CN103987918B - 控制井下作业的方法 - Google Patents
控制井下作业的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103987918B CN103987918B CN201280058694.3A CN201280058694A CN103987918B CN 103987918 B CN103987918 B CN 103987918B CN 201280058694 A CN201280058694 A CN 201280058694A CN 103987918 B CN103987918 B CN 103987918B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- spectrum
- cutting
- real time
- instrument
- vibration
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims abstract description 142
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 101
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 50
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 35
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 19
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 15
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 12
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 claims description 3
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000003491 array Methods 0.000 claims description 2
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 208000032368 Device malfunction Diseases 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000012854 evaluation process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000002224 dissection Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000009790 rate-determining step (RDS) Methods 0.000 description 1
- 238000004148 unit process Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/001—Self-propelling systems or apparatus, e.g. for moving tools within the horizontal portion of a borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Automatic Control Of Machine Tools (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
Abstract
本发明涉及一种用于控制由缆线起下的工具执行的井下钻孔或切割作业的方法,该方法包括如下步骤:在井下物体如套管或阀中开始钻孔或切割作业;使用适于传递所检测的振动的振动传感器检测在井下物体中进行钻孔或切割作业期间产生的振动;处理来自振动传感器的振动信号以产生实时频谱;比较该频谱与参考频谱;和基于所述频谱与频谱规格的比较来控制所述作业。此外,本发明涉及一种用于执行井下钻孔或切割作业并实施根据本发明的方法的缆线起下的工具。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于控制由缆线起下的(wireline)工具执行的井下钻孔或切割作业的方法。此外,本发明涉及一种用于执行井下的钻孔或切割作业并实施根据本发明的方法的缆线起下的工具。
背景技术
当进行井下钻孔或切割作业时,理想的是能够监测和控制钻孔或切割过程。然而,在实践中,由于若干原因这难以实现。首先,难以知道钻头或切割刀片在井中的确切位置从而准确地确定该壳体的哪部分被切割或钻孔。其次,钻孔或切割过程不能被目视检查,并且难以根据已知技术确定机器是否运转正常。此外,井下的待被钻进的部件的规格、成分或状态可能不总是已知的,或可能被证明与预期不同,因此可能不那么容易按预期钻孔。因此,有利的是,能够确定是否施加正确的钻压与钻头转速和/或监测钻孔或切割过程是否按计划进行和是否会发生不可预见的情况。
发明内容
本发明的目的是完全或部分地克服现有技术的上述缺点和不足。更具体地,本发明的目的是提供一种用于控制井下钻孔或切割作业的改进的方法,其中所述钻孔或切割过程被监测。
将从下面的描述中变得显而易见的上述目的连同许多其它目的、优点和特征将通过根据本发明的解决方案来实现,本发明涉及一种用于控制由缆线起下的工具执行的井下钻孔或切割作业的方法,该方法包括以下步骤:
-在井下物体如套管或阀中开始钻孔或切割作业,
-使用为布置在工具壳体上的加速度计的振动传感器检测在井下对象中进行钻孔或切割作业期间产生的工具壳体中的振动,
-处理来自振动传感器的振动信号,以产生钻孔或切割作业的第一部分中的参考频谱,
-处理来自振动传感器的振动信号,以产生实时频谱,
-将所述频谱与参考频谱进行比较,
-基于实时频谱与参考频谱的比较计算和检测作业的完成或失败,诸如套管已被切割成两个套管部段的完成或钻头被卡住的失败,以及
-控制该作业以在已检测到该作业的完成或失败时终止该作业。
通过在钻孔或切割作业的第一部分期间产生参考频谱,可以在未测量大量不同的套管和套管零件以创建套管和套管零件的所有可想象的类型的数据库的情况下做出一参考。套管不仅在尺寸和材料方面不同,而且在关于被装配以构建套管管柱的不同部件方面不同。部件的功能和尺寸会发生变化,并且部件和套管部段的数量也在不同的井之间变化。因此,开发参考数据库是非常耗时的,而且还不能保证该数据库包含可用的参考。因此,在钻孔或切割作业的启动阶段结束时的第一部分期间产生参考提供了非常简单的参考,并且该作业甚至在运行时不需要停止。此外,以这种方式,参考是非常精确的,因为其不是在尺寸和材料发生变化的套管零件中产生的。当套管的尺寸或材料变化时,特征频率也发生变化,意味着所检测到的振动也发生变化。
在一个实施例中,计算和检测作业的完成的步骤可包括如下步骤:计算频谱中的尖峰的在特定的值上方的面积的振荡重心(centre of gravity),并将该重心与参考频谱中的尖峰的在相同的特定值上方的面积的重心进行比较,从而确定两个重心之间的差异,并且控制所述作业的步骤可基于重心的比较。
此外,该特定值可以是大于40、优选大于50、和甚至更优选大于60的幅值。
在另一实施例中,处理来自振动传感器的振动信号以产生参考频谱的步骤可以在钻孔或切割作业的启动阶段已结束时的第一部分中执行。
通过确定参考频谱和实时频谱之间的差异,钻孔或切割作业被连续监测,从而可以连续地控制或调整钻孔或切割过程。
上述方法还可以在控制步骤之前包括确定参考频谱与实时频谱之间的差异的步骤。
此外,所述方法可包括当所述差异超过预定阈值时终止在井下物体中进行的钻孔或切割作业的步骤。
由此,钻孔或切割过程可以自动停止,以避免工具故障和工具过度磨损。
此外,根据本发明的方法可以进一步包括推断井下物体是在参考频谱与实时频谱之间的差异高于还是低于预定阈值时被钻孔或切割的步骤。
由此,可以确定钻头或切割刀片相对于被钻孔的物体的精确位置。
当切割作业结束并且套管几乎被切穿时,操作者可能想要放慢切割速度,并且接收所述差异高于还是低于预定阈值的信号使操作者能够预测结束并因而调节钻头转速和钻压。
此外,上述方法可包括向井上发送该作业已被按计划执行的信号的步骤。
另外,所述方法可包括基于参考频谱和实时频谱之间的差异控制钻头转速和钻压的步骤。
由此,钻孔或切割作业可被优化,并且可避免钻头或切割刀片的过度磨损。
此外,根据本发明的方法可以进一步包括检测指示套管壁已被完全钻穿或切穿的、参考频谱与实时频谱之间的差异的变化的步骤。
由此,可确定钻孔或切割过程何时完成。
此外,参考频谱与实时频谱之间的差异可以通过评估一个或多个参考频带内的振动信号是否高于或低于预定阈值水平来确定。
此外,参考频谱与实时频谱之间的差异可以通过评估较高频带内的至少一个振动信号和较低频带内的至少一个振动信号是否是同时高于或低于相应的预定阈值水平来确定。
在一个实施例中,所述较低频带可以在500Hz-5KHz的第一频率范围内。
在另一实施例中,所述较高频带可以在5KHz-50KHz的第二频率范围内。
此外,参考频谱与实时频谱之间的差异可以使用数字方法来确定。
本发明还涉及一种用于执行井下的钻孔或切割作业并执行上述方法的缆线起下的工具,包括:
-具有内表面的工具壳体,
-钻头或切割头,
-用于推进钻头或切割头的装置,
-用于旋转钻头或切割头的旋转装置,和
-适于传送检测到的在缆线起下的钻孔或切割工具的作业过程中产生的振动的一个或多个振动传感器;
其中,所述一个或多个振动传感器是加速度计,所述加速度计以如下方式布置:所述加速度计接触工具套管的内表面并适于检测将在缆线起下的钻孔或切割工具的作业期间产生的振动传送至一个或多个传感器的工具壳体中的振动,并且其中,所述缆线起下的工具还包括处理单元,所述处理单元用于处理来自振动传感器的振动信号以产生实时频谱并用于将该频谱与参考频谱进行比较。
在一个实施例中,所述一个或多个振动传感器可以布置在工具的最远离钻头或切割头的端部中。
具有加速度计允许振动传感器被布置在距离钻头最远处,因而距离向地面发送信息的缆线或光缆最近。
在另一实施例中,振动传感器可沿着内表面的圆周布置。
在又一实施例中,所述处理器可包括在1-200KHz的频率范围内的信号滤波器。
此外,该工具可包括沿所述内表面布置的振动传感器阵列。
所述用于推进钻头或切割头的装置可以是井下牵引器。
该工具还可包括用于使工具在套管中居中的扶正器。
此外,该工具还可包括用于将工具锚定在套管中的锚定部段。
另外,振动传感器可适于检测在钻孔作业期间在钻头中产生的振动。
在一实施例中,可使用多个、优选两个、最优选三个振动传感器来检测不同频带的振动。
借助于缆线起下的工具,可以基于较高频带内的至少一个振动信号和较低频带内的至少一个振动信号的水平检测过度的钻头磨损。
此外,钻孔或切割作业可具有钻穿或切穿套管、钻故障阀或钻穿流体路径中的阻塞物的目的。
附图说明
以下将参考示意性附图更加详细地对本发明及其多个优点进行说明,所述附图为了说明的目的仅示出了一些非限制性的实施例,其中:
图1示出了用于控制钻孔或切割作业的方法的流程图,
图1a示出了参考频谱的示意图,
图1b示出了实时频谱的示意图,
图1c示出了另一参考频谱的示意图,
图2a示出了用于执行井下钻孔作业的缆线起下的钻孔工具,
图2b示出了用于执行井下切割作业的缆线起下的切割工具,
图3示出了所述工具的示出振动传感器的布置的剖视图,
图4a示出了用于计算振荡重心的频谱的示意图,
图4b示出了在切割作业期间振荡重心的示意图,
图5示出了用于控制钻孔或切割作业的方法的另一实施例的流程图。
所有的附图都是高度示意性的,并不一定按比例绘制,并且它们仅示出为了解释本发明所必需的部分,其它部分被省略或仅仅给予暗示。
具体实施方式
图1示出了用于控制井下钻井或切割作业的方法的流程图。这种方法可以在井下通过用于刺穿井的套管50或用于钻通堵塞的阀30的缆线起下的钻孔工具执行,如图2a所示。该方法也可在井下通过用于割开井的套管50或用于以其它方式切割套管50的缆线起下的切割工具执行,如图2b所示。在下文中,缆线起下的钻孔工具和缆线起下的切割工具将被统一表示为缆线起下的工具。
当缆线起下的工具已被降到井内并被适当定位时,作为流程图中的第一步的钻孔或切割过程开始进行。当旋转的钻头或切割刀片接合被钻入的物体如图2b所示的套管50或图2a所示的阀30时,物体和缆线起下的工具本身均将发生振动。
通过以接触缆线起下的工具的工具壳体的内表面的方式布置的、为加速度计的振动传感器10、11、12检测通过钻孔或切割作用所产生的振动,并且该振动随后作为振动信号被传送至处理单元6,如图2a和2b所示。所述处理单元可定位在缆线起下的工具中或井外,例如在井的顶部。在钻孔或切割作业的第一部分期间,通过振动传感器检测在启动阶段已结束时产生的振动,并且借助于所述处理单元产生参考频谱。然后该处理单元处理振动信号以记录当前的振动的实时频谱21,如图1b所示。
然后,将被处理的频谱与参考频谱20进行比较,如图1a所示,参考频谱实质上与作业期间的任何时间的最大的和最小的可接受频率值的区间关联。这些区间在图1a中通过最大值40和最小值41以虚线示出。通过将所检测和处理的频谱与参考频谱进行比较,可以在检测到的振动落在预期的区间之外的任何阶段控制该作业。
当在物体中或在井下套管中钻孔或切割时,可用的钻头或动力可能不足以执行该作业,由于此原因,需要在钻头卡住或者套管不必要地损坏之前停止该作业。可以通过连续地检测实时频谱并将其与参考频谱进行比较来检测是否不能执行该作业。
在基于所检测的振动处理实时频谱之后,可以确定参考频谱与实时频谱之间的差异,并且可以基于该差异控制钻孔或切割作业。如果该差异是可接受的,即,如果实时频谱在参考频谱的可接受的区间内,则所述作业继续进行,不做任何改变。如果差异太大,即,如果实时频谱在参考频谱的可接受区间之外,则停止所述作业或者改变作业参数。
可连续地或以预定的间隔进行振动的检测。此外,如果差异增加或作业参数已经改变,则可以更频繁地或连续地检测振动。当作业参数已改变时,由于振动相应地变化,新的参考频谱被处理。
当已经在参考频谱的区间内执行作业时,所述工具向地面、例如向计算机发送关于所述作业根据参考频谱运行的信号。这种信号以预定的间隔发送,以指示命令作业的操作者和/或客户该作业正按计划进行。当执行井下作业时,安全性对于防止井喷事故或其它紧急情况是非常重要的。特别是对于在套管或物体如阀中提供开口或孔的作业,由于这些作业的潜在危险,这些作业处于受限制的监控之下。在大量讨论2010年墨西哥湾漏油事件之后,对于甚至当作业正按计划运行时也允许信号被送至地面以安抚客户或操作者的系统的需求增加。
在处理单元中,振动信号可以经一所述振动信号在其中被放大的放大级被发送。振动信号也可以通过模-数转换器(ADC)从模拟信号转换成数字信号。在放大级之后,振动信号可以经一个或多个频率滤波器被发送。频率分析的精度取决于这些滤波器的带宽,因此,带宽越小,所获得的分析的准确性越高。
在钻孔或切割过程期间,连续地或准连续地、或在所述过程期间的预定时间点上检测实时频谱21。在取决于钻孔或切割过程的具体特征的预定频率范围内检测实时频谱21。频谱的频率范围可在100Hz-200KHz的范围内。然而,由于钻孔作业通常使用相对较低的钻头转速来执行,大多数情况下100Hz-50KHz的频率范围是足够的。频率范围也可以取决于待钻入或待切割的物体的材料。
频谱通过频率(F)和幅值(A)或作为时间(T)的函数的坐标系被检测。
在图1b中,实时频谱21示出为绘制振动的幅值(A)相对于频率(F)的曲线图。然而,频谱也可以以本领域技术人员已知的多个其他方式示出。不必绘制或假想地创建一个曲线图来比较被处理的检测到的振动信号。由传感器检测到的每个测量结果可以被处理,并与参考频谱进行比较以确定在参考频谱中给定的可接受区间的内部或外部。例如,为了评估钻孔或切割过程的进程,可以借助于处理单元为具体频段绘制幅值相对于时间的关系。这样,可以跟随在该具体频率范围内随时间的发展。频谱也可以在绘制频率、时间和幅值的三维坐标系中示出,其中,频率和时间覆盖/限定一个平面,并且坐标系中的该平面的高度轮廓由幅值的大小限定。
评估实时频谱21以监测钻孔或切割过程,从而可根据具体条件控制钻孔或切割作业。可以连续地或准连续地进行评估,或者可以在过程期间的预定时间点、例如在所述过程进入一个新阶段时进行评估。优选地,评估实时地进行。
通过确定图1a所示的参考频谱20与待评估的实时频谱21之间的差异211来评估实时频谱。优选地,评估过程以自动化的方式进行。
如所述的,参考频谱——也称为频谱规格——还可以在评估钻孔或切割期间被记录下来。例如,如果切割过程的目的是切断或切割套管,可以在作业期间的预定时间点、例如在切割作业期间2-6次记录频谱规格。然后,所记录的频谱规格可以与实时频谱进行比较以确定套管何时被切穿。频谱规格与实时频谱的比较也可以与时间测量结果相结合以确定套管何时被切穿。
评估过程也可基于样本识别。可通过在可实时访问所检测的频谱或访问所储存的频谱的计算机中执行适合于多维、特别是三维的样本识别的算法来使用这种算法。
此外,在实时频谱的评估中,可以通过检测一个或多个预定频带内的振动信号是高于还是低于具体的预定阈值水平来考虑具体的频带。参考频谱20与实时频谱21之间的差异也可以通过评估较高频带内的至少一个振动信号和较低频带内的至少一个振动信号是否同时高于相应的预定阈值水平来确定。
所记录的实时频谱可以在井下工具中的或者地面处的计算机中进行分析。此外,所检测到的实时频谱可以被储存在钻孔或切割工具的储存器中或者在被储存前被传输到地面。
如果检测到在实时频谱21与参考频谱之间存在一定差异,则钻孔或切割过程可以停止和/或可以起动控制动作。如果控制动作使实时频谱21朝参考频谱20变化,则钻孔或切割过程可继续进行,否则,该过程可被永久终止。
在图1c中,在参考频谱内已结合有第二区间。所述第二区间由处于最大值虚线40上方的指示何时立即停止作业的虚线42和处于最小值虚线41下方的指示何时停止作业并例如更换钻头或改变作业参数的虚线43示出。当所处理的信号介于最大值和最小值区间之间而作业继续时,可以致动控制动作。如果例如客户需要,可以将控制动作已经起动的信号发送到地面。当控制动作已经起动时,则将一信号发送到传感器以更频繁地检测振动(如果不是已连续地执行检测)。
所述差异的检测可以通过计算机以自动化的方式执行或由操作人员执行。操作人员可以位于地面处的钻机上或远离井的位置。如果计算机检测到差异,则可以基于预定的指导以自动化的方式起动控制动作。如果所述差异过大,计算机还可以自动关断切割或钻孔作业。
实时频谱21和参考频率频谱20之间的差异的检测可以具有多种用途。例如,可以推断正在发生过度的钻头磨损或者钻头已被磨损。其也可以用来调节钻头转速和钻压或用来推断被钻入的材料。此外,可以确定钻头上的磨损以评估应何时更换钻头从而优化钻孔过程。实时频谱21中的变化可以指示被钻的井下物体,或者说,套管50的壁已被完全钻穿或切穿。此外,通过连续地检测变化和差异,可避免严重的缺陷,如工具故障、工具过度磨损、套管或阀损坏等。
图2a示出悬挂在井下套管50内的缆线起下的钻孔工具1a,该工具包括钻头2、用于推进钻头和控制钻压的装置4、用于旋转钻头和控制钻头转速的旋转装置5、适于传送所检测到的在缆线起下的钻孔工具作业期间产生的振动的一个或多个振动传感器10、11、12。所述一个或多个振动传感器布置在工具的与钻头的端部相对的端部中并且在缆线起下的工具的内部布置于工具壳体的内表面上,如图3所示。以这种方式,工具壳体向检测振动的加速度计传递振动,并且工具内的处理单元能够处理加速度计的信息并通过图2a所示的缆线60向井口发送信号。在图2a所示的缆线起下的钻孔工具1a中,用于推进钻头的装置4是借助于朝套管50的侧面延伸的多个驱动轮44提供向前的运动的井下牵引器4。该井下牵引器也可具有扶正器61的功能。所述轮子可以由液压系统驱动,并提供必要的牵引力以提供钻压。然而,用于推进钻头的该装置4也可以是活塞布置结构,例如液压活塞。井下牵引器4也可以用于其它目的,例如用于在井的倾斜部段中向前驱动缆线起下的切割工具。
图2b示出了悬挂在井下套管50内的缆线起下的工具1b,该缆线起下的工具包括切割刀片3、用于推进切割刀片的装置4、用于旋转所述切割刀片和控制切割刀片的转速的旋转装置5以及为适于检测在缆线起下的钻孔工具作业期间产生的振动的加速度计形式的一个或多个振动传感器10、11、12。所述一个或多个振动传感器以这种方式布置:它/它们在最接近井口和最远离切割头的端部处与底盘或工具壳体接触。此外,缆线起下的工具1b可包括用于将缆线起下的切割工具锚定在井中的锚定部段9和/或用于在井的倾斜部段中向前驱动缆线起下的切割工具的井下牵引器8。
图3示出了缆线起下的工具的最远离钻头和最接近缆线的端部的剖视图。加速度计10、11、12布置在工具壳体的内表面62上并电连接至处理单元6。使用加速度计允许从产生振动的钻头远程地检测工具壳体中的振动,从而可以将传感器定位在最接近井的顶部的端部中。这样,在该远程端部中执行的测量可以用于检测何时切割作业已导致套管被切穿,如图4b所示。这是由于加速度计在检测小的变化方面比麦克风强得多,并且使用加速度计因此提供了能容易地在现有工具中实施的可用的和可靠的结果。
为了将实时频谱与参考频谱进行比较,计算每个频谱的振荡重心,并且随后比较两个重心。重心的计算在图4a中示出,其中频谱中高于某个值78的尖峰的面积的总和作为加权平均被计算,以用于确定振荡重心。计算参考频谱的振荡重心导致绘制在图4b的圆圈14内的数据组。该圆圈示出了作业仍在按计划运行的最大值和最小值区间。在图4b中,绘制了当钻头切割按计划运行时实时频谱中某个值以上的尖峰面积的重心,如图中可见,振荡重心在圆圈内、90-100处、约1120Hz的频率。当钻头开始切穿套管壁时,重心上升并随后下降到70以下。这是因为被部分切穿的套管与未切割的套管具有非常不同的特征频率,其可由远离钻头布置的加速度计检测。确定参考频率,以便能够确定参考频谱和实时频谱之间的差异。当该差异超过某个水平并且数据组延伸超出所述圆圈时,钻头将要穿破套管。所述某个值可以设定在大于40、优选大于50、甚至更优选大于60的振幅上。纵轴代表实时频谱中的超过所述某个值的尖峰面积的重心。因此,纵轴是纯粹的“理论”计算的数字。
当使用如图5所示的计算振荡重心的方法时,参考频谱的振荡重心的计算在检测实时频谱之前进行。如图4b中的圆圈14所示的那样确定最小值和最大值的区间。然后计算实时频谱的重心并与参考频谱的重心进行比较,从而确定实时频谱在最小值和最大值区间之内或者之外。如果实时频谱被评估为在区间之外,并且重心数据组高于该区间,则该作业继续,因为套管可能即将按计划切穿。如果实时频谱的重心的下一数据组位于图4b所示的曲线上,则作业按计划运行。如果实时频谱的重心的下一数据组很大程度上位于曲线以外,则停止作业或改变作业参数。
如图5所示,将工具浸入井内,起动切割或钻孔作业。在该切割或钻孔作业过程中产生的振动通过工具壳体被传递,并通过振动传感器检测该振动。基于第一作业期间检测到的振动产生振动信号和参考频谱。随后,计算参考频谱的重心,并确定重心的最小值和最大值,由图4b的圆圈14示出。然后,继续检测振动并产生实时频谱,计算实时频谱的重心并且与参考频谱的重心进行比较。如果实时频谱的重心不在所计算的最小值和最大值区间内,则相应地控制该作业。
如图1的示意图所示,也可以在不计算振荡重心的情况下控制所述作业。在起动切割或钻孔之后,通过与工具壳体接触的振动传感器检测在作业期间产生的振动。基于在第一作业期间检测到的振动产生振动信号和参考频谱。然后,继续检测振动,产生实时频谱并将其与参考频谱进行比较。如果在实时频谱和参考频谱之间存在差异,相应地控制该作业。
缆线起下的钻孔工具和缆线起下的切割工具两者都进一步包括用于处理通过振动传感器记录的振动信号的处理单元6和用于基于对所记录的振动的评估控制钻孔工具或切割工具的控制单元7。
钻头或切割头指的是任意类型的切穿或钻穿套管壁并从而将套管壁分成两部分的适合的工具,如切割刀片、锯等。
套管指的是用在井下的与油或天然气生产有关的任意类型的管道、管件、管状体、衬套、管柱等。
在工具未被全部没入套管的情况下,可使用井下牵引器在井中将工具推至正确位置。井下牵引器是任意类型的能够在井中推进或牵拉工具的驱动工具,诸如Well
虽然以上已经结合本发明的优选实施例对本发明进行了说明,但是对于本领域的技术人员而言,可以在不脱离由下述权利要求所限定的本发明的情况下设想多种修改对于本领域技术人员而言是显而易见的。
Claims (15)
1.一种用于控制由缆线起下的工具执行的井下钻孔或切割作业的方法,包括以下步骤:
-在井下物体中开始钻孔或切割作业,
-使用为布置在工具壳体上的加速度计的振动传感器(10,11,12)检测在井下物体中进行钻孔或切割作业期间产生的工具壳体中的振动,
-处理来自振动传感器的振动信号,以产生钻孔或切割作业的第一部分中的参考频谱(20),
-处理来自振动传感器的振动信号,以产生实时频谱(21),
-将所述实时频谱与参考频谱(20)进行比较,
-基于实时频谱与参考频谱的比较计算和检测所述作业的完成或失败,以及
-控制该作业以在已检测到该作业的完成或失败时终止该作业,
其中,计算和检测作业的完成的步骤包括计算频谱中的尖峰的在特定的值上方的面积的振荡重心,并将该重心与参考频谱中的尖峰的在相同的特定值上方的面积的重心进行比较,从而确定两个重心之间的差异的步骤,并且控制所述作业的步骤基于重心的比较。
2.根据权利要求1所述的方法,其中,处理来自所述振动传感器的振动信号以产生参考频谱(20)的步骤在钻孔或切割作业的启动阶段已结束时的第一部分中执行。
3.根据权利要求1或2所述的方法,还包括当所述差异超过预定阈值时终止在井下物体中的钻孔或切割作业的步骤。
4.根据权利要求1或2所述的方法,还包括推断井下物体是在参考频谱与实时频谱之间的差异高于还是低于预定阈值时被钻孔或切割的步骤。
5.根据权利要求中1或2所述的方法,还包括向井上发送所述作业已通过实时频谱与参考频谱之间的可接受的差异来执行的信号的步骤。
6.根据权利要求1或2所述的方法,还包括基于参考频谱和实时频谱之间的差异控制钻头转速和钻压的步骤。
7.根据权利要求1或2所述的方法,还包括基于参考频谱与实时频谱之间的差异推断钻头过度磨损的步骤。
8.根据权利要求1或2所述的方法,还包括检测指示套管壁已被完全钻穿或切穿的、参考频谱与实时频谱之间的差异的变化的步骤。
9.根据权利要求1所述的方法,其中,所述井下物体为套管(50)或阀(30)。
10.根据权利要求1所述的方法,其中,所述作业的完成或失败为套管已被切割成两个套管部段的完成或钻头被卡住的失败。
11.一种用于执行井下钻孔或切割作业并实施根据权利要求1至10中任一项所述的方法的缆线起下的工具(1),包括:
-具有内表面(62)的工具壳体,
-钻头(2)或切割头(3),
-用于推进钻头或切割头的装置(4),
-用于旋转钻头或切割头的旋转装置(5),和
-一个或多个振动传感器(10),
其中,所述一个或多个振动传感器是加速度计,所述加速度计布置成接触工具套管的内表面并适于检测将在缆线起下的钻孔或切割工具的作业期间产生的振动传送至所述一个或多个传感器的工具壳体中的振动,
其中,所述缆线起下的工具还包括处理单元(6),所述处理单元用于处理来自振动传感器的振动信号以产生实时频谱(21),并且用于将该实时频谱与参考频谱(20)进行比较。
12.根据权利要求11所述的缆线起下的工具,其中,所述一个或多个振动传感器布置在所述工具的最远离钻头或切割头的端部中。
13.根据权利要求11或12所述的缆线起下的工具,其中,所述振动传感器沿所述内表面的圆周布置。
14.根据权利要求11或12所述的缆线起下的工具,其中,所述工具包括沿所述内表面布置的振动传感器阵列。
15.根据权利要求11或12所述的缆线起下的工具,其中,用于推进所述钻头或切割头的装置(4)是井下牵引器。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP11194035.9A EP2604789A1 (en) | 2011-12-16 | 2011-12-16 | Method of controlling a downhole operation |
EP11194035.9 | 2011-12-16 | ||
PCT/EP2012/075511 WO2013087825A1 (en) | 2011-12-16 | 2012-12-14 | Method of controlling a downhole operation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103987918A CN103987918A (zh) | 2014-08-13 |
CN103987918B true CN103987918B (zh) | 2017-05-31 |
Family
ID=47358196
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201280058694.3A Expired - Fee Related CN103987918B (zh) | 2011-12-16 | 2012-12-14 | 控制井下作业的方法 |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9518447B2 (zh) |
EP (2) | EP2604789A1 (zh) |
CN (1) | CN103987918B (zh) |
AU (1) | AU2012351619B2 (zh) |
BR (1) | BR112014013113A2 (zh) |
CA (1) | CA2857752A1 (zh) |
DK (1) | DK2791466T3 (zh) |
IN (1) | IN2014CN05000A (zh) |
MX (1) | MX347910B (zh) |
MY (1) | MY170571A (zh) |
RU (1) | RU2616047C2 (zh) |
WO (1) | WO2013087825A1 (zh) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2826609A1 (de) | 2013-07-18 | 2015-01-21 | HILTI Aktiengesellschaft | Automatische Anbohrhilfe |
JP6999660B2 (ja) * | 2016-09-28 | 2022-01-18 | ケトコーポレーション,エス.エー. | 切削機械をオペレーティングするためのシステム及び方法 |
DE102019004404A1 (de) * | 2019-06-19 | 2020-12-24 | Stöber Antriebstechnik GmbH & Co. KG | Verfahren zur Überwachung des Betriebszustandes von wenigstens einer bewegbaren Komponente von Aggregaten von Maschinen und dergleichen |
CN114458158B (zh) * | 2022-03-15 | 2023-03-17 | 成都理工大学 | 一种震荡钻井及解卡方法 |
WO2023209026A1 (en) * | 2022-04-27 | 2023-11-02 | Welltec Oilfield Solutions Ag | Wireline intervention tool string |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3626482A (en) * | 1968-10-30 | 1971-12-07 | Aquitaine Petrole | Method and apparatus for measuring lithological characteristics of rocks |
GB2275283A (en) * | 1993-02-19 | 1994-08-24 | Baker Hughes Inc | Detection of bit whirl |
WO2002035048A1 (en) * | 2000-10-27 | 2002-05-02 | Vermeer Manufacturing Company | Solid-state inertial navigation control system for a horizontal drilling machine |
CN1391632A (zh) * | 1999-09-24 | 2003-01-15 | 弗米尔制造公司 | 用于控制地下钻孔机的实时控制系统和方法 |
US6712160B1 (en) * | 2000-11-07 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Leadless sub assembly for downhole detection system |
CN101223335A (zh) * | 2005-06-07 | 2008-07-16 | 贝克休斯公司 | 用于收集钻头性能数据的方法和设备 |
WO2010054353A2 (en) * | 2008-11-10 | 2010-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation and drill bit and drill string analysis using an acoustic sensor |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2093674C1 (ru) * | 1995-12-07 | 1997-10-20 | Владимир Альбертович Шокин | Способ регулирования процесса бурения |
US8544564B2 (en) * | 2005-04-05 | 2013-10-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless communications in a drilling operations environment |
JP4298606B2 (ja) * | 2004-08-06 | 2009-07-22 | キヤノン株式会社 | 画像形成装置 |
US7607478B2 (en) * | 2006-04-28 | 2009-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Intervention tool with operational parameter sensors |
RU2333351C1 (ru) * | 2006-11-28 | 2008-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Способ контроля осевой нагрузки на долото по кпд бурения |
US8746353B2 (en) * | 2007-06-26 | 2014-06-10 | Baker Hughes Incorporated | Vibration method to detect onset of gas lock |
US8141646B2 (en) * | 2007-06-26 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | Device and method for gas lock detection in an electrical submersible pump assembly |
-
2011
- 2011-12-16 EP EP11194035.9A patent/EP2604789A1/en not_active Withdrawn
-
2012
- 2012-12-14 CA CA2857752A patent/CA2857752A1/en not_active Abandoned
- 2012-12-14 CN CN201280058694.3A patent/CN103987918B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-12-14 AU AU2012351619A patent/AU2012351619B2/en not_active Ceased
- 2012-12-14 MX MX2014006451A patent/MX347910B/es active IP Right Grant
- 2012-12-14 EP EP12801576.5A patent/EP2791466B1/en active Active
- 2012-12-14 MY MYPI2014001595A patent/MY170571A/en unknown
- 2012-12-14 BR BR112014013113A patent/BR112014013113A2/pt active Search and Examination
- 2012-12-14 DK DK12801576.5T patent/DK2791466T3/da active
- 2012-12-14 US US14/362,196 patent/US9518447B2/en active Active
- 2012-12-14 WO PCT/EP2012/075511 patent/WO2013087825A1/en active Application Filing
- 2012-12-14 RU RU2014126339A patent/RU2616047C2/ru active
-
2014
- 2014-07-02 IN IN5000CHN2014 patent/IN2014CN05000A/en unknown
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3626482A (en) * | 1968-10-30 | 1971-12-07 | Aquitaine Petrole | Method and apparatus for measuring lithological characteristics of rocks |
GB2275283A (en) * | 1993-02-19 | 1994-08-24 | Baker Hughes Inc | Detection of bit whirl |
CN1391632A (zh) * | 1999-09-24 | 2003-01-15 | 弗米尔制造公司 | 用于控制地下钻孔机的实时控制系统和方法 |
WO2002035048A1 (en) * | 2000-10-27 | 2002-05-02 | Vermeer Manufacturing Company | Solid-state inertial navigation control system for a horizontal drilling machine |
US6712160B1 (en) * | 2000-11-07 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Leadless sub assembly for downhole detection system |
CN101223335A (zh) * | 2005-06-07 | 2008-07-16 | 贝克休斯公司 | 用于收集钻头性能数据的方法和设备 |
WO2010054353A2 (en) * | 2008-11-10 | 2010-05-14 | Baker Hughes Incorporated | Bit based formation evaluation and drill bit and drill string analysis using an acoustic sensor |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US9518447B2 (en) | 2016-12-13 |
EP2791466A1 (en) | 2014-10-22 |
RU2014126339A (ru) | 2016-02-10 |
IN2014CN05000A (zh) | 2015-09-18 |
US20140352950A1 (en) | 2014-12-04 |
MY170571A (en) | 2019-08-19 |
EP2791466B1 (en) | 2020-04-15 |
AU2012351619B2 (en) | 2016-02-25 |
EP2604789A1 (en) | 2013-06-19 |
RU2616047C2 (ru) | 2017-04-12 |
DK2791466T3 (da) | 2020-06-29 |
AU2012351619A1 (en) | 2014-07-17 |
CN103987918A (zh) | 2014-08-13 |
MX2014006451A (es) | 2014-09-01 |
BR112014013113A2 (pt) | 2017-06-13 |
CA2857752A1 (en) | 2013-06-20 |
WO2013087825A1 (en) | 2013-06-20 |
MX347910B (es) | 2017-05-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103987918B (zh) | 控制井下作业的方法 | |
US10669846B2 (en) | Apparatus, computer readable medium, and program code for evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system | |
EP3385497B1 (en) | Method of optimizing drilling operation using empirical data | |
US20140121973A1 (en) | Prognostics And Health Management Methods And Apparatus To Predict Health Of Downhole Tools From Surface Check | |
RU2310748C2 (ru) | Скважинные измерения при проведении отличных от бурения операций | |
US10180061B2 (en) | Methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system | |
EP2761336B1 (en) | Apparatus, computer readable medium, and program code for evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system | |
NO322747B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for a forutsi et boresystems ytelse i en gitt formasjon | |
EP2761337B1 (en) | Methods of evaluating rock properties while drilling using downhole acoustic sensors and a downhole broadband transmitting system | |
NO338490B1 (no) | Fremgangsmåte, apparat og system for in-situ bestemmelse av en formasjonsparameter | |
US8854373B2 (en) | Graph to analyze drilling parameters | |
US11286752B2 (en) | In-situ evaluation of gauges | |
GB2447336A (en) | Method and apparatus for communicating signals to an instrument in a wellbore | |
WO2018035221A1 (en) | Method and system for performing a reaming operation at a wellsite | |
NO333962B1 (no) | Apparat til bruk ved innhenting av parametere fra en brønnstrøm samt framgangsmåte ved bruk av samme. | |
US11187714B2 (en) | Processing downhole rotational data | |
CN206694020U (zh) | 利用随钻测量工具的压力波信号实时监测气侵的装置 | |
CN102278109A (zh) | 井漏位置地面与井下综合检测系统及方法 | |
US20070215384A1 (en) | Drilling apparatus and method | |
US11761320B2 (en) | Method and system to drill a wellbore and identify drill bit failure by deconvoluting sensor data | |
CN104696012B (zh) | 钻探系统及其井涌报警机制与方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20170531 Termination date: 20211214 |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |