CN104453848B - 钻探系统和相关联的系统及用于对地下钻探操作中的振动进行监测、控制、和预测的方法 - Google Patents

钻探系统和相关联的系统及用于对地下钻探操作中的振动进行监测、控制、和预测的方法 Download PDF

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Abstract

钻探系统和相关联的系统及用于对地下钻探操作中的振动进行监测、控制、和预测的方法。振动信息可包括钻柱的轴向振动、横向振动或扭转振动。

Description

钻探系统和相关联的系统及用于对地下钻探操作中的振动进 行监测、控制、和预测的方法
技术领域
本发明涉及一种用于地下钻探的钻探系统，并且更具体地涉及一种用于对钻探操作中的振动进行监测、控制和预测的方法。
背景技术
诸如燃气、油、或地热钻探之类的地下钻探通常涉及贯穿地底深处的地层进行钻孔。这种钻孔通过将钻头连接至称之为“钻杆”的长管段以形成通常称之为“钻柱”的组件来形成。钻柱从地表延伸至钻孔的底部。钻头旋转，使得钻头推进到土壤中，从而形成钻孔。在旋转钻探中，通过在地表处旋转钻柱来旋转所述钻头。地表处的泵将高压钻探泥浆泵送通过钻柱中的内部通道并通过钻头泵送出。钻探泥浆对钻头进行润滑，并冲洗来自钻头的路径的岩屑。在一些情况中，流动的泥浆还为通常称之为“泥浆马达”的钻探马达提供动力，该泥浆马达又转动该钻头。在任何情况下，钻探泥浆均通过在钻柱与钻孔的表面之间形成的环形通道流回至地表。一般而言，当钻头钻入到地层中的钻入速度尽可能高，同时钻探系统的振动尽可能低时，获得了最佳钻探。钻入速度(“ROP”)是多个变量的函数，所述多个变量包括钻头的旋转速度和钻压(“WOB”)。钻探环境并且尤其是硬岩钻探会将相当大的振动和冲击引入到钻柱中，这对于钻探性能具有负面影响。
通过钻头的旋转、用于使钻头旋转的马达、钻探泥浆的泵送、钻柱中的不稳定等引入了振动。振动会导致钻柱的多个部件的过早毁损、钻头的过早磨钝，或者会导致钻探系统部件的严重毁损。钻柱振动包括轴向振动、横向振动和扭转振动。“轴向振动”指的是在沿钻柱轴线的方向上的振动。“横向振动”指的是垂直于钻柱轴线的振动。横向振动通常由于钻柱在弯曲状况下旋转而发生。横向振动的两个其它原因是“正向”和“反向”、或“反转”涡动。“涡动”指的是钻头除了围绕其自身轴线旋转之外还环绕钻孔作圆周运动的情况。在反向涡动中，钻头沿与钻头的旋转方向相反的方向作圆周运动。在地下钻探中同样值得关注的“扭转振动”通常是称之为“粘滞滑动”的状况的结果。粘滞滑动在下列情况下发生，钻头和钻柱的下部管段暂时停止旋转(即，卡住)，同时钻柱的上部管段继续旋转，从而导致钻柱“扭曲”，此后，粘滞元件“滑动”并再次旋转。通常，钻头将在它解除扭曲时过速。
可将多种系统用于获得和处理与钻探操作相关的信息，这可有助于改进钻探效率。已经研发了这样的系统，所述系统可从钻头附近的传感器接收信息并对所述信息进行处理，且随后将所述信息传送至地表装置。其它系统可或者在钻探行程期间在井下确定或者在地表处确定井底组件的振动。这种系统中的许多系统利用有限元技术和/或有限差分技术来帮助分析包括振动信息在内的钻探数据。
发明内容
本公开内容的实施方式包括一种用于监视和控制钻探系统的方法，所述钻探系统包括钻柱和支承在所述钻柱的井下端部处的钻头。所述钻探系统构造成在土壤地层中形成钻孔。所述方法包括下列步骤：经由钻探系统模型基于一组钻探操作参数、钻孔信息、和钻探系统部件信息对用于所述钻柱的振动信息进行预测。所述一组钻探操作参数包括钻压(WOB)和钻头旋转速度。所述钻探系统部件信息包括所述钻柱和所述钻头的一个或多个特性。预测振动信息包括用于所述钻柱的轴向振动、横向振动、和扭转振动中的至少一个的幅度。所述钻探系统模型构造成基于在预期钻探操作期间根据所述一组钻探操作参数操作的所述钻柱的能量平衡对振动信息进行预测。该方法包括操作所述钻探系统以便根据所述一组钻探操作参数在所述土壤地层中钻出所述钻孔，并在所述钻探操作期间在所述钻孔中获得数据，所述数据表示所述钻柱的所述轴向振动、所述横向振动、和所述扭转振动中的至少一个。该方法包括将用于所述钻柱和所述钻头的所述预测振动信息与用于所述钻柱和所述钻头的测量振动信息相比较，并且如果比较步骤导致了用于所述钻柱和所述钻头中的每一个的所述预期振动信息与所述测量振动信息之间的差异，就对所述钻探操作模型进行更新以降低用于所述钻柱和所述钻头的所述预期振动信息与所述测量振动信息之间的差异。
本公开内容的另一实施方式是一种钻探系统，所述钻探系统构造成在钻探操作期间在土壤地层中形成钻孔。所述钻探系统包括支承钻头的钻柱。所述钻头构造成限定所述钻孔。所述钻探系统包括多个传感器，所述多个传感器构造成获得钻探操作信息和测量振动信息，其中，所述多个传感器中的一个或多个构造成在所述钻探操作期间在所述钻孔中获得数据，所述数据表示所述钻柱的轴向振动、横向振动和扭转振动，所获得的数据表示所述测量振动信息。所述钻探系统包括至少一个计算装置，所述至少一个计算装置包括存储部分，所述存储部分上存储有钻探系统部件信息，所述钻探系统部件信息包括所述钻柱的一个或多个特性，所述存储部分还包括用于所述钻探操作的预期操作信息，所述预期操作信息包括至少钻压(WOB)、所述钻头的旋转速度、钻孔直径、和振动阻尼系数。所述钻探系统还包括与所述存储部分通信的计算机处理器，所述计算机处理器构造成对用于所述钻柱的振动信息进行预测，预测振动信息包括至少用于所述钻柱的所述轴向振动、所述横向振动、和所述扭转振动中的至少一个的预测幅度，所述预测振动信息基于根据用于所述钻探操作的所述预期操作信息操作的所述钻柱的能量平衡和所述钻探系统部件信息。所述计算机处理器还构造成将用于所述钻柱和所述钻头的所述预测振动信息与用于所述钻柱和所述钻头的所述测量振动信息相比较，其中，所述计算装置构造成在检测到所述预期振动信息与所述测量振动信息之间存在差异的情况下对所述钻探系统模型进行更新。
附图说明
对于本申请的说明性实施方式的前述总结以及下列详细说明将在结合附图进行阅读时得到最佳理解。出于说明本申请的目的，在视图中示出了说明性的实施方式。然而，应该明白的是，本申请并不限于所示的精确结构和手段。在视图中：
图1是根据本公开内容的实施方式的地下钻探系统的示意图；
图2A是在图1中所示的钻探系统中使用的计算装置的框图；
图2B是示出了图1中所示的钻探系统的一个或多个计算装置和钻探数据库的网络的框图；
图3A是示出了根据本公开内容的实施方式的操作图1中所示的钻探系统的方法的框图；
图3B是示出了根据本公开内容的实施方式的建立钻探系统模型的方法的框图；
图4是示出了用于基于预测振动信息与测量振动信息之间的差异来修正钻探系统模型的方法的框图；
图5是示出了根据本公开内容的实施方式的用于修正钻探系统模型以减小预测振动与测量振动之间的偏差的方法的框图；和
图6是示出了用于操作图1中所示的钻探系统以便获得所需钻入速度并避免过度振动的方法的框图；
图7是根据本公开内容的示出了作为输入载荷的函数的幅度的钻探系统的能量平衡的示例性计算机生成的显示；
图8是用于根据本公开内容生成的示例性振动模式形状曲线的计算机生成的显示；
图9是用于根据本公开内容生成的示例性临界速度图的计算机生成的显示。
具体实施方式
参照图1，钻探系统或钻探设备1构造成在钻探操作期间在土壤地层3中钻出钻孔2。钻探系统1包括用于在土壤地层3中形成钻孔2的钻柱4、钻探数据系统12、以及至少一个计算装置200。该计算装置200可群集(host)诸如软件应用之类的一个或多个钻探操作应用，所述一个或多个钻探操作应用构造成执行多种用于监测钻探操作、控制钻探操作、对与钻探操作相关的振动信息进行预测、和/或对与在钻探操作中使用的钻柱4相关的振动信息进行预测的方法。该计算装置200与钻探数据系统12及一个或多个软件应用协作以执行本文中所述的多种方法。尽管将钻孔2示出为竖向钻孔，但本文中所描述的系统和方法可用于定向钻探操作，即，水平钻探。例如，钻柱4可构造成在土壤地层3中形成这样的钻孔2，所述钻孔2沿着横向于与土壤地层3的地表11垂直的轴线的方向取向。
继续参照图1，钻探系统或钻探设备1包括由地表11支承的钻塔9。该钻塔9支承钻柱4。钻柱4具有顶端4a、底端4b、设置于钻柱4的顶端4a处的顶部接头(sub)45、和设置于钻柱4的底端4b处的井底组件6。井底组件6包括顶端6a和底端6b。钻头8联接至井底组件6的底端6b。钻探系统1具有诸如顶部驱动器或旋转平台之类的原动机(prime mover)(未示出)，其构造成旋转钻柱4以控制钻头8的旋转速度(PRM)和该钻头8上的扭矩。钻柱4和钻头8的旋转由此限定钻孔2。按照惯例，泵10构造成将诸如钻探泥浆之类的流体14向下泵送通过钻柱4中的内部通道。在于钻头8处离开之后，返回的钻探泥浆16向上经过形成在土壤地层3中的钻孔2与钻柱4之间的环形通道流至地表11。诸如螺旋容积式泵或“莫诺(Moineau)式”泵之类的泥浆马达40可以被结合到井底组件6中。泥浆马达由通过泵且围绕在上述环形通道中的钻柱4周围的钻探泥浆14的流动来驱动。
如在本文中所使用的钻探操作指的是限定钻孔2的一个或多个钻探行程。例如，钻探操作可包括用于限定钻孔2的竖向段的第一钻探行程、用于限定钻孔2的弯曲段的第二钻探行程、和用于限定钻孔2的水平段的第三钻探行程。多于三个的钻探行程是可能的。对于困难的钻探操作而言，出于烃类抽提的目的，可完成多达10-15个钻探行程以限定钻孔2。应该了解到的是，可将一个或多个井底组件用于每一个相应的钻探行程。如本文中所描述的系统、方法、软件应用可用于执行下列方法，所述方法对钻探操作中的振动信息进行监测、控制、和预测并对钻探操作中的特定钻探行程的振动信息进行监测、控制、和预测。
在所示实施方式中，计算装置200可群集下列软件应用，所述软件应用构造成利用钻探系统模型来对钻柱4的振动信息进行预测，如将在下文中进一步描述的那样。该振动信息可包括钻柱4的轴向振动信息、横向振动信息和扭转振动信息，并且特别是钻柱4的轴向振动、横向振动、和扭转振动中的每一个的模式形状和频率。应该了解到的是，振动模式形状表示沿钻柱的相对位移。作为对于现有系统的改进，本文中所述的软件应用可基于钻柱几何结构来对上述振动信息进行预测，基于预期钻探操作(例如，预期钻压、钻转速度和流速)来对所施加的钻探载荷进行预测。在对振动信息进行预测时，软件应用对能量平衡进行考虑以基于频率域型的有限元技术来确定振动烈度(severity)，如在下文中进一步所描述的那样。与利用基于时间域的多种有限元技术的软件应用相比，基于钻探系统1的能量平衡的软件应用获得了显著的处理时间改善。如下文中所讨论的那样，软件应用的基于来自钻探操作的实时数据来修正预测振动信息的能力导致了钻探设备操作者或钻柱设计者可对其作出回应的更为精确和准确的钻探操作信息。在钻探操作期间，本文中所述的软件应用可用于对预期的钻探机能障碍(dysfunction)进行预测，例如部件磨损和由部件替换所导致的可能的损失工时，并可进一步确定改良的钻探设定点以避免出现所述钻探机能障碍。此外，软件应用可对钻柱4的振动信息进行预测，访问表示钻柱4的测量振动的数据，并在预测振动信息与测量振动之间存在差异的情况下对该预测振动信息进行修正，如将在下文中进一步详细说明的那样。
参照图1，钻探系统1可包括多个传感器，所述多个传感器构造成在钻探操作期间测量用于在本文中所述的方法中使用的钻探数据。钻探数据可包括预期操作参数，例如，用于WOB、旋转速度(RPM)和钻头旋转速度(RPM)的预期操作参数。在所示实施方式中，钻柱顶部接头45包括用于测量钻探数据的一个或多个传感器。例如，所述一个或多个传感器可以是应变仪48，所述应变仪48测量顶部接头45上的轴向载荷(或起吊载荷)、弯曲载荷、和扭转载荷。该顶部接头45传感器还包括三轴加速度计49，该三轴加速度计49对钻柱4的顶端4a处的振动进行感测。
继续参照图1，井底组件6可还包括一个或多个传感器，所述一个或多个传感器构造成测量钻孔2中的钻探参数。此外，该井底组件6包括振动分析系统46，该振动分析系统46构造成基于从钻孔中的传感器获得的与钻探操作有关的信息来确定各种振动参数。在下文中将对振动分析模块进一步作出详细说明。井底组件传感器可呈应变仪、加速度计、压力计及磁力仪的形式。例如，井底组件6可包括测量WOB的井下应变仪7。在名称为“用于测量在钻井中操作的钻头上的重量和扭矩的设备”的美国专利No.6,547,016描述了一种用于利用井下应变仪测量WOB的系统，由此，将该专利的全部内容以参引的方式结合到本文中。此外，应变仪7可构造成测量钻头扭矩(“TOB”)和钻头弯矩(“BOB”)及WOB。在替代实施方式中，钻柱可包括接头(未标号)，该接头结合了用于测量WOB、TOB和BOB的传感器。这种接头可被称之为“WTB接头”。
此外，井底组件传感器可还包括至少一个磁力仪42。该磁力仪构造成利用例如在名称为“用于确定钻柱的角度取向的方法和系统”的美国专利No.7,681,663中的技术来测量钻头8的瞬时旋转速度，该美国专利的全部内容以参引的方式结合到本文中。井底组件传感器可还包括沿x、y和z轴(未示出)取向(通常范围为±250g)的加速度计44，所述加速度计44构造成测量轴向振动和横向振动。尽管加速度计44被示出为设置在井底组件6上，但是应该了解到的是，可将多个加速度计44安装于沿钻柱4的多个位置处，使得可对沿该钻柱的多个位置处的轴向振动信息和横向振动信息进行测量。
如上所述，井底组件6包括振动分析系统46。该振动分析系统46构造成从加速度计44接收与钻柱4的轴向振动和横向振动相关的数据。基于从加速度计接收到的数据，该振动分析系统46可确定钻柱4上的加速度计的位置处的轴向振动的测量幅度和模式形状以及由于正向和反向涡动所导致的横向振动的测量幅度和模式形状。轴向振动的测量幅度和频率以及横向振动的测量幅度和频率可被称之为测量振动信息。所述测量振动信息可还被传送至地表11并且由钻探数据系统12和/或计算装置200进行处理。该振动分析系统46可还从磁力仪42接收与钻柱在磁力仪42位置处的瞬时旋转速度相关的数据。该振动分析系统46随后确定由于粘滞滑动所导致的扭转振动的幅度和频率。通过计算钻柱在给定时间段内的最大瞬时旋转速度与最小瞬时旋转速度之间的差异来确定实际扭转振动的测量频率和幅度。由此，测量振动信息可还指的是测量扭转振动。
根据本公开内容，为了减少用于振动信息的数据传送，钻探数据可被分组成范围和用于表示这些范围中的数据的简单值。例如，振动幅度可被报告成0、1、2或3以分别表示正常振动、高振动、强烈振动、或临界振动。一个用于报告频率的方法是将数字1至10赋予例如振动频率的值，使得数值1表示处于0至100Hz范围中的频率，数值2表示处于101至200Hz范围中的频率等。振动模式可通过对数字1至3进行分配，使得例如数值1表示轴向振动，2表示横向振动，并且3表示扭转振动来报告。如果仅将这种缩写的振动数据传送至地表，则诸如与将反向涡动频率用于确定钻孔直径结合使用的傅里叶分析之类的至少一些数据分析可在安装在井底组件6中的处理器中执行。{注意：当前，我们并未这样做，但已经考虑在将来实施它}
井底组件传感器可还包括至少第一压力传感器51和第二压力传感器52，所述第一压力传感器51和所述第二压力传感器52测量流过钻孔2中的钻探系统部件的钻探泥浆的压力。例如，第一压力传感器51和第二压力传感器52分别测量(沿钻孔向下)流经钻柱4的钻探泥浆的压力和沿钻孔向上流经钻孔壁与钻柱4之间的环形间隙的钻探泥浆的压力。差压被认为是沿钻孔向下流动的钻探泥浆与沿钻孔向上流动的钻探泥浆之间的压力差。有时，差压可被认为是离开井底的压力与在井底的压力之间的差异，如在现有技术中所知。压力信息可被传送至钻探数据采集系统12和/或计算装置200。在所示实施方式中，第一压力传感器51和第二压力传感器52可被结合在振动分析系统46中。
此外，钻探系统1可还包括设置在钻塔9上的一个或多个传感器。例如，钻探系统可包括用于确定WOB的起吊载荷传感器30和用于感测钻柱4的钻柱旋转速度的附加传感器32。起吊载荷传感器30例如通过利用应变仪测量绞车缆线(未标号)中的张力来测量钻柱的悬挂重量。该缆线延伸通过三个支承件并且所述支承件将已知的横向位移施加在该缆线上。应变仪测量由于缆线中的张力而导致的横向应变的大小，该横向应变的大小随后用于计算轴向载荷和WOB。在另一实施方式中，可利用电子数据记录仪(EDR)来获得钻探数据。该EDR可在地表处测量操作载荷。例如，EDR可利用传感器测量起吊载荷(地表处的钻柱的张力载荷)、扭矩、压力、差压、旋转速度、流量。钻压(WOB)可通过起吊载荷、钻柱重量、和载荷的从离开井底至井底的变化计算而得。可通过马达电流消耗来测量扭矩。流量可基于泵冲程数和每冲程泵送的容积。差压是井底压力与离开井底的压力之间的差异。
如将在下文中进一步详细说明的那样，该钻探数据系统12可以是与计算装置200电子通信的计算装置。该钻探数据系统12构造成接收、处理、和存储从上述井下传感器获得的多种钻探操作信息。因此，钻探数据系统12可包括多种用于在钻柱部件与钻探数据系统12之间传送数据的系统和方法。例如，在有线管道实施方案中，来自井底组件传感器的数据被传送至顶部接头45。来自顶部接头45传感器的数据以及来自有线管道系统中的井底组件传感器的数据可利用无线遥测术而被传送至钻探数据系统12或计算装置200。一个这种用于无线遥测术的方法公开在于2009年2月20日提交的名称为“来自旋转元件的同步遥测术”的美国申请No.12/389,950中，该美国申请的全部内容以参引的方式被结合到本文中。此外，钻探系统1可包括泥浆脉冲遥测系统。例如，泥浆脉冲装置5可被结合到井底组件6中。该泥浆脉冲遥测系统将诸如来自振动分析系统46的振动信息之类的来自井下装置的数据编码，并且利用脉冲装置5将编码脉冲传送至地表11。此外，钻探数据可利用诸如声学传送或电磁传送之类的其它方式传送至地表。
参照图2A，任何适用的计算装置200均可构造成群集软件应用，用于如在本文中所述的对振动信息进行监测、控制和预测。将会明白的是，计算装置200可包括任何适当的装置，所述任何适当的装置的示例包括台式计算装置、服务器计算装置、或便携式计算装置，例如笔记本计算机、平板电脑或者智能手机。在图2A中所示的示例性构造中，计算装置200包括处理部分202、存储部分204、输入/输出部分206、和用户界面(UI)部分208。所强调的是，该计算装置200的框图描绘是示例性的且并非意在暗示特定的实施方案和/或构造。处理部分202、存储部分204、输入/输出部分206和用户界面部分208可被联接在一起以允许在其间进行通信。如应该了解到的那样，上述部件中的任一部件均可横越一个或多个分离的装置和/或位置进行分布。例如，处理部分202、存储部分204、输入/输出部分206和用户界面部分208中的任一个均可与钻探数据系统12电子通信，该钻探数据系统12如上所述可以是与如本文中所述的计算装置200相似的计算装置。此外，处理部分202、存储部分204、输入/输出部分206和用户界面部分208中的任一个可均能够从设置在钻柱4上的振动分析系统46和/或一个或多个传感器接收钻探数据。
在多个实施方式中，输入/输出部分106包括计算装置200的接收器、计算装置200的传送器、或用于有线连接的电子连接器、或其组合。该输入/输出部分206能够接收和/或提供与同诸如国际互联网之类的网络进行通信相关的信息。如应该了解到的那样，传送和接收功能可还由位于计算装置200的外部的一个或多个装置提供。例如，输入/输出部分206可与沿钻孔向下设置在井底组件6上的一个或多个传感器和/或数据采集系统12电子通信。
取决于处理器的确切构造和类型，存储部分204可以是易失性的(例如某些类型的随机存取存储器(RAM))、非易失性的(例如只读存储器(ROM)、闪存等)、或者其组合。计算装置200可包括附加存储器(例如，可移动存储器和/或固定存储器)，所述附加存储器包括但不限于磁带、闪存、智能卡、CD-ROM、数字通用光盘(DVD)或其它光学存储器、卡型盒式磁带机、磁带、磁盘存储器或其它磁存储装置、通用串行总线(USB)兼容存储器、或者可用于存储信息并可由计算装置200存取的任何其它介质。
计算装置200可包括用户界面部分208，该用户界面部分208可包括输入装置209和/或显示器213(输入装置210和显示器212未示出)，该用户界面部分208使得用户能够与计算装置200通信。用户界面208可包括输入装置，所述输入装置提供用于经由例如按钮、软键盘、鼠标、声动控制器、触屏、计算装置200的运动、视觉线索(例如，在计算装置200上的摄像机前移动手)等来控制计算装置200的能力。用户界面208可提供输出，所述输出包括视觉信息，例如经由显示器213对于一个或多个钻探参数的多个操作范围的视觉表示。其它输出可包括声频信息(例如，经由扬声器)、机械信息(例如，经由振动机构)、或其组合。在多种构造中，用户界面208可包括显示器、触屏、键盘、鼠标、加速度计、运动检测器、扬声器、麦克风、摄像机、或者其任一组合。用户界面208可还包括用于输入诸如指纹信息、视网膜信息、声音信息、和/或面部特征信息之类的生物统计信息以便获得用于访问计算装置200的具体生物统计信息的任何适用的装置。
参照图2B，示出了示例性的且适用的通信体系结构，该通信体系结构可有助于监测钻探系统1的钻探操作。这种示例性的体系结构可包括一个或多个计算装置200、210和220，所述一个或多个计算装置中的每一个均可经由共用的通信网络240与数据库230和钻探数据采集系统12电子通信。尽管被示意性地示出为与计算装置200分离开，但数据库230也可以是计算装置200的存储部分104的部件。应该了解到的是，可设想出多种适用的替代通信体系结构。当已将钻探控制和监测应用安装到诸如上述计算装置之类的计算装置200上时，它可在诸如国际互联网之类的共用网络240上的其它计算装置之间传递信息。对于当前构造，用户24可经由网络240将与一个或多个钻探参数有关的信息传送至井底组件6的供应商的计算装置210，或者导致这种传送发生，或者作为选择经由网络240将所述信息传递至另一第三方(例如，钻探系统所有者1)的计算装置220。第三方可经由显示器查看如在本文中所述的用于一个或多个钻探参数的多个操作范围。
图2B中所描绘的计算装置200和数据库230可由例如现场的钻探设备操作者、现场所有者、钻探公司、和/或钻探系统部件的任何制造商或供应商、或诸如提供钻柱设计服务的第三方之类的其它服务提供商完全或部分操作。如应该了解到的那样，上述每一方和/或其它相关方可操作任何数量的相应的计算机并且可利用包括例如诸如国际互联网之类的广域网(WAN)或局域网(LAN)的任何数量的网络内部地和外部地通信。数据库230可例如用于存储与一个或多个钻探参数、来自前一钻探行程的多个操作范围、当前钻探行程相关的数据、以及与用于钻柱部件的模型相关的数据。此外，应该了解到的是，如本文中所使用的“访问”可包括重新获取存储在本地计算装置的存储部分中的信息，或经由网络将指令发送至远程计算装置，以致使信息被传送至本地计算装置的存储部分用于本地访问。此外或者作为选择，访问可包括访问存储在远程计算装置的存储部分中的信息。
返回至图3A，根据所示实施方式，在步骤100中启动用于对用于钻探操作的钻探数据和预测振动信息进行监测、控制的方法50。在步骤100中，用户可输入钻探部件数据。例如，用户指定钻柱部件，例如井底组件或随钻测量(“MWD”)工具，以及适用于每一个这种部件的振动极限。钻柱和/或井底组件数据可通过操作者输入或存储在数据库230中或计算装置100的存储器中。井底组件数据可如上所述被软件应用访问。在步骤100中输入的数据可包括：
(i)构成钻柱的钻杆管段的外径和内径，
(ii)稳定器的位置，
(iii)钻柱的长度，
(iv)钻柱的倾斜角度，
(v)使用弯曲接头的情况下的弯曲角度，
(vi)材料特性，特别是弹性模量、材料密度、扭转弹性模量、和泊松比，
(vii)用于振动阻尼的泥浆特性，特别是泥浆重量和粘度，
(viii)沿钻井的长度的钻孔直径，
(ix)方位角、建造速率和转向速率，
(x)稳定器和钻头的直径，和
(xi)与地层的诸如走向和倾角之类的特性相关的信息。
在替代实施方式中，在步骤100期间，与钻柱部件相关的信息可还在每次添加钻柱的新管段时或者在启动新的钻探行程时由操作者来更新。
在步骤101中，用于钻探操作的预期操作信息可被输入在软件应用中并且按照需要存储在钻探数据系统或计算装置100中。预期操作信息可在现场被导出或者可被根据钻探计划来确定。预期操作信息包括(i)WOB、(ii)钻柱旋转速度、(iii)泥浆马达旋转速度、(iv)钻孔的直径、和(v)任意阻尼系数。
在步骤102中，软件应用对钻柱的振动信息进行预测。预测振动信息包括至少钻柱4的轴向振动、横向振动、和扭转振动中的每一个的幅度。如将在下文中进一步详细说明并且在图3B中所示的那样，对振动信息进行的预测基于根据用于钻探操作的预期操作信息操作的钻柱的能量平衡方法和钻探系统部件信息进行。此外，预测振动信息可包括频率和模式形状信息。在步骤102期间，软件应用可还启动用于在下文中所讨论的预测模型中使用的一个或多个分析。特别地，软件应用可进行静态弯曲分析以确定井底组件6的弯曲信息。所述弯曲信息包括计算出的井底组件挠度、沿井底组件的长度的侧向力、弯曲力矩、和标称弯曲应力。软件应用还执行所谓的“预测分析”，其中，它利用弯曲分析信息来对钻柱将进行钻探所沿的方向进行预测。
在步骤104中，软件应用基于由振动分析系统46中的传感器测量的振动信息来计算用于特定钻柱部件的振动示警界限。例如，如在下文中所讨论的那样，基于预测模式形状，软件应用可确定在加速度计位置处的测量振动的何种量级会在关键钻柱部件的钻柱位置处导致过度振动。
在步骤106中，钻探操作继续进行或启动该钻探操作。例如，诸如步骤100至104之类的一个或多个在先步骤可在钻探操作之前被启动，以有助于研究出钻探计划并帮助设计井底组件。
在步骤108中，软件应用可从钻探设备地表传感器接收钻探数据。在步骤109中，软件应用可从井下传感器接收钻探数据。应该了解到的是，钻探设备地表钻探数据和井下钻探数据可被存储在钻探数据系统12和/或计算装置200中的计算机存储器中。通信系统可将来自钻探设备地表传感器和井下传感器的钻探数据传送至钻探数据系统12。来自地表传感器的钻探数据优选地被连续地传送至所述系统12。只要将井下钻探数据发送至地表(优选地至少每数分钟)，就将来自井下传感器的钻探数据传送至钻探数据系统12。软件应用可随后存取钻探设备地表钻探数据和井下钻探数据。无论软件应用是否访问或接收钻探数据，钻探数据均可在钻探操作期间被软件应用持续不断地使用。
在步骤110中，钻探数据和钻探状态可被传送至远程计算装置，例如远程计算装置210(图2B)。并未位于组钻探设备现场的用户可例如通过登录到计算装置210中并经由诸如国际互联网之类的通信网络240存取该钻探数据而下载和查看所述数据。在步骤112中，软件应用确定输入到软件应用中的钻探参数中的任一个是否已经改变。如果钻探参数已经改变，软件应用就因此更新钻探数据。此外，如果钻探参数尚未改变，则在方框114中，可运行可选择的损失性能分析，所述可选择的损失性能分析例如与以参引的方式结合到本文中的美国专利No.8,453,764中公开的损失性能分析相似。过程控制可被转移并且图5中所示的方法701可被启动，如将在下文中进一步详细说明的那样。
转向图3B，图3B示出了一种用于对钻探系统的振动信息进行预测的方法70。应该了解到的是，方法70的该方面可被在上述步骤100至102之前或者连同其一起执行。图3B示出了可如何研发出并且在钻探操作中使用钻探系统模型。因此，方法70的每个步骤均无需在钻探设备现场或在钻探操作期间执行，而是可在钻探操作之前进行。
继续图3B，方法70在步骤260中通过利用有限元技术限定钻探系统模型而启动，如在下文中进一步详细说明的那样。在步骤260中，所述方法可包括访问钻探系统部件数据。所述钻探系统部件数据包括通常在有限元模型中使用的钻柱的一个或多个特性。钻柱的所述一个或多个特性包括钻柱几何结构数据。钻柱几何结构数据包括构成钻柱的钻杆管段的外径和内径、稳定器的位置、钻柱的长度、钻柱的倾斜角度、使用弯曲接头的情况下的弯曲角度、稳定器和钻头的直径。钻柱几何结构数据还包括钻柱部件的材料特性，特别是弹性模量、材料密度、扭转弹性模量、和泊松比，以及基于钻探泥浆特性的特性的振动阻尼系数，所述钻探泥浆特性特别是泥浆重量和粘度。在步骤262中，软件应用可访问钻孔信息。钻孔信息可包括沿钻孔的长度的钻孔直径、方位角、建造速率、转向速率、与地层的诸如走向和倾角之类的特性相关的信息。
继续图3B，在步骤266至272中，钻探系统模型的部件被进一步利用诸如ANSYS和/或LISA之类的有限元系统进行处理。在步骤274至280中，执行静态弯曲分析和所谓的预测分析。在步骤282中，基于在步骤274-280中确定的弯曲信息，软件应用确定在钻头处的力是否平衡。在步骤282中，软件应用可确定钻头上的侧向力是否等于零。例如，如果钻头上的力并未平衡，则所述模型表明与(所述模型中的)钻孔壁接触。如果所述力并不平衡，则将过程控制转移至步骤284并且改变钻孔的曲率，并且再次运行步骤272至282，直到在步骤282中获得平衡。
在步骤286至294中，软件应用对钻柱的振动信息进行预测。在步骤286中，软件应用启动振动分析操作。例如，软件应用启动振动模态分析。预测振动信息包括钻柱的轴向振动、横向振动、和扭转振动的幅度。此外，研究出用于轴向振动、横向振动、和扭转振动的频率和模式形状。对振动信息进行的预测基于根据预期操作信息操作的钻柱的能量平衡和钻探系统部件信息进行，如将在下文中进一步详细说明的那样。
在步骤288中，软件应用可首先确定模型钻柱部件的钻探激振力。在步骤289中，软件应用将确定的钻探激振力施加至该模型。例如，软件应用可基于钻柱的预期操作载荷和频率将已知的激振载荷施加至钻柱。
在步骤209中，软件应用应用能量平衡方法以确定沿钻柱的振动信息，特别是确定沿钻柱的轴向振动、横向振动、和扭转振动的幅度。利用能量平衡方法，考虑到在钻探操作期间由于钻探系统部件的振动而耗散的能量，预测振动信息基于对作为施加至钻柱的一个或多个力的函数的供给至钻探操作的能量进行的分析。向钻探系统的所供给的能量ES(J)可通过下列等式计算出：
(1)ES＝q·π·Cosβ·∫y(x)·dx
式中，
q是沿钻柱的分布力(N)，
β是相位角(弧度)，和
y(x)是沿钻柱的长度的位移(mm)。
由于阻尼等从钻探系统所耗散的能量ED(J)可通过下列等式计算出：
(2)ED＝π·k·b·Y2，式中，
k是弹簧刚度，
b是阻尼系数(N s/m)，和
Y是位移(mm)。
作为输入载荷的函数的用图表表示为位移或幅度的所供给的能量ES和所耗散的能量ED示于图7中。假设所供给的能量与所耗散的能量相等，软件应用可对在给定输入载荷下的振动的幅度(或等式中的位移)进行预测。基于能量得到平衡的假设，软件应用利用下列等式来对轴向振动的幅度进行预测：
(3)Ym＝(Fo·π·Sz)/(δ·w2)·Hna，式中，
Ym是用于轴向振动的最大幅度或位移(mm)，
Fo是总力(N)，
Sz是放大因数，其被限定为表示所需频率对于诸如钻柱部件之类的结构的自然频率的接近度，
δ是位移(mm)，
W是角速度(弧度/秒)，和
Hna是用于轴向振动的相对模式形状效率因子。
如可从上述等式中看到的那样，软件应用基于表明用于沿钻柱的轴向振动、横向振动、和扭转振动的相对模式形状效率(Hn)的信息来对振动信息进行预测。该模式形状效率是对于有多少来自所施加的载荷的能量进入到振动中的量度。例如，该模式效率对于悬臂梁的在将载荷施加至该悬臂梁的自由端处的情况下的第一模式而言是最高的，这是因为该振动是最大的。将载荷施加至该梁的固定端导致了为0的模式效率因子，这是由于在该位置处并不存在任何位移。
在步骤290中，在考虑到钻头涡动的情况下，软件应用可还对振动的幅度进行预测。利用上述能量平衡方法，软件应用利用下列等式来对横向振动的幅度进行预测：
(4)Yo＝(Yb·π·Sz)/(δ·w2)·Hnl，式中
Yo是横向振动的最大幅度或位移(mm)，
Yb是位移(mm)，
Sz是如上所述的放大因数，δ是位移(mm)，
W是角速度(弧度/秒)，和
Hnl是用于横向振动的相对模式形状效率因子，如上所述。
在步骤290中，考虑到钻头力矩，软件应用可还对振动的幅度进行预测。利用上述能量平衡方法，软件应用利用下列等式来对扭转振动的幅度进行预测：
(5)θm＝(Mb·π·Sz)/(δ·w2)·Hnt，式中
θm是用于扭转振动的最大角位移(弧度/秒)
Mb是弯曲力矩(N-m)，
Sz是如上所述的放大因子，
δ是位移(mm)
W是角速度(弧度/秒)，
Hn是如上所述的用于横向振动的相对模式形状效率因子。
在步骤290中，当能量平衡方法已经对轴向振动、横向振动和扭转振动的幅度进行过预测时，在步骤292中，软件应用可输出针对一系列钻头旋转速度的振动幅度。过程控制可被转移至步骤294。在步骤294中，软件应用可确定钻柱的临界速度。确定临界速度的步骤包括确定作为施加在钻柱上的载荷的函数的临界速度。应该了解到的是，软件应用可将预测振动信息与用于钻探操作的一系列临界速度、一系列WOB、旋转速度、流量和扭矩值相关联。
根据本公开内容的另一实施方式，软件应用构造成按照需要更新该钻探系统。软件应用通过首先限定钻柱和在钻探操作期间并未改变的钻孔参数来研究出钻探系统模型。钻柱和钻孔参数被存储在计算装置200的计算机存储器中。当钻探操作继续并且特定的钻探状况改变时，钻柱和钻孔参数被更改并且再次进行分析。例如，在钻探期间改变的钻探参数包括钻头旋转速度、WOB、倾斜角度、深度、方位角、泥浆重量、和钻孔直径。软件应用基于钻探操作参数的基于地表传感器和井下传感器的测量的实时值访问和/或接收更新的操作信息。例如，软件应用可访问存储在数据采集系统和/或计算装置的存储部分中的更新的操作信息。更新的操作信息可被自动地进行测量并存储在存储器中，或者作为选择，更新的操作信息可经由单独的系统来获取并且可以是经由用户界面手动输入在计算装置中的数据，所述数据被存储用于访问。基于更新的操作参数，软件应用计算用于一系列操作状况的临界速度。软件应用可还建立用于轴向振动、横向振动、和扭转振动中的每一个的测量振动信息和预测振动信息的模式形状。如在图4中所示，软件应用可致使用户界面显示处于RPM和WOB的任何给定组合下的模式形状。此外，软件应用可致使用户界面在临界速度图上显示临界速度。如在图5中所示，软件应用致使钻头旋转速度(RPM)显示在x轴上，并致使WOB显示在y轴上。
转向图4，根据本公开内容的另一实施方式，如结合步骤102(方法70)所示，软件应用执行振动分析，在所述振动分析中，它对下列参数进行预测(i)轴向模式、横向模式和扭转模式中的钻柱的自然频率和(ii)钻柱、泥浆马达(如果存在)的临界速度和激发这些频率的钻头的临界速度，如前所述。软件应用可在实际临界速度已从预测临界速度移位的情况下，调节所述钻探系统模型，使得钻探系统模型可对钻柱所经历的临界速度进行正确预测。如可在图4中所见，软件应用可执行方法300，所述方法300可在实际操作期间处于钻头旋转速度(RPM)下的预测临界速度显示该预测临界速度并未导致共振的情况下调节该钻探系模型。如果在钻探系统模型并未预测到在共振所处的钻头旋转速度下遇到临界速度，则随后可同样调节所述钻探系统模型。应当了解到的是，基于对预测临界速度进行的与实际临界速度相对的分析而对临界速度进行的调节可在成功消除高振动之后完成，所述高振动导致钻探性能的损失，如在上文中结合步骤114所讨论的那样。
继续图4，软件应用首先在步骤330中确定预测临界速度是否与测量临界速度之差超出预定量。如果是，在步骤332中，软件应用就确定与临界速度相关联的振动模式是否与轴向振动模式、横向振动模式或扭转振动模式相关联。如果临界速度与扭转模式或轴向模式相关联，那么在步骤334中，软件应用就确定设想泥浆马达在没有遇到预测共振的情况下运转所处的RPM是否处于预测临界速度带的低端上。如果是，那么就在步骤336中，被该模型所使用的马达RPM就被降低直到临界速度不再被预测为止。这考虑了与在用于马达的规格文件中所述的情况相比具有不同的每加仑转数(RPG)的马达。马达规格通常列出了在室温下处于无载荷状况下的RPG。如果确定了马达RPM处于预测临界速度带的上端上，那么就在步骤338中，将马达RPM增大，直到该临界速度不再被预测为止。如果不使用泥浆马达，那么就在步骤340中，软件应用确定预测临界速度比钻头运转所处的速度高还是低。如果它是较高的，就在步骤342中，降低钻柱刚度，直到该临界速度不再被预测为止。如果它是较低的，那么就在步骤344中，增大钻柱刚度，直到该临界速度不再被预测为止。
如果该临界速度与横向振动模式相关联，那么就在步骤346中，软件应用确定横向振动是否是由于钻头、泥浆马达、或钻柱横向振动所导致。如果横向振动模式与钻柱相关联，那么就在步骤348中，软件应用确定设想钻柱在没有遇到共振的情况下运转所处的RPM是处于预测临界速度带的低端还是高端上。如果它处于高端上，那么就在步骤350中，降低在该模型中使用的钻柱速度，或者如果不成功，就增大稳定器外径。如果它处于低端上，那么就在步骤352中，增大在该模型中使用的钻孔尺寸，或者如果不成功，就减小稳定器的外径。
如果横向振动模式与泥浆马达相关联，那么在步骤354中，软件应用确定设想泥浆马达在没有遇到共振的情况下运转所处的RPM是处于预测临界速度带的低端还是高端上。如果它处于高端上，那么在步骤356中，提高在该模型中使用的泥浆马达速度，直到该临界速度不再被预测为止。如果它处于低端上，那么在步骤358中，降低在该模型中使用的泥浆马达速度，直到该临界速度不再被预测为止。如果横向振动模式与钻头相关联，那么在步骤360中，软件应用确定设想钻头将要运转所处的RPM是处于临界速度带的低端还是高端上。如果它处于高端上，那么就在步骤362中降低钻头速度，直到该临界速度不再被预测为止。如果它处于低端上，那么就在步骤364中增大钻头速度，直到该临界速度不再被预测为止。
如上所述，软件应用可基于在当前钻探行程期间获得的实时信息来对未来钻探行程的振动进行预测。例如，软件应用可基于当前测量操作或实时参数来对振动信息进行预测。软件应用可利用上述方法基于下列参数的实时值对沿钻柱的每一个元件处的振动进行预测，所述参数为：(i)WOB，(ii)钻头RPM、(iii)泥浆马达RPM、(iv)钻孔的直径、(v)倾斜角度、(vi)方位角、(vii)建造速率、和(viii)转向速率。出于对振动进行预测的目的，WOB优选地利用顶部驱动接头45通过地表测量来确定，如前所述，尽管可如前所述使用井下应变仪。钻头RPM优选地通过将钻柱RPM加上泥浆马达RPM来确定。钻柱RPM优选地利用RPM传感器32基于地表测量进行。泥浆马达RPM优选地利用马达流量对马达RPM或RPM/流量因子的曲线基于泥浆流量进行。钻孔的直径优选地利用在上述美国专利No.8,453,764中所述的方法通过反向涡动频率确定，尽管还可使用假定值，同样如前所述。倾斜角度和方位角优选地通过井底组件6中的加速度计44和磁力计42来确定，如前所述。建造速率优选地基于倾斜角度中的改变来确定。转向速率通过方位角中的改变来确定。优选地，关于WOB、钻柱RPM和泥浆马达RPM的信息被自动发送至处理器202。关于倾斜角度和方位角的信息以及来自横向振动加速度计的数据(在井下执行傅里叶分析的情况下的反向涡动频率)被通过泥浆脉冲遥测系统或有线管路或其它传输系统每隔一定间隔传输至处理器202，或者在被应用要求时或者在被事件触发时被传输至处理器202。基于前述情况，软件应用计算在钻探操作期间沿钻柱的每一点处的振动频率(幅度已经被在先确定)。如上所述，软件应用可致使用户界面显示用于当前操作状况的模式形状的图像，如图5中所示，显示钻柱的振动模式形状的图像，这实质上是沿钻柱的相对振动幅度。
根据本公开内容，将三个振荡激振力用于对振动量级进行预测：(i)振荡激振力，其值是测量WOB，并且其频率等于钻头的速度乘以钻头上的叶片/牙轮(cone)的数量(该力施加于钻头的中心线并且激发轴向振动)、(ii)振荡力，其值是测量WOB，并且其频率等于钻头上的轮叶(或叶片)的数量乘以钻头速度(该力施加于钻头的外径处并形成激发横向振动的弯曲力矩)、和(iii)振荡力，其值是基于泥浆马达的特性计算出的不平衡力，如前所述，并且其频率等于N(n+1)，式中，N是转子的旋转速度并且n是转子上的转子叶片(lobe)的数量。
在诸如加速度计之类的振动传感器的位置处测量上述参考等式中的振动幅度或位移。然而，对于操作者而言重要的是诸如MWD工具之类的关键钻柱部件的位置处的振动。在步骤104中，软件应用确定对于每一个振动模式的附近传感器位置处的振动幅度与关键部件处的振动幅度之间的比率。在步骤104中的分析基于预测振动模式形状和如在该模型中输入的这种关键的钻柱部件的已知位置进行。基于用于该部件的输入振动极限，软件应用确定传感器处的振动，所述振动将导致部件处的振动达到其极限。软件应用可致使计算装置在传感器处的振动到达相关极限的情况下启动高振动报警。例如，如果MWD工具应遭受到的最大振动是5g，并且模式形状分析表明，对于横向振动而言，传感器#1处的振动幅度与MWD工具的比率是1.5—即，MWD工具处的振动幅度是1.5乘以传感器#1处的幅度，则软件会在传感器#1处的测量横向振动超过1.33g的情况下，通知操作者在MWD工具处存在高振动。该外推法可在表示多个关键钻柱部件的多个位置处执行，每一个位置处均具有其自身的振动极限。除了在当前操作状况下对沿钻柱的长度的振动进行预测以便推断出沿钻柱的其它位置的测量振动幅度之外，软件应用可还基于预计操作状况对沿钻柱的长度的振动进行预测。软件应用可随后确定诸如RPM或WOB之类的操作参数中的变化是否将影响振动。
软件应用可致使用户界面在计算机显示器中显示临界速度图，如在图5中所示并且如在下文中进一步讨论的那样。如上所述，临界速度可显示下列信息，所述信息表明应该避免的WOB与钻柱旋转速度的组合以避免出现高轴向或侧向振动或粘滞滑动。软件应用可致使用户界面显示包括下列信息的临界速度图，所述信息表明应该被避免的WOB和泥浆马达旋转速度的组合。临界速度图可被用作用于设定钻探参数的指南。
转向图5，根据本公开内容的另一实施方式，软件应用可确定在用于传感器位置处的轴向振动、横向振动或扭转振动中的任一个的预测振动与测量振动之间的差异是否超过预定阈值。作为回应，软件应用通过根据预定体系(hierarchy)改变在钻探系统模型中使用的操作参数输入来修正该钻探系统模型，直到所述差异被降低成低于预定阈值。这种示例性的体系描绘于图5中所示的方法701中。当软件应用从井下传感器接收钻探数据时，软件应用将在传感器位置处的测量振动量级与相同位置处的预测振动量级相比较。基于由如上所述的软件应用执行的分析，钻探数据系统12、计算装置200、和/或数据库230可包括存储在其中的：(i)井下传感器的位置处的测量轴向振动、测量横向振动和测量扭转振动、(ii)由软件应用预测的用于轴向振动、横向振动和扭转振动的共振频率、(iii)基于由软件应用预测的实时操作参数的用于轴向振动、横向振动和扭转振动的模式形状、和(iv)由软件应用预测的在沿钻柱的全长的每个点处的轴向振动、横向振动和扭转振动的量级。该信息用于确定预测振动信息与测量振动信息是如何一致的。
继续图5，使用方法701，在该方法701中，尝试改变的参数中的体系优选地是泥浆马达旋转速度，继之以WOB，继之以钻孔尺寸。在步骤700中，判断测量振动与预测振动之间的偏差是否超出预定阈限量。如果超出，就在步骤702至712中，尝试进行在钻探系统模型中使用的泥浆马达旋转速度在规定允许的变化范围内的递增和递减，直到所述偏差下降成低于所述阈限量。如果在允许变化范围内没有泥浆马达旋转速度的值导致所讨论的振动偏差下降成低于所述阈限量，则软件应用将在钻探系统模型中使用的泥浆马达旋转速度修正为使所述偏差减小得最多但并不致使用于另一振动的预测值与测量值之间的偏差超出阈限量的数值。
如果泥浆马达旋转速度的改变并未将所述偏差减小成低于阈限量，则在步骤714-724中，随后在规定允许的变化范围内减小和增大在钻探系统模型中使用的WOB，直到所述偏差降低成低于所述阈限量。如果在允许的变化范围内没有WOB的值导致测量振动与预测振动之间的偏差降低成低于所述阈限量，则软件应用将在该模型中使用的WOB修正成使所述偏差降低得最多但并不致使用于另一振动的预测值与测量值之间的偏差超过所述阈限量的数值。
如果WOB的改变并未将所述偏差减小成低于所述阈限量，则在步骤726-736中，随后在规定允许的变化范围内减小和增大在该模型中使用的假定钻孔尺寸——所述范围可考虑到是否料想到剧烈的冲刷状况，在该剧烈的冲刷状况的情况下，直径可以是预测尺寸的两倍——直到偏差降低成低于所述阈限量。如果钻孔尺寸的数值导致该偏差降低成低于所述阈限量，而并不致使另一振动中的偏差超过所述阈限量，那么就对该模型进行修正以反映新的钻孔尺寸值。如果在允许变化范围内没有钻孔尺寸的数值导致测量振动与预测振动之间的偏差降低成低于所述阈限量，则软件将在该模型中使用的钻孔尺寸修正成使所述偏差降低得最多但并不致使另一振动量级中的偏差超过所述阈限量的数值。作为选择，替代利用上述连续单变量方法，软件应用可被编程为利用例如田口(Taguichi)方法来执行多变量最小化。此外，如果泥浆马达RPB、WOB和钻孔直径的改变并未单独地或以相结合的方式将所述偏差降低成低于所述阈值，则会需要进一步的研究以确定输入中的一个或多个是否是无效的，或者井下是否存在问题，例如磨钝的钻头、钻孔中的落物(例如钻头镶嵌块)、或过大的(chunked out)马达(橡胶坍塌)。
应该了解到的是，可将其它体系用于修正钻探系统模型。例如，如果在如在以参引的方式结合到本文中的美国专利No.8,453,764中所述的成功减轻高振动(例如图3A中的步骤114)之后，由软件应用执行将预测振动与测量振动相比的步骤，所述减轻的结果用于引导对用于对所述振动进行预测的钻探系统模型进行的修正。如将由所属领域技术人员所了解到的那样，如果所尝试进行的减轻是不成功的或者如果减轻并不是必需的，则不能利用减轻由高振动所导致的损失性能的方法。
现在参照图6，根据本公开内容的再一实施方式，软件应用自动确定是否获得最佳钻探性能，并在尚未获得最佳钻探性能的情况下进行推荐。一般而言，钻头RPM越高并且WOB越大，则由钻头钻入到地层中的钻入速度就越高，从而导致更为快速的钻探。然而，增大钻头RPM和WOB会增大振动，这会缩短井底组件部件的使用年限。用于使钻探效率最佳化的方法901包括执行一个或多个钻探试验的初始步骤900，所述钻探试验被执行以获得ROP的与WOB和钻柱及钻头RPM相比的数据库。此外，在步骤900中，所述钻探试验可始于利用软件应用对钻探操作进行的预运行分析。所述预运行分析可用于设计下列井底组件，所述井底组件将钻出计划钻井，具有用于计划钻井的足够大的强度并对在钻探操作期间避免出现的临界速度进行预测。在预先分析过程期间，钻柱的部件可被移动或更换以获得预期性能。改变可包括添加、删减或移动稳定器、基于振动激励和性能来选择钻头、和规定泥浆马达动力部分、弯曲位置和弯曲角度。基于所述分析，设定初始钻探部件信息和钻探操作参数。
在步骤902中，软件应用可确定一组钻探参数，所述一组钻探参数可部分基于在钻探试验期间进行的预测振动量级和钻探性能结果来优化ROP而不会产生过度振动。作为选择，软件应用可产生图形显示，所述图形显示示出了与WOB相对的预测轴向振动和与WOB相对的测量钻入速度。利用这些图形显示，操作者可选择将导致最大钻入速度而不会招致过度的轴向振动的WOB。对于其它振动模式，会产生类似的图形。此外，在步骤902期间，软件应用确定钻柱的临界速度并随后确定在基于钻探试验数据而产生最高ROP的钻柱/钻头旋转速度和WOB下的操作是否将导致在临界速度下的操作。作为选择，软件应用可对在产生最高ROP的钻柱/钻头RPM和WOB下在钻柱中的关键部件处的振动的量级进行预测，以确定在这种状况下的操作是否将导致关键部件的过度振动。在任何情况下，如果软件应用在导致最高ROP的操作状况下预测到振动问题，则它将随后对在钻探试验中获取数据的其它操作状况下的高振动进行检查，直到它确定将导致最高ROP而不会遇到高振动的操作状况为止。软件应用将随后建议操作者应该在预期产生最高ROP而不会遇到过度振动的钻柱/钻头旋转速度和WOB下操作钻柱。钻探操作将以使ROP优化的预定组的钻探参数下继续进行。
在步骤904中，钻探操作将在由软件应用建议的这组操作参数下继续进行。钻探操作会继续进行直到对钻探状况进行改变为止。改变可包括钻头磨损、不同的地层类型、倾斜角度、方位角、深度的改变、振动增大等。在步骤906中，软件应用将周期性地访问来自井下传感器和地表传感器的钻探数据，如上所述。
在步骤908中，软件应用将确定测量振动信息与预测振动信息是否一致。如果软件应用在步骤908中确定测量振动信息与预测振动信息并不一致或匹配，则将过程控制转移至步骤910并且将对钻探系统模型进行修正。如果软件应用在步骤908中确定测量振动信息与预测振动信息一致，则将过程控制转移至步骤912。由此，钻探参数的优化将被利用更新的钻探系统模型来执行，所述更新的钻探系统模型基于来自井下传感器的实时数据来对振动进行预测。
在步骤912中，软件应用例如通过确定钻柱操作是否接近新的临界速度或者关键部件处的振动是否超过用于这种部件的最大值来基于来自井下传感器的钻探数据确定钻柱中的振动是否是高的。如果软件应用确定所述振动是高的，则将过程控制转移至步骤902，并且步骤902至910被反复进行，并且软件应用确定另一组操作参数，所述另一组操作参数将导致最高的预期ROP而不会遇到过度振动。如果在步骤912中软件应用确定振动数据是低的，则将过程控制转移至方框914。
基于来自ROP传感器34的数据，在步骤914中，软件应用确定ROP是否已偏离基于钻探试验的预期值。如果已经偏离，软件应用就可建议应该执行进一步的钻探试验以建立与WOB和钻柱/钻头RPM相对的ROP的新数据库。
出于说明上述优化方法901的目的，假定钻探试验产生如下ROP数据(为简单起见，假定没有泥浆马达，使得钻头RPM与钻柱RPM是相同的)：
WOB，磅 200RPM 300RPM
10k 10英尺/分钟(fpm) 20fpm
20k 15fpm 25fpm
30k 20fpm 30fpm
40k 25fpm 33fpm
表1
软件应用可对在40k WOB和300RPM(试验数据中的最高ROP点)下操作钻柱是否将导致钻探系统在临界速度下操作或者在关键部件处导致过度振动进行预测。如果该过程确定在40k WOB和300RPM(试验数据中的最高ROP点)下操作钻柱并不导致临界速度或过度振动，则软件应用可致使计算机系统向用户显示在40k WOB和300RPM下操作的建议。此后，每次获得新的一组钻探数据(或添加钻杆的新管段)，软件应用就将(i)在传感器的相应位置处的预测振动并不与测量振动相一致的情况下，对钻探系统模型进行修正，并(ii)确定振动是否过度。软件应用可利用修正后的钻探系统模型来确定该振动是否过度以通过推断测量振动来确定关键部件处的振动。
如果该过程在一些位置处确定钻柱的振动已变得过度，该过程就对处于30k WOB和300RPM(来自钻探试验数据的第二高ROP点)的振动进行预测并建议操作者转到那些操作位置，直到它在那些状况下预测到过度振动为止。此后，每次获取到另一组钻探数据(并可能地对该模型进行修正)，软件应用就将对再次返回至与最高ROP(40k WOB/300RPM)而不遇到过度振动的初始操作状况是否安全进行预测。如果软件从未预测到返回至初始操作状况是安全的，但在一些位置处，它确定振动已经再次变得过度，则它将对处于导致第三高ROP——20kWOB/300RPM和40k WOB/200RPM——的两组参数下的振动进行预测并且表明哪一个导致较低的预测振动。
在一些实施方式中，代替仅建议操作者对操作参数作出的改变，该方法自动调节操作参数以在导致最大钻探性能的状况下自动地操作。
根据本公开内容的另一实施方式，代替将ROP用作优化基础，软件可利用机械比能(“MSE”)而非ROP来对钻探的效率进行预测。可例如如在SPE/I ADC钻探会议的SPE/IADC92194(2005)中的F.Dupriest和W.Koederitz的“对机械比能进行实时监测的最大钻探速率(Maximizing Drill Rates With Real-Time Surveillance of Mechanical SpecificEnergy”和美国钻探工程师协会AADE-05-NTCE-66(2005)中的W.Koederitz和J.Weis的“MSE的实时执行(A Real-Time Implementation Of MSE)”中所述的那样计算MSE，所述文献中的每一篇均以参引的方式被全部结合到本文中。出于计算MSE的目的，软件从一个或多个钻探试验获得ROP的数值，如上所述，以及在每一个钻探试验期间测量到的扭矩。基于这些计算，该过程可向用户/操作者提出钻头旋转速度和WOB的建议以修正产生最高MSE值的数值。
尽管已经参照用于监测钻柱中的振动的具体方法描述了本发明，但本发明可适于基于本文中的教导利用其它方法来监测振动。例如，尽管已经利用泥浆马达旋转钻探说明了本发明，但它还可适用于纯旋转钻探、驾驶系统(steerable syetem)、旋转驾驶系统(rotary steerable system)、高压射流钻探、和自推进式钻探系统、以及由电动马达和空气马达驱动的钻机。因此，本发明可以其它具体形式具体表现而不会背离其精神或基本属性，并且因此，在表明本发明的范围时，应该参照所附权利要求而非前述说明书进行说明。

Claims (19)

1.一种用于监视和控制钻探系统的方法，所述钻探系统包括钻柱和支承在所述钻柱的井下端部处的钻头，所述钻探系统构造成在土壤地层中形成钻孔，所述方法包括下列步骤：
经由钻探系统模型基于一组钻探操作参数、钻孔信息、和钻探系统部件信息对用于所述钻柱的振动信息进行预测，所述一组钻探操作参数包括钻压(WOB)和钻头旋转速度，并且所述钻探系统部件信息包括所述钻柱和所述钻头的一个或多个特性；并且预测振动信息包括用于所述钻柱的轴向振动、横向振动、和扭转振动中的至少一个的幅度，所述钻探系统模型构造成基于在预期钻探操作期间根据所述一组钻探操作参数操作的所述钻柱的能量平衡对振动信息进行预测；以及
操作所述钻探系统以便根据所述一组钻探操作参数在所述土壤地层中钻出所述钻孔；
在所述钻探操作期间在所述钻孔中对所述钻柱的所述轴向振动、所述横向振动、和所述扭转振动中的至少一个进行测量；以及
将用于所述钻柱和所述钻头的所述预测振动信息与用于所述钻柱和所述钻头的测量振动信息相比较，并且如果比较步骤导致了用于所述钻柱和所述钻头中的每一个的所述预测振动信息 与所述测量振动信息之间的差异，就对所述钻探系统模型进行更新以降低用于所述钻柱和所述钻头的所述预测振动信息 与所述测量振动信息之间的差异。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，对振动信息进行预测的步骤基于用于所述钻柱的所述轴向振动、所述横向振动、和所述扭转振动中的每一个的幅度，其中，供给至所述钻探操作的能量与在所述钻探操作期间由于作为施加至所述钻柱的一个或多个力的函数的所述钻探系统部件的振动而耗散的能量相等。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，对振动信息进行预测的步骤通过将所述能量平衡作为施加至所述钻柱的一个或多个力的函数应用于所述钻柱而基于频域类型的有限元模型进行。
4.根据权利要求1所述的方法，还包括访问用于钻探操作的所述一组钻探操作参数的步骤，对所述一组钻探操作参数进行选择以获得通过所述土壤地层的预期最大钻入速度。
5.根据权利要求4所述的方法，还包括访问钻孔信息的步骤，其中，所述钻孔信息包括钻孔直径。
6.根据权利要求4所述的方法，其中，访问所述一组钻探操作参数的步骤还包括接收所述一组钻探操作参数。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，访问钻孔信息的步骤还包括接收钻孔信息。
8.根据权利要求1所述的方法，基于对所述一组钻探操作参数中的一个或多个进行的调节，还基于调节后的一组钻探操作参数、所述钻孔信息、和所述钻探系统部件信息经由更新后的钻探系统模型对用于所述钻柱和所述钻头的所述振动信息进行预测。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，所述钻探操作包括所述钻柱的一个或多个钻探行程以在所述土壤地层中形成所述钻孔。
10.根据权利要求1所述的方法，还包括基于所述钻柱和所述钻头的所述振动信息和所述一组钻探 操作参数确定用于所述钻柱的临界速度。
11.一种钻探系统，所述钻探系统构造成在钻探操作期间在土壤地层中形成钻孔，所述钻探系统包括：
支承钻头的钻柱，所述钻头构造成限定所述钻孔；
多个传感器，所述多个传感器构造成获得钻探操作信息和测量振动信息，其中，所述多个传感器中的一个或多个构造成在所述钻探操作期间在所述钻孔中对所述钻柱的轴向振动、横向振动和扭转振动中的至少一个进行测量以获得所述测量振动信息；
至少一个计算装置，所述至少一个计算装置包括存储部分，所述存储部分上存储有钻探系统部件信息，所述钻探系统部件信息包括所述钻柱的一个或多个特性，所述存储部分还包括用于所述钻探操作的预期操作信息，所述预期操作信息包括钻压(WOB)、所述钻头的旋转速度、钻孔直径、和振动阻尼系数；和
与所述存储部分通信的计算机处理器，所述计算机处理器构造成对用于所述钻柱的振动信息进行预测，预测振动信息包括用于所述钻柱的所述轴向振动、所述横向振动、和所述扭转振动中的至少一个的预测幅度，所述预测振动信息基于根据用于所述钻探操作的所述预期操作信息操作的所述钻柱的能量平衡和所述钻探系统部件信息；
所述计算机处理器还构造成将用于所述钻柱和所述钻头的所述预测振动信息与用于所述钻柱和所述钻头的所述测量振动信息相比较，其中，所述计算装置构造成在检测到所述预测振动信息 与所述测量振动信息之间存在差异的情况下对钻探系统模型进行更新。
12.根据权利要求11所述的钻探系统，其中，所述预测振动信息基于用于所述钻柱的所述轴向振动、所述横向振动、和所述扭转振动中的每一个的幅度，其中，供给至所述钻探操作的能量与在所述钻探操作期间由于作为施加至所述钻柱的一个或多个力的函数的所述钻探系统部件的振动而耗散的能量相等。
13.根据权利要求11所述的钻探系统，其中，所述预测振动信息基于将所述能量平衡作为施加至所述钻柱的一个或多个力的函数应用于所述钻柱的频域类型的有限元模型。
14.根据权利要求11所述的钻探系统，其中，预测振动是用于沿所述钻柱的轴向振动、横向振动、扭转振动中的至少一个的模式形状。
15.根据权利要求11所述的钻探系统，其中，所述钻柱的所述一个或多个特性包括钻柱几何结构、所述钻柱的材料特性、所述钻柱上的稳定器的位置和数量、所述钻柱的倾斜角度、和钻头几何结构。
16.根据权利要求11所述的钻探系统，还包括通信系统，所述通信系统构造成将在所述钻探操作期间在井下获得的数据传送至所述至少一个计算装置。
17.根据权利要求16所述的钻探系统，其中，所述通信系统是脉冲遥测系统。
18.根据权利要求16所述的钻探系统，其中，所述通信系统是有线系统。
19.根据权利要求11所述的钻探系统，其中，所述钻柱在钻柱的井下端部处支承井底组件，并且所述钻头联接至所述井底组件，其中，所述多个传感器包括由所述井底组件承载的第一组传感器和沿所述钻柱设置的第二组传感器以及设置在所述钻探系统的地表结构上的第三组传感器。
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