110, флюидосистемы 112 и/или центральной системы 114 может быть изготовлена и/или эксплуатироваться различными поставщиками. В таком варианте реализации изобретения определенные системы могут не иметь возможности унифицированного управления (например, вследствие использования различных протоколов, ограничений, касающихся разрешения на управление и т.д.). Однако вариант реализации унифицированной системы 100 управления может обеспечивать управление буровой установкой 102 и связанными с ней системами (например, скважинной системой 110, флюидосистемой 112 и/или центральной системой 114).

[033] Фиг. 2 иллюстрирует концептуальный схематический вид системы 100 управления в соответствии с вариантом реализации изобретения. Среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может осуществлять обмен данными с размещенными за пределами буровой площадки устройствами и системами с использованием сети 108 (например, глобальной вычислительной сети (ГВС), такой как Интернет). Кроме того, среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может обмениваться данными с удаленной средой 106 вычислительных ресурсов через сеть 108. Фиг. 2 иллюстрирует также вышеуказанные приведенные в качестве примера системы буровой установки 102, такие как скважинная система 110, флюидосистема 112, центральная система 114 и информационно-вычислительная система 116. В некоторых вариантах реализации изобретения одно или более пользовательских устройств 118, расположенных на площадке, могут также содержаться в оборудовании буровой установки 102. Пользовательские устройства 118, расположенные на площадке, могут взаимодействовать с информационно-вычислительной системой 116. Пользовательские устройства 118, расположенные на площадке, могут содержать любое количество пользовательских устройств, например, стационарных пользовательских устройств, предназначенных для размещения на буровой установке 102, и/или портативных пользовательских устройств. В некоторых вариантах реализации изобретения пользовательские устройства 118, расположенные на площадке, могут содержать настольный компьютер, ноутбук, смартфон, карманный персональный компьютер (КПК), планшетный компьютер, носимый компьютер или другие подходящие устройства. В некоторых вариантах реализации изобретения пользовательские устройства 118, расположенные на площадке, могут осуществлять обмен данными со средой 105 вычислительных ресурсов буровой установки 102, удаленной средой 106 вычислительных ресурсов или с обеими средами.

[034] Система 100 может также содержать одно или более внеплощадочных пользовательских устройств 120. Внеплощадочные пользовательские устройства 120 могут содержать настольный компьютер, ноутбук, смартфон, карманный персональный компьютер (КПК), планшетный компьютер, носимый компьютер или другие подходящие устройства. Внеплощадочные пользовательские устройства 120 могут быть выполнены с возможностью приема и/или передачи информации (например, данных контроля функционирования) от буровой установки 102 и/или к буровой установке посредством обмена данными со средой 105 вычислительных ресурсов буровой установки. В некоторых вариантах реализации изобретения внеплощадочные пользовательские устройства 120 могут предоставлять управляющие процессы для управления работой различных систем буровой установки 102. В некоторых вариантах реализации изобретения внеплощадочные пользовательские устройства 120 могут осуществлять обмен данными с удаленной средой 106 вычислительных ресурсов через сеть 108.

[035] Системы буровой установки 102 могут содержать различные датчики, исполнительные механизмы и контроллеры (например, программируемые логические контроллеры (ПЛК)). Например, скважинная система 110 может содержать датчики 122, исполнительные механизмы 124 и контроллеры 126. Флюидосистема 112 может содержать датчики 128, исполнительные механизмы 130 и контроллеры 132. Дополнительно, центральная система 114 может содержать датчики 134, исполнительные механизмы 136 и контроллеры 138. Датчики 122, 128 и 134 могут содержать любые подходящие датчики для работы буровой установки 102. В некоторых вариантах реализации изобретения датчики 122, 128 и 134 могут содержать камеру, датчик давления, датчик температуры, датчик расхода, датчик вибрации, датчик тока, датчик напряжения, датчик сопротивления, датчик или устройство распознавания жестов, устройство или датчик, приводимые в действие голосом или выполненные с возможностью распознавания речи, или другие подходящие датчики.

[036] Описанные ранее датчики могут передавать данные датчиков среде 105 вычислительных ресурсов буровой установки (например, устройству 104 координированного управления). Например, датчики 122 скважинной системы могут предоставлять данные 140 датчиков, датчики 128 флюидосистемы могут предоставлять данные 142 датчиков, а датчики 134 центральной системы могут предоставлять данные 144 датчиков. Данные 140, 142 и 144 датчиков могут содержать, например, данные рабочего состояния оборудования (например, «включено» или «выключено», находится вверху или внизу, приведено в рабочее или нерабочее состояние и т.д.), параметры бурения (например, глубина, нагрузка на крюк, крутящий момент и т.д.), вспомогательные параметры (например, данные о вибрации насоса) и другие подходящие данные. В некоторых вариантах реализации изобретения полученные данные датчиков могут содержать отметку времени (например, дату, время или и то и другое), указывающую, когда были получены данные датчиков, или могут быть связаны с ней. Кроме того, данные датчиков могут быть поставлены в соответствие с глубиной или другим параметром бурения.

[037] Получение данных датчиков устройством 104 координированного управления может способствовать измерению одинаковых физических характеристик на различных участках буровой установки 102. В некоторых вариантах реализации изобретения измерение одинаковых физических характеристик может быть использовано для достижения избыточности данных измерений с целью обеспечения возможности непрерывной работы скважины. В еще одном варианте реализации изобретения измерение одинаковых физических характеристик на различных участках может быть использовано для определения состояния оборудования, размещенного на различных участках. Изменение данных измерений на различных участках во времени может использоваться для определения эксплуатационных характеристик оборудования, эксплуатационных характеристик систем, сроков выполнения запланированного технического обслуживания и аналогичных целей. Например, данные состояния плашек (например, зажаты или отведены) могут быть получены от датчиков и переданы в среду 105 вычислительных ресурсов буровой установки. В другом примере получение образцов флюида может быть определено датчиком и сопоставлено с глубиной долота и временем, измеренными другими датчиками. Получение данных от датчика с камерой может способствовать определению поступления и/или монтажа компонентов или оборудования в буровой установке 102. Время поступления и/или монтажа компонентов или оборудования может быть использовано для оценки степени ухудшения характеристик материала, сроков запланированного технического обслуживания оборудования и выполнения других оценок.

[038] Устройство 104 координированного управления может способствовать осуществлению управления отдельными системами (например, центральной системой 114, скважинной системой или флюидосистемой 112 и т.д.) на уровне каждой отдельной системы. Например, в флюидосистеме 112 данные 128 датчиков могут быть поданы на контроллер 132, который может использовать эти данные для управления исполнительными механизмами 130. Однако в случае управления операциями, в которых задействованы несколько систем, может осуществляться координация управления при помощи устройства 104 координированного управления. Примеры таких операций с координированным управлением охватывают регулирование скважинного давления во время спуско-подъемных операций. Скважинное давление может быть подвержено воздействию флюидосистемы 112 (например, расход насоса и положение штуцера) и центральной системы 114 (например, скорость выполнения спуско-подъемных операций). При необходимости поддержания определенного скважинного давления во время выполнения спуско-подъемных операций, устройство 104 координированного управления может быть использовано для подачи соответствующих управляющих команд.

[039] В некоторых вариантах реализации изобретения управление различными системами буровой установки 102 может быть осуществлено посредством трехуровневой системы управления, которая содержит первый уровень контроллеров 126, 132 и 138, второй уровень устройства 104 координированного управления и третий уровень системы 107 диспетчерского управления. В других вариантах реализации изобретения координированное управление может быть обеспечено одним или более контроллерами одной или более систем 110, 112 и 114 буровой установки без использования устройства 104 координированного управления. В таких вариантах реализации изобретения среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может предоставлять управляющие процессы непосредственно этим контроллерам для координированного управления. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения контроллеры 126 и контроллеры 132 могут быть использованы для координированного управления несколькими системами буровой установки 102.

[040] Данные 140, 142 и 144 датчиков могут быть получены устройством 104 координированного управления и использованы для управления буровой установкой 102 и системами 110, 112 и 114 буровой установки. В некоторых вариантах реализации изобретения данные 140, 142 и 144 датчиков могут быть зашифрованы для предоставления зашифрованных данных 146 датчиков. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может зашифровывать данные датчиков от различных типов датчиков и систем для предоставления набора зашифрованных данных 146 датчиков. Таким образом, зашифрованные данные 146 датчиков будут недоступными для просмотра неавторизованными пользовательскими устройствами (пользовательскими устройствами, расположенными как за пределами площадки, так и на площадке), если эти устройства получают доступ к одной или более сетям буровой установки 102. Зашифрованные данные 146 датчиков могут содержать отметку времени и соответствующий по времени параметр бурения (например, глубину), как описано ранее. Зашифрованные данные 146 датчиков могут быть отправлены в удаленную среду 106 вычислительных ресурсов через сеть 108 и храниться, как зашифрованные данные 148 датчиков.

[041] Среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может предоставлять зашифрованные данные 148 датчиков, доступные для внеплощадочного просмотра и обработки, например, через внеплощадочные пользовательские устройства 120. Доступ к зашифрованным данным 148 датчиков может быть ограничен посредством управления доступом, реализованного в среде 105 вычислительных ресурсов буровой установки. В некоторых вариантах реализации изобретения зашифрованные данные 148 датчиков могут быть предоставлены в режиме реального времени внеплощадочным пользовательским устройствам 120 таким образом, что персонал за пределами площадки может просматривать данные состояния буровой установки 102 в реальном времени и реагировать с учетом данных датчиков в реальном времени. Например, различные сегменты зашифрованных данных 146 датчиков могут быть отправлены внеплощадочным пользовательским устройствам 120. В некоторых вариантах реализации изобретения зашифрованные данные датчиков могут быть декодированы средой 105 вычислительных ресурсов буровой установки перед передачей, или декодированы на внеплощадочном пользовательском устройстве после получения зашифрованных данных датчиков.

[042] Внеплощадочное пользовательское устройство 120 может включать в себя тонкий клиент, выполненный с возможностью отображения данных, полученных от среды 105 вычислительных ресурсов буровой установки и/или удаленной среды 106 вычислительных ресурсов. Например, для выполнения определенных функций или для просмотра различных данных датчиков могут быть использованы несколько типов тонких клиентов (например, устройства с возможностью отображения и минимальной возможностью обработки).

[043] Среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может содержать различные вычислительные ресурсы, используемые для контроля и управления операциями, такие как один или более компьютеров, содержащих процессор и запоминающее устройство. Например, устройство 104 координированного управления может содержать компьютер, содержащий процессор и запоминающее устройство для обработки данных датчиков, хранения данных датчиков и генерации управляющих команд в ответ на данные датчиков. Как указано ранее, устройство 104 координированного управления может управлять различными операциями различных систем буровой установки 102 посредством анализа данных датчиков от одной или более систем буровой установки (например, систем 110, 112, 114) для обеспечения возможности координированного управления каждой системы буровой установки 102. Устройство 104 координированного управления может выполнять управляющие команды 150 для управления различными системами буровой установки 102 (например, системами 110, 112, 114 буровой установки). Устройство 104 координированного управления может передавать управляющие данные, определенные в результате выполнения управляющих команд 150, на одну или более систем буровой установки 102. Например, управляющие данные 152 могут быть переданы на скважинную систему 110, управляющие данные 154 могут быть переданы флюидосистеме 112, а управляющие данные 154 могут быть переданы центральной системе 114. Управляющие данные могут содержать, например, команды оператора (например, включение или отключение насоса, включение или отключение клапана, обновление заданного значения физической характеристики и т.д.). В некоторых вариантах реализации изобретения устройство 104 координированного управления может содержать быстродействующий управляющий контур, который непосредственно получает данные 140, 142 и 144 датчиков и выполняет, например, алгоритм управления. В некоторых вариантах реализации изобретения устройство 104 координированного управления может содержать медленнодействующий контур управления, который получает данные через среду 105 вычислительных ресурсов буровой установки для генерации управляющих команд.

[044] В некоторых вариантах реализации изобретения устройство 104 координированного управления может находиться между системой 107 диспетчерского управления и контроллерами 126, 132 и 138 систем 110, 112 и 114. Например, в таких вариантах реализации изобретения система 107 диспетчерского управления может быть использована для управления системами буровой установки 102. Система 107 диспетчерского управления может содержать, например, устройства для ввода управляющих команд с целью осуществления операций системами буровой установки 102. В некоторых вариантах реализации изобретения устройство 104 координированного управления может принимать команды от системы 107 диспетчерского управления, обрабатывать команды в соответствии с определенным правилом (например, алгоритмом, основанным на законах физики для операций бурения), и/или принимать данные управляющих процессов, полученные от среды 105 вычислительных ресурсов буровой установки, и предоставлять управляющие данные одной или более системам буровой установки 102. В некоторых вариантах реализации изобретения система 107 диспетчерского управления может быть предоставлена и/или может контролироваться сторонней организацией. В таких вариантах реализации изобретения устройство 104 координированного управления может координировать функции управления между системами дискретного диспетчерского управления и системами 110, 112 и 114, используя управляющие команды, которые могут быть оптимизированы с учетом данных датчиков, полученных от систем 110, 112 и 114, и подвергнуты анализу с использованием среды 105 вычислительных ресурсов буровой установки.

[045] Среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может содержать процесс 141 контроля, который может использовать данные датчиков для получения информации о буровой установке 102. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения процесс 141 контроля может определять состояние процесса бурения, исправность оборудования, исправность систем, график технического обслуживания или любое их сочетание. В некоторых вариантах реализации изобретения среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может содержать управляющие процессы 143, которые могут использовать данные 146 датчиков для оптимизации бурильных операций, например, управления бурильным оборудованием для повышения эффективности бурения, надежности оборудования и аналогичных целей. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения полученные данные датчиков могут быть использованы для определения схемы подавления помех с целью улучшения обработки сигналов электромагнитной и гидроимпульсной телеметрии. Управляющие процессы 143 могут быть осуществлены с использованием, например, алгоритма управления, компьютерной программы, предустановленного программного обеспечения или другого подходящего аппаратного обеспечения и/или программного обеспечения. В некоторых вариантах реализации изобретения удаленная среда 106 вычислительных ресурсов может содержать управляющий процесс 145, который может быть предоставлен среде 105 вычислительных ресурсов буровой установки.

[046] Среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может содержать различные вычислительные ресурсы, такие как, например, один компьютер или несколько компьютеров. В некоторых вариантах реализации изобретения среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может содержать виртуальную компьютерную систему и виртуальную базу данных или другую виртуальную структуру для полученных данных. Виртуальная компьютерная система и виртуальная база данных могут содержать один или более интерфейсов ресурса (например, веб-интерфейсов), которые обеспечивают возможность осуществления вызовов через интерфейс прикладного программирования (API) к различным ресурсам посредством запроса. Дополнительно, каждый из ресурсов может содержать один или более интерфейсов ресурса, которые обеспечивают возможность доступа ресурсов друг к другу (например, для обеспечения возможности хранения данных виртуальной компьютерной системой среды вычислительных ресурсов в базе данных или другой структуре для полученных данных, или извлечения данных из них).

[047] Виртуальная компьютерная система может содержать совокупность вычислительных ресурсов, выполненных с возможностью создания экземпляров виртуальных машин. Пользователь может взаимодействовать с виртуальной компьютерной системой посредством использования внеплощадочного пользовательского устройства или, в некоторых вариантах реализации изобретения, пользовательского устройства, расположенного на площадке. В некоторых вариантах реализации изобретения в среде 105 вычислительных ресурсов буровой установки могут быть использованы другие компьютерные системы или службы компьютерной системы, такие как компьютерная система или служба компьютерной системы, предоставляющая вычислительные ресурсы на выделенных или совместно используемых компьютерах/серверах и/или других физических устройствах. В некоторых вариантах реализации изобретения среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может содержать один сервер (в дискретном аппаратном компоненте или в виде виртуального сервера) или несколько серверов (например, веб-серверы, серверы приложений или другие серверы). Серверы могут представлять собой, например, компьютеры, выполненные в любой физической и/или виртуальной конфигурации.

[048] В некоторых вариантах реализации изобретения среда 105 вычислительных ресурсов буровой установки может содержать базу данных, которая может представлять собой совокупность вычислительных ресурсов, функционирующих на основании одного или более наборов данных. Использование и управление такими наборами данных может быть осуществлено посредством применения вызовов через интерфейс прикладного программирования (API). Наборы данных, таких как данные датчиков, могут быть доступными для других ресурсов в среде вычислительных ресурсов буровой установки или для пользовательских устройств (например, пользовательского устройства 118, расположенного на площадке, и/или внеплощадочного пользовательского устройства 120), имеющих доступ к среде 105 вычислительных ресурсов буровой установки. В некоторых вариантах реализации изобретения удаленная среда 106 вычислительных ресурсов может содержать вычислительные ресурсы, подобные описанным ранее, такие как один компьютер или несколько компьютеров (в дискретных аппаратных компонентах или виртуальных компьютерных системах).

[049] В варианте реализации изобретения буровая установка может содержать плашки, расположенные на полу буровой установки. Плашки могут содержать датчики для фиксации перехода весовой нагрузки между вытяжным канатом (через верхний привод) и плашками. Дополнительно, при спуске труб в скважину, в определенный момент верхняя часть трубы может находиться на небольшом расстоянии от верхней части буровой установки. Система может использовать датчик положения высокого разрешения для определения положения крюка относительно мачты. Затем на крюк подают другую свечу труб, присоединяют свечу к колонне труб, и далее крюк поднимает груз из плашек. Момент перехода веса соответствует снятию веса с плашек и его воздействию на крюк. Соответственно, высотная отметка крюка (и/или верхнего привода и т.д.) может быть зарегистрирована при удержании веса крюком посредством регистрации перехода датчиками плашек (и/или датчиками верхнего привода). В результате может быть обеспечено точное измерение длины свечи в растянутом состоянии, например, при воздействии веса всей бурильной колонны.

Система измерения высотных отметок

[050] Фиг. 3A иллюстрирует схематический вид сбоку буровой установки 302, содержащей автоматическую систему 300 калибровки в соответствии с вариантом реализации изобретения. Буровая установка 302 в целом содержит талевый блок 304, подвешенный на кабеле или «буровом канате» 306, который может быть прикреплен к барабану 308 буровой лебедки 315 и выполнен с возможностью перемещения этим барабаном. Буровая установка 302 может также содержать бурильное устройство 305, которое может представлять собой ведущую трубу или верхний привод или содержать указанные компоненты. Бурильное устройство 305 может поддерживаться (например, быть подвешено) талевым блоком 304, и может быть выполнено с возможностью вращения сегмента трубы, такого как бурильная колонна 307 (например, одна или более бурильных труб) с целью бурения скважины в породе. Буровая установка 302 может также содержать кронблок 309, расположенный в верхней части буровой установки 302, и конструктивный компонент 311, который может являться частью, например, вышки буровой установки 302.

[051] Буровая лебедка 315 может содержать «основное» устройство измерения высотных отметок, такое как кодирующее устройство 313. Кодирующее устройство 313 может быть выполнено с возможностью измерения угла поворота барабана 308, на основании которого может быть рассчитана высотная отметка бурильного устройства 305. В свою очередь, глубина спуска бурильной колонны 307 может быть определена путем контроля длины «спущенного в скважину» бурового каната 306 с использованием кодирующего устройства 313 при условии соединения бурильного устройства 305 с бурильной колонной. Однако кодирующее устройство 313 (или другой компонент устройства измерения высотных отметок) может не учитывать растяжение бурового каната 306 и другие потенциальные динамические погрешности расчета глубины на основании вращения барабана 308.

[052] Система 300 может содержать калибровочный датчик 314, выполненный с возможностью перемещения с бурильным устройством 305. В варианте реализации изобретения датчик 314 может быть установлен в бурильном устройстве или на бурильном устройстве 305, как проиллюстрировано на фигуре, а в других вариантах он может быть прикреплен к талевому блоку 304 или другому компоненту (например, может быть «присоединен» к бурильному устройству 305). Система 300 может дополнительно содержать множество маркеров высотных отметок (проиллюстрировано пять маркеров: 310(1), 310(2), 310(3), 310(4), 310(5)), которые могут быть размещены на конструктивном компоненте 311 и могут быть неподвижными относительно конструктивного компонента 311. Например, один или более маркеров 310(1)-(3) могут быть установлены рядом с верхней частью буровой установки 302, например, рядом с верхней границей диапазона перемещения бурильного устройства 305, а один или более маркеров 310(4)-(5) могут быть установлены рядом с полом 312 буровой установки 302, например, рядом с нижней границей диапазона перемещения бурильного устройства 305. Еще один или более маркеров могут быть установлены на буровой установке в пределах диапазона перемещения верхнего привода. В других вариантах реализации изобретения маркеры 310(1)-(5) могут быть более равномерно расположены в пределах диапазона вертикального перемещения бурильного устройства 305.

[053] Высотные отметки маркеров 310(1)-(5) высотных отметок могут быть заданы заранее. Например, высотная отметка может быть измерена от фиксированной эталонной точки, например, может соответствовать вертикальному расстоянию от пола 312 буровой установки. В другом варианте реализации изобретения высотная отметка может являться относительной, например, может соответствовать вертикальному расстоянию между двумя маркерами 310(1)-(5).

[054] Каждый из маркеров 310(1)-(5) высотных отметок может включать в себя уникальный (среди маркеров 310(1)-(5)) идентификатор, такой как A, B, C и т.д., хотя может быть использован любой подходящий формат таких идентификаторов. Идентификатор может быть связан с высотной отметкой маркеров 310(1)-(5), например, в базе данных. В некоторых вариантах реализации изобретения маркеры 310(1)-(5) высотных отметок могут представлять собой пассивные визуальные индикаторы. В других вариантах реализации изобретения маркеры 310(1)-(5) высотных отметок могут представлять собой приемопередатчики, выполненные с возможностью передачи сигнала, указывающего идентификатор, или могут содержать такое устройство.

[055] Датчик 314 может распознавать и различать маркеры 310(1)-(5) высотных отметок. Например, датчик 314 может распознавать визуальные отличительные признаки маркеров 310(1)-(5) высотных отметок, и таким образом определять, какой из маркеров 310(1)-(5) находится в поле зрения датчика 314, например, при горизонтальном совмещении с ним. Датчик 314 может также представлять собой приемопередатчик, принимающий сигнал, передаваемый маркерами 310(1)-(5), при горизонтальном совмещении датчика 314 с определенным маркером 310(1)-(5). Например, датчик 314 может представлять собой оптический датчик, а маркеры 310(1)-(5) высотных отметок могут содержать лазерные источники, излучающие лучи света с частотами, отличающимися друг от друга. В других вариантах реализации изобретения датчик 314 может являться считывателем меток радиочастотной идентификации (РЧИД), а маркеры 310(1)-(5) могут представлять собой метки радиочастотной идентификации (РЧИД). В других вариантах реализации изобретения маркеры 310(1)-(5) могут представлять собой устройства, излучающие звук, или маркеры любого другого типа.

[056] Фиг. 3B иллюстрирует схематический вид сбоку еще одного варианта реализации автоматической системы 300. В этом варианте реализации изобретения вместо того, чтобы осуществлять измерение высотных отметок на основании совмещения с вертикальными маркерами, система 300 содержат маркеры 320(1) и 320(2), расположенные на одной высотной отметке, например, на полу 312 буровой установки или рядом с ним. Датчик 314 может быть расположен на блоке 304 в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фигуре, но в другом варианте реализации изобретения датчик может быть расположен на бурильном устройстве 305 (Фиг. 3A) или в другом месте на структуре, перемещаемой вертикально посредством вращения барабана 308.

[057] Маркеры 320(1), 320(2) могут быть активными и выполненными с возможностью определения расстояния до датчика 314. В другом варианте реализации изобретения маркеры 320(1), 320(2) могут быть выполнены с возможностью измерения углового положения датчика 314, а именно, углов . Следовательно, маркеры 320(1), 320(2) могут считаться приемопередающими устройствами. В других вариантах реализации изобретения маркеры 320(1), 320(2) могут быть пассивными, отражающими сигнал компонентами и т.п. Сочетание датчика 314 и маркеров 320(1), 320(2) может обеспечивать возможность определения расстояния или определения углового положения между ними, например, с использованием ультразвука, лазерного луча, камеры, радара или любого другого подходящего способа определения расстояния по прямой линии между двумя точками.

[058] Кроме того, датчик 314 может быть расположен в точке A, а маркеры 320(1), 320(2) могут быть расположены в точках B и C, соответственно. Центр скважины обозначен символом O. Расстояние вдоль линии BC может быть постоянным, так как маркеры 320(1), 320(2) могут быть неподвижными относительно конструктивного компонента 311 буровой установки. Расстояние вдоль линии AB, а также расстояние вдоль линии AC, то есть расстояние между датчиком 314 и маркерами 320(1), 320(2), может изменяться, например, при подъеме или опускании блока 304. Таким образом, расстояния AB и BC могут быть измерены с использованием комбинации датчика 314 и маркеров 320(1), 320(2). Соответственно, расстояние AO может быть вычислено на основании метода триангуляции по формуле:

(1)

[059] Хотя маркеры 320(1), 320(2) изображены расположенными на полу 312 буровой установки и, следовательно, выполнены с возможностью измерения расстояния от пола 312 буровой установки до блока 304, маркеры 320(1), 320(2) могут быть расположены на любом участке под блоком 304, а изменение в расчете будет заключаться только в добавлении смещения, равного высоте над полом 312 буровой установки. Далее, маркеры 320(1), 320(2) могут быть также расположены над блоком 304, и могут быть использованы для измерения расстояния талевого блока 304 от кронблока 309 или любой другой структуры над блоком 304 (и/или бурильным устройством 305, в зависимости от расположения калибровочного датчика 314). Аналогичные выражения для расчета расстояния AO могут быть получены на основании измерений углового положения, учитывая известное расстояние между маркерами 320(1), 320(2).

[060] В некоторых вариантах реализации изобретения может быть использовано больше чем два маркера 320(1), 320(2). Например, может быть предусмотрен третий маркер. Датчик 314 может регистрировать третий маркер в дополнение к первому и второму маркерам 320(1), 320(2), и может быть определено качество сигнала первого, второго и третьего маркеров. Затем датчик 314 (или контроллер) может использовать данные измерений, полученные при помощи первого и второго маркеров 320(1), 320(2), вместо данных измерений, полученных с использованием третьего маркера, на основании качества сигнала (например, выбрать два сигнала более высокого качества).

[061] Кроме того, маркеры 320(1), 320(2) могут быть расположены на различных высотных отметках. Например, Фиг. 3С иллюстрирует схематический вид сбоку такого варианта реализации системы 300. Вариант реализации изобретения, проиллюстрированный на Фиг. 3С, может быть подобным варианту, проиллюстрированному на Фиг. 3B, поскольку маркеры 320(1), 320(2) используются для расчета методом триангуляции высотной отметки блока 304 (или бурильного устройства 305, см. Фиг. 3A) над полом 312 буровой установки. Однако вместо размещения обоих маркеров 320(1), 320(2) на полу 312 буровой установки, один маркер 320(2) может быть размещен на проходящей в вертикальном направлении части конструктивного компонента 311 буровой установки, как проиллюстрировано на фигуре, на другой (например, соответствующей большей высоте) высотной отметке относительно маркера 320(1).

[062] Эталонная точка E может быть выбрана на полу 312 буровой установки или на другом участке, имеющем такую же высотную отметку относительно пола 312 буровой установки, как и маркер 320(1). Поскольку точки B, C и E являются неподвижными, длина отрезков BE, BC и CE известна. Далее, угол y между отрезками BC и CE известен. Следовательно, угол x между отрезками AC и BC может быть определен по формуле:

(2)

[063] Таким образом, длина отрезка AE может быть рассчитана по формуле:

(3)

[064] При известной длине отрезка AE расчет является аналогичным рассмотренному выше расчету, касающемуся Фиг. 3A, и длина отрезка AE может быть использована в уравнении 1 вместо AC для определения длины отрезка AO, которая соответствует высотной отметке блока 304 (или бурильного устройства 305). На основании настоящего описания изобретения специалисты в данной области техники могут реализовать множество различных способов осуществления указанной триангуляции с использованием системы 300, содержащей калибровочный датчик 314 и маркеры 320(1), 320(2), и, таким образом, очевидно, что указанные ранее положения маркеров 320(1), 320(2) и расчеты, проведенные на их основе, являются только примерами такой триангуляции.

[065] Метод триангуляции, описанный с использованием Фиг. 3B и 3C, может применяться для калибровки основной системы измерения глубины, представленной далее. В некоторых вариантах реализации изобретения такой метод триангуляции на основании маркеров 320(1), 320(2) может быть использован для осуществления основной системы измерения глубины. Поскольку измерение расстояния между датчиком 314 и маркерами 320(1), 320(2) и/или углового положения датчика 314 относительно маркеров 320(1), 320(2) может осуществляться непрерывно, то во время перемещения блока 304 высотная отметка AO может определяться непрерывно. Таким образом, кодирующее устройство 313 может использоваться в качестве резервной или вспомогательной системы измерения глубины. Используемый в настоящем документе термин «непрерывный» означает режим, при котором измерение выполняется с определенной периодичностью или частотой, предусматривающей короткий интервал между циклами измерения, например, в процессе бурения.

Калибровка системы измерения глубины бурения с использованием системы измерения высотных отметок

[066] В процессе эксплуатации расчет длины бурильной колонны 307 на основании данных угла поворота, измеренного кодирующим устройством 313, может оказаться неточным. Например, буровой канат 306 может с течением времени растягиваться. Далее, неточность расчета может быть обусловлена другими факторами. В связи с этим, заданное угловое перемещение барабана 308 может привести к перемещению бурильного устройства 305 на одну высотную отметку в один момент времени, и такое же угловое перемещение барабана 308 может привести к перемещению на другую высотную отметку в другой момент времени.

[067] Соответственно, Фиг. 4A иллюстрирует блок-схему способа 400 калибровки системы измерения глубины бурения в соответствии с вариантом реализации изобретения. Способ 400 может использоваться в процессе функционирования системы 300 и, таким образом, описан в настоящем документе со ссылкой на указанную систему; однако очевидно, что в некоторых вариантах реализации изобретения способ 400 может использоваться в процессе эксплуатации других систем.

[068] Фиг. 4B иллюстрирует график 450 соотношения измеренной глубины и действительной глубины в соответствии с наглядным примером реализации изобретения. График 450 конкретно иллюстрирует соотношение между данными измерений, выполненных некалиброванным устройством измерения высотных отметок (линия 452) и калиброванным устройством (линия 458). Некалиброванное устройство может функционировать на основании предположения, что измеренная глубина равна действительной глубине при измерении между двумя известными значениями глубины (например, начало свечи или соединения труб при спуске и их конец). В калиброванном устройстве могут учитываться отклонения от такой линии 452.

[069] В общем, способ 400 может включать определение разности измеренных значений глубины между первым положением калибровочного датчика и вторым положением калибровочного датчика на основании данных измерений, выполненных устройством измерения высотных отметок. Далее, способ 400 может включать определение разности измеренных значений глубины между первым и вторым положениями на основании данных измерений, выполненных калибровочным датчиком с использованием одного или более маркеров. Способ 400 может также включать калибровку устройства измерения высотных отметок на основании по меньшей мере частично соотношения между разностью измеренных значений глубины и разностью калибровочных значений глубины.

[070] С учетом варианта реализации изобретения, конкретно проиллюстрированного на Фиг. 4A, и дополнительно с учетом данных Фиг. 4B, выполнение способа 400 может начинаться с определения первого измеренного значения глубины при помощи устройства измерения высотных отметок (например, кодирующего устройства 313), когда калибровочный датчик 314 находится в первом положении, как указано на этапе 402. Это может быть осуществлено в любое время в процессе спуска или выполнения операций с сегментом труб. Например, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на Фиг. 3A, это может произойти, когда калибровочный датчик 314 считывает данные первого маркера высотной отметки, которым может быть любой маркер 310(1)-(5) высотной отметки, например, маркер 310(5) высотной отметки. Устройство измерения высотных отметок может выполнить эту операцию посредством измерения углового смещения барабана 308, которое может быть преобразовано в измеренную глубину.

[071] Способ 400 может также включать определение первого калибровочного значения глубины на основании данных измерений, выполненных калибровочным датчиком 314 с использованием одного или более маркеров 310(1)-(5) и/или 320(1), 320(2), как указано на этапе 404. В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на Фиг. 3A, калибровочный датчик 314 может выполнить эту операцию посредством определения высотной отметки маркера 310(5) высотной отметки. В конкретном варианте реализации изобретения калибровочный датчик 314 может получить от маркера 310(5) высотной отметки идентификатор и определить высотную отметку маркера 310(5) высотной отметки посредством обращения к базе данных, в которой хранятся данные высотной отметки маркера, связанные с указанным идентификатором. В проиллюстрированных на Фиг. 3B и 3C вариантах реализации изобретения, предусматривающих применение метода триангуляции, калибровочный датчик 314 может непосредственно определить собственную высотную отметку методом триангуляции с использованием маркеров 320(1), 320(2). Как проиллюстрировано на Фиг. 4B, первое калибровочное значение глубины, полученное калибровочным датчиком 314, обозначено позицией 454.

[072] Способ 400 может также включать перемещение калибровочного датчика 314, например, посредством перемещения талевого блока 304 и/или бурильного устройства 305, как указано на этапе 406. Такое перемещение блока 304 и/или бурильного устройства 305 может быть реализовано с использованием буровой лебедки 315 (например, посредством вращения барабана 308) и, соответственно, устройство измерения высотных отметок может зарегистрировать по меньшей мере частично указанное изменение.

[073] Далее, способ 400 может включать определение второго измеренного значения глубины на основании данных измерений, выполненных устройством измерения высотных отметок, когда калибровочный датчик находится во втором положении, как указано на этапе 408. Это может быть осуществлено в любое время в процессе спуска сегмента трубы после перемещения калибровочного датчика 314 из первого положения, указанного на этапе 404. Например, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на Фиг. 3A, это может произойти, когда калибровочный датчик 314 считывает данные второго маркера высотной отметки, которым может быть любой маркер 310(1)-(5) высотной отметки, например, маркер 310(4) высотной отметки, который в вертикальном направлении находится рядом с маркером 310(5) высотной отметки. Устройство измерения высотных отметок может снова выполнить эту операцию посредством регистрации углового смещения барабана 308.

[074] Далее, способ 400 может включать определение второго калибровочного значения глубины на основании данных измерений, выполненных калибровочным датчиком 314 с использованием одного или более маркеров 310(1)-(5) и/или 320(1), 320(2), как указано на этапе 410. Например, калибровочный датчик 314 может определить возвышение маркера 310(4) высотной отметки посредством получения идентификатора и обращения к базе данных, в которой идентификатор связан с заданной высотной отметкой. В проиллюстрированных на Фиг. 3B и 3C вариантах реализации изобретения, предусматривающих применение метода триангуляции, калибровочный датчик 314 может снова непосредственно определить высотную отметку методом триангуляции.

[075] Как проиллюстрировано на Фиг. 4B, второе калибровочное значение глубины обозначено позицией 462. Как проиллюстрировано на этой фигуре, второе измеренное значение 462 глубины может отличаться от измеренного значения глубины, полученного некалиброванным устройством, которое находится на линии 452.

[076] Способ 400 может также включать определение разности измеренных значений глубины между первым и вторым положениями на основании первого и второго измеренных значений глубины, полученных устройством измерения высотных отметок, как указано на этапе 412. Способ 400 может дополнительно включать определение разности калибровочных значений глубины между первым и вторым положениями, как указано на этапе 414. Эта операция может осуществляться на основании измерений глубины, выполненных калибровочным датчиком 314 с использованием одного или более датчиков 310(1)-(5) или 320(1), 320(2).

[077] Поскольку конструктивный компонент 311 буровой установки может, в общем, быть неподвижным (например, по сравнению с вращающимся барабаном 308, буровым канатом 306 и т.п.), расстояние между смежными маркерами 310(4) и 310(5) высотных отметок и/или положение маркеров 320(1), 320(2) триангуляции может оставаться сравнительно неизменным. Однако разность измеренных значений глубины, полученных устройством измерения высотных отметок (например, кодирующим устройством 313 барабана 308 буровой лебедки 315), может содержать значительную погрешность и, в связи с этим, может подвергаться калибровке с использованием калибровочных значений глубины.

[078] Таким образом, разность измеренных значений глубины, определенную на этапе 412, можно сравнить с разностью калибровочных значений глубины, полученной на этапе 414, для корректировки показаний устройства измерения высотных отметок, если это необходимо, как указано на этапе 416. Например, угловое смещение барабана 308 при перемещении бурильного устройства 305 из первого положения во второе положение можно сравнить с разностью калибровочных значений глубины, чтобы определить соотношение между этими двумя значениями. Таким образом, например, способ 400 может включать калибровку устройства измерения высотных отметок на основании результатов сравнения, проведенного на этапе 416, как указано на этапе 418. Этот процесс может повторяться, например, для одного, некоторых или всех других маркеров 310(3), 310(2), 310(1) высотных отметок или аналогичным образом осуществляться в различные моменты времени, через разные интервалы, по усмотрению пользователя и так далее (например, при использовании варианта реализации на основании триангуляции), например, как проиллюстрировано на Фиг. 4B для позиций 464, 466 и 468, соответственно. Таким образом, повышенное разрешение, обусловленное калибровкой, может обеспечивать возможность интерполяции точных данных положения во время спуска бурильной колонны.

[079] В конкретном примере тактовый генератор получения данных датчика 314 может быть синхронизирован с тактовым генератором буровой лебедки 315. Например, предположим, что для двух положений абсолютная разность высотных отметок составляет , а соответствующая разность отсчетов кодирующего устройства буровой лебедки для двух высотных отметок равна . Соответственно, коэффициент ζ калибровки может быть представлен в виде:

(4)

[080] Данный коэффициент ζ калибровки может использоваться для корректировки измеренных значений глубины, полученных устройством измерения высотных отметок (например, кодирующим устройством 313 барабана 308). Например, измеренное значение высотной отметки может быть умножено на коэффициент калибровки. Во время следующей операции калибровки, выполненной по усмотрению оператора или в любой момент времени, когда бурильное устройство 305 и/или талевый блок 304 проходят возле следующих маркеров 310(1)-(5) высотных отметок, может быть рассчитан другой коэффициент калибровки. В связи с этим, калибровка может выполняться автоматически. В некоторых вариантах реализации изобретения любые два смежных маркера высотных отметок могут обеспечивать получение нового коэффициента калибровки.

[081] Фиг. 5 иллюстрирует другую систему 500 калибровки в соответствии с вариантом реализации изобретения. Система 500 может также содержать множество маркеров 502 высотных отметок, которые могут быть размещены на конструктивном компоненте 311 буровой установки. Маркеры 502 могут быть связаны с высотными отметками относительно пола 312 буровой установки.

[082] В этом варианте реализации изобретения калибровочный датчик 314 (фиг. 3) может быть представлен камерой 504, которая может быть установлена на талевом блоке 304 и/или бурильном устройстве 305. Когда конкретный маркер 502 находится в поле зрения камеры 504, камера 504 может выполнить чтение данных маркера 502. Контроллер, связанный с камерой или встроенный в камеру 504, может различать маркеры 502 по отличительному признаку или индикатору, который является уникальным для отдельных маркеров 502, и представляет собой букву, цвет, штрих-код или аналогичные элементы. В другом варианте реализации изобретения контроллер может выполнять подсчет количества пройденных маркеров 502, например, без различения отдельных маркеров 502, при этом маркеры 502 установлены через одинаковые интервалы. Посредством сопоставления информации, полученной от камеры 504, с соответствующей высотной отметкой маркера можно определить глубину, на которой находится блок. Таким образом, разрешение данных измерения глубины может регулироваться разрешением маркеров 502. Кроме того, отсчеты отметок положения, полученные от двух смежных маркеров 310(1)-(5), могут использоваться для калибровки устройства измерения высотных отметок при измерении глубины вблизи указанных двух смежных маркеров.

[083] Фиг. 6 иллюстрирует схематический вид буровой установки 302 с другим вариантом реализации системы 300 калибровки в соответствии с вариантом реализации изобретения. Как проиллюстрировано на фигуре, элемент 602 буровой установки может быть реализован как часть буровой установки 302. Элемент 602 может выполнять другую функцию как часть буровой установки 302, однако в других вариантах реализации изобретения может не выполнять другие функции. Элемент 602 буровой установки может иметь отличительный признак, который может считываться камерой 604, в данном случае также выполняющей функции датчика 314 (фиг. 3). В конкретном варианте реализации изобретения элемент 602 буровой установки может представлять собой прямоугольную конструкцию определенного цвета, установленную на конструктивный компонент 311, например, под кронблоком 309.

[084] Камера 604 может быть установлена над талевым блоком 304. Камера 604 может сформировать изображение указанного элемента 602 буровой установки и может определить расстояние до него на основании размеров элемента 602 буровой установки. При использовании данного способа высотная отметка камеры 604 и, соответственно, блока 304 и/или бурильного устройства 305 может определяться, например, непрерывно и использоваться аналогично варианту реализации, предусматривающему применение триангуляции, который описан выше со ссылкой на Фиг. 3B и 3C.

Контроль перемещения труб

[085] Фиг. 7 иллюстрирует схематический вид сбоку буровой установки 302, содержащей систему 700 контроля перемещения труб в соответствии с вариантом реализации изобретения. В данном варианте реализации изобретения камера 702 может быть установлена вблизи бурильной колонны 307, например, ниже пола 312 буровой установки. Бурильная колонна 307 может проходить через противовыбросовый превентор (ПВП) 703, расположенный под полом 312 буровой установки, и далее в скважину 704 под ПВП 703. В результате непрерывного формирования изображений бурильной трубы во время спуско-подъемных операций и/или вращения, и использования алгоритма распознавания изображений для контроля уникальных признаков каждого изображения могут быть определены параметры перемещения (частота вращения и/или скорость поступательного движения) бурильной трубы. Интегрирование этих параметров по времени может обеспечить возможность расчета угла поворота и расстояния поступательного движения (глубины) бурильной трубы.

Повышение точности измерения глубины бурения

[086] При добавлении к бурильной колонне новой свечи, когда плашки отведены, вес бурильной колонны переносится с плашек на верхний привод/буровой канат, вызывая растяжение бурового каната. В зависимости от веса бурильной колонны растяжение может достигать нескольких сантиметров (или более), однако оно не может быть измерено устройством измерения высотных отметок (например, кодирующим устройством на буровой лебедке), поскольку растяжение бурового каната не приводит к вращению барабана буровой лебедки.

[087] Соответственно, Фиг. 8 иллюстрирует блок-схему способа 800 бурения скважины с учетом длины бурового каната в растянутом состоянии в соответствии с вариантом реализации изобретения. Фиг. 9 и 10 иллюстрируют схематические виды сбоку буровой установки 900 на двух этапах выполнения способа 800 в соответствии с вариантом реализации изобретения. Буровая установка 900 может быть, в общем, подобной буровой установке 302. Буровая установка 900 может содержать плашки 902, которые могут быть размещены на полу 312 буровой установки или вблизи указанного пола. Плашки 902 могут охватывать бурильную колонну 307, проходящую сквозь них, и могут быть выполнены с возможностью поддержания веса бурильной колонны 307, например, при добавлении или отсоединении новой свечи 904 труб.

[088] Плашки 902 могут содержать датчик 906 плашки (например, тензодатчик), который может быть выполнен с возможностью определения, когда бурильная колонна 307 опирается на плашки 902 и, дополнительно, может обеспечивать возможность измерения и передачи сигнала, представляющего величину нагрузки, воздействующей на плашки (например, веса W_S, воздействующего на плашки). Аналогичным образом, буровая установка 900 может также содержать датчик 908 нагрузки, например, прикрепленный к буровому канату 306 (или бурильному устройству 305, барабану 308 (см. Фиг. 3) или установленный в любом другом приемлемом месте), для измерения веса бурильной колонны 307, подвешенной при помощи бурильного устройства 305. В конкретном проиллюстрированном варианте реализации изобретения измеренной величиной подвешенного груза может быть нагрузка W_H на крюк; однако в других точках (а не на крюке) могут быть измерены другие нагрузки, которые могут быть использованы в соответствии со способом 800.

[089] Выполнение способа 800 может начинаться этапом размещения бурильного устройства 305 над бурильной колонной 307 на высоте h₁, при этом бурильная колонна 307 опирается на плашки 902, как указано на этапе 802 (например, вес W_S, воздействующий на плашки=вес W_T бурильной колонны; вес W_H подвешенного груза=0). Далее, свеча 904 труб (например, сегмент труб, содержащий одно или более соединений труб, например, бурильных труб) может быть соединена с бурильной колонной 307 и бурильным устройством 305, как указано на этапе 804 и проиллюстрировано на Фиг. 9.

[090] После этого плашки 902 могут быть отведены от бурильной колонны 307. Отведение плашек 902 может привести к переходу веса W_T колонны в категорию веса W_S подвешенного груза, что может вызвать растяжение бурового каната 306 и, соответственно, перемещение бурильного устройства 305 на меньшую высоту h₂, как проиллюстрировано на Фиг. 10. Кодирующее устройство 313 не может зарегистрировать это изменение высотной отметки.

[091] В некоторых вариантах реализации изобретения способ 800 может также включать перемещение бурильного устройства 305 из первого положения во второе положение при помощи буровой лебедки 315, как указано на этапе 806. Например, бурильное устройство 305 может быть поднято посредством наматывания бурового каната 306 на барабан 308 или опущено в результате сматывания бурового каната 306 с барабана 308. Однако в некоторых вариантах реализации изобретения способ 800 может не включать перемещение бурильного устройства 305, и операции с бурильным устройством 305 могут начинаться во втором положении.

[092] Перед перемещением или после перемещения бурильного устройства 305 способ 800 может включать определение измеренного значения высотной отметки бурильного устройства 305 во втором положении с использованием основного устройства измерения высотных отметок (например, кодирующего устройства 313), как указано на этапе 808. Измеренное значение высотной отметки может быть определено на основании углового смещения барабана 308 (которое может быть откорректировано с учетом увеличения диаметра в результате намотки слоя каната на барабан 308 в процессе намотки бурового каната 306) и известной эталонной высотной отметки.

[093] Способ 800 может также включать определение зарегистрированного значения высотной отметки во втором положении при помощи датчика, как указано на этапе 810. Определение этого значения может быть выполнено с использованием любого из указанных ранее датчиков, например, датчиков, которые перемещаются совместно с бурильным устройством 305, талевым блоком 304 или обоими этими компонентами в результате функционирования буровой лебедки 315. Таким образом, датчик может, например, использовать маркеры для определения действительной высотной отметки бурильного устройства (например, бурильного устройства 305), талевого блока или обоих этих компонентов относительно эталонной плоскости, такой как пол 312 буровой установки.

[094] Способ 800 может также включать определение показателя деформации на основании разности измеренного значения высотной отметки и зарегистрированного значения высотной отметки, как указано на этапе 812. Измеренное значение высотной отметки, полученное кодирующим устройством 313, может содержать погрешность, обусловленную растяжением бурового каната 306 под воздействием увеличения веса груза, подвешенного на канате после отведения плашек от бурильной колонны 307. Указанное растяжение не может быть зарегистрировано кодирующим устройством 313, поскольку приводит к изменению высотной отметки без вращения барабана 308. Показатель деформации может представлять собой величину растяжения (например, длину растяжения) бурового каната 306. В другом варианте реализации изобретения вместо оценки величины растяжения может выполняться измерение напряжения, относительного удлинения или обеих этих характеристик. Далее, в некоторых вариантах реализации изобретения напряжение или относительное удлинение может использоваться для определения растяжения, например, с учетом общей длины бурового каната 306. Однако использование относительного удлинения обеспечивает определение растяжения на единицу длины и, таким образом, пока вес бурильной колонны 307 остается постоянным, относительное удлинение в любом положении (например, первом положении) бурильного устройства 305 может быть рассчитано, несмотря на изменение длины бурового каната 316 при его наматывании на барабан или сматывании с барабана 308.

[095] Показатель деформации может использоваться для корректировки показаний основного устройства измерения высотных отметок, как указано на этапе 814. Например, если в качестве показателя деформации используется растяжение, то величина растяжения может быть вычтена из измеренного значения высотной отметки, зарегистрированного основным устройством измерения высотных отметок (кодирующим устройством 313).

[096] В некоторых вариантах реализации изобретения эта процедура может быть повторно выполнена для другого положения (например, первого положения), что может обеспечить получение двух точек данных для показателя деформации (например, растяжения) бурового каната 306, и, соответственно, показатель деформации может быть определен на основании разности между измеренными и зарегистрированными значениями высотных отметок в обоих положениях. Далее, это может обеспечить возможность интерполяции показателя деформации в пределах по меньшей мере части (например, всего) диапазона перемещения бурильного устройства 305 или талевого блока 304.

Определение расстояния между буровым долотом и забоем

[097] Фиг. 11 иллюстрирует блок-схему способа 1100 бурения, включающего определение расстояния между буровым долотом и забоем скважины в соответствии с вариантом реализации изобретения. Для реализации способа 1100 может использоваться буровая установка 900 или другая буровая установка, в которой предусмотрена возможность регистрации положения (например, высотной отметки) бурильного устройства 305, блока 304, или другого устройства, предназначенного для выполнения операций с трубами. Фиг. 12 иллюстрирует другой схематический вид буровой установки 900, иллюстрирующий спуск бурильной колонны 307 в скважину 1200 в соответствии с вариантом реализации изобретения. В частности, Фиг. 12 иллюстрирует компоновку 1202 низа бурильной колонны, содержащую буровое долото 1204 и забой 1206 скважины 1200. Буровое долото 1204 может соприкасаться с забоем 1206 скважины 1200 для осуществления бурения земной породы и углубления скважины 1200.

[098] В общем, в процессе бурения длина бурильной колонны 307 может изменяться, и это может влиять на возможности бурильщика по определению расстояния между буровым долотом 1204 и забоем 1206 скважины 1200, например, в случае добавления новой свечи 904 труб к бурильной колонне 307. Например, буровая установка 900 может использоваться для определения расстояния между буровым долотом 1204 и забоем 1206, например, посредством применения одного или более описанных ранее вариантов реализации изобретения, таких как калибровка или непосредственное измерение на основании метода триангуляции (в качестве примере на Фиг. 12 проиллюстрирован датчик 314).

[099] Выполнение способа 1100 может начинаться, например, в конце спуска в скважину свечи труб бурильной колонны 307, например, когда буровое долото 1204 соприкасается с забоем 1206 скважины 1200. На этом этапе способ 1100 может включать определение наземным оборудованием первого значения веса W_d (а именно, нагрузки, такой как нагрузка на крюк, измеренная на бурильном устройстве или анкере бурового каната) бурильной колонны 307, как указано на этапе 1102. Первое значение веса W_d, определенного наземным оборудованием, может представлять нагрузку на крюк и, соответственно, может быть измерено с использованием анкера бурового каната, тензодатчика в бурильном устройстве 305 и т.д.

[0100] Глубина ствола скважины («глубина скважины») D_h может быть представлена длиной бурильной колонны 307. Длина бурильной колонны 307 может быть определена с учетом растяжения и/или сжатия бурильной колонны 307 в процессе выполнения операции. Например, пусть L - длина бурильной колонны 307 под бурильным устройством 305 при отсутствии осевой нагрузки. В процессе бурения действительная длина L_d бурильной колонны под бурильным устройством 305 может быть представлена следующим выражением:

(5)

где: - изменение длины бурильной колонны вследствие воздействия ее веса и скважинного давления; - изменение длины бурильной колонны вследствие воздействия температуры; - изменение длины бурильной колонны, обусловленное трением между бурильной колонной и стенкой скважины; - изменение длины бурильной колонны, обусловленное нагрузкой на долото; и - длина бурильной колонны 307 между полом 312 буровой установки и бурильным устройством 305.

[0101] Во время подъема из скважины длина L_o бурильной колонны 307 под полом 312 буровой установки может быть представлена следующим выражением:

(6)

[0102] Таким образом, глубина скважины D_h может быть представлена следующим выражением (примечание: - расстояние между бурильным устройством и полом буровой установки):

(7)

[0103] Далее, долото 1204 может быть извлечено из забоя 1206 скважины 1200, например, в результате подъема бурильного устройства 305 на расстояние s, как указано на этапе 1104. Расстояние s может быть измерено, как указано на этапе 1106, например, при помощи кодирующего устройства 313 буровой лебедки 315 и/или в соответствии с любым вариантом реализации измерения высотных отметок, в том числе с использованием методов калибровки и триангуляции при помощи одного или более датчиков 314, 504, как описано ранее. После извлечения долота 1204 из забоя 1206, плашки 902 могут быть зажаты, например, посредством прижима зубьев плашки к бурильной колонне 307 для фиксации и удерживания бурильной колонны 307, как указано на этапе 1108.

[0104] После получения результатов измерения расстояния s может быть определено следующее соотношение:

s=D_h - D_b (8)

[0105] Если s > , то глубина долота D_b может быть представлена следующим выражением:

(9)

[0106] Расстояние между долотом и забоем скважины ΔD_b может быть представлено следующим выражением:

(10)

[0107] Далее, выполнение способа 1100 может продолжаться этапом присоединения новой свечи 904 труб к бурильному устройству 305 и бурильной колонне 307, опирающейся на плашки 902, как указано на этапе 1110. После присоединения новой трубы 907 на этапе 1110 плашки 902 разжимаются, и бурильная колонна 307 может быть подвешена на бурильном устройстве 305, как указано на этапе 1112.

[0108] Далее, способ 1100 может включать измерение второго значения веса W_t, определенного наземным оборудованием (второе измерение нагрузки, например, нагрузки на крюк, измеренной на бурильном устройстве или на анкере бурового каната либо вблизи указанного анкера), бурильной колонны 307 с новой свечей 904 труб, перед спуском бурового долота до соприкосновения с забоем скважины, как указано на этапе 1114. Соотношение между первым значением веса W_d, определенным наземным оборудованием, и вторым значением веса W_t, определенным наземным оборудованием, позволяет получить нагрузку на долото ННД (WOB), которая может быть рассчитана на этапе 1116. Нагрузка на долото WOB может быть представлена следующим выражением (примечание: Ws - вес свечи, добавленной к бурильной колонне на поверхности):

WOB=W_d - (W_t - W_s) (11)

[0109] Далее, способ 1100 может включать определение расстояния t, на которое следует опустить бурильное устройство 305, чтобы буровое долото 1204 достигло забоя 1206 скважины 1200, на основании расстояния s, на которое было поднято бурильное устройство 305, и нагрузки на долото ННД (WOB), как указано на этапе 1118. Расстояние t может быть представлено выражением:

(12)

Подставив уравнение 10 в уравнение 12, получим:

(13)

[0110] может быть определена выражением:

(14)

где: E - модуль упругости; A - площадь поперечного сечения бурильной колонны, а <1/A> представляет среднее значение величины, обратной площади поперечного сечения бурильной колонны. Таким образом, расстояние, на которое необходимо переместить бурильное устройство 305 до достижения буровым долотом 1204 забоя 1206 скважины 1200 может быть представлено в виде:

(15)

[0111] Поскольку расстояние s и нагрузка на долото ННД (WOB) могут быть известными в результате выполненных ранее измерений и расчетов, размеры и модуль упругости бурильной колонны 307 также могут быть известными, можно легко рассчитать расстояние t. Далее, выполнение способа 1100 может продолжаться осуществлением спуска бурильного устройства 305 на расстояние t, таким образом, что буровое долото 1204 соприкасается с забоем 1206 скважины 1200 для продолжения бурения, как указано на этапе 1120. Процесс соприкосновения может контролироваться таким образом, чтобы буровое долото 1204 не столкнулось с забоем 1206 на высокой скорости, поскольку расстояние, на которое следует опустить бурильное устройство 305, было определено.

[0112] В некоторых вариантах реализации изобретения, способы, описанные в настоящем документе, могут осуществляться вычислительной системой. Фиг. 13 иллюстрирует пример такой вычислительной системы 1300 в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения. Вычислительная система 1300 может содержать компьютер или компьютерную систему 1301A, которая может представлять собой отдельную компьютерную систему 1301A или структуру распределенных компьютерных систем. Компьютерная система 1301A содержит один или более модулей 1302 анализа, выполненных с возможностью осуществления различных задач в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения, например, с использованием одного или более способов, описанных в настоящем документе. Для выполнения указанных различных задач модуль 1302 анализа осуществляет операции независимо или совместно с одним или более процессорами 1304, которые соединены с одним или более носителями 1306 данных. Процессор (процессоры) 1304 также соединен с сетевым интерфейсом 1307, обеспечивающим компьютерной системе 1301A возможность обмена данными по сети 1309 передачи данных с одной или более дополнительными компьютерными системами и/или вычислительными системами, такими как системы 1301B, 1301C и/или 1301D (следует отметить, что компьютерные системы 1301B, 1301C и/или 1301D могут иметь архитектуру, аналогичную архитектуре компьютерной системы 1301A, или могут иметь другую архитектуру, и могут быть расположены в различных пунктах, например, компьютерные системы 1301A и 1301B могут быть расположены на производственной площадке и осуществлять обмен данными с одной или более компьютерными системами, такими как 1301C и/или 1301D, размещенными в одном или более центрах обработки данных и/или находящимися в различных странах на разных континентах).

[0113] Процессор может содержать микропроцессор, микроконтроллер, процессорный модуль или подсистему, программируемую интегральную схему, программируемую логическую матрицу или другое устройство управления или вычислительное устройство.

[0114] Носитель 1306 данных может быть реализован в виде одного или более читаемых компьютером или машиночитаемых носителей данных. Следует отметить, что хотя в примере реализации изобретения, проиллюстрированном на Фиг. 13, носитель 1306 данных находится внутри компьютерной системы 1301A, в некоторых вариантах реализации изобретения носитель 1306 данных может быть распределен в пределах и/или за пределами нескольких внутренних и/или внешних устройств вычислительной системы 1301A и/или дополнительных вычислительных систем. Носитель 1306 данных может содержать один или более различных видов памяти, в том числе полупроводниковые запоминающие устройства, такие как динамические или статические оперативные запоминающие устройства (ДОЗУ или СОЗУ, соответственно), стираемые программируемые постоянные запоминающие устройства (СППЗУ), электрически-стираемые программируемые постоянные запоминающие устройства (ЭСППЗУ), флэш-память, магнитные диски, например, жесткие, гибкие и съемные диски, другие магнитные носители данных, в том числе носители на магнитной ленте, оптические носители данных, такие как компакт-диски (CD) или цифровые видеодиски (DVD), диски BLURAY^® или другие типы оптических носителей данных либо другие типы запоминающих устройств. Следует отметить, что описанные ранее команды могут быть предоставлены на одном читаемом компьютером или машиночитаемом носителе данных, или, альтернативно, они могут быть предоставлены на нескольких читаемых компьютером или машиночитаемых носителях данных, распределенных в большой системе, возможно, содержащей несколько узлов. Такой читаемый компьютером или машиночитаемый носитель или носители данных считается (считаются) частью продукта (или готового изделия). Продукт или готовое изделие может представлять собой любой готовый отдельный компонент или несколько компонентов. Носитель или носители данных могут быть размещены в компьютере, выполняющем машиночитаемые команды, или могут находиться в удаленном пункте, из которого машиночитаемые команды могут загружаться по сети для выполнения.

[0115] В некоторых вариантах реализации изобретения вычислительная система 1300 содержит один или более модулей 1308 управления буровой установкой. В примере вычислительной системы 1300 компьютерная система 1301A содержит модуль 1308 управления буровой установкой. В некоторых вариантах реализации изобретения один модуль управления буровой установкой может использоваться для выполнения некоторых или всех аспектов одного или более вариантов реализации способов, описанных в настоящем документе. В альтернативных вариантах реализации изобретения для выполнения некоторых или всех аспектов способов, описанных в настоящем документе, может использоваться множество модулей управления буровой установкой.

[0116] Вычислительная система 1300 является одним из примеров вычислительной системы; в других примерах вычислительная система 1300 может содержать больше или меньше компонентов, чем проиллюстрировано на фигуре, может содержать дополнительные компоненты, не показанные в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на Фиг. 13, и/или вычислительная система 1300 может иметь другую конфигурацию или структуру компонентов, проиллюстрированных на Фиг. 13. Различные компоненты, проиллюстрированные на Фиг. 13, могут быть реализованы в форме аппаратного обеспечения, программного обеспечения или комбинации аппаратного и программного обеспечения, содержащей одну или более интегральных схем для обработки сигналов и/или специализированных интегральных схем.

[0117] Далее, этапы способов обработки, описанных в настоящем документе, могут быть реализованы посредством выполнения одного или более функциональных модулей устройства обработки информации, такого как универсальный процессор или специализированная микросхема, например, специализированная интегральная схема (СИС), программируемая логическая матрица (ПЛМ), программируемое логическое устройство (ПЛУ) или другие соответствующие устройства. Эти модули, комбинации указанных моделей и/или их комбинации с универсальным аппаратным обеспечением находятся в пределах защищаемого объема настоящего изобретения.

[0118] Представленное выше описание было проведено со ссылкой на конкретные варианты реализации изобретения для целей пояснения. Однако представленное выше наглядное описание не является исчерпывающим и не ограничивает изобретение конкретными раскрытыми вариантами. На основании изложенных выше принципов могут быть предложены многочисленные модификации и изменения. Кроме того, порядок, в котором в настоящем документе описаны элементы способов, предназначен для иллюстративных целей, и описанные элементы могут быть реализованы в другом порядке и/или два или более элементов могут выполняться одновременно. Варианты реализации были выбраны и описаны с целью наиболее полного пояснения принципов изобретения и его практического применения, чтобы обеспечить специалистам в данной области техники возможность наиболее эффективного использования изобретения и различных вариантов реализации с разными модификациями, соответствующими конкретному предполагаемому применению.

1. Способ контроля глубины спуска бурильной колонны, в котором

определяют разность измеренных значений высотных отметок между первым положением датчика и вторым положением указанного датчика на основании данных измерений, выполненных устройством измерения высотных отметок;

определяют разность калиброванных значений высотных отметок между указанными первым и вторым положениями на основании данных измерений, выполненных указанным датчиком с использованием одного или более маркеров, размещенных на одной или более заданных высотных отметках; и

осуществляют калибровку указанного устройства измерения высотных отметок на основании по меньшей мере частично соотношения между разностью измеренных значений высотных отметок и разностью калиброванных значений высотных отметок.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение разности измеренных значений высотных отметок включает перемещение указанного датчика по меньшей мере частично в вертикальном направлении из указанного первого положения в указанное второе положение.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что указанное устройство измерения высотных отметок содержит кодирующее устройство, выполненное с возможностью измерения углового смещения барабана буровой лебедки, причем указанная буровая лебедка выполнена с возможностью перемещения указанного датчика.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что указанный датчик соединен с верхним приводом буровой установки или талевым блоком буровой установки, причем указанная буровая лебедка выполнена с возможностью перемещения указанного верхнего привода и указанного талевого блока.

 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение разности калиброванных значений высотных отметок между указанным первым положением и указанным вторым положением, включает:

получение первого идентификатора от первого маркера из числа одного или более маркеров, когда указанный датчик находится в указанном первом положении;

получение второго идентификатора от второго маркера из числа одного или более маркеров, когда указанный датчик находится в указанном втором положении;

определение первой высотной отметки датчика на основании указанного первого идентификатора; и

определение второй высотной отметки датчика на основании указанного второго идентификатора.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение разности калиброванных значений высотных отметок между указанным первым положением и указанным вторым положением, включает:

триангуляцию первой высотной отметки с использованием указанного датчика и по меньшей мере двух маркеров, когда датчик находится в указанном первом положении; и

триангуляцию второй высотной отметки с использованием указанного датчика и по меньшей мере двух маркеров, когда датчик находится в указанном втором положении.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение разности калиброванных значений высотных отметок включает определение различия размеров двух или более изображений, полученных датчиком.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что

указанный датчик содержит оптический датчик и каждый из указанных одного или более маркеров содержит лазер; и

указанный датчик содержит считыватель меток радиочастотной идентификации (РЧИД) и каждый из указанных одного или более маркеров содержит метку радиочастотной идентификации.

9. Способ по п. 1, в котором дополнительно измеряют изменение положения бурильной колонны с использованием камеры, размещенной вблизи плашек, причем операция калибровки устройства измерения высотных отметок включает учет изменения положения бурильной колонны.

10. Способ измерения глубины бурения, в котором осуществляют:

перемещение бурильного устройства из первого положения во второе положение посредством наматывания или сматывания бурового каната с барабана буровой лебедки;

определяют измеренное значение высотной отметки указанного бурильного устройства в указанном втором положении с использованием основного устройства измерения высотных отметок, выполненного с возможностью измерения высотных отметок бурильного устройства на основании наматывания или сматывания бурового каната с барабана буровой лебедки;

определяют зарегистрированное значение высотной отметки указанного бурильного устройства в указанном втором положении с использованием датчика, который перемещается совместно с бурильным устройством;

определяют показатель деформации, выбранный из группы, содержащей растяжение, относительное удлинение и напряжение, на основании разности между измеренным значением высотной отметки и зарегистрированным значением высотной отметки; и

корректируют показания указанного основного устройства измерения высотных отметок с учетом показателя деформации.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что

определение измеренного значения высотной отметки указанного бурильного устройства в указанном втором положении включает определение измеренного значения высотной отметки бурильного устройства во втором положении, причем бурильная колонна, содержащая одну или более бурильных труб, поддерживается при помощи указанного бурильного устройства,

при этом дополнительно определяют, перед поддержанием бурильной колонны при помощи указанного бурильного устройства, измеренное значение высотной отметки бурильного устройства в указанном втором положении с использованием указанного устройства измерения высотных отметок; и

определение показателя деформации бурового каната дополнительно реализуют на основании разности между измеренным значением высотной отметки в указанном втором положении перед поддержанием указанной бурильной колонны и измеренным значением высотной отметки во втором положении во время поддержания бурильной колонны.

12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что определение показателя деформации включает:

определение относительного удлинения; и

определение растяжения указанного бурового каната на основании определенного относительного удлинения, когда буровой канат находится в указанном первом положении, и разности длин бурового каната, когда указанное бурильное устройство находится в указанном первом положении и когда указанное бурильное устройство находится в указанном втором положении.

13. Способ по п. 10, дополнительно включающий:

определение измеренного значения высотной отметки указанного бурильного устройства в указанном первом положении с использованием указанного устройства измерения высотных отметок;

определение зарегистрированного значения высотной отметки указанного бурильного устройства в указанном первом положении с использованием указанного датчика;

определение показателя деформации указанного бурового каната на основании разности между указанным измеренным значением высотной отметки и указанным зарегистрированным значением высотной отметки; и

интерполяцию указанного показателя деформации бурового каната, когда указанное бурильное устройство находится между указанным первым и указанным вторым положениями, на основании указанного растяжения, определенного для бурового каната, когда бурильное устройство находится в первом положении и когда бурильное устройство находится во втором положении.

14. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанное основное устройство измерения высотных отметок содержит кодирующее устройство, соединенное с барабаном буровой лебедки и выполненное с возможностью измерения угла поворота указанного барабана.

15. Способ по п. 10, отличающийся тем, что определение зарегистрированного значения высотной отметки включает регистрацию одного или более маркеров, соединенных с конструкцией буровой установки, с использованием указанного датчика.

16. Способ контроля глубины спуска бурильной колонны, в котором осуществляют:

соединение датчика с бурильным устройством, причем указанное бурильное устройство выполнено с возможностью перемещения в вертикальном направлении относительно пола буровой установки и приведения бурильной колонны во вращение;

регистрацию первого маркера, который является неподвижным относительно указанного пола буровой установки, с использованием указанного датчика;

измерение расстояния между указанным первым маркером и указанным датчиком или угол, под которым установлен датчик при регистрации первого маркера, или оба указанных параметра; и

определение высотной отметки указанного бурильного устройства над полом буровой установки на основании указанного расстояния или указанного угла или обоих указанных параметров.

17. Способ по п. 16, дополнительно включающий:

регистрацию второго маркера, который является неподвижным относительно указанного пола буровой установки, с использованием указанного датчика;

измерение второго расстояния между указанным вторым маркером и указанным датчиком или второй угол, под которым установлен датчик при регистрации второго маркера, или оба указанных параметра,

при этом определение высотной отметки дополнительно выполняют на основании указанного второго расстояния или указанного второго угла.

18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что каждый из указанных первого и второго маркеров содержит приемопередатчик.

19. Способ по п. 17, отличающийся тем, что указанные первый и второй маркеры соединены с указанным полом буровой установки или мачтой, проходящей от пола буровой установки, на которой подвешено указанное бурильное устройство.

20. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанный датчик содержит камеру, оптический датчик, лазерный передатчик, ультразвуковой передатчик, радиолокационный передатчик или их комбинацию.

21. Способ по п. 16, отличающийся тем, что указанный датчик функционирует непрерывно для регистрации указанного первого маркера.

22. Способ по п. 17, дополнительно включающий:

регистрацию третьего маркера, который является неподвижным относительно указанного пола буровой установки, с использованием указанного датчика;

определение качества сигнала, связанного с регистрацией указанного первого маркера, указанного второго маркера и указанного третьего маркера; и

выбор указанного первого расстояния или указанного первого угла и указанного второго расстояния или указанного второго угла на основании качества сигнала.