CN102822752A - 用于监视和控制地下钻探的系统和方法 - Google Patents

用于监视和控制地下钻探的系统和方法 Download PDF

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Abstract

一种用于监视地下钻探的系统和方法，其中，通过使用有限元技术或有限差技术来创建钻柱的模型来监视振动，并且（i）通过向模型中输入操作参数的实时值来预测振动，并随后调整模型以与测量的振动数据一致，（ii）预测将出现谐振以及将出现粘滑时的钻头及钻柱上的重量和泥浆马达速度，使得操作员能够避免将导致高振动的操作方式，（iii）基于一个或多个位置处的测量的振动和扭矩来确定沿着钻柱长度的振动和扭矩水平，（iv）基于部件已经受的振动的历史来确定钻柱的关键部件的剩余寿命，以及（v）确定将避免钻柱的过大振动的最佳钻探参数。

Description

用于监视和控制地下钻探的系统和方法
相关申请的交叉引用
本申请要求2010年2月1日提交的美国专利申请序号12/698,125的优先权，通过引用其整体而将其合并到本文中。
技术领域
本发明涉及地下钻探，并且更具体地涉及一种系统和方法，用于监视和控制钻探操作，尤其是与钻柱振动有关的操作，从而从钻柱实现最佳性能和寿命。
背景技术
诸如油、气或地热钻探的地下钻探通常涉及钻探穿过地下深处的地岩层的钻孔。此类钻孔是通过将钻头连接到称为“钻杆”的长段管线，从而形成通常称为“钻柱”的组件而形成的。  钻柱从地面延伸到钻孔的底部。
钻头旋转，使得钻头向地下前进，从而形成钻孔。在旋转钻探中，通过在地面上使钻柱旋转来旋转钻头。地面上的活塞操作泵通过钻柱中的内部通道来泵送称为“钻探泥浆”的高压流体并通过钻头泵送出去。钻探泥浆对钻头进行润滑，并冲洗来自钻头的路径的切屑。在马达钻探的情况下，流动的泥浆还驱动通常称为“泥浆马达”的钻探马达，该钻探马达转动钻头，而无论钻柱是否正在旋转。泥浆马达装配有响应于钻探泥浆穿过其中而产生扭矩的转子。转子被耦接到钻头，使得扭矩被传送至钻头，致使钻头旋转。钻探泥浆然后通过形成在钻柱与钻孔的表面之间的环形通道流向地面。
钻探环境，尤其是硬岩钻探，能够向钻柱中导致显著的振动和冲击。振动也可能是由钻头的旋转、用来使钻头旋转的马达、钻探泥浆的泵送、钻柱中的不平衡等引入的。此类振动可能导致钻柱的各种部件过早失效、钻头过早变钝，或者可能导致在低于最佳的条件下执行钻探。例如，虽然减小施加于钻头的井下力（downhole force），通常称为“钻压”（“WOB”），或减小钻头的转速，可以减少振动，但这也可能降低钻探效率。特别地，为了避免过大的振动，钻头通常被设计为用于预定范围的转速和WOB，并且如果在此范围外面操作则不会那么有效地执行。此外，使钻头远离其设计点操作能够缩短钻头的使用寿命。显著的振动甚至能够直接降低钻头的穿透速率。例如，非常高的轴向振动能够导致钻头与被钻探的表面之间失去接触。
钻柱可能经历各种类型的振动。“轴向振动”指的是在沿着钻柱轴线方向上的振动。“横向振动”指的是垂直于钻柱轴线的振动。横向振动常常由于钻柱在弯曲条件下旋转而发生。横向振动的两个其它来源是“向前”和“向后”或“反向”涡动。“涡动”指的是钻头除绕着其自己的轴线旋转之外还绕着井眼作轨道运转。在向后涡动中，钻头在与钻头的旋转方向相反的方向上作轨道运转。在地下钻探中还涉及的“扭转振动”通常是称为“粘滑”的现象的结果。粘滑在钻头或钻柱的下段暂时地停止旋转（即“粘住”）而上方的钻柱继续旋转时发生，从而导致钻柱“卷起”，此后，被粘住的元件“滑动”并再次旋转。经常地，钻头在其释放时将超速。
通常，当钻头进入地岩层的穿透速率尽可能高而振动尽可能低时获得最佳钻探。穿透速率（“ROP”）是多个变量的函数，包括钻头的转速和WOB。在钻探期间，地面设备感测钻头进入地岩层的穿透速率、钻柱的转速、大钩载荷、表面扭矩以及压力。在地面处或在钻具组合（“BHA”）中或这两者中的传感器测量轴向拉伸/压缩载荷、扭矩和弯曲。
APS的SureShotTM地面系统
目前市场上的系统，诸如APS技术有限公司的SureShotTM地面系统，接收并处理来自在诸如WOB传感器、扭矩传感器、倾斜度传感器（即加速度计）和方位角传感器（即磁力计）的钻头附近的传感器的信息，并将信息发送到其它地面设备。还可以从大钩载荷和阻力计算导出WOB的地面估计。SureShotTM系统还从其它地面软件接收关于泥浆流速的数据。通常，此类软件根据由泥浆泵供应商提供的使流速与泵活塞的冲数关联的曲线，而不是根据直接的流速传感器来确定泥浆流速。在任何情况下，使用泥浆马达流速对比马达RPM或RPM/流速因数的曲线，地面软件还确定泥浆马达RPM。SureShotTM系统还基于由用于钻探深度的加速度计测量的倾斜度的变化来计算造斜率（buildrate），通常表示为每100英尺的度数或每30米的度数。其还基于由磁力计测量的方位角（即钻探的横向方向）的变化来计算偏转率（turnrate），通常表示为每100英尺的度数或每30米的度数。然而，尽管有此类数据可用，但获得最佳穿透速率仍是艰难的尝试。钻探过程的最优化是不断变化且在进行中的过程。地岩层可能改变，钻头可能变钝，泥浆重量和液压可能改变。
APS的Vibration Memory ModuleTM（振动存储器模块）
目前市场上的系统，诸如APS技术有限公司的Vibration MemoryModuleTM处理来自被安装到钻具组合中的加速度计和磁力计的数据，以确定这些传感器的位置处的轴向振动和由于向前和向后涡动而引起的横向振动的振幅。Vibration Memory ModuleTM还基于磁力计的输出，通过在诸如每四秒的给定时间段内测量并记录最大和最小瞬时RPM，来确定由于粘滑而引起的扭转振动。然后通过确定给定时间段内钻柱的最大和最小瞬时转速之间的差，来确定由于粘滑而引起的扭转振动的振幅。优选地，以诸如每四秒的预定间隔来记录对于轴向、横向和扭转振动的均方根值和峰值。轴向、横向和扭转振动的振幅经由泥浆脉冲遥测被发送到地面。
包括上述Vibration Memory ModuleTM的大多数系统并不测量振动的频率，虽然某些高端工具这样做。然而，在本发明人所知的范围内，当前工具中没有一个将振动频率发送到地面。然而，当使用VibrationMemory ModuleTM时，可以在运行完成且BHA组件被从井眼拉出之后，从Vibration Memory ModuleTM下载由于事件的发生或以预选时间段记录的突发数据样本。地面处的软件能够读取突发样本数据，将其绘图并执行傅立叶分析以确定振动的频率。
APS的Well DrillTM
市场上的其它系统，诸如APS技术有限公司的Well DrillTM系统，采用有限元技术来预测与钻柱振动相关联的谐振频率和振型。WellDrillTM系统采用使用有限元技术的软件，特别是ANSYS软件，来基于钻柱几何形状和机械性质对钻柱进行建模。如图1所示，该模型包括由节点54连接的梁元件53以及接触元件55。如图2所示，用一系列梁元件、节点和接触元件对整个钻柱4——包括钻头8、泥浆马达40、稳定器41、钻铤43、随钻测量（“MWD”）工具56——进行建模。梁元件53在图3A中示出并包括具有张紧、压缩、扭转和弯曲能力的单轴元件。这些元件在每个节点处具有六个自由度：沿节点x、y和z方向的平移和绕节点x、y和z轴线的旋转。还包括应力刚化和大偏移能力。使用接触元件对钻柱部件与井眼之间的间隙进行建模，接触元件中的每一个表示可以保持或破坏物理接触且可以相对于彼此滑动的两个表面。图3B所示的接触元件55能够仅支持沿垂直于表面方向的压缩和沿切向的剪切（库伦）摩擦，并且在每个节点处具有两个自由度：沿节点x和y方向的平移。力和位移约束被施加于钻柱元件的每个端部处的节点且接触元件被附接于每个节点。允许钻柱横向地偏移，直至其接触由接触元件建模的表面。
特别地，钻柱的WellDrillTM模型是通过向软件中录入数据以指定以下各项而创建的：
（i）构成钻柱的钻杆段的外径和内径，
（ii）稳定器的位置，
（iii）钻柱的长度，
（iv）钻柱的倾斜度，
（v）弯角，如果使用弯头的话，
（vi）材料性质，具体地，弹性模量、材料密度、扭转弹性模量以及泊松比，
（vii）用于振动阻尼的泥浆性质，具体地，泥浆重量和粘度，
（viii）通过基于地岩层的类型将增量（例如0.25英寸（6.4mm））与钻头的直径相加获得的沿着井的长度的井眼直径，
（ix）方位角、造斜率和偏转率，
（x）钻头和稳定器的直径，以及
（xi）关于地岩层的特性的信息，诸如走向和倾角。这些是在地岩层是非均匀材料、沿正交方向具有不同压缩强度时所使用的。
走向被定义为由岩层或其它平面地形与假想水平面的交叉形成的线相对于北方的罗盘方向。两个平面的交叉是直线，并且在这种情况下，该线是地质走向。根据惯例，始终测量并相对于北方来参考此线的罗盘方向（或方位）。典型的方位被给定为例如N 45°E，这是对于作为东偏北45°（或者在正北与正东之间的中间）的方位的缩写符号。此北方规则的唯一例外情况出现在走向为精确地东西方向的情况下。那时且只有那时，走向方向不是书写为相对于北方。作为层或平面地形的高度测量的一部分的倾角具有两个分量：倾角方向和倾角量值。倾角方向是该层或平面地形从水平方向向下的最大倾斜的罗盘方向（方位），并且始终垂直于走向（即处于90°角）。倾角量值是由倾斜层或平面地形与假想水平面的交叉形成的两个角中的较小的一个。然而，倾角量值还可以等于零或90°，这里该层或平面地形分别是水平的或垂直的。
根据上文指定的数据输入，WellDrillTM软件计算钻柱的静态偏移形状，从而确定钻柱与井眼之间的接触点。
另外，还向WellDrillTM软件中录入指定用于以下各项的预期的操作参数的数据（i）WOB，（ii）钻柱RPM，（iii）泥浆马达RPM，（iv）井眼的直径，以及（v）阻尼系数。阻尼系数是使用油或水的粘度（取决于操作员指示使用基于油还是基于水的钻探泥浆）、流体的密度（泥浆重量）以及BHA与井眼之间的环带的预定值计算的。井眼直径是基于钻头的直径和地岩层的类型来估计的，以代替没有测径器数据。例如，如果地岩层是硬岩，则可以将井眼的直径估计为比钻头的直径大1/2英寸，而对于软岩而言可以将其估计为比钻头大得多。（最大直径基于钻头上的牙轮或刀片的数目。）如果将弯头用于旋转定向钻探，则一般还将井眼的直径假定为更大。
如上所述，WellDrillTM软件执行静态弯曲分析以确定钻柱与井眼之间的接触点。这提供用于振动分析的支持信息。静态弯曲分析确定沿着钻柱长度的偏移、接触点、弯曲力矩和弯曲应力。弯曲分析用来确定预测的造斜率和偏转率。造斜率是由钻头处的力平衡确定的。通过执行受迫谐波频率扫描来确定临界速度。在钻头和泥浆马达的动力部施加激励力。只要激励力接近钻柱的固有频率，就出现临界速度。
特别地，WellDrillTM软件通过在WOB和钻头RPM选定范围内应用振动WOB来执行受迫响应分析。在两个频率下应用选定振动WOB：（i）钻头的转速和（ii）牙轮（用于牙轮钻头）或刀片（用于PDC钻头）的数目乘以钻头速度。由于泥浆马达转子在设计上是偏心的，所以其始终产生振荡不平衡力，振荡不平衡力的量值是基于转子偏心率，并且其频率等于N(n+1)，其中，n是转子上的突角的数目且N是泥浆马达转子RPM。因此，如果使用泥浆马达，则软件在受迫响应分析中包括基于在基于泥浆马达RPM的选定范围的频率下应用的泥浆马达的特性的振荡不平衡力。通常，钻柱转速是10～250rpm，而泥浆马达速度可以是50～250rpm。因此，典型钻头速度（马达和转速的组合）是60至500rpm。泥浆涡轮机以800～1500rpm的高得多的速度操作，但是不引入类似的不平衡。钻铤还可以具有诸如电子舱口、镦粗件（upsets）和切口的零件，它们产生旋转不平衡。另外，在使用中变得弯曲的钻铤产生旋转不平衡。由于此类旋转不平衡是振动激励源，所以WellDrillTM可以在模型中包括它们。
基于前述内容，WellDrillTM软件预测用于钻柱、马达和钻头的临界钻探速度。临界速度发生在钻探力激励钻柱，使得引发的振动对钻柱造成损坏和/或导致损失钻探性能时。可以激励钻探并引发临界速度的钻探力包括：来自冲击不连续物的钻头的刀片或牙轮的钻头力、超尺寸井眼中的钻头涡动、由马达定子产生的不平衡力、在钻柱接触井眼导致涡动时来自钻柱的不平衡力以及欠尺寸稳定器涡动。通常，当激励力的频率处于或接近钻柱的固有频率时，更容易激励位移振幅。另外，在恶劣的钻探应用中，远离固有频率的激励力可能恶劣到足以损坏钻柱并要求识别它们作为临界速度。
WellDrillTM软件还使用以下等式来计算沿着钻柱的每个段处的扭矩：
T=θJ G/L
其中：T=扭矩
θ=角位移
J=极惯性矩
G=剪切模量
L=钻柱段的长度
WellDrillTM通过确定施加于钻头的扭矩是否足以使钻柱向后旋转而使用所计算的扭矩来确定扭转振动。如果此条件存在，则将其视为扭转临界速度。WellDrillTM还使用所计算的扭矩来确定粘滑条件，特别是沿着钻柱的扭矩是否足以克服摩擦阻力而旋转。
粘滑软件
软件在过去已被用来使用有限差技术来预测将发生粘滑的时间。首先，软件计算沿着钻柱的整个长度和在钻头处的阻力。阻力的计算是基于在C.A.Johancsik等人在Journal of Petroleum Technology，987～992（1984年6月）中的Torque And Drag In Directional Wells-Predictionand Measurement中描述的方法，通过引用而将其整体结合到本文中。
先前所使用的粘滑预测软件将钻柱划分成有限长度，通常小于三十英尺。每段上的阻力是该段在井眼的壁上施加的法向力和钻柱与壁之间的滑动摩擦系数的函数。该法向力是钻柱段的曲率、该段中的张力以及重力效应的函数。摩擦系数主要是钻探泥浆的特性及井眼是被封住还是开放的函数。可以通过例如向钻柱应用以下模型来经验上产生其值，在该模型中测量拾取重量、下放时钻具重量和扭矩以确定阻力的独立测量结果。
软件根据以下等式将钻柱的每段上的阻力计算为克服摩擦力所需的增量力矩ΔM：
ΔFn=[(FtΔαsinθA)2+((FtΔθ+W sinθA)2]1/2
ΔFt=W cosθA±μFn[+对于向上运动,-对于向下运动]
ΔM=μFn r
其中：
Fn=作用在该段上的净法向力，lb-ft(N-m)
Ft=作用在该段的下端处的轴向张力，lb-ft(N-m)
ΔFt=该段的长度范围内的张力的增加，lb-ft(N-m)
ΔΜ=该段的长度范围内的扭矩的增加，ft-lb(N-m)
r＝该段的特性半径，ft(m)
W=该段的浮重，lb(N)
Δα=该段的长度范围内的方位角的增加，度（rad）
Δθ=该段的长度范围内的倾斜角的增加，度（rad）
θΑ=该段的平均倾斜角，度（rad）
μ=钻柱与井眼之间的滑动摩擦系数
该计算在地面处以0rpm的初始转速开始。软件使用管道固定不动时的静摩擦系数和其相对于井眼移动（滑动和/或旋转）时的滑动摩擦系数。通常，静摩擦高于滑动摩擦。接下来，该软件基于每段的机械性质来计算由于扭矩增量导致的该段中的扭转偏移。段性质取决于该段的外径和内径及其材料密度。这些限定了段的质量和每段的转动惯量。如果克服阻力所需的扭矩增量的和大于在地面处施加于钻柱的扭矩，则钻头将“粘住”。软件然后确定将导致粘滑的WOB和钻柱RPM的值。
另外，软件基于段的机械性质，特别是段的内径和外径及其质量，施加的扭矩和摩擦，来计算转动惯量——也就是使每段偏移该量将花费的时间增量。在钻柱的长度范围内的这些时间增量的和表示钻柱的瞬时速度的变化，这被报告给操作人员以便例如在操作旋转可操纵工具或保证操作条件不损坏钻头时使用。
虽然如上文所讨论的在过去提供的谐振频率、振型和粘滑的此类预测能够帮助操作员识别要避免的钻探参数的那些值，诸如钻柱RPM和WOB，以便避免过大的振动，但是它们不利用随着钻探进行的实时数据，也不充分地考虑随时间推移的钻探条件的变化。它们不提供用于缓解不良钻探执行，尤其是钻探执行中的振动相关损耗或用于使钻探效率最优化的方法，也不提供用于确定关键部件的剩余疲劳寿命的方法。因此它们的有用性是有限的。
因此现在需要一种用于基于将允许有最佳性能和工具寿命的实际操作数据来为钻机操作员提供关于振动的准确信息的系统和方法。
发明内容
在一个实施例中，本发明包括一种可以是计算机实现的方法,该方法监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，该方法包括步骤：（a）通过使钻头以第一转速旋转并在钻头上施加第一重量来在土地岩层中钻探具有第一直径的井眼；（b）进行钻头旋转的第一转速的值的确定；（c）进行钻头上的第一重量的值的确定；（d）进行井眼的第一直径的值的确定；（d）在使所述钻头以所述第一速度旋转并在钻头上施加第一重量的同时沿着所述钻柱测量在至少一个预定位置处的钻柱中的振动；（e）使用钻柱的有限元模型基于钻头的第一转速、钻头上的第一重量和第一井眼直径的确定值来预测所述至少一个预定位置处的钻柱中的振动；（f）将测量的振动与预测的振动相比较并确定它们之间的差；（g）修订有限元模型，从而减小测量的振动与由模型预测的振动之间的差；（h）通过使所述钻头以第二转速旋转并在所述钻头上施加第二重量来在所述土地岩层中钻探具有第二直径的井眼；（i）进行所述钻头旋转的第二转速的值的确定；（j）进行所述钻头上的所述第二重量的值的确定；（k）进行井眼的所述第二直径的值的确定；（l）使用已修订的钻柱的有限元模型基于已确定的钻头的第二转速、钻头上的第二重量和第二井眼直径的值来预测钻柱中的振动。
在另一实施例中，本发明包括一种可以是计算机实现的方法，该方法用于监视使用位于钻具组合中的钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，该方法包括步骤：a）通过从多个传感器获取测量结果来确定与地下钻探操作相关联的多个操作参数的值，所述多个传感器的至少一部分位于钻具组合中；b）根据已确定的操作参数的值来确定在钻探操作中是否存在损失钻探性能的多个预定征兆中的每一个；c）识别被确定为在钻探操作中存在的参数的每一个是由损失钻探性能的多个预定原因中的每一个引起的概率；d）将已识别的对于损失钻探性能的每个预定原因的概率进行组合，从而确定存在于钻探操作中的损失钻探性能的最可能原因。
在另一实施例中，本发明包括一种可以是计算机实现的方法，该方法用于监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，该方法包括步骤：a）以第一组操作参数来操作钻柱；b）确定第一组操作参数中的参数的值；c）将第一组操作参数中的参数的已确定的值输入到钻柱的有限元模型中；d）使用具有输入的参数值的钻柱的有限元模型来确定在第一组操作参数下操作时的钻柱的振动振型的至少一部分；e）使用振动振型的该部分来确定在第一组操作参数下操作时的第一位置处的振动振幅与第二位置处的振动振幅之间的关系；f）测量在第一组操作参数下操作时的第二位置处钻柱的振动振幅；g）通过将根据振动振型的所述部分确定的第一位置处的振动振幅与第二位置处的振动振幅之间的关系应用于第二位置处测量的振动来确定第一位置处钻柱的振动振幅。
在另一实施例中，本发明包括一种可以是计算机实现的方法，该方法用于监视使用钻头来钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，该方法包括步骤：a）在接近于地表的位置处向钻柱施加扭矩从而使钻柱旋转，该钻柱经历钻头与施加扭矩的位置之间的角偏移；b）确定与钻柱的旋转相关联的第一组操作参数中的参数的值；c）将第一组操作参数中的参数的已确定的值输入到钻柱的有限元模型中；d）使用具有输入的参数值的钻柱的有限元模型来确定在第一组操作参数下操作时沿着钻柱长度的至少第一和第二位置处钻柱中的角偏移；e）使用沿着钻柱的第一和第二位置处的角偏移来确定第一和第二位置处钻柱上的扭矩之间的关系；f）测量在第一组操作参数下操作时的第二位置处钻柱上的扭矩；g）通过将第一位置处钻柱上的扭矩与第二位置处钻柱上的扭矩之间的关系应用于在第二位置处测量的扭矩来确定第一位置处钻柱上的扭矩。
在另一实施例中，本发明包括一种可以是计算机实现的方法，该方法用于监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，该方法包括步骤：a）使钻头以第一转速旋转，使得钻头在土地岩层中形成井眼，钻柱在横向振动模式下振动；b）随着钻头钻入土地岩层中而产生表示钻柱在横向振动模式下的振动的信号；c）分析该信号从而确定钻柱在横向振动模式下的振动的向后涡动频率；d）根据向后涡动频率来确定由钻头所钻的井眼的直径。
在另一实施例中，本发明包括一种可以是计算机实现的方法，该方法用于监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，该方法包括步骤：a）确定将导致钻头进入土地岩层中的最大穿透速率的用于钻柱的一组操作参数；b）将该组操作参数输入到钻柱的有限元模型中；以及c）使用具有输入的操作参数组的有限元模型，根据该组操作参数来预测将由钻柱的操作引起的钻柱中的振动。
在另一实施例中，本发明包括一种可以是计算机实现的方法，该方法用于监视使用钻头钻入土地层岩中从而形成井眼的钻柱的操作，该方法包括步骤：a）获得将用于钻柱的操作参数组与在该参数组下操作时钻头进入土地岩层中的穿透速率相关联的数据库；b）使用钻柱的有限元模型和数据库来预测钻柱进入土地岩层中的最大穿透速率，其将不会导致违反预定标准的钻柱振动。
在另一实施例中，本发明包括一种计算机可读存储介质，具上存储有用于执行上述方法的计算机可执行指令。
附图说明
当结合附图来阅读时，将更好地理解前述发明内容以及优选实施例的以下详细描述。出于图示本发明的目的，附图示出当前优选的实施例。然而，本发明不限于在图中公开的特定手段。
图1是用来对钻柱进行建模的有限元模型的示意图。
图2是钻柱的有限元模型的示意图。
图3A和B是在钻柱的有限元模型中使用的梁和接触元件的示意图。
图4是结合了本发明的钻机的部分示意图。
图5A是操作作为本发明的主题的钻柱的方法的流程图。
图5B是使用WellDrillTM软件来创建钻柱的模型的方法的流程图。
图6是用于修订钻柱模型以减少预测的临界速度和测量的临界速度之间的偏差的方法的流程图。
图7是使用本发明的软件生成的假想振动振型曲线。
图8是由本发明的软件产生的假想临界速度映射图。
图9是根据本发明识别钻探性能的损失原因的方法的流程图。
图10～12是根据本发明的减轻由于振动而引起的钻探性能中的损失性能的方法的流程图。
图13是根据本发明的用于在减轻由于振动而引起的损失钻探性能之后修订钻柱模型以减少预测的振动和测量的振动之间的偏差的方法的流程图。
图14是根据本发明的用于在尚未尝试减轻由于振动而引起的钻探性能损失时修订钻柱模型以减少预测的振动和测量的振动之间的偏差的方法的流程图。
图15是用于在避免过大振动的最大穿透速率下操作的方法的流程图。
具体实施方式
如图4所示，钻机通常包括支撑钻柱4的钻架9。钻头8被耦接到钻柱4的钻具组合6的远端。诸如顶部驱动或旋转台的原动机（未示出）使钻柱4旋转，从而控制钻柱8的转速（RPM）及其上面的扭矩。如按照惯例的，泵10通过钻柱中的内部通道向下泵送流体14——通常称为钻探泥浆。在钻头8处离开之后，返回的钻探泥浆16通过在钻柱4与土地岩层3中的井眼2之间形成的环形通道向上流到地面。可以将泥浆马达40，诸如螺旋正排量泵——有时称为“Moineau型”泵——结合到钻具组合6中并由通过泵的钻探泥浆14的流动来驱动。在题为“Stator Especially Adapted For Use In A Helicoidal Pump/Motor”的美国专利No.6,102,681中更全面地描述了螺旋正排量泵，通过引用而将其整体结合到本文中。
A.仪器和硬件
1.井下仪器
根据本发明，优选地，将井下应变仪7结合到钻具组合6中以测量WOB。在题为“Apparatus For Measuring Weight And Torque An A DrillBit Operating In A Well”的美国专利No.6,547,016中描述了用于使用井下应变仪来测量WOB的系统，通过引用而将其整体结合到本文中。除测量WOB的井下传感器之外，在钻具组合中还包括测量钻头扭矩（“TOB”）和钻头弯曲度（“BOB”）的井下传感器，诸如应变仪。在上文通过引用结合的上述美国专利No.6,547,016中还描述了用于TOB的井下测量的技术。在2009年7月30日提交的题为“Apparatus forMeasuring Bending on a Drill Bit Operating in a Well”的美国申请序号12/512,740中描述了用于BOB的井下测量的技术，通过引用而其整体结合到本文中。结合了WOB、TOB和BOB传感器的接头称为“WTB接头”。
磁力计42被结合到钻具组合6中，磁力计42使用例如在题为“Methods And Systems For Determining Angular Orientation Of A DrillString”的美国专利No.7,681,663中的技术来测量钻头8的瞬时转速，通过引用而将该专利的整体结合到本文中。沿着x、y和z轴（通常具有±250g范围）取向的加速度计44被结合到钻具组合6中，加速度计44使用在本领域中众所周知的技术来测量轴向和横向振动。虽然在图4中仅在一个位置上示出了加速度计44，但按照惯例，三个x、y、z加速度计的组将被沿着钻柱4安装在各种位置处。
上文所讨论的Vibration Memory ModuleTM优选地被结合到钻具组合6中。其从被安装到钻具组合6中的加速度计44接收数据，根据该数据，其确定加速度计位置处的轴向振动和由于向前和向后涡动而引起的横向振动的振幅和频率。这些值经由下文讨论的泥浆脉冲遥测系统被发送到地面。或者，可以使用诸如Intellipipe的有线管线系统或诸如声或电磁传输的其它手段将信息发送到地面。Vibration MemoryModuleTM46还从被结合到钻具组合6的磁力计42接收数据，根据该数据，其测量磁力计42位置处钻柱的瞬时转速。其然后通过确定给定时间段内钻柱的最大和最小瞬时转速之间的差来确定由于粘滑而引起的扭转振动的振幅和频率。此信息也经由泥浆脉冲遥测系统被发送到地面。根据本发明，诸如微芯片的存储器设备47被结合到VibrationMemory ModuleTM46中，以记录如下面在第10节中关于寿命预测所讨论的部件中的剩余疲劳寿命。另外，压力传感器51和52被结合到Vibration Memory ModuleTM46中，它们分别测量流过钻柱的钻探泥浆的压力和流过井眼壁与钻柱之间的环形间隙的钻探泥浆的压力。
2.地面仪器
按照惯例，通过改变钻架9上的大钩载荷来控制WOB。顶部接头45被结合在钻柱的顶部处并封住测量轴向（大钩）载荷以及顶部接头上的弯曲和扭转载荷的应变仪48以及感测钻柱的振动的三轴加速度计49。使用本领域中众所周知的技术，可以根据由顶部接头中的应变仪测量的大钩载荷来计算WOB，例如通过从测量的大钩载荷减去作用在钻柱上的摩擦阻力。可以通过在钻柱上向上拉使得钻头不再接触地岩层并记录大钩载荷的变化来获得摩擦阻力的值。在有线管线中，来自井下传感器的数据将被顶部接头45接收。可以使用2009年2月20日提交的题为“Synchronized Telemetry From A Rotating Element”的美国申请序号12/389,950中描述的技术经由无线遥测技术将来自顶部接头45应变仪以及有线管线系统中的井下传感器的数据发送到地面获取系统12，通过引用而将该专利的整体结合到本文中。
优选地，地面监视系统还包括用于确定WOB的大钩载荷传感器30。大钩载荷传感器30例如通过使用应变仪来测量绞车缆绳中的张力来测量钻柱的悬重。缆绳穿过三个支撑体。支撑体在缆绳上施加已知的横向位移。应变仪测量由于缆绳中的张紧而引起的横向应变量，其随后被用来计算轴向载荷。传感器32也被用于感测钻柱转速。
3.数据传输及处理
根据本发明的钻探操作还包括泥浆脉冲遥测系统，其包括被结合到钻具组合6中的泥浆脉冲发生器5。使用在本领域中众所周知的技术，泥浆脉冲遥测系统将来自井下设备的数据，诸如来自Vibration MemoryModuleTM的振动信息，进行编码，并使用脉冲发生器5将已编码脉冲发送到地面。在题为“Method And Apparatus For TransmittingInformation To The Surface From A Drill String In A Well”的美国专利No.6,714,138、题为“Rotary Pulser For Transmitting Information To TheSurface From A Drill String Down Hole In A Well”的美国专利No.7,327,634和题为“System And Method For Transmitting InformationThrough A Fluid Medium”的美国专利申请公布No.2006/0215491中更全面地描述了泥浆脉冲遥测系统，其中的每一个通过引用而整体结合到本文中。
根据本发明，为了减少数据传输，可以将诸如振动信息的数据分组成范围和用来表示这些范围内的数据的简单值。例如，可以将振动振幅报告为0、1、2或3报告以分别指示正常、高、严重或临界振动。可以用来报告频率的一种方法是向例如振动频率的值分配数字1至10，使得1的值指示0至100hz范围内的频率，2的值指示101至200hz范围内的频率等等。可以通过分配数字1至3，使得例如1的值指示轴向振动、2指示横向振动且3指示扭转振动来报告振动模式。如果只有此类缩写振动数据被发送到地面，则在安装在钻具组合中的处理器中将执行数据分析中的至少一些，诸如下文结合向后涡动频率的使用所讨论的傅立叶分析，以确定井眼直径。
同样按照惯例，地面处的上文所讨论的诸如SureShotTM系统的数据获取系统12感测由泥浆脉冲发生器5产生的钻探泥浆14中的压力脉动，其包含来自Vibration Memory ModuleTM和钻具组合6中的其它传感器的已编码信息。数据获取系统12将此信息编码并将其发送至同样优选地位于地面处的计算机处理器18。来自诸如大钩载荷传感器30、钻柱转速传感器32和ROP传感器34的地面传感器的数据也被发送到处理器18。
包括上文所讨论的WellDrillTM软件和粘滑软件以及下文所讨论的用于执行本文所述方法的软件的软件20优选地被存储在非瞬时计算机可读介质上，诸如CD，并被安装到处理器18中，处理器18执行该软件，从而执行下文所讨论的方法和功能。处理器18优选地被连接到诸如计算机显示器的显示器19以便向钻机操作员提供信息。诸如键盘的数据输入设备22也被连接到处理器18以允许录入数据以供软件20使用。存储器设备21与处理器18通信，使得软件能够在执行其功能时向储存器发送数据并从储存器接收数据。处理器15可以是个人计算机，其优选地至少具有16×CD-ROM驱动器、512MB RAM、225MB的可用磁盘空间、能够在256色彩下实现1024×786或更好的图形卡和监视器，并执行Windows XPTM操作系统。虽然执行本发明的软件20的处理器18优选地位于地面处且能够被操作人员访问，但还可以将软件20的一部分安装到位于钻具组合中的处理器中，使得可以在井下执行下文所讨论的某些操作，诸如振动数据的傅立叶分析。
B.软件
1.钻柱建模
如下文更全面地讨论的，本发明利用上文所讨论的WellDrillTM软件。在执行本发明的方法时可以采用WellDrillTM，因为其对振动源和激励力进行建模而言比其它程序表现更好。大多数其它程序预测基本固有频率并使振型以此为基础，但是不考虑振幅和加速度是否足以造成损坏。WellDrillTM依赖于准确地对激励力及其施加的频率进行建模的受迫谐波分析。其还考虑附加振动源，诸如泥浆马达不平衡、弯钻铤和钻柱不平衡。
在图5A中示出了根据本发明的用于监视和控制钻探操作的系统的操作。在步骤100中，操作员通过指定重要钻柱部件——诸如随钻测量（“WOB”）工具——和可适用于每个此类部件的振动限制开始。此信息在步骤102中被连同关于钻具组合的数据一起被输入到上文所讨论的WellDrillTM软件。输入到WellDrillTM中的数据可以包括；
（i）构成钻柱的钻杆段的外径和内径，
（ii）稳定器的位置，
（iii）钻柱的长度，
（iv）钻柱的倾斜度，
（v）弯角，如果使用弯头的话，
（vi）材料的性质，具体地，弹性模量、材料密度、扭转弹性模量以及泊松比，
（vii）用于振动阻尼的泥浆性质，具体地，泥浆重量和粘度，
（vii）沿着井的长度的井眼直径，
（ix）方位角、造斜率和偏转率，
（x）钻头和稳定器的直径，以及
（xi）关于地岩层的性质的信息，诸如走向和倾角。
每当添加了一段新钻柱时，还可以由操作员来更新关于钻柱部件的信息。如上文所讨论的，还向WellDrillTM软件中录入指定预期操作参数的数据，诸如用于以下各项的那些（i）WOB，（ii）钻柱RPM，（iii）泥浆马达RPM，（iv）井眼的直径，以及（v）阻尼系数。在步骤102中，WellDrillTM软件还执行计算BHA偏移、沿着BHA的长度的侧力、弯曲力矩和标称弯曲应力的静态弯曲分析以及使用弯曲信息来预测钻柱将进行钻探的方向的“预测分析”。
在步骤104中，软件基于来自Vibration Monitoring ModuleTM中的传感器的数据来计算对于特定部件的振动告警限制。例如，如下文所讨论的，基于预测振型，软件能够确定加速度计位置处的什么水平的测量振动将导致关键部件的钻柱位置的过大振动。在步骤108和109中，软件从钻机表面和井下传感器接收数据，使得此类数据能够在钻探操作期间由软件在进行中使用，如下文所讨论的。来自地面传感器的数据优选地被连续地发送到系统12。每当数据被发送到地面时，优选地至少每隔几分钟，来自井下传感器的数据被发送到系统12。在步骤110中，数据和状态被发送到远程服务器以允许并不处在井位处的用户例如通过经由因特网登录到服务器来下载并检查数据。在步骤112中，软件确定被输入到WellDrillTM中的任何钻探参数是否已改变，并且如果是这样，则其更新WellDrillTM输入并相应地对模型进行修订。
图5B示出使用WellDrillTM软件来创建钻柱的模型的方法。在步骤260至272中，如先前所讨论的，使用ANSYS有限元技术对钻柱的部件进行建模。
在步骤274至280中执行上述静态弯曲分析和预测分析。在步骤282中，软件确定在钻头处力是否是平衡的——即，钻头上的侧力是否等于零。如果力不是平衡的，则在步骤284中，修改井眼的曲率，且重新执行步骤272至282，直至在步骤282中获得平衡。在步骤286至294中，通过在谐振扫描期间向模型施加钻探激励力来执行振动分析，并分析得到的沿着钻柱的每个部分的位移以确定临界速度。
因此，通过首先定义在运行期间不经受变化的那些钻柱和井参数来建立WellDrillTM模型。这些被软件存储。随着某些钻探条件变化，它们在WellDrillTM程序中被修改且重新执行分析。在钻探期间变化的变量包括：RPM、WOB、倾斜度、深度、方位角、泥浆重量和井眼直径。模型随着操作条件变化而被更新。因此，不同于在过去所做的，根据本发明，基于地面和井下传感器的测量，基于实时的操作参数值，来自动地更新WellDrill模型。如下文所解释的，WellDrillTM软件然后针对一定范围的WOB计算临界速度。这些在临界速度映射图上有所描绘。临界速度映射图在x轴上具有RPM且在y轴上具有WOB，并且因此对条件的组合是有用的。还可以显示任何给定RPM和WOB组合下的振型。
2.井眼尺寸的实时确定
如上文所讨论的，过去，在WellDrill模型中所使用的井眼直径是基于由操作员输入的假定值，将钻头的直径和地岩层的类型考虑在内。在本发明的优选实施例中，由软件20根据向后涡动频率来计算在模型中所使用的实时井眼直径。可以如下计算向后涡动频率：
BWF=(d×w)/(D-d)
其中：
BWF=向后涡动频率
D=井眼直径
d=钻头的直径，或者另一部件的直径，如果由WellDrillTM软件执行的静态弯曲分析确定此类其它部件正在接触井眼壁。
w=钻头（对于钻头涡动）或钻柱（对于钻柱涡动）的转速
因此，如果涡动频率是已知的，则可以根据以下等式来计算实时井眼的直径：
D=d×(1+w/BWF)
软件20通过执行横向加速度加速度计44的突发输出的傅立叶分析来确定向后涡动频率，该向后涡动频率被取为傅立叶分析在预测的涡动频率处或其附近描绘峰值的频率。最初可以使用钻头直径和预期的井眼直径根据以上等式来估计预期的涡动频率。此类傅立叶分析可以由地面处的处理器18在振动数据已被泥浆脉冲遥测系统或有线钻杆或其它传输系统发送到地面之后执行，如前文所讨论的。或者，通过将使用在本领域中众所周知的技术编程的处理器结合到BHA中，例如结合到MWD工具中，以执行傅立叶分析，可以在井下执行傅立叶分析。执行横向振动加速度计输出的傅立叶分析所需的振动数据将被Vibration Memory ModuleTM发送到井下处理器。
3.临界速度的预测
如结合步骤102所指示的，使用WellDrillTM，软件20执行振动分析，其中，其预测（i）钻柱在轴向、横向和扭转模式下的固有频率和（ii）激励这些频率的钻柱、泥浆马达（如果有的话）以及钻头的临界速度，如前文所讨论的。然而，不同于过去所做的，如果实际临界速度与预测不匹配，则软件20还调整WellDrillTM模型，使得模型正确地预测钻柱所经历的临界速度。图6所示的方法能够用来调整模型，如果该模型预测实际操作所显示的RPM下的临界速度未导致谐振。如果在WellDrillTM模型未预测谐振的RPM下遭遇临界速度，则可以在成功消除引起钻探性能损失的高振动之后，使用在第9节中讨论的方法来调整模型。
如图6所示，软件首先在步骤330中确定预测的临界速度是否与测量的临界速度相差超过预定量。如果是这样，则在步骤332中，软件确定与临界速度相关联的振动模式是与轴向、横向还是扭转振动模式相关。如果临界速度与扭转或轴向模式相关联，则在步骤334中，软件确定被认为泥浆马达正在进行操作而未遭遇预测的谐振的RPM是否在预测的临界速度带的下端。如果是这样，则在步骤336中，减小模型所使用的马达RPM直至不再预测到临界速度。如果确定马达RPM在预测的临界速度带的上端，则在步骤338中，增加马达RPM，直至不再预测到临界速度。如果泥浆马达不在被使用，则在步骤340中，软件确定预测的临界速度是高于还是低于钻头进行操作时的速度。如果更高，则在步骤342中，降低钻柱刚度直至不再预测到临界速度。如果更低，则在步骤344中，增加钻柱刚度，直至不再预测到临界速度。
如果临界速度与横向振动模式相关联，则在步骤346中，软件确定横向振动是否是由于钻头、泥浆马达或钻柱横向振动而引起的。如果横向振动模式与钻柱相关联，则在步骤348中，软件确定认为钻柱正在进行操作而未遭遇谐振的RPM在预测的临界速度带的较低端还是较高端。如果在高端，则在步骤350中，减小在模型中使用的钻柱速度，或者如果那是不成功的，则增加稳定器OD。如果在低端，则在步骤352中，增加在模型中所使用的井眼尺寸，或者如果那是不成功的，则减小稳定器的OD。
如果横向振动模式与泥浆马达相关联，则在步骤354中，软件确定认为泥浆马达正在进行操作而未遭遇谐振的RPM在预测的临界速度带的较低端还是较高端。如果在高端，则在步骤356中，增加在模型中所使用的泥浆马达速度，直至不再预测到临界速度。如果在低端，则在步骤358中，减小在模型中所使用的泥浆马达速度，直至不再预测到临界速度。如果横向振动模式与钻头相关联，则在步骤360中，软件确定认为钻头正在进行操作的RPM是在临界速度带的较低端还是较高端。如果在高端，则在步骤362中，减小钻头速度直至不再预测到临界速度。如果在低端，则在步骤364中，增加钻头速度直至不再预测到临界速度。
4.振动的预测以及测量的振动到临界部件处的振动的推断
还如结合步骤102所指示的，使用上文所讨论的WellDrillTM，软件20执行振动分析，包括基于当前测量的操作参数来预测从轴向、横向和扭转振动得到的振型。虽然软件20使用WellDrillTM来预测振动并计算振型，但不同于过去所做的，本发明的软件自动地确定实时操作参数的测量值的振型。
在优选实施例中，软件基于以下各项的实时值来预测沿着钻柱的每个元件处的振动：（i）WOB，（ii）钻头RPM，（iii）泥浆马达RPM，（iv）井眼的直径，（v）倾斜度，（vi）方位角，（vii）造斜率，以及（viii）偏转率。出于预测振动的目的，优选地使用顶部驱动接头45根据地面测量结果来确定WOB，如先前所讨论的，虽然还可以如先前所讨论的那样使用井下应变仪。优选地通过将钻柱RPM和泥浆马达RPM求和来确定钻头RPM。钻柱RPM优选地基于使用RPM传感器32的表面测量。泥浆马达RPM优选地基于使用泥浆马达流量对比马达RPM或RPM/流量因数的曲线的泥浆流量，如前文所讨论的。优选地根据如在以上第2节中所讨论的向后涡动频率来确定井眼的直径，虽然还可以使用假定值，同样如先前所讨论的。如先前所讨论的，优选地根据BHA中的加速度计44和磁力计42来确定倾斜度和方位角。优选地基于倾斜度的变化来确定造斜率。根据方位角的变化来确定偏转率。优选地，由上文所讨论的SureShotTM地面系统将关于WOB、钻柱RPM和泥浆马达RPM的信息自动地发送到处理器18以供软件20使用。关于倾斜度和方位角的信息以及来自横向振动加速度计的数据（如果在井下执行傅立叶分析，则为向后涡动频率）被泥浆脉冲遥测系统或有线钻杆或其它传输系统以规则的间隔或在软件20请求时或在被事件触发时发送到处理器18。
根据本发明，使用三个振荡激励力来预测振动水平：（i）振荡激励力，其值是测量的WOB且其频率等于钻头的速度乘以钻头上的刀片/牙轮的数目（此力施加在钻头的中心线处并激励轴向振动），（ii）振荡力，其值是测量WOB且其频率等于钻头上的叶片（或刀片）的数目乘以钻头速度（此力施加在钻头的外径处并产生激励横向振动的弯曲力矩），以及（iii）振荡力，其值是基于泥浆马达特性的计算的不平衡力，如先前所讨论的，并且其频率等于N(n+1)，其中，N是转子的转速且n是转子上的突角的数目。
基于前述内容，WellDrill计算沿着钻柱的每个点处的振动的振幅和频率。此类数据的图，诸如图7所示的图，针对当前操作条件示出钻柱的振动振型，其本质上是沿着钻柱的振动的相对振幅。
仅在诸如加速度计的振动传感器的位置处测量振动振幅。然而，对于操作员而言重要的是诸如MWD工具的关键钻柱部件的位置处的振动。由于软件20预测振型，并且知道此类关键部件的位置，所以在步骤104中，对于每个振动模式，确定在附近的传感器位置处的振动的振幅与在关键部件处的振动的振幅之间的比。基于输入的对于该部件的振动限制，确定将导致部件处的振动达到其限制的传感器处的振动。然后，如果传感器处的振动达到相关限制，则将发出高振动警报。例如，如果MWD工具应经受的最大振动是5g且振型分析指示对于横向振动而言传感器#1和MWD工具处的振动振幅之间的比是1.5——即MWD工具处的振动的振幅是传感器#1处的振幅的1.5倍，，如果在传感器#1处的测量横向振动超过1.33g，则软件将MWD工具处存在高振动告知操作员。可以在表示每个具有其自身振动限制的多个关键BHA部件的多个位置处执行此推断。
除在当前操作条件下沿着钻柱的长度预测振动以便将测量的振动振幅推断至沿着钻柱的其它位置之外，软件还可以基于预测的操作条件来预测沿着钻柱长度的振动，从而允许软件确定诸如RPM或WOB的操作参数的变化是否将影响振动。
5.扭矩和粘滑的预测及测量的扭矩到关键部件处的扭矩的推断
使用上文所讨论的方法，在步骤102处执行的振动分析还包括在沿着钻柱的每段处的扭矩的计算和关于何时将发生粘滑的预测。针对粘滑，扭矩是重要载荷，因为这可以导致由于振荡扭转载荷而引起的连接扭矩过大、退绕或旋开。除分析钻探期间的扭转振动之外，软件还分析操作参数以确定在沿着钻柱长度的任何位置处是否正在发送扭矩过大或反向扭矩过大情况。
由于振动和粘滑条件，沿着钻柱的RPM改变。长的钻柱长度连同钻头处和钻柱上施加的扭矩将导致钻柱在地面与钻头之间卷起许多次。振动和粘滑条件导致钻柱沿着其长度的振荡。钻柱可以沿着其长度在一个位置处以给定RPM旋转并在其它位置处以不同的RPM旋转。钻柱可以在某些位置处停止旋转且甚至在相反方向上旋转。
在优选实施例中，使用在400Hz下测量RPM的BHA中的磁力计来测量瞬时RPM。优选地，如果这些读数指示瞬时RPM的过大变化，则软件告知操作员。特别地，通过磁力计所经历的地球磁场的相位变化来计算RPM。磁力计随着磁力计在钻铤内旋转而测量地球磁场的相位变化。磁力计测量在给定时间钻铤的角位置。因此，从一个时间步长至下一个步长来测量角位置的变化。
使用诸如Bernoulli-Euler梁理论的用于受迫振动的有限元技术，使用WellDrillTM软件来预测沿着钻柱长度的位置处的振荡角位移（θ）。在优选实施例中，假设根据WOB×钻头半径×钻头因数来计算钻头处的最大扭矩。钻头因数是由切割器产生的扭转力/WOB的比。假设振荡频率为钻柱的rpm×钻头上的切割器或刀片的数目。最小力假设为0扭矩。然而，可以使用其它扭矩范围。
粘滑也是振荡扭矩源。使用上文在题为粘滑软件的小节中讨论的有限差等式来计算以一定时间间隔的沿着钻柱的长度的角位移。沿着钻柱长度的角位移是由于具有振荡扭矩的钻头扭矩和阻力扭矩而引起的组合静态位移。（可以根据由钻头供应商提供的信息获得满钻头扭矩的值，诸如钻头扭矩本身或钻头因数，钻头因数为钻头扭矩与WOB的比。）然后将在钻具组合中的磁力计的位置处预测的振荡RPM的值与来自磁力计本身的振荡RPM数据相比较。如果两个值在例如10%的预定量内不一致，则使用下文结合图11（涡动）所讨论的方法来调整WellDrillTM模型且重新执行分析。
WellDrillTM软件还基于钻头处施加的扭矩和沿着钻柱的摩擦阻力效应来计算沿着钻柱长度的稳定扭矩。WOB、倾斜度、造斜率和偏转率影响工具上的重力效应，这继而确定沿着钻柱长度的阻力的量和沿着钻柱的扭矩。将稳定扭矩和振动扭矩两者组合产生在钻柱的每个元件处经历的最大扭矩。
基于如上文所讨论地计算的沿着钻柱的角位移，软件根据以下等式来确定沿着钻柱的每个位置处的扭矩：
T=(Δθ×J×G)/L
其中：
Δθ=跨每个元件的角位移
G=元件的剪切模量
J=元件的极惯性矩
L=元件的长度
如果使用如上文所讨论的WTB接头，则例如由如在上文通过引用结合的上述美国专利No.6,547,016中讨论的WTB接头中的应变仪来直接测量特定位置处的扭矩。也在上文描述的顶部接头的使用将导致地面处的扭矩的测量。如果不使用顶部接头和WTB接头两者，则可以用该段处的瞬时速度和质量的变化来计算Vibration Memory ModuleTM处的扭矩。
无论如何测量扭矩，使用沿着钻柱长度的扭矩预测，软件将测量位置处的扭矩推断至沿着钻柱长度的其它位置。例如，基于由WellDrillTM针对正在经历的操作参数所预测的扭矩，可以将特定钻杆连结头处的扭矩预测为WTB接头处的1.5倍。然后以1.5倍的因子增加WTB接头处的测量的扭矩值以预测钻杆连结头处的扭矩。
可以将对于关键钻柱部件的可容许扭矩限制输入到软件20并存储在处理器18的存储器21中。此类限制通常可从钻杆系统、大重量（heavyweight）和钻铤规格获得。在操作期间，软件20将关键位置处的扭矩的预测值与针对那些位置处的部件设置的限制相比较，以确定是否存在扭矩过大条件，并且如果是这样，则警告操作人员。在本发明的某些实施例中，如果软件还确定正在发生粘滑，例如使用下文在第7节中讨论的关于识别损失钻探性能的原因（例如，小于1×钻头速度的频率下的高扭转振动）的方法，将如图10所示自动地调整操作参数直至扭矩被减小至该限制以下。
根据本发明，作为上文所讨论的WellDrillTM所使用的有限元法的替换，还可以使用上文在题为粘滑软件的小节中讨论的有限差方法来预测沿着钻柱的长度的扭矩，其中施加于每段的扭矩等于扭矩增量ΔM=μFn r。使用该替换，软件将用于被测位置处的扭矩的预测值与测量值相比较并调整模型，使得被测位置处的预测值与测量值一致。可以通过改变软件所使用的滑动摩擦系数μ来实现此类调整。
6.临界速度映射图
如上文所讨论的，软件20创建钻柱模型，该钻柱模型允许其针对WOB、钻柱RPM和泥浆马达RPM的每个组合来预测沿着钻柱的每个点处的振动水平。使用上文在题为“粘滑软件”的小节中讨论的软件，软件20还预测在WOB和钻柱RPM的每个组合下是否将发生粘滑。基于这些预测，软件显示临界速度映射图，其示例在图8中示出，指示了为了避免高轴向或横向振动或粘滑应该避免的WOB和钻柱RPM的组合。另一临界速度映射图指示应避免的WOB和泥浆马达RPM的组合。临界速度映射图在例如CRT屏幕19上被显示给操作员，作为用于设置钻探参数的指导。
7.识别损失性能的原因
在优选实施例中，根据本发明的软件20包括专家系统，其识别损失钻探性能的原因，并且在某些实施例中向操作员进行推荐以缓解损失的性能。在其它实施例中，软件自动地调整某些预定的操作参数以使此类损失性能最小化。优选地，软件依赖于可以存储在存储器设备21中的数据库，其基于概率——即损失钻探性能的原因在存在征兆Y的情况下将其自身显现出来的概率Pxy——使损失钻探性能的一组预定原因X与损失性能的一组预定征兆相关。可以例如基于用类似钻探操作的经验或基于来自主题钻探操作的数据分析来产生此类数据。表1示出关于损失性能的原因X1至Xn在征兆Y1至Ym出现时其本身将显现出来的概率Pxy的相关性。
Figure BDA00001961576800271
表I
作为示例，表II是示出损失性能的原因X将随着征兆Y使其本身显现出来的概率Pxy的相关性，其中，损失性能的原因是振动（X1）、钻头存在的问题（X2）、钻具组合（“BHA”）存在的问题（X3）以及由地岩层产生的困难（X4），并且损失性能的征兆是随着振动（Y1）、井下动态（Y2）、操作条件（Y3）、可由钻台和顶部驱动传感器（Y4）来测量的现象以及关于井剖面（Y5）的事项而使它们本身显现出来的那些。
Figure BDA00001961576800281
表II
如图9所示，在钻探操作期间，软件通过分析由各种传感器生成的数据以确定存在哪些损失性能的征兆Ya并随后将与对于损失性能的每个原因Xb的那些征兆相关联的概率求和以识别呈现出存在的最高概率的损失性能的原因，来确定损失性能的最可能原因Xmax。在步骤200～208中，软件遍历损失钻探性能的征兆Ya的预定列表中的每一个，并将传感器数据与针对每个征兆设定的标准相比较以确定该征兆是否将被视为存在。例如，损失钻探性能的一个征兆是波动的WOB，其存在使井与高轴向振动（跳钻）相关且在较低的程度上与地岩层中的脉道（stringer）和粘滑相关。用于确定此类波动WOB存在的标准可能是至少50%的波动。因此，软件将分析来自WOB传感器的数据并确定是否满足了对于波动WOB的标准——即该波动是否超过50%——并且如果是这样，则将波动WOB标识为存在于数据中的损失钻探性能的征兆。
在步骤210中，软件遍历损失钻探性能的原因Xb的预定列表中的每一个，并且通过查询使振动的指定原因将在指定征兆出现的概率相关的数据库，检索被发现存在的每个征兆是此类原因的结果的概率。例如，数据库可以指示（i）涡动式振动具有10%的概率引起波动WOB，（ii）跳钻具有100%的概率引起波动WOB和（iii）粘滑具有50%的概率引起波动WOB。如果认为波动WOB存在，则将检索这些概率中的每一个。
在步骤212中，针对损失性能的每个潜在原因，将与被认为存在的损失钻探性能的每个征兆相关联的概率求和。例如，除波动WOB之外，损失钻探性能的另一征兆可能是由于WOB的增加而引起的振动的减少。如果传感器数据指示还存在此征兆，并且数据库指示随着由于WOB的增加引起的振动减少，跳钻具有30%的概率使其本身显现出来，则与由于WOB的增加而引起的振动的减少相关联的30%概率被添加到与波动WOB相关联的100%概率，使得跳钻的累积概率变成130%。在步骤214中，识别具有最大总概率Xmax的损失钻探性能的原因。
在表III中示出了用于损失性能的三个振动相关原因和损失性能的十三个征兆的数据库的简单型式。
表III
表III示出损失钻探性能的三个振动相关原因——向后涡动、跳钻和粘滑——中的每一个将随着损失性能的十三个征兆中的每一个使其本身显现出来的概率，其中十三个征兆被分组成三个种类——振动、井下动态和操作条件。例如，经验可能显示存在80%的概率向后涡动将导致横向振动的非常高（即，严重）的振幅、70%的概率向后涡动将导致具有等于钻头上的牙轮数目乘以刀片数目除以钻头速度的振动等。相比之下，经验可能显示存在0%的概率跳钻将导致非常高的横向振动但60%的概率其将导致高的轴向振动。
在每个数据收集间隔，软件将确定各种征兆的存在，并且然后通过将概率累加来计算损失性能的哪个原因最有可能。在表IV所示的示例中，来自振动传感器的数据的分析指示在等于钻头上的牙轮的数目除以钻头上的刀片的数目乘以钻头上的RPM的频率下存在高的横向振动。振动传感器数据不指示高的轴向振动存在或者振动的频率是钻头RPM的倍数或小于钻柱RPM的一倍。相对于井下动态，WOB传感器的分析指示WOB不在波动，而来自钻铤上的应变仪的数据的分析指示钻头上的弯曲应力是高的。相对于操作条件，与先前各组数据的比较指示钻头RPM的增加导致振动的增加，但是WOB的增加导致减少的振动，并且泥浆流量的增加不导致振动的变化。通过检索从存储在存储器中的数据库获得的与这些征兆中的每一个相关联的概率并将其求和，软件确定损失性能的最可能原因是向后涡动，如表IV中的“总分”所示。优选地，每当一组数据被经由泥浆脉冲遥测系统、有线钻杆或其它传输系统从井眼向上发送时软件执行此类分析，其可以是每隔几分钟一次。
表IV
表V示出了优选地在软件中使用的损失性能的原因的更广泛列表。
Figure BDA00001961576800321
表V
表VI、VII和VIII示出损失性能的征兆的更广泛列表。涉及表VIII中的“MSE”的征兆指的是如下面在第11节中关于钻探效率的最优化的讨论所计算的“机械比能”。
表VI
Figure BDA00001961576800331
表VII
Figure BDA00001961576800332
表VIII
作为示例，表IX和X阐述了一个数据集，其可以用来针对在表VI、VII和VIII中识别的损失性能的征兆指定每个已识别的征兆（在首列中列出）是损失性能的关联原因（在行中列出）的结果的百分比概率。
Figure BDA00001961576800341
Figure BDA00001961576800351
表IX
Figure BDA00001961576800361
Figure BDA00001961576800371
表X
8.消除损失钻探性能的原因
在步骤216中，软件确定最大总分Xmax是否超过预定阈值。如果没有超过，则软件确定不需要采取行动来消除已识别的损失钻探性能的原因。如果在步骤216中软件确定总分超过预定阈值，则在步骤218中向操作员显示前述分析的结果——即损失钻探性能的最可能原因，使得其能够采取补救措施。例如，如果该分析指示损失性能的最可能原因是磨损钻头，则操作员可以计划钻头的替换。
在本发明的优选实施例中，软件20向钻机操作员提供用于消除损失钻探性能的原因的推荐。例如，如果损失性能的最可能原因被识别为磨损钻头，则软件将建议操作员减小钻头RPM或WOB以便减少钻头上的磨损。类似地，如果损失性能的原因是井眼净化不足，则软件将建议操作员增加钻探泥浆的流量并减小WOB。在向操作员提供推荐以调整钻探参数之前，软件通过预测将由诸如在第4节中讨论的操作引起的振动来确定此类调整是否将导致高振动，或者通过执行关于创建临界速度映射图在第3节中讨论的粘滑分析来确定此类调整是否导致粘滑状况。
在步骤217中，软件确定损失性能的最可能原因是否是振动相关的。如果损失钻探性能的最可能原因是振动相关的，则软件向操作员提出关于如何缓解此类损失性能的建议，如下文所讨论的。
图10～12示出用于缓解损失钻探性能的方法的一个实施例。在步骤300中，进行关于与损失钻探性能的已识别振动相关原因——例如跳钻、涡动或粘滑——相关联的振动类型的确定。如果软件确定高振动是由于粘滑而引起的，则执行步骤302～306，其中，软件建议操作员将钻头RPM增加预定的量并随后确定钻头RPM的此类增加是否将振动减少至与“正常”振动相关联的预定最高水平以下。如果钻头RPM的增加使得振动减少但其仍在正常值以上，则软件将向操作员推荐RPM的另一个此类减小，如在步骤306中所指示的。如果振动未被如此减少，则执行步骤308～312，其中，软件建议操作员将WOB减小预定的量并随后确定WOB的此类减小是否将振动减少至预定最大量以下。如果任一过程将振动减少至预定最大值以下，则认为损失钻探性能的原因已被缓解。如果软件确定两个过程都不成功，则在步骤314中向操作员建议损失性能不是振动相关的，使得操作员能够调查损失钻探性能的其它潜在源。
如果损失性能的原因是涡动，则执行图11所示的步骤400～410，其中，软件建议操作员减小并随后增加钻头RPM且确定此类变化是否缓解了涡动。如果没有，则执行步骤412～422，其中，软件向操作员推荐增加并随后减小钻探泥浆的流量并确定此类变化是否缓解涡动。如果是这样，则执行步骤424～428，其中，软件向操作员推荐减小WOB并确定此类变化是否缓解了涡动。如果软件确定这些推荐中没有一个是成功的，则在步骤430中建议操作员损失性能不是振动相关的，使得操作员能够调查损失钻探性能的其它潜在源。
如果损失性能的原因是跳钻，则执行图12所示的步骤500～510，其中，软件向操作员推荐增加并随后减小WOB并确定此类变化是否缓解了跳钻。如果不是这样，则执行步骤512～522，其中，软件向操作员推荐增加并随后减小钻头RPM并确定此类变化是否缓解了跳钻。如果软件确定这些过程中没有一个成功，则在步骤524中建议操作员损失性能不是振动相关的，使得操作员能够调查损失钻探性能的其它潜在源。
如先前结合临界速度映射图的创建所讨论的，软件20预测将导致由于谐振或粘滑而引起的过大振动的钻头RPM、WOB和泥浆马达RPM。虽然在图10～12所示的流程图中未进行图示，但在推荐钻头RPM、WOB或钻探泥浆流量的任何变化之前，软件将预测预期的变化是否将增加振动，并且尤其是其是否将导致临界速度下的操作。如果该预测指示预期的变化将把操作驱动至高振动的区域，则软件将不会推荐该变化，并将替代地推荐下一个振动相关缓解过程。
在前述内容中，钻头RPM、WOB和钻探泥浆流量的量被增加或减小的预定增量可以是对于每次增加/减小约5%，虽然还可以使用更大或更小的量。上文所讨论的缓解振动相关损失钻探性能的方法的优选实施例依赖于发明人相信最有可能缓解振动，从而避免操作参数的不必要变化的过程。例如，减小钻头RPM或增加WOB并不被认为在尝试缓解粘滑方面是有成效的，因此，在图10所示的方法中未实现此类变化。然而，如果经验显示它们是有成效的，则可以将操作参数的其它变化结合到该方法中以缓解振动。
在某些实施例中，作为仅仅推荐操作员对操作参数进行更改的替代，可以通过软件自动地修改操作参数来实现在图10～12所示的流程图中所述的方法。例如，为了增加钻头RPM，软件将使处理器向操作顶部驱动器的马达的马达控制器发送信号，使其增加顶部驱动器的马达速度并因此增加钻柱的RPM。为了增加泥浆流量，软件将使处理器向操作泥浆泵的马达的控制器发送信号，使其增加马达速度并因此增加泥浆流量。类似地，为了减小WOB，软件将使处理器向控制绞车缆绳的马达的马达控制器发送信号，使它们减小WOB。
9.修正模型以反映测量振动水平
如上文所讨论的，软件20访问（i）由Vibration Memory ModuleTM提供的加速度计位置处的测量的轴向、横向和扭转振动，（ii）由WellDrillTM软件预测的对于轴向、横向和扭转振动的谐振频率，（iii）由WellDrillTM软件预测的基于实时操作参数的用于轴向、横向和扭转振动的振型，以及（iv）由WellDrillTM软件预测的沿着钻柱的整个长度的每个点处的轴向、横向和扭转振动的水平。根据本发明，每当从井下传感器接收到一组数据时，软件20将加速度计位置处的测量的振动水平与这些相同位置处的预测的振动水平相比较。如果软件20确定对于加速度计位置处的轴向、横向或扭转振动中的任何一个的预测的和测量的振动之间的差异超过预定阈值，则其通过根据预定分级结构来改变在模型中使用的操作参数输入而对模型进行修订，直至该差异被减小至阈值以下。
优选地，如果在上文所讨论的成功缓解高的振动之后由软件来执行预测的振动对比测量的振动的检查，则使用缓解的结果来引导用来预测振动的模型的修订，如图13所示。在步骤600中，将促成该缓解的测量的振动的振幅与由如上所讨论地创建的WellDrillTM模型预测的振动的振幅相比较。如果该差异超过预定阈值，例如10%，则对模型进行修订以提供更好的一致性。无论是否由钻探泥浆流量的变化实现了振动缓解，都在步骤602中确定WOB或钻头RPM。
如果通过改变钻头RPM实现了缓解，则执行步骤604～612。如果通过减小钻头RPM实现了缓解，则如在步骤606～608中指定地对模型进行修订以确定是否任何一个导致了未偏离测量值超过阈值量的已修订的振动预测。因此，首先通过将在模型中使用的井眼的尺寸增加预定量来修订模型。虽然在流程图中未指示，如果井眼尺寸增加预定量导致测量的振动和预测的振动之间的偏差的减小但不将偏差减小至阈值以下，则尝试井眼尺寸的重复递增增加，直至偏差下降至阈值以下或在模型中使用的井眼尺寸的总增加达到预定限制。如果达到预定限制的井眼尺寸的增加未导致偏差减小至阈值以下，则软件移动至分级结构中的下一个参数，在这种情况下，是在模型中使用的钻头的尺寸。如在步骤606中所指示的，以与上文结合井眼尺寸的增加所讨论的类似的方式来减小在模型中使用的钻头的尺寸。如果其不导致一致，则以类似的方式连续地尝试阻尼系数的减小、钻柱刚度（即，弹性模量）的减小以及稳定器尺寸的增加。如果这些参数中的一个的变化将测量的振动和预测的振动之间的偏差减小至阈值以下，则在步骤622中修订模型并在此后使用已修订模型。如果这些中没有一个成功地减小了测量的振动和预测的振动之间的偏差，则虽然在流程图中未指示，但可以在步骤622中对模型进行修订以结合实现偏差的最大减小的参数的值。结合图13所示的对模型进行修订的其它尝试，如下讨论类似的方法。
与上文所讨论的过程类似，如果通过增加钻头RPM来实现缓解，则如在步骤610～612中所指定地进行对模型的修订，以确定任何一个是否导致不偏离测量值超过阈值量的已修订的振动预测。因此，首先通过减小井眼的尺寸、后面是连续地增加阻尼系数，并增加钻柱的刚度来对模型进行修订，以确定这些修订中的任何一个是否将测量的振动和预测的振动之间的偏差减小至阈值量以下。
与上文所讨论的过程类似，如果通过改变WOB来实现缓解，则如在步骤614～616中所指定地进行对模型的修订以确定任何一个是否导致未偏离测量的值超过阈值量的已修订的振动预测。因此，首先通过增加WOB、后面是连续地减小WOB、增加钻柱的刚度并减小钻柱刚度来对模型进行修订，以确定这些修订中的任何一个是否将测量的振动和预测的振动之间的偏差减小至阈值量以下。
与上文所讨论的过程类似，如果通过改变钻探泥浆流量来实现缓解，则如在步骤618～620中所指定地进行对模型的修订以确定任何一个是否导致未偏离测量值超过阈值量的已修订的振动预测。因此，首先通过增加泥浆马达RPM、后面是连续地减小泥浆马达RPM、增加钻柱的刚度和减小钻柱刚度来对模型进行修订，以确定这些修订中的任何一个是否将测量的振动和预测的振动之间的偏差减小至阈值量以下。
优选地，当使用上文所讨论的方法时，只有当修改的参数使正在讨论的振动（例如，特定加速度计位置处的轴向振动）的偏差下降到阈值量以下，而没有使另一振动（例如，另一振动模式或另一位置处的相同模式下的振动）的偏差超过阈值量时，才对模型进行修订。
如果尝试的缓解不成功或者如果缓解是不必要的，则不能采用上文所讨论的方法，其中，使用对由于高振动而引起的损失性能的成功缓解来指导模型的修订以减小测量的振动和预测的振动之间的偏差。因此，如图14所示，在这种情况下，采用替换方法。在替换方法中，被尝试修改的参数的分级结构优选地是泥浆马达RPM、后面是WOB、后面是井眼尺寸。
在步骤700中确定测量的振动和预测的振动之间的偏差是否超过预定阈值量。如果是这样，则在步骤702～712中，尝试在规定的容许变化范围内渐进地增加或减小在模型中所使用的泥浆马达RPM，直至偏差下降至阈值量以下。如果在可容许变化范围内的泥浆马达RPM的值未导致正在讨论的振动中的偏差下降至阈值量以下，则软件将在模型中使用的泥浆马达RPM修订至最多地减小偏差，但是不使对于另一振动的预测值和测量值之间的偏差超过阈值量的值。
如果泥浆马达RPM的变化未将偏差减小至阈值量以下，则在步骤714～724中，在规定容许变化范围内减小和增加在模型中使用的WOB，直至偏差下降至阈值量以下。如果在可容许变化范围内的WOB的值未导致测量的振动和预测的振动之间的偏差下降至阈值量以下，则软件将在模型中使用的WOB修订至最多地减小偏差，但是不使对于另一振动的预测值和测量值之间的偏差超过阈值量的值。
如果WOB的变化未将偏差减小至阈值量以下，则在步骤726～736中，在规定容许变化范围内减小和增加在模型中使用的假定井眼尺寸——该范围可以考虑是否预期严重的冲蚀条件，在这种情况下，直径是可以预测尺寸的两倍——直至偏差下降至阈值量以下。如果井眼尺寸的值导致偏差下降至阈值量以下，而不使另一振动中的偏差超过阈值量，则对模型进行修订以反映新的井眼尺寸值。如果在可容许变化范围内没有井眼尺寸的值导致测量的振动和预测的振动之间的偏差下降至阈值量以下，则软件将在模型中使用的井眼尺寸修订至最多地减小偏差，但不使另一振动水平中的偏差超过阈值量的值。
或者，并不是使用上文所讨论的连续单变量方法，可以将软件编程为使用例如Taguichi方法来执行多变量最小化。
如果泥浆马达RPM、WOB和井眼直径中没有一个单独地或组合地将偏差减小至阈值以下，则可能要求进一步调查以确定输入中的一个或多个是否是无效的，或者在井下是否存在问题，诸如钻头磨损、井眼中的垃圾（诸如钻头插入物）或马达掉块（chunked out）（橡胶断裂）。
10.基于振动和温度监视的寿命预测
电子部件的寿命严重地受到在高温下花费的时间以及对冲击和振动的暴露的影响。温度、冲击、振动越高，消耗的寿命越大。
根据本发明，软件20基于在钻探操作期间由软件确定的钻具组合6的部件的位置处的振动水平来计算这些部件中的剩余可用寿命。具体地，基于以下各项来计算钻具组合部件的剩余寿命（i）测量的振动的历史，（ii）各种振动水平下这些组件的寿命的测试结果，以及（iii）部件已经受的温度。
根据Palmgren-Minor理论，可以用以下等式来表示由于各种振幅下的反向应变而引起的对疲劳寿命的累积损坏：
n 1 N 1 + n 2 N 2 + . . . . . . + n i N i = C
其中
n=向部件施加给定应力的循环的次目
N=是对应于该应力的疲劳寿命
C=由实验确定的常数。
因此，软件优选地基于在三个应变水平——正常（normal）、高（high）和严重（severe）——下的测试使用以下等式来确定振动对疲劳寿命的影响：
L=(t/T)normal+(t/T)high+(t/T)severe
其中：
t=每个给定振动水平——即正常、高和严重——下的实际时间
T=基于正常、高和严重振动水平下的对部件的故障进行的疲劳测试的每个给定振动水平下的故障时间
L=到目前为止消耗掉的疲劳寿命部分
例如，如果测试指示钻具组合6的部件的寿命在正常振动下是1000小时，在高振动下是100小时且在严重振动下是10小时，并且部件已经受了正常振动下的500小时、高振动下的10小时和严重振动下的1小时，则已经消耗掉的其寿命部分是(500/1000)+(10/100)+(1/10)＝0.7。
由于温度还负面地影响疲劳寿命，所以软件在预测寿命时将由Vibration Monitoring Module中的温度传感器感测的测量温度考虑在内。为了考虑温度影响，软件使用Palmgren-Minor等式的修订形式：
L=(t/T)m normal+(t/T)m high+(t/T)m severe
其中，m是通过将曲线拟合到疲劳寿命的减少对比温度图而确定的实验上导出的因数。
因此，在以上示例中，如果部件在125℃下操作，在该温度下，其仅具有室温寿命的70%，则工具在正常振动下的500小时、高振动下的10小时和严重振动下的1小时之后将已消耗掉其全部寿命。
使跟踪剩余疲劳寿命的能力复杂是由于：设备被用来完成某个任务（钻井）之后，其随后被整修并送往另一个井。每个井是唯一的并在部件上施加不同的应力。因此，处于温度下的时间、温度、冲击和振动一般是不同的，并且每个井消耗掉工具的一些寿命。因此，根据本发明，可以将存储剩余疲劳寿命的值的存储器件，诸如微芯片，结合到每个关键钻柱部件中，诸如被结合到如在图4中指示的VibrationMemory ModuleTM中的器件47。当从井去除部件时，软件将检索先前存储的关于剩余寿命的信息，基于当前井中的操作来更新该信息，并将更新信息下载到存储器件中。
11.使钻探效率最优化
通常，钻头RPM越高且WOB越大，钻头穿透到地岩层中的速率越高，导致越快速的钻探。然而，增加钻头RPM和WOB能够增加振动，这能够减少BHA部件的可用寿命。在优选实施例中，软件自动地确定是否正在实现最佳钻探性能，并且如果不是这样的话则进行推荐。根据本发明，软件20利用发生谐振或粘滑时的预测的临界速度和预测的振动水平以及测量的穿透速率，来向钻机操作员提供关于能够在不招致过大振动的情况下获得的最佳穿透速率的信息。钻探最优化以预运行WellDrill分析开始。分析的意图是设计一种将钻出规划的井、具有足以用于规划的井的强度的BHA，并预测要避免的临界速度。在预分析处理期间，可以移动或修改钻柱的部件以实现期望性能。修改可以包括添加、减除或移动稳定器、基于振动激励和性能来选择钻头并指定泥浆马达动力部、弯曲位置和弯角。基于该分析，设置初始条件。
一旦钻探开始，则可以开始最优化试验。通常，钻机操作员能够修改的仅有的变量是钻柱RPM、WOB和泥浆流量（其影响钻头RPM）。该试验涉及修改钻探变量以确定它们对钻探效率的影响。通常，钻探者或自动化系统将使钻探变量改变-20%、-10%、0%、+10%和+20%。可以在没有很大地影响钻探操作的情况下运行这些测试。另一方法是钻探脱线（run off）测试。通过对钻头加重量至其上限、将绞车锁定使得钻柱被固定在地面处来执行这些测试。然后，随着井被钻探，钻杆中的压缩被解除并减小的WOB，允许测量在恒定钻柱RPM但变化的WOB下的ROP。以多个钻柱RPM和泥浆流量重复此过程。然后关于它们钻探性能对结果进行排序。
使用钻探性能结果和预测的振动水平，软件推荐在不产生过大振动的情况下使ROP最优化的最好的一组变量。或者，软件将生成图表，其示出预测的轴向振动对比WOB以及测量的穿透速率对比WOB。使用这两个图表，操作员能够选择将在不招致过大轴向振动的情况下导致最大穿透速率的WOB。针对其它振动模式，将生成类似图表。
在任何情况下，无论软件推荐了最佳操作参数还是钻机操作员从软件提供的信息选择了该最佳操作参数，操作员都将在这些条件下继续钻探，直至存在对钻探条件的改变。改变可以包括钻头磨损，不同的地岩层类型，倾斜度、方位角、深度的变化，振动增加等。这时，应重新运行最优化处理。
在图15中示出了使钻探效率最优化的一个方法。在步骤900中，如上文所讨论的，执行钻探测试，从而获得ROP对比WOB及钻柱和钻头RPM的数据库。在步骤902中，软件确定钻柱的临界速度并随后基于钻探测试数据来确定产生最高ROP的WOB和钻柱/钻头RPM下的操作是否将导致临界速度下的操作。或者，软件能够预测产生最高ROP的WOB和钻柱/钻头RPM下的钻柱中的关键部件的振动水平，以确定此类条件下的操作是否将导致关键部件的过大振动。在任何情况下，如果软件在导致最高ROP的操作条件下预测到振动问题，则其将检查已在钻探测试中获得了其数据的其它操作条件下的高振动，直至其确定将在不遭遇高振动的情况下导致最高ROP的操作条件。软件然后将向操作员推荐钻柱应在被预期在不遭遇过大振动的情况下产生最高ROP的WOB和钻柱/钻头RPM下操作。
虽然在步骤904中在软件推荐的参数下操作，但在步骤906中将周期性地从井下和地面传感器获得数据，如上文所讨论的。同样如上文所讨论的，在步骤908中，软件将确定测量的振动和预测的振动是否一致，并且如果它们不一致，则将在步骤910中对模型进行修订。因此，将始终使用基于来自传感器的实时数据预测振动的更新的WellDrill模型来执行钻探参数的最优化。在步骤912中，软件基于传感器数据，例如通过确定钻柱操作是否正在接近于新临界速度或关键部件处的振动是否超过了对于此类部件的最大值，来确定钻柱中的振动是否是高的。如果振动是高的，则重复步骤902，并且软件确定将在不遭遇过大振动的情况下导致最高预期ROP的另一组操作参数。基于来自ROP传感器34的数据，在步骤914中，软件基于钻探测试确定ROP是否已偏离预期。如果是这样，则软件可以推荐执行进一步的钻探测试来创建ROP对比WOB和钻柱/钻头RPM的新数据库。
作为示例，假设钻探测试产生以下ROP数据（为了简单起见，假设不采用泥浆马达，使得钻头RPM与钻柱RPM相同）：
  WOB，lbs   200RPM   300RPM
  10k   10fpm   20fpm
  20k   15fpm   25fpm
  30k   20fpm   30fpm
  40k   25fpm   33fpm
表XI
使用WellDrill模型，软件将预测40k WOB和300RPM（测试数据中的最高点）下的操作是否将导致关键部件处在临界速度下或处于过大振动中的操作。如果不是这样，则软件将建议操作员在40k WOB和300RPM下操作。此后，每当获得新的一组传感器数据（或添加新的一段钻杆）时，软件将（i）如果加速度计位置处的预测的振动与测量的振动不一致，则对模型进行修订和（ii）例如通过使用已修订的模型，通过对测量的振动进行推测来确定关键部件处的振动，以确定振动是否多大，如先前所讨论的。
如果在某个点处确定钻柱的振动已变得过大，则软件将预测30kWOB和300RPM（来自钻探测试数据的第二最高ROP点）下的振动，并推荐操作员转到那些操作条件，除非在那些条件下预测到过大的振动。然后，每当获得另一组传感器数据（且模型可能被修订）时，软件将预测再次返回到在不遭遇过大振动的情况下与最高ROP（40kWOB/300RPM）相关联的初始操作条件是否是安全的。如果软件从未预测到返回到初始操作条件是安全的，但是在某个点处确定振动已再次变得过大，则其将在导致第三最高ROP的两组参数——20kWOB/300RPM和40k WOB/200RPM——下预测振动，并推荐导致更低的预测的振动的任何一个。
在某些实施例中，作为仅仅推荐操作员对操作参数进行的修改的替代，可以通过软件自动地改变操作参数从而自动地在导致最大钻探性能的条件下操作来实现上述方法。
不是使用ROP作为用于最优化的基础，软件可以使用机械比能（“MSE”）来预测钻探的有效性而不是ROP。例如，可以如F.Dupriest和W.Koederitz在SPE/IADC Drilling Conference，SPE/IADC 92194（2005）中的“Maximizing Drill Rates With Real-Time Surveillance ofMechanical Specific Energy”中以及W.Koederitz和J.Weis在AmericanAssociation of Drilling Engineers，AADE-05-NTCE-66（2005）中的“AReal-Time Implementation OfMSE”中所讨论的来计算MSE，其中的每一个被通过引用整体而结合到本文中。具体地，根据以下等式针对不导致过大振动的RPM和WOB的每种组合来计算MSE：
MSE=[(480×T×RPM)/(D2×ROP)]+[(4×WOB)/(D2×π)]
其中：
MSE=机械比能
T=钻柱扭矩，ft-lb
RPM=钻头的转速
ROP=穿透速率，ft/小时
WOB=钻压，lb
D=钻头的直径，英寸
出于计算MSE的目的，软件从钻探测试获得ROP的值，如上所述，以及在钻探测试期间测量的扭矩。基于这些计算，软件将向操作员推荐将钻头RPM和WOB修订成产生最高MSE值的一对值。
12.确定泥浆马达的操作效率
有时，损失钻探性能的原因是由于这样的条件而引起的，即钻探者不能改变但他应该注意到它们以便其能够计划修正动作的条件。具体地，泥浆马达由于钻探泥浆通过马达的流动的腐蚀和磨蚀条件而磨损。这引起转子和定子两者的磨损，并且在诸如涡轮钻具的其它工具中出现类似条件。在进入马达的流量与输出速度和扭矩之间存在明确的已知关系。随着马达磨损，针对给定的扭矩，速度下降。此功率损失是由于穿过马达密封的渗漏以及随着马达上的载荷或扭矩增加而增加的渗漏。可以用跨马达的压降来测量载荷。可以通过执行井下振动或地面振动的快速傅立叶分析，由钻头速度或频率或由泥浆马达的转速来直接测量速度。针对给定流量和压差的速度损失表示马达的效率损失。通过将新马达的效率与实际效率相比较，我们可以向钻探者警告钻探性能损失。
虽然已参考用于监视钻柱中的振动的特定方法描述了本发明，但本发明可适用于使用基于本文教导的其它方法的振动监视。例如，虽然已使用泥浆马达旋转钻探说明了本发明，但其还可以应用于纯旋转钻探、导向系统、旋转导向系统、高压喷射钻探和自推进钻探系统，以及由电机和空气马达驱动的钻机。因此，在不脱离本发明的精神或实质属性的情况下可以以其它特定形式来体现本发明，并且因此，应参考所附权利要求而不是前述说明书来指示本发明的范围。

Claims (31)

1.一种方法，所述方法用于监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，所述方法包括步骤：
（a）通过使所述钻头以第一转速旋转并在所述钻头上施加第一重量来在所述土地岩层中钻具有第一直径的井眼；
（b）进行所述钻头旋转时的所述第一转速的值的确定；
（c）进行所述钻头上的所述第一重量的值的确定；
（d）进行所述井眼的所述第一直径的值的确定；
（d）在使所述钻头以所述第一速度旋转并在所述钻头上施加所述第一重量的同时，测量在沿着所述钻柱的至少一个预定位置处所述钻柱中的振动；
（e）基于所述钻头的所述第一转速、所述钻头上的所述第一重量和所述第一井眼直径的确定值，使用所述钻柱的有限元模型来预测所述至少一个预定位置处所述钻柱中的振动；
（f）将所测量的振动与所预测的振动相比较，并确定它们之间的差异；
（g）对所述有限元模型进行修订，以便减小所测量的振动与由所述模型预测的所述振动之间的所述差异；
（h）通过使所述钻头以第二转速旋转并在所述钻头上施加第二重量来在所述土地岩层中钻具有第二直径的井眼；
（i）进行所述钻头旋转时的所述第二转速的值的确定；
（j）进行所述钻头上的所述第二重量的值的确定；
（k）进行所述井眼的所述第二直径的值的确定；
（l）基于所述钻头的所述第二转速、所述钻头上的所述第二重量和所述第二井眼直径的确定值，使用所述钻柱的所述修订的有限元模型来预测所述钻柱中的振动。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述钻柱的所述有限元模型基于操作参数组来预测振动，所述操作参数组包括所述钻头的转速、所述钻头上的重量以及所述钻头的直径，并且其中，对所述有限元模型进行修订以便减小所测量的振动和所预测的振动之间的所述差异的步骤包括调整所述操作参数组中的多个操作参数的值，以便识别将所预测的振动和所测量的振动之间的所述差异减小至预定阈值以下的调整。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，一次一个地调整所述多个操作参数，以便识别将所预测的振动和所测量的振动之间的所述差异减小至所述预定阈值以下的调整。
4.根据权利要求2所述的方法，其中，通过每次调整两个或更多个参数来调整所述多个操作参数，以便识别将所预测的振动和所测量的振动之间的所述差异减小至所述预定阈值以下的调整。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一井眼直径和所述第二井眼直径是近似相等的。
6.一种方法，所述方法用于监视使用位于钻具组合中的钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，所述方法包括步骤：
a）通过从多个传感器获取测量结果来确定与地下钻探操作相关联的多个操作参数的值，所述传感器中的至少一部分位于钻具组合中；
b）根据所述操作参数的确定值来确定在所述钻探操作中是否存在损失钻探性能的多个预定征兆中的每一个；
c）识别被确定为在所述钻探操作中存在的所述参数中的每一个是由损失钻探性能的多个预定原因中的每一个引起的概率；
d）将对于所述损失钻探性能的预定原因中的每一个的所识别的概率进行组合，以便确定在所述钻探操作中存在的损失钻探性能的最可能原因。
7.根据权利要求6所述的方法，进一步包括步骤：
e）基于被确定为在所述钻探操作中最可能存在的所述损失钻探性能的原因，来调整与所述钻探操作相关联的至少一个操作参数。
8.根据权利要求6所述的方法，其中，所述多个操作参数包括所述钻柱的振动。
9.根据权利要求6所述的方法，其中，所述多个操作参数包括所述钻柱在轴向和横向以及扭转振动模式下的振动的振幅。
10.根据权利要求6所述的方法，其中，所述多个操作参数包括所述钻柱的振动的频率。
11.根据权利要求6所述的方法，其中，所述多个操作参数包括所述钻头上的重量和所述钻头的转速。
12.根据权利要求6所述的方法，其中，损失钻探性能的所述多个预定征兆包括所述钻柱的振动。
13.根据权利要求6所述的方法，其中，损失钻探性能的所述多个预定征兆包括粘滑。
14.根据权利要求6所述的方法，其中，将对于所述损失钻探性能的预定原因中的每一个的所识别的概率进行组合的步骤包括将所识别的概率求和。
15.根据权利要求6所述的方法，其中，识别被确定为在所述钻探操作中存在的所述参数中的每一个是由损失钻探性能的多个预定原因中的每一个引起的概率的步骤包括从其中存储所述概率的数据库检索所述概率。
16.一种非瞬时计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机可执行指令，所述计算机可执行指令用于执行监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作的方法，所述方法包括步骤：
a）通过从多个传感器获取测量结果来确定与地下钻探操作相关联的多个操作参数的值，所述传感器中的至少一部分位于钻具组合中；
b）根据所述操作参数的确定值来确定在所述钻探操作中是否存在损失钻探性能的多个预定征兆中的每一个；
c）识别被确定为在所述钻探操作中存在的所述参数中的每一个是由损失钻探性能的多个预定原因中的每一个引起的概率；
d）将对于所述损失钻探性能的预定原因中的每一个的所识别的概率进行组合，以便确定在所述钻探操作中存在的损失钻探性能的最可能原因。
17.根据权利要求16所述的计算机可读存储介质，其中，识别被确定为在所述钻探操作中存在的所述参数中的每一个是由损失钻探性能的多个预定原因中的每一个引起的概率的步骤包括从其中存储所述概率的数据库检索所述概率。
18.一种方法，所述方法用于监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，所述方法包括步骤：
a）使所述钻柱在第一组操作参数下操作，所述第一组操作参数包括所述钻头旋转时的速度；
b）确定所述第一组操作参数中的所述参数的值；
c）将所述第一组操作参数中的所述参数的确定值输入到所述钻柱的有限元模型中；
d）使用具有所述参数的输入值的所述钻柱的所述有限元模型，来确定所述钻柱在所述第一组操作参数下操作时的振动振型的至少一部分；
e）使用所述振动振型的所述部分来确定在所述第一组操作参数下操作时第一位置处的振动振幅与第二位置处的振动振幅之间的关系；
f）测量在所述第一组操作参数下操作时所述第二位置处所述钻柱的振动振幅；
g）通过将根据所述振动振型的所述部分确定的所述第一位置处的振动振幅与所述第二位置处的振动振幅之间的所述关系施加于所述第二位置处的所测量的振动，来确定所述第一位置处所述钻柱的振动的振幅。
19.根据权利要求18所述的方法，其中，使用所述振动振型的所述部分来确定所述第一位置处的振动振幅与第二位置处的振动振幅之间的关系包括确定所述第一位置处的所述振动振幅与所述第二位置处的所述振动振幅的比率。
20.根据权利要求19所述的方法，其中，将所述关系施加于所述第二位置处的所测量的振动的步骤包括将在所述第二位置处测量的所述振动振幅乘以所述比率。
21.一种非瞬时计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机可执行指令，所述计算机可执行指令用于执行监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作的方法，所述方法包括步骤：
a）确定所述钻柱进行操作时的第一组操作参数中的参数的值；
b）将所述第一组操作参数中的所述参数的确定值输入到所述钻柱的有限元模型中；
c）使用具有所述参数的输入值的所述钻柱的所述有限元模型，来确定所述钻柱在所述第一组操作参数下操作时的振动振型的至少一部分；
d）使用所述振动振型的所述部分来确定在所述第一组操作参数下操作时第一位置处的振动的振幅与第二位置处的振动的振幅之间的关系；
e）测量在所述第一组操作参数下操作时的所述第二位置处所述钻柱的振动的振幅；
f）通过将根据所述振动振型的所述部分确定的所述第一位置处的振动的振幅与所述第二位置处的振动的振幅之间的所述关系施加于所述第二位置处的所测量的振动，来确定所述第一位置处所述钻柱的振动的振幅。
22.一种方法，所述方法用于监视使用钻头钻入土地岩层中从而形成井眼的钻柱的操作，所述方法包括步骤：
a）在接近于地表位置处向所述钻柱施加扭矩以便使所述钻柱旋转，所述钻柱经历所述钻头与施加所述扭矩的所述位置之间的角偏移；
b）确定与所述钻柱的所述旋转相关联的第一组操作参数中的参数的值；
c）将所述第一组操作参数中的所述参数的确定值输入到所述钻柱的有限元模型中；
d）使用具有所述参数的输入值的所述钻柱的所述有限元模型，来确定在所述第一组操作参数下操作时沿着所述钻柱的长度的至少第一和第二位置处所述钻柱中的角偏移；
e）使用沿着所述钻柱的所述第一位置和所述第二位置处的所述角偏移来确定所述第一位置和所述第二位置处所述钻柱上的扭矩之间的关系；
f）测量在所述第一组操作参数下操作时在所述第二位置处所述钻柱上的扭矩；
g）通过将所述第一位置处所述钻柱上的扭矩与第二位置处所述钻柱上的扭矩之间的所述关系施加于所述第二位置处的所测量的扭矩，来确定所述第一位置处所述钻柱上的扭矩。
23.一种方法，所述方法用于监视具有钻入土地岩层中的钻头的钻柱的操作，所述方法包括步骤：
a）使所述钻头以第一转速旋转，使得所述钻头在所述土地岩层中形成井眼，所述钻柱在横向振动模式下振动；
b）生成表示随着所述钻头钻入所述土地岩层中所述钻柱在所述横向振动模式下的所述振动的信号；
c）分析所述信号以便确定所述钻柱在所述横向振动模式下的所述振动的向后涡动频率；
d）根据所述向后涡动频率来确定正在由所述钻头钻的所述井眼的直径。
24.根据权利要求23所述的方法，其中，分析所述信号的步骤包括执行所述信号的傅立叶分析。
25.根据权利要求23所述的方法，其中，确定所述井眼的直径的步骤包括计算d×(1+w/BWF)，其中，d是所述钻头的直径，w是所述钻头的转速，并且BWF是所述向后涡动频率。
26.一种方法，所述方法用于监视具有钻入土地岩层中的钻头的钻柱的操作，所述方法包括步骤：
a）确定用于所述钻柱的操作参数组，所述操作参数组将导致所述钻头进入所述土地岩层中的最大穿透速率；
b）将所述操作参数组输入到所述钻柱的有限元模型中；以及
c）使用具有所输入的操作参数组的所述有限元模型，来根据所述操作参数组预测将从所述钻柱的操作中导致的所述钻柱中的振动。
27.根据权利要求26所述的方法，其中，确定将导致最大穿透速率的所述操作参数组的步骤包括步骤：使所述钻柱在多个操作参数组下操作并测量与所述操作参数组中的每一个相关联的穿透速率。
28.根据权利要求26所述的方法，其中，所述操作参数组包括所述钻柱的转速和施加于所述钻头的重量。
29.一种方法，所述方法用于监视具有钻入土地岩层中的钻头的钻柱的操作，所述方法包括步骤：
a）获得数据库，所述数据库使得用于所述钻柱的操作参数组与在所述操作参数组下操作时所述钻头进入所述土地岩层中的穿透速率相关；
b）使用所述钻柱的有限元模型和所述数据库，来预测将不会导致所述钻柱中的振动违反预定标准的所述钻柱进入所述土地岩层中的最大穿透速率。
30.根据权利要求29所述的方法，其中，所述预定标准包括关于所述钻柱的至少一部分的最大振动振幅。
31.根据权利要求29所述的方法，其中，所述预定标准包括所述钻柱不在会导致所述钻柱谐振的转速下操作。
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