CN105874159A - 控制井筒钻井系统 - Google Patents

Abstract

用于控制井下钻井设备的技术包括：基于所述井下钻井设备的传感器测量值来确定井下钻井动力学的标称模型；确定井下钻井动力学的所述标称模型的不确定性；基于井下钻井动力学的所述标称模型的所述不确定性来确定偏离井下钻井动力学的所述标称模型的模型集合；以及基于所述标称模型和偏离所述标称模型的所述模型集合来产生用于所述井下钻井设备的虚拟控制器。

Description

控制井筒钻井系统

技术背景

本公开涉及对用于从地下岩层开采烃类的井筒操作的管理(例如，自动化)。

背景

对于烃类诸如石油和天然气的钻井通常涉及钻井设备在可向下到达表面以下数千英尺位置的操作。井下钻井设备的这样的远距离，结合不可预测的井下操作条件和振动性钻井干扰，在准确控制井筒轨迹的过程中形成众多挑战。这些问题加剧通常是因为存在限制钻井误差容限的相邻井筒，有时彼此紧密靠近。钻井操作通常从位于井下钻井设备附近的井下传感器收集测量值以检测与钻井相关的各种条件，诸如井筒轨迹的位置和角度、岩石岩层的特征、压力、温度、声学、辐射等。通常将这样的传感器测量数据传送到表面，操作人员在那里分析这些数据以调整井下钻井设备。然而，传感器测量值可能不准确、延迟或罕见，从而限制使用此类测量值的有效性。通常，使操作人员在控制钻井操作的过程中使用井筒轨迹的最佳推测估计值。

附图简述

图1示出了在井下操作情况下井筒系统的至少一部分的实现方式的示例；

图2是钻井系统的自适应鲁棒控制设计的示例过程的流程图；

图3A是由于不确定性而引起的与标称模型的偏差的示例频域响应的绘图；

图3B是其中控制器针对标称模型来设计的受控系统(在不确定性下)的示例时域响应的绘图；

图3C是其中鲁棒控制器针对标称模型而形成的受控系统(在不确定性下)的示例时间响应的绘图；

图4是与不受控系统相比，鲁棒受控系统的示例频率响应开回路传递函数的绘图；

图5A和5B是鲁棒稳定性控制器的示例设计程序的流程图；

图6是用于设计鲁棒控制器(例如，虚拟控制器)的示例过程的流程图；

图7A和7B是示出了基于井下钻井设备动力学的标称模型和偏离标称模型的模型集合来产生用于井下钻井设备的虚拟控制器的示例过程的流程图；

图8是更新井下钻井设备动力学的标称模型的示例过程的流程图；

图9是产生使用不同稳定性标准的两个虚拟控制器的示例过程的流程图；以及

图10是一些示例可操作于其上的控制系统的示例的框图。

具体实施方式

本公开大体描述了井筒钻井操作的自动化控制，以提高在不可预测的和/或未知的井筒条件下钻井的稳定性。具体来说，描述了多种技术，其中估计井下钻井动力学的模型，并且对用于井下钻井设备(例如，底部钻具组件、钻柱或其它设备)的控制器(例如，虚拟控制器)进行设计以满足稳定性标准，尽管在井下钻井动力学的估计模型中可能存在误差。在一些示例中，该系统可以对控制器(例如，虚拟控制器)进行设计以实现所需性能规格，同时也满足基于井下环境中不同类型的不确定性、干扰和噪声的稳定性标准。在一些示例中，该系统可以对多个虚拟控制器各自利用不同的稳定性标准进行设计，并且可以基于变化的井下条件而在多个虚拟控制器之间自适应地切换。

井下钻井设备(其建模和受控)可以包括例如底部钻具组件(BHA)或钻柱，或任何其它合适的井下钻井设备或井下钻井设备组合。可以向井下钻井设备，也可以向控制井下钻井设备的表面上系统提供虚拟控制器。作为特定说明性示例，以下论述考虑通过向控制BHA的表面上控制系统提供一个或多个虚拟控制器(例如，BHA控制器)来控制BHA的场景。

该系统可以监视钻井操作的性能，并且确定是否更新井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型。如果该系统确定，井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型显著偏离传感器测量值，那么该系统可以基于已更新的传感器测量值来识别井下钻井设备动力学的新模型。这种模型更新可能包括：完全挑选不同的模型；将同一非线性模型重新线性化；或为同一模型挑选不同的参数值。在一些示例中，该模型可以是数据驱动的，而不是基于第一原理的，在这种情况下，模型更新可以选择不同的数据拟合参数。在后一种情况下，可以通过任何合适的估计技术(诸如最小二乘法)来实现参数拟合以得到适当的输入输出映射，而无需使井下物理相互作用的模型公式化。

在一些示例中，该系统可以在两个不同的时间尺度上操作。例如，该系统可以在较慢的时间尺度上对用于井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)的控制器进行设计和更新(例如，使用系统识别技术)，并且井下钻井设备本身可以在较快的时间尺度上控制井筒中的钻井。具体来说，该系统可以使用较慢的时间尺度来训练井下钻井设备控制器以学习井下动力学的真实特征，并且井下钻井设备控制器可以在较快的时间尺度上基于频繁的传感器测量值来调整井下钻井设备控制输入。

在一般实现方式中，控制井下钻井设备的计算机实现方法包括：基于来自井下钻井设备的传感器测量值来确定井下钻井动力学的标称模型；确定井下钻井动力学的标称模型的不确定性；基于井下钻井动力学的标称模型的不确定性来确定偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合；以及基于标称模型和偏离标称模型的模型集合来产生用于井下钻井设备的虚拟控制器。

其它一般实现方式包括记录在一个或多个计算机存储装置上的相应计算机系统、设备和计算机程序，各自被配置成执行方法动作。具有一个或多个计算机的系统可以被配置成执行用于执行这些动作的操作。一个或多个计算机程序可以被配置成通过包括以下指令来执行特定的操作或动作，这些指令在由数据处理设备执行时，导致该设备执行这些动作。

在可与任何一般实现方式结合的第一方面，基于标称模型和偏离标称模型的模型集合来产生用于井下钻井设备的虚拟控制器包括产生满足标称模型的稳定性标准并且满足偏离标称模型的模型集合的稳定性标准的用于井下钻井设备的虚拟控制器。

在可与任何一般实现方式结合的第二方面，产生满足井下钻井动力学的标称模型的稳定性标准并且满足偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合的稳定性标准的用于井下钻井设备的虚拟控制器包括产生满足偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合中的每个模型的有界输入有界输出标准的虚拟控制器。

在可与任何一般实现方式结合的第三方面，有界输入有界输出标准包括H无穷稳定性标准。

在可与任何一般实现方式结合的第四方面，产生满足井下钻井动力学的标称模型的稳定性标准并且满足偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合的稳定性标准的用于井下钻井设备的虚拟控制器包括根据偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合产生模型的随机子集；以及产生满足模型的所述随机子集中的每个模型的输入输出稳定性标准的虚拟控制器。

在可与任何一般实现方式结合的第五方面，输入输出稳定性标准包括H无穷稳定性标准或H-2稳定性标准中的至少一者。

在可与任何一般实现方式结合的第六方面，确定井下钻井动力学的标称模型的不确定性包括确定井下钻井动力学的标称模型的参数的统计分布，并且基于井下钻井动力学的标称模型的不确定性来确定偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合包括确定从参数的统计分布随机所选择的随机参数值集合。

可与任何一般实现方式结合的第七方面进一步包括确定井下钻井设备的振动干扰模型。在该第七方面，产生用于井下钻井设备的虚拟控制器包括从属于振动干扰模型而产生满足稳定性标准的用于井下钻井设备的虚拟控制器。

在可与任何一般实现方式结合的第八方面，振动干扰模型包括井下钻井动力学的标称模型的频率特征，并且从属于振动干扰模型而产生满足稳定性标准的用于井下钻井设备的虚拟控制器包括产生使频率减弱的虚拟控制器，在这些频率下，井下钻井动力学的标称模型的频率特征具有超过增益阈值的增益。

可与任何一般实现方式结合的第九方面进一步包括：识别井下钻井设备的已更新的传感器测量值；检测到基于已更新传感器测量值已发生模型更新事件；以及基于检测到已发生模型更新事件来更新井下钻井动力学的标称模型。

可与任何一般实现方式结合的第十方面进一步包括：根据第一时间尺度来接收高保真度传感器测量值；以及据根第一时间尺度基于这些高保真度传感器测量值来更新井下钻井动力学的标称模型；以及将虚拟控制器配置成根据与第一时间尺度相比较快的第二时间尺度，基于根据该第二时间尺度所接收的低保真度传感器测量值来向井下钻井设备施加控制输入。

在可与任何一般实现方式结合的第十一方面，检测到已发生模型更新事件包括：确定井下钻井动力学标称模型的偏离阈值；以及确定井下钻井动力学的标称模型与传感器测量值之间的差超过偏离阈值。

在可与任何一般实现方式结合的第十二方面，确定井下钻井动力学的标称模型的偏离阈值进一步包括基于计划井筒路径或井筒跟踪误差约束中的至少一者来确定偏离阈值。

在可与任何一般实现方式结合的第十三方面，更新井下钻井动力学的模型包括更新井下钻井动力学的标称模型中的参数。该第十三方面还包括基于井下钻井动力学的已更新模型来更新虚拟控制器。

在可与任何一般实现方式结合的第十四方面，井下钻井设备包括底部钻具组件(BHA)或钻柱中的至少一者。

在可与任何一般实现方式结合的第十五方面，产生满足井下钻井动力学的标称模型的稳定性标准并且满足偏离标称模型的模型集合的稳定性标准的用于井下钻井设备的虚拟控制器包括确定满足井下钻井动力学的标称模型的第一稳定性标准并且满足偏离标称模型的模型集合的第一稳定性标准的第一虚拟控制器；确定满足井下钻井动力学的标称模型的第二稳定性标准并且满足偏离标称模型的模型集合的第二稳定性标准的第二虚拟控制器，其中第二稳定性标准不同于第一稳定性标准。

可与任何一般实现方式结合的第十六方面进一步包括确定已发生虚拟控制器切换事件；以及基于确定已发生虚拟控制器切换事件来在第一虚拟控制器与第二虚拟控制器之间进行切换。

在可与任何一般实现方式结合的第十七方面，确定已发生虚拟控制器切换事件包括：基于井下钻井动力学的标称模型来确定井下钻井设备的控制输入的目标稳态值；将井下钻井设备的控制输入的稳态值与井下钻井设备的控制输入的测量值进行比较；以及确定井下钻井设备的控制输入的稳态值与井下钻井设备的控制输入的测量值之间的差超过跟踪阈值。

在可与任何一般实现方式结合的第十八方面，确定已发生虚拟控制器切换事件包括：确定计划井筒路径；以及根据计划井筒路径确定与另一井筒碰撞的概率超过碰撞阈值，或者计划井筒路径的曲率半径低于径向阈值。

可与任何一般实现方式结合的第十九方面进一步包括：基于井下钻井设备的虚拟控制器来基于井下钻井设备的传感器测量值确定井下钻井设备的控制输入；以及向井下钻井设备施加控制输入。

在可与任何一般实现方式结合的第二十方面，确定井下钻井设备的控制输入包括确定钻压、机械钻速、流体流速、钻头扭矩、转台扭矩或RPM中的至少一者。

根据本公开的用于井筒钻井的控制系统的各种实现方式可能不包括以下特征，也可能包括以下特征中的一个或一些。例如，该系统可以提高钻井操作的稳定性和效率。具体来说，本文所述的技术可以实现自动化井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)控制，该控制对于模型不确定性和钻井中的随机干扰两者而言是鲁棒的。在一些示例中，该系统可以通过同时适应井筒条件的较小变化(在较快的时间尺度上)以及适应井筒条件的较大变化(在较慢的时间尺度上)来提高钻井操作的精确性，并且以较少的偏差来更密切地跟踪计划井筒路径。因此，该系统可以通过降低不确定性引起钻井失效的风险来提高钻井操作的效率和成本。

在附图和以下描述中阐述了一个或多个实现方式的细节。根据描述和附图，并且根据权利要求，可以明白其它特征、目的和优点。

图1示出了根据本公开的偏斜井筒系统100的一种实现方式的一部分。虽然示为偏斜系统(例如，具有定向井筒、水平井筒或辐射状井筒)，但该系统可仅包括相对垂直井筒(例如，包括正常钻井变化)以及其它类型的井筒(例如，横向井筒、模式井筒及其它)。此外，虽然示出在地面上，但系统100也可位于海底与水基环境中。一般来说，偏斜井筒系统100进入一个或多个地下岩层，并且更容易且更有效地开采位于这样的地下岩层中的烃类。另外，偏斜井筒系统100可以实现更容易且更有效的压裂或增产操作。如图1所示，偏斜井筒系统100包括部署在地面102上的钻井组件104。钻井组件104可以用于形成从地面102延伸出来并且在地下穿过一个或多个地质岩层的垂直井筒部分108。一个或多个地下岩层(诸如开采岩层126)位于地面102之下。如以下更详细阐述，可以将一个或多个井筒套管(诸如表面套管112和中间套管114)安装在垂直井筒部分108的至少一部分中。

在一些实现方式中，可以将钻井组件104布置在水体而不是地面102上。例如，在一些实现方式中，地面102可为海洋、海湾、海或任何其它可以在下面发现含烃岩层的水体。简言之，对地面102的引用包括陆地和水表面两者，并且考虑到从这两个位置之一或两者形成和/或发展成一个或多个偏斜井筒100。

一般来说，钻井组件104可为用于在地下形成井筒的任何适当的组件或钻机。钻井组件104可以使用传统技术以形成这样的井筒(诸如垂直井筒部分108)，也可以使用非传统的或新颖的技术。在一些实现方式中，钻井组件104可以使用旋转钻井设备以形成这样的井筒。旋转钻井设备是已知的并且可由钻柱106和底部钻具组件(BHA)118组成。在一些实现方式中，钻井组件104可由旋转钻机组成。这样一种旋转钻机上的旋转设备可由多个部件组成，这些组件用于使钻头在地面中旋转得越来越深，进而形成井筒(诸如垂直井筒部分108)。旋转设备由多个部件(这里没有全部示出)组成，这些部件有助于将动力从原动机转移到钻头本身。原动机向转台或顶部直接驱动系统供应动力，该顶部直接驱动系统进而向钻柱106供应旋转动力。钻柱106通常附接到底部钻具组件118内的钻头。转体(其附接到提升设备)承载钻柱106的重量的大部分(即便不是全部)，但可允许钻柱自由旋转。

钻柱106通常由重型钢管段组成，这些段具有螺纹以使得它们互锁在一起。一个或多个钻环位于钻杆下方，该一个或多个钻环与钻杆相比更重、更厚且更坚固。螺纹钻环有助于增加钻头上方钻柱106的重量，以确保在钻头上存在足够的向下压力以允许钻头钻穿一个或多个地质岩层。任何特定旋转钻机上钻环的数量和性质可以取决于在钻井时所经历的井下条件发生变化。

钻头通常位于底部钻具组件118内或附接到底部钻具组件118，该底部钻具组件位于钻柱106的井下端部。钻头主要负责与一个或多个地质岩层内的材料(例如，岩石)形成接触并且钻穿这种材料。根据本公开，可以取决于在钻井时碰到的地质岩层的类型来选择钻头类型。例如，在钻井期间碰到的不同地质岩层可能需要使用不同的钻头以实现最大钻井效率。钻头可能由于岩层的这些差异或由于钻头经历磨损而发生变化。虽然这样的细节并不是本公开的关键，但一般来说存在四种类型的钻头，各自适于具体条件。这四种最常见类型的钻头由以下各项组成：延迟钻头或刮刀钻头；钢旋转钻头；聚晶金刚石复合片钻头和金刚石钻头。不管所选择的具体钻头如何，连续去除“钻屑”对于旋转钻井至关重要。

旋转钻井操作的循环系统(诸如钻井组件104)可为钻井组件104的其它部件。一般来说，循环系统具有多个主要目标，包括：冷却和润滑钻头；从钻头和井筒移除钻屑；以及将井筒的壁用泥浆型饼涂敷。该循环系统由钻井流体(其在整个钻井过程向下循环穿过井筒)组成。通常，循环系统的部件包括钻井流体泵、压缩机、相关卫生器具和用于将添加剂加入钻井流体的专业喷射器。在一些实现方式中，诸如在水平或定向钻井过程中，井下马达可以结合底部钻具组件118使用或用于底部钻具组件118。这样一种井下马达可为具有涡轮机配置或推进腔式配置的泥浆马达，诸如Moineau马达。这些马达通过钻柱106接收钻井流体并且旋转以驱动钻头或改变钻井操作的方向。

在许多旋转钻井操作中，钻井流体沿着钻柱106向下泵送并且通过钻头中的端口或喷口流出。流体随后朝着表面102在井筒部分108与钻柱106之间的环形空间(例如，环形区)内向上流动，将呈悬浮状态的钻屑载送到表面。可以取决于在地下表面102下面发现的地质条件的类型来选择钻井流体(与钻头非常相似)。例如，所发现的某些地质条件和一些地下岩层可能要求将液体(诸如水)用作钻井流体。在这样的情况下，可能需要超过100,000加仑的水来完成钻井操作。如果水本身并不适于将钻屑从钻孔载送出去或者不具有足够的密度以控制井中的压力，那么可以将粘土添加剂(膨润土)或基于聚合物的添加剂加入水中以形成钻井流体(例如，钻井泥浆)。如上所述，可能会引起关于在邻近固持淡水的地下岩层或地下岩层附近的地面下岩层中使用这样的添加剂的担忧。

在一些实现方式中，钻井组件104和底部钻具组件118可以利用空气或泡沫作为钻井流体来操作。例如，在空气旋转钻井过程中，压缩空气使得由向上垂直穿过环形区到达地面102的钻头所产生的钻屑上升。大型压缩机可以提供空气，该空气随后被迫使沿钻柱106向下并且最终通过钻头中的小端口或喷口离开。随后收集移除到地面102的钻屑。

如上所述，钻井流体的选择可以取决于钻井操作期间碰到的地质岩层的类型。另外，这个决定可能受到钻井类型(诸如垂直钻井、水平钻井或定向钻井)的影响。例如，在某些情况下，与定向或水平钻井相比，当垂直钻井时，某些地质岩层可能更适合空气钻井。

如图1所示，底部钻具组件118(包括钻头)钻出或形成垂直井筒部分108，该垂直井筒部分从地面102朝向目标地下岩层124和开采岩层126延伸。在一些实现方式中，目标地下岩层124可为适合空气钻井的地质岩层。另外，在一些实现方式中，开采岩层126可为不那么适合空气钻井过程的地质岩层。如图1所示，开采岩层126紧邻目标岩层124并且位于目标岩层124下方。替代地，在一些实现方式中，在目标地下岩层124与开采岩层126之间可能存在一个或多个中间地下岩层(例如，不同的岩石或矿石岩层)。

在偏斜井筒系统100的一些实现方式中，可以将垂直井筒部分108用一个或多个套筒加套。如图所示，垂直井筒部分108包括传导套管110，该传导套管不久之后从地面102延伸到地下。垂直井筒部分108由传导套管110包围的一部分可为大直径井筒。例如，垂直井筒部分108的这部分可为具有13-3/8”传导套管110的17-1/2”井筒。另外，在一些实现方式中，垂直井筒部分108可以偏离垂直(例如，倾斜井筒)。另外，在一些实现方式中，垂直井筒部分108可为阶梯式井筒，以使得一部分垂直向下钻井并且随后弯曲到基本水平井筒部分。该基本水平井筒部分随后可以向下转向第二基本垂直部分，该第二基本垂直部分随后转向基本水平井筒部分。可以根据(例如)地面102的类型、一个或多个目标地下岩层的深度、一个或多个开采地下岩层的深度和/或其它标准来增加额外的基本垂直和水平井筒部分。

传导套管110的井下可为表面套管112。表面套管112可以包围略小的井筒并且保护垂直井筒部分108免受例如地面102附近的淡水层的侵入。垂直井筒部分108随后可以朝着造斜点120垂直向下延伸，该造斜点可位于目标地下岩层124上方500英尺与1,000英尺之间。垂直井筒部分108的这部分可由中间套管114包围。垂直井筒部分108在其长度内的任一点处的直径以及上述套管中的任一个的套管尺寸可为取决于钻井过程的适当尺寸。

一旦到达造斜点120，即可将钻井工具诸如测井设备和测量设备部署到井筒部分108中。在该点，可以形成对底部钻具组件118的精确位置的确定并将其传输到地面102。另外，一旦到达造斜点120，即可改变或调整底部钻具组件118，以使得可将适当的定向钻井工具插入垂直井筒部分108。

如图1所示，可在一个或多个地质岩层内形成弯曲井筒部分128和水平井筒部分130。通常，可以钻出弯曲井筒部分128，该弯曲井筒部分从垂直井筒部分108的井下端部开始并且与垂直井筒部分108朝向预定方位角偏斜，该预定方位角每钻井100英尺增加9与18之间的角度。可替代地，可以使用不同的预定方位角以钻出弯曲井筒部分128。在钻出弯曲井筒部分128的过程中，底部钻具组件118通常使用随钻测量(“MWD”)设备以更精确地确定钻头在一个或多个地质岩层(诸如目标地下岩层124)内的位置。一般来说，MWD设备可以用于在钻头形成弯曲井筒部分128以及水平井筒部分130时定向引导钻头。

可替代地或除了在图1所示的井筒部分的钻井过程中汇集MWD数据外，可以在井筒部分的钻井过程中进行某些高保真度测量(例如，调查)。例如，可以在时间方面周期性地(例如，以特定的钻井持续时间)、在井筒长度方面周期性地(例如，以特定的钻井距离，诸如每隔30英尺或其它)或根据需要或根据期望(例如，在存在关于井筒路径的担忧时)进行调查。通常，在调查期间，完成对井中某个位置的倾斜角和方位角(通常是测量时的总深度)的测量以合理精确地知道正遵循正确或具体的井筒路径(例如，根据井筒计划)。另外，在必须钻出减压井的情况下，知道位置可能是有帮助的。如果路径方向至关重要，那么高保真度测量值可以包括与垂直线的倾斜角和井筒的方位角(或罗盘航向)。可以在井中离散的点进行这些高保真度测量，并且从这些离散的点计算井筒的近似路径。可以利用任何合适的高保真度传感器进行高保真度测量。例如，示例包括简单的摆状装置到复杂的电子加速度计和陀螺仪。例如，在简单的摆测中，在照相胶片上捕获自由悬挂摆相对于测量网格(该测量网格附接到测量工具的壳体并且假定为表示井筒路径)的位置。当从井筒移除工具(在电缆上或者下一次使管从钻孔起出)时，形成膜并且进行检查。

水平井筒部分130通常可以在目标地下岩层124内延伸数百(即便不是数千)英尺。虽然图1将水平井筒部分130说明为精确垂直于垂直井筒部分108，但应当理解，定向钻出的井筒(诸如水平井筒部分130)在它们的路径中发生某些变化。因此，水平井筒部分130可以包括“Z字形”路径，但仍然位于目标地下岩层124中。通常，将水平井筒部分130钻到预定端点122，该预定端点如上所述可能离造斜点120高达数千英尺。如上所述，在一些实现方式中，可以使用空气钻井过程形成弯曲井筒部分128和水平井筒部分130，该空气钻井过程使用空气或泡沫作为钻井流体。

井筒系统100还包括控制系统132，该控制系统与BHA 118连通。控制系统132可以被定位在井场(例如，钻井组件104处或附近，表面上或地面下)或可以远离井场(例如，位于远程位置并且使用一个或多个连通机构来与井场各部件连通)。控制系统132还可与其它系统、装置、数据库和网络连通。一般来说，控制系统132可以包括基于一个或多个基于计算机的处理器(例如，台式机、笔记本电脑、服务器、移动装置、手机或其它)，该处理器包括存储器(例如，磁存储器、光存储器、RAM/ROM、可移动存储器、远程存储器或本地存储器)、网络接口(例如，基于软件/硬件的接口)以及一个或多个输入/输出外围设备(例如，显示装置、键盘、鼠标、触摸屏及其它)。

控制系统132可以至少部分地控制、管理和执行与井下钻井设备的钻井操作相关的操作。在一些方面，控制系统132可以预测井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型并且对井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)控制器(例如，虚拟控制器)进行设计以满足稳定性标准。井下钻井设备控制器(例如，虚拟控制器)可以被包括在控制系统132中(作为子部件或模块)，或者可与控制系统132分离(例如，作为井下BHA 118的一部分)。控制系统132可以在井筒系统100处的钻井操作期间动态地(诸如实时地)控制和调整井筒系统100的所示部件中的一者或多者。可以基于传感器测量数据或基于井筒轨迹的变化的预测来调整实时控制，即使无任何传感器测量值。

控制系统132可以基于井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型来执行这样的控制操作。井下钻井设备动力学的模型可以模拟钻井操作中的各种物理现象，诸如振动干扰和传感器噪声。控制系统132可以使用井下钻井设备动力学的模型以对满足稳定性标准的井下钻井设备控制器(例如，虚拟控制器)进行设计，同时实现所需性能规格(例如，以最大化机械钻速遵循计划井筒路径)。一般来说，井下钻井设备动力学的模型可以依赖于随时间发展的地层状态变量，表示钻井操作中变化的条件。井下钻井设备动力学模型的状态变量可为井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)的真实状态估计，从中可以得到井筒轨迹的估计。

由于井下条件可能不是确切已知的，因此井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型可能并不正确。钻井系统可能经历各种动力学(诸如非线性耦接动力学)，这些动力学涉及随时间变化的钻头-岩石相互作用、流体-结构相互作用、复杂的计划井筒形状以及钻杆与其套管之间的冲击力/摩擦力。在许多钻井场景下，形成可以复制真实井下钻井设备动力学的准确模型是一个挑战。在许多情况下，得到简化的模型(例如，集总模型或有限元模型)并将其应用于井下钻井设备控制器(例如，虚拟控制器)设计，通常进行各种简化，诸如模型降阶、在预定配置附近的线性化(假设存在较小的横向运动)、无流体影响和简单的钻头-岩石相互作用。

然而，实际上，井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型可能不会准确反映井下操作的真实动力学。模型与现实之间的失配通常称为模型不确定性。由于模型不确定性，基于具体模型来设计的井下钻井设备控制器，在被应用于真实钻柱时，可能会引起不期望的行为，甚至不稳定性，这可能会损坏钻头或甚至毁了井。本文所描述的技术提供控制技术，这些控制技术可能会提高井下钻井设备控制器的稳定性，同时也满足钻井性能规格。

图2是钻井系统的自适应鲁棒控制设计的示例过程的流程图。在该示例中，过程200基于H无穷回路成形(“H-inf-LS”)和随机算法(“RA”)设计来产生井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)控制器。所示过程200分成两个部分，对应于慢时间尺度动力学202和快时间尺度动力学204。可以在不同的物理部件中(例如，在控制系统132和BHA 118中)或在相同的物理部件中(例如，都在控制系统132中)实现这两个时间尺度。例如，可以在上表面控制器或其它具有计算资源来处理复杂计算的模块中实现慢动力学202。例如，具有较大处理器能力的部件可以在慢时间尺度中执行诸如系统识别(“SysID”)和鲁棒控制器设计的操作。在一些示例中，慢动力学202可以估计井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型并且对井下钻井设备控制器(例如，虚拟控制器)进行设计，该井下钻井设备控制器适于缓慢变化的变量(诸如岩石岩层)、计划井筒形状的变化、岩石力学、钻头磨损等。例如，可以在井下钻井设备或其它具有更有限计算资源的模块中实现快动力学204。快动力学204可使井下钻井设备控制器适于快速变化的变量，诸如钻柱的旋转和轴向运动(包括钻头的RPM、WOB以及流速和压力)。

可以通过慢时间尺度观测模块206来在慢时间尺度中确定传感器测量值。例如，慢时间尺度观测模块206可以确定调查或测井测量值，诸如岩石岩层变化、计划井筒形状的变化、岩石力学的变化和钻头磨损。可以以周期间隔(这里一般表示为T)确定这样的慢时间尺度测量值。

可由快时间尺度观测模块208来在快时间尺度上确定传感器测量值。例如，快时间尺度观测模块208可以针对快动力学(诸如系统的轴向和旋转运动)来确定随钻测量(MWD)传感器测量值。另外或替代地，可以使用井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型来估计或预测(例如，实时地)这样的快动力学。

系统识别和预测模块210可从观测模块206和208接收数据，并且可以预测井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型。在一些示例中，系统识别和预测模块210可以确定稳态模型和动力学模型两者。钻井系统稳态模型可以包括(例如)当前岩石岩层、岩石力学和钻头磨损模型，并且可以包括岩石岩层、岩石力学和钻头磨损模型在下一个T时间间隔内的概率模型。第二模型可为钻井系统动力学模型。虽然钻井系统动力学模型在相对短的时间间隔T内可为非线性时变模型，但该系统可以通过线性模型(例如，集总模型或有限元模型)来近似。该线性模型可以被设计成具有固定的预定义物理顺序，在这种情况下，系统识别和预测模块210可以负责识别固定顺序模型的未知参数。这通常被称为“灰色方框”系统识别方法。例如，在集总模型中，未知参数为刚度和阻尼系数以及质量和惯性。可以利用确定性或概率参数来预测时间间隔T内的动力学模型。

在一些示例中，对稳态模型和动力学模型两者的预测可以基于来自现场具有类似岩层和岩石力学的其它井的数据，也可以基于来自历史数据的数据。在具体示例中，稳态模型可以忽略在其稳态值时的瞬态动力学和模型系统参数(例如，与运动学模型类似)，并且动力学模型可对系统参数的瞬态行为建模。

模型评估/残留估计模块212评估井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的所识别模型的准确性。如果所观测数据与井下钻井设备动力学的系统识别模型之间的偏差(或残留)超过假定不确定性水平(残留阈值)，那么系统识别和预测模块210可以重新计算井下钻井设备动力学的模型。否则，如果残留在假定不确定性水平内是安全的，那么井下钻井设备动力学的模型可以在下一个T时间间隔内保持不变。可以通过统计测试方法来证明井下钻井设备动力学的模型是否准确表示真实井下系统。作为示例，如果假定了高斯不确定性分布，那么可在所观测数据的超过10％在高斯分布的平均值的两个标准偏差外时，设置残留阈值。如果超过该阈值，那么可以将该模型确定为无效并且可以计算新的模型。接着，历史残留估计还可能有助于改善系统的不确定性分布假设并且因此提高控制器的有效性。

可使触发模型更新的残留阈值与各种因素相关。例如，一个因素可为计划井筒路径。例如，在定向钻井过程中，当计划井筒路径指示急转弯时，那么可能需要井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的模型以对井下系统更精确地建模。在这种情况下，可能期望具有较小残留阈值以使得井下钻井设备动力学的模型更频繁地更新。可能会影响残留阈值的另一个因素是控制井下钻井设备(例如，鲁棒控制器220)的鲁棒控制器的性能能力。在一些示例中，所允许的不确定性界限可使得实际上可以实施满足钻井性能规格的鲁棒控制器220。在其中无法找到满足性能规格的鲁棒控制器的场景中(例如，当不确定性界限过高时)，可以例如更新该模型以降低不确定性界限，以使得可以根据这些性能规格来设计鲁棒控制器。

可以将所预测的稳态模型，结合随后时间间隔T内的计划井筒路径传递到监督鲁棒控制器214(例如，虚拟控制器)，该控制器可以计算合适井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)控制输入的最优稳态解，诸如钻压(WOB)、机械钻速(ROP)、流体流速、钻头扭矩、转台扭矩、每分钟转数(RPM)或针对钻井操作的其它合适控制输入。在一些示例中，监督鲁棒控制器214可以使用随机化算法(RA)以在井下钻井设备模型的分布期间计算稳态井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)控制输入(例如，最优稳态输入或次优稳态输入或任何其它满足条件的合适稳态输入)。可以例如使用井下钻井设备控制输入的这些稳态值以跟踪以最大化ROP测量遵循计划井筒路径的准确性的性能规格。

干扰建模模块216导出干扰模型(例如，由于振动而引起)。可以例如基于来自随钻测量(MWD)传感器或来自预测观测器的快时间尺度感测数据来确定干扰模型。该系统的干扰性质可以用作鲁棒控制器(例如，虚拟控制器)的设计的一部分，该鲁棒控制器使得井下系统稳定，而不管随机振动和岩石-钻头相互作用如何。建模扰动的示例是使用井下动力学的频谱。可以例如通过向钻柱的旋转或轴向运动数据应用快速傅里叶变换(FFT)来估计这样一种频谱。与历史数据或来自具有类似钻井条件的预钻井的数据相比，可以将例如其中存在高动力的任何异常频率视为干扰频率。可以将干扰频率传递到鲁棒控制器设计模块218以减少对井下钻井设备的干扰影响。干扰的准确估计可以使得干扰能够从钻井过程分离出来，从而允许前馈控制器加入该系统以补偿该干扰。

将系统识别和预测模块210中得到的BHA动力学的所预测模型，结合干扰建模模块216中得到的干扰模型，传递到其中得到鲁棒控制器的动态鲁棒控制器设计模块218中。在该示例中，得到两种类型的控制器，RA和Hinf-LS。一般来说，可以得到任何数量和任何类型的控制器，以实现任何所需的稳定性标准和性能规格。性能规格可以包括例如抑制干扰、减少过调或有效跟踪参考信号等。在钻井系统中，这些规格可以对应于抑制有害的钻头振动诸如钻头跳动、钻头涡动和粘附/滑动；减少钻井路径弯曲度；以及有效跟踪所需稳态WOB、ROP和流速值。在一些示例中，可以在软件中通过对线性矩阵的一系列约束不等式求解来得到RA和Hinf-LS控制器两者。

随后将在动态鲁棒控制器设计模块218中进行设计的动态鲁棒控制器传递到鲁棒控制器模块220中，在该鲁棒控制器模块中实施这些动态鲁棒控制器以在快时间尺度上控制井下钻井设备。在图2的示例中，存在两个实时控制器候选项：Hinf-LS控制器222和RA控制器224(例如，虚拟控制器)，可由鲁棒控制器模块220来实施这两个控制器以控制井下钻井设备。关于哪个虚拟控制器用于在给定时间控制钻井设备的决定可以取决于与钻井操作相关的任何数量的合适因素。在一些示例中，可以基于钻井条件和/或钻井目标来实时做出该决定。作为特定示例，求差元件226可以确定(例如，实时地)从MWD/观测模块208所测量或估计的WOB、ROP和流速与如从监督鲁棒控制器214所确定的WOB、ROP和流速的稳态值(例如，最优稳态值、次优稳态值或其它合适稳态值)之间的差。切换元件228在两个候选控制器222与224之间切换，这取决于由求差元件226所计算的差、钻井性能规格和可能的其它信息(例如，计划井筒路径)。例如，当需要更明确地遵循钻井性能规格时，可以使用Hinf-LS控制器222。例如，当钻头在水平钻井期间行进穿过岩石岩层的薄层时，那么可能希望以较大的精确性来遵循计划井筒路径。另一方面，可以在钻井性能规格可能由于侵入过程而反过来略微受到损害时，可以使用RA控制器224。例如，在其中略微大的钻井路径弯曲度是可接受的情况下，可能希望实现更具侵入性的ROP。

随后将从鲁棒控制器模块220所得的井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)控制输入应用于钻井系统230(例如，钻井组件104、或BHA 118、或图1的井筒系统100中的任何合适的钻井设备或钻井设备组合)。钻井系统230的实时控制输出可以包括例如马达扭矩、大钩负荷和表面上泵速。可以使用各种传感器(例如，调查传感器206或MWD传感器208)来测量钻井系统的输出。

图3A是由于不确定性而偏离标称模型的模型的示例频域响应的绘图。图3B是其中控制器针对标称模型进行设计的相应受控系统(在不确定性下)的示例时域响应的绘图。图3B表明该受控系统可能由于不确定性而不稳定。

具体来说，图3A示出了在不确定性下与井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的标称模型的偏差的40个样本的传递函数的频率和相位响应波特曲线图。在与标称模型的预定不确定性界限内产生这些样本。可以看出，偏离标称模型的模型集合在来自标称系统的频率响应方面变化很大(以交叉示出)。图3B示出在使用了针对井下钻井设备动力学的标称模型来设计的非鲁棒控制器的情况下，偏斜模型集合相对于初始脉冲干扰(以虚曲线表示)的动态跟踪误差。可以看出，虽然受控标称模型是稳定的并且已成功抑制了脉冲干扰(图3B中交叉)的影响，但其它采样模型在使用了相同非鲁棒控制器的情况下，可能由于相同的干扰而不稳定。

图3C是其中鲁棒控制器针对标称模型进行设计的受控系统(在不确定性下)的示例时域响应的绘图。图3C中的示例表明，这些受控系统在存在不确定性的情况下保持稳定。图3C中的示例示出在使用了针对标称模型来设计的鲁棒控制器的情况下，偏斜模型集合相对于初始脉冲干扰的动态跟踪误差。可以看出，偏离标称系统的40个模型的整个集合保持稳定并且拒绝脉冲干扰。

图4是与不受控系统相比，鲁棒受控系统的示例开回路传递函数的绘图。图4中的示例示出了基于频域控制器设计而对干扰的抑制。在图4中示出三个采样波特曲线图(利用虚线)，对应于偏离井下钻井设备动力学的标称模型(实线)的三个模型。这三个模型各自具有峰值，该峰值对应于例如不同操作点处应该避免的干扰。所设计的受控系统可以具有开回路传递函数的波特曲线图，其中例如在平滑曲线的形状中除去了这些峰值。

在一些示例中，可以使用偏离标称模型的模型集合以便为钻井操作产生鲁棒稳定控制器。例如，模型集合可以表示与钻井动力学的标称模型的不确定性偏差，并且可以产生控制器以满足偏离标称模型的一个或多个模型的稳定性标准。因此，这样一种控制器对于钻井操作来说可能是稳定的，即使真实钻井动力学偏离标称模型。可以基于与标称模型相关的不确定性来确定偏离标称模型的模型集合。例如，如果标称模型包括参数，那么可以通过考虑参数的值集合(例如，一系列值或离散值等)并且产生与参数的值集合相对应的模型集合来确定偏离标称模型的模型集合。因此，在该示例中，所产生的模型集合可以反映与标称模型相关的不确定性。

可以基于钻井操作的所需鲁棒性水平来确定和调整稳定性标准。例如，对于偏离标称模型的模型集合中的每个模型来说，稳定性标准可为严格的稳定性标准，诸如边界输入边界输出标准(例如，H-inf稳定性标准)。作为特定示例，模型集合可以对应于一系列参数值，一直到特定参数阈值。这样一种标准可能有助于保证稳定的钻井操作，对于与标称模型的任何偏差一直到该特定参数阈值来说。

在一些示例中，稳定性标准与先前示例中的严格稳定性标准相比，可能更为放松。例如，稳定性标准可以包括随机稳定性标准，诸如随机化算法(RA)控制器中所使用的随机稳定性标准。例如，可以根据偏离井下钻井动力学的标称模型的较大的模型集合中产生随机模型子集。对于随机模型子集中(但不一定是较大模型集合中)的每个模型来说，可以产生虚拟控制器以满足稳定性标准(例如，H-inf、H-2或任何其它合适的稳定性标准)。可以例如通过确定参数值的随机集合并且为每个随机参数值产生模型来确定模型的随机子集。

可以例如选择模型的随机子集以对在实际钻井操作期间可能出现的与标称模型的可能偏差更准确地建模。在一些示例中，可以选择模型值的随机子集以排除一些模型，诸如不切实际或不太可能发生的模型。一般来说，使更多模型包含在模型的随机子集中可能会形成更为严格的设计约束(例如，在对于模型子集中的所有模型来说控制器必须使钻井稳定的情况下)，从而导致产生保守性控制器，对于广泛范围的可能偏差来说，该保守性控制器试图使钻井稳定。因此，模型随机子集中模型的数量和模型的特定选择两者可能会影响钻井操作的保守性或侵入性程度。

图5A和5B是用于鲁棒稳定性控制器的示例设计程序的流程图。图5A示出了用于Hinf-LS控制器502的设计的示例过程500。Hinf-LS是用于线性系统的频域鲁棒控制方法。可以将该方法应用于在不同操作点附近线性化的钻柱系统，或者可以在存在用于描述钻井系统的线性模型(诸如，图3A、3B、3C和图4的曲线图中示出的已识别线性模型)时应用该方法。在Hinf-LS控制器设计中，井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它设备)动力学的标称模型504的开回路奇异值可由预补偿和/或后补偿加权函数W1(506)和W2(508)检查和形成，以使得标称性能规格得到满足。一般来说，可以通过该系统的预补偿权重W1(506)来将开回路增益设计成高/低频率，以更好地遵循参考信号或更好地拒绝干扰。在一些示例中，这可能是由于通常具有低频率值的参考信号和干扰而引起。具体来说，可以将权重W1设计成在其中可能发生钻头损坏振动的频率上具有凹陷，以使得钻井系统的灵敏度函数被衰减。此外，可以将开回路增益通过该系统的W2(508)来设计成在低/高频率，以说明模型不确定性510并且拒绝测量噪声。在一些示例中，这可能是由于模型干扰510和具有高频值的测量噪声而引起。

随后可以将具有所要求稳定化裕度(其可例如通过标称模型与真实钻柱动力学之间的不确定性界限来确定)的稳定化控制器502设计成实现加权传递函数。权重W1和W2可能经历迭代地调整，直到所得受控标称模型的稳定性裕度满足所需稳定性裕度。与常规H-inf设计方法相比，Hinf-LS中的设计程序是系统性的并且可能仅涉及基本回路成形知识并且因此可能更适用于实时调整。

图5B示出了设计RA控制器的示例过程512。在钻井过程中，可能存在很难用确定性模型表示的动力学和相互作用。这样的动力学的示例包括旋转能量根据以下各项从顶部驱动器消散到钻头：钻柱的结构性质和弯曲性质；井筒的形状；工具的形状；钻柱、井筒与套管之间的触点的变化模式；正常复原和切向复原以及接触摩擦的系数；在井筒、钻柱、流体与钻屑之间发生的复杂的多体磨损和侵蚀等。在一些示例中，这些复杂性可通过概率性钻柱模型来表征，其中参数(诸如钻柱的刚度和阻尼系数、集总模型中钻头岩石相互作用的摩擦系数)可为随机变量，其中某个分布反映真实钻井系统的不确定性。

与Hinf-LS控制器(其可用于对确定性标称模型所描述的钻柱的鲁棒控制)相比，RA控制器可用于对概率性钻柱模型所描述的钻柱的鲁棒控制。所设计的RA控制器可能并不保证钻柱满足所感兴趣的所有不确定事件的性能规格，但该RA控制器可以确保钻柱以标称模型的所需概率和相关偏差满足性能规格。

与H-inf控制器(其被设计成满足钻柱中所有有界不确定性事件的给定性能要求并且因此可以产生相对保守性控制器)相比，RA控制器可能会产生满足大多数(即便不是全部)不确定性事件的性能要求的更具侵入性的鲁棒控制器。典型的RA控制器设计阶段可以如下进行：利用特定不确定性模型(514)来确定标称模型。在每次迭代k时，随机产生N(k)i.i.d.(完全相同的独立分布式)模型，这些模型偏离标称模型(516)。可以根据传递函数或标称模型参数的不确定性分布来选择这些随机模型。尺寸N(k)可以基于任何合适标准来选择，这些标准诸如整体控制器设计中容许的预定义风险概率、钻井中的所需侵入性水平等。例如，可以选择N(k)的较大值以便以更为保守的控制器设计为代价实现不稳定性的较低风险概率。相反，也可以选择N(k)的较小值(例如，仅仅最有可能发生的那些偏差，或发生可能性高于阈值的那些偏差等)以实现不稳定性的较高风险概率，同时能够进行更具侵入性的钻井操作。除了选择模型数量之外或作为对此的替代方，可以选择或设计其它因素，诸如与标称模型的偏差的概率模型、从模型分布中对模型偏差进行采样的技术等。

一开始，可以将控制器(例如，虚拟控制器)初始化为来自可能的一组控制器的任何控制器(518)。例如，这些控制器可以包括H-inf控制器或H2控制器或利用任何合适稳定性标准设计的任何合适的控制器。在第k次迭代时，偏离标称模型的N(k)模型的集合由候选控制器θ(k)来控制。如果候选控制器θ(k)进行管理以使所有N(k)模型稳定化从而满足性能规格，那么将RA控制器设置为θ(k)(520)。如果控制器θ(k)未能使任何N(k)模型稳定化，那么更新控制器θ(k)和模型N(k)数量以用于新迭代(522)。这一过程重复进行直到θ(k)收敛到稳定解。保证所得RA控制器在预定义概率性风险标准下满足所需性能规格。图5B中所描述的过程512仅仅是设计RA控制器的一个示例，并且存在其它类型的RA设计算法，这些算法可以用于钻柱模型鲁棒控制器设计。

图6是用于设计鲁棒控制器的示例过程600的流程图。可由控制系统(例如，图1中的控制系统132)执行图6的示例过程的一个或多个步骤。在该示例中，该控制系统基于井下钻井设备(例如，BHA、钻柱或其它井下钻井设备)的传感器测量值来确定井下钻井动力学的标称模型(例如，图5A中的标称模型504或图5B中标称模型514，如例如由图2中的系统ID模块210确定)(602)。该控制系统随后确定井下钻井动力学的标称模型的不确定性(604)。该控制系统随后基于井下钻井动力学的标称模型的不确定性来确定偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合(606)。该控制系统随后基于标称模型和偏离标称模型模型集合来产生用于井下钻井设备的虚拟控制器(608)。

图7A和7B是基于井下钻井动力学的标称模型和偏离标称模型的模型集合来产生用于井下钻井设备的虚拟控制器(例如，图6中的608)的进一步细节的示例的流程图。在图7A中，示出了设计H无穷控制器的示例过程，其中控制系统(例如，图1的控制系统132)产生满足偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合中的每个模型的有界输入有界输出标准的虚拟控制器(700)。在图7B中，示出了产生RA控制器的示例过程，其中控制系统(例如，图1的控制系统132)从偏离井下钻井动力学的标称模型的模型集合产生模型的随机子集(702)并且产生满足模型的随机子集中的每个模型的输入输出稳定性标准(例如，H无穷稳定性标准或H-2稳定性标准或随机稳定性标准等)的虚拟控制器(704)。

图8是更新井下钻井动力学的标称模型的示例过程800的流程图。在该示例中，控制器系统(例如，图1中的控制系统132)识别来自井下钻井设备的已更新传感器测量值(802)。控制系统检测到模型更新事件已基于已更新传感器测量值发生(804)并且基于模型更新事件已发生这一确定来更新井下钻井动力学的标称模型(806)。

图9是基于井下钻井动力学的标称模型和偏离标称模型的模型集合来产生用于井下钻井设备的虚拟控制器(例如，图6中的608)的进一步细节的示例的流程图。在该示例中，控制系统(例如，图1中的控制系统132)产生满足井下钻井动力学的标称模型的第一稳定性标准并且满足偏离标称模型的模型集合的第一稳定性标准的第一虚拟控制器(900)。该控制系统随后产生满足井下钻井动力学的标称模型的第二稳定性标准并且满足偏离标称模型的模型集合的第二稳定性标准的第二虚拟控制器，其中第二稳定性标准不同于第一稳定性标准(902)。

图10是计算机系统1000的示例的框图。例如，参照图1，控制系统132或BHA 118或其它井下钻井设备的一个或多个部分可为本文所述系统1000的示例，诸如由获取井筒系统100的资源的任何用户所使用的计算机系统。系统1000包括处理器1010、存储器1020、存储装置1030和输入/输出装置1040。部件1010、1020、1030和1040中的每一者可以例如使用系统总线1050互连。处理器1010能够处理器用于在系统1000内执行的指令。在一些实现方式中，处理器1010为单螺纹处理器。在一些实现方式中，处理器1010为多螺纹处理器。在一些实现方式中，处理器1010为量子计算机。处理器1010能够处理存储在存储器1020中或存储在存储装置1030上的指令。处理器1010可以执行操作，诸如确定井下钻井动力学的模型；产生虚拟控制器；或更新井下钻井动力学的模型(例如，图6-9)。

存储器1020将信息存储在系统1000内。在一些实现方式中，存储器1020为计算机可读介质。在一些实现方式中，存储器1020为易失性存储器单元。在一些实现方式中，存储器1020为非易失性存储器单元。

存储装置1030能够为系统1000提供大容量存储设备。在一些实现方式中，存储装置1030为计算机可读介质。在各种不同的实现方式中，存储装置1030可以包括例如硬盘装置、光盘装置、固态驱动器、闪存驱动器、磁带或某种其它大容量存储装置。在一些实现方式中，存储装置1030可为云存储装置，例如逻辑存储装置，包括分布在网络上并且使用网络存取的多个物理存储装置。在一些示例中，存储装置可以存储长期数据，诸如岩石岩层数据或ROP设计能力。输入/输出装置1040为系统1000提供输入/输出操作。在一些实现方式中，输入/输出装置1040可以包括网络接口装置(例如，以太网卡)、串行通信装置(例如，RS-232端口)和/或无线接口装置(例如，802.11卡、3G无线调制解调器、4G无线调制解调器或信鸽接口)中的一者或多者。网络接口装置允许系统1000通信，例如，将指令传送到图1中的控制系统132或BHA 118和从图1中的控制系统132或BHA 118接收指令。在一些实现方式中，输入/输出装置可以包括驱动装置，这些驱动装置被配置成接收输入数据并且向其它输入/输出装置(例如，键盘、打印机和显示装置1060)发送输出数据。在一些实现方式中，可以使用移动计算装置、移动通信装置和其它装置。

可以通过指令来实现服务器(例如，形成图1所示控制系统132或井筒系统100的一部分的服务器)，这些指令一旦执行，即导致一个或多个处理装置实施上述过程和功能，例如像确定井下钻井动力学的模型、确定井下钻井动力学的模型不确定性以及产生虚拟控制器(例如，图6-9)。这样的指令可以包括例如解释型指令诸如脚本指令或可执行代码或其它存储在计算机可执行介质中的指令。井筒系统100的不同部件可以通过网络(诸如服务器场)或一组广泛分布的服务器来分布式实施，或者可以在单个虚拟装置中实施，该单个虚拟装置包括彼此协调操作的多个分布式装置。例如，这些装置之一可以控制其它装置，或这些装置可以根据一组协调规则或协议进行操作，或这些装置可以以另一种方式进行协调。多个分布式装置的协调操作表现为作为单个装置操作。

所述特征可在数字电子电路中，或在计算机硬件、固件、软件或其组合中实施。该设备可在有形地体现在信息载体(例如，机器可读存储装置)中的计算机程序产品中实施以由可编程处理器执行；并且可由可编程处理器执行方法步骤，该可编程处理器实施指令程序以通过对输入数据进行操作并且产生输出来执行所述实现方式的功能。所述特征可在一个或多个计算机程序中有利地实施，该一个或多个计算机程序可在可编程系统上执行，该可编程系统耦接有至少一个可编程处理器以从数据存储系统、至少一个输入装置和至少一个输出装置接收数据和指令并将数据和指令传送到数据存储系统、至少一个输入装置和至少一个输出装置。计算机程序为指令集，该指令集可直接或间接用于计算机以执行某个活动或引起某个结果。计算机程序可以任意形式的编程语言(包括编译语言或解释语言)来编写，并且可以任何形式部署，包括作为独立程序或作为模块、部件、子程序或其它适于计算环境的单元。

适用于执行指令程序的处理器包括例如通用微处理器和专用微处理器，以及任何类型的计算机的唯一处理器或多个处理器之一。一般来说，处理器将从只读存储器或随机存取存储器或两者接收指令和数据。计算机元件可以包括用于执行指令的处理器和用于存储指令和数据的一个或多个存储器。一般来说，计算机还可包括用于存储数据文件的一个或多个大容量存储装置或可操作性地耦接成与该一个或多个大容量存储装置通信；这样的装置包括磁盘，诸如内置硬盘和可拆卸盘；磁光盘；以及光盘。适于有形地体现计算机程序指令和数据的存储装置包括全部形式的非易失性存储器，包括(例如)半导体存储装置，诸如EPROM、EEPROM和闪存存储装置；磁盘诸如内置硬盘和可拆卸盘；磁光盘；以及CD-ROM和DVD-ROM盘。处理器和存储器可通过ASIC(专用集成电路)来补充或结合到ASIC中。

为了与用户相互作用，可在计算机上实施这些特征，该计算机具有用于向用户显示信息的显示装置诸如CRT(阴极射线管)或LCD(液晶显示器)监视器以及键盘和指向装置诸如鼠标或跟踪球，用户可以通过它们向计算机提供输入。

可在计算机系统中实现这些特征，该计算机系统包括后端部件(诸如数据服务器)或包括中间件部件(诸如应用服务器或因特网服务器)或包括前端部件(诸如客户端计算机，该客户端计算机具有图形用户界面或互联网浏览器或它们的任意组合)。该系统的这些部件可与任何数字数据通信形式或介质诸如通信网络连接。通信网络的示例包括(例如)LAN、WAN以及形成互联网的计算机和网络。

该计算机系统可以包括客户端和服务器。客户端和服务器一般彼此远离并且通常通过网络(诸如所述网络)交互作用。由于计算机程序而产生客户端与服务器的关系，这些计算机程序在对应计算机上运行并且彼此具有客户端-服务器关系。

另外，附图中所显示的逻辑流程并不要求所示特定顺序或连续顺序实现期望结果。另外，可以从上述流程中提供其它步骤或消除步骤，并且可以向所述系统加入其它部件或从所述系统移除其它部件。因此，其它实现方式也在随附权利要求的范围内。

已描述了多种实现方式。然而，应理解，可以进行各种修改。例如，过程600的其它方面可以包括与图6-9所示相比更多或更少的步骤。另外，图6-9所示的步骤可以以与附图所示不同的连续方式执行。此外，虽然已在井筒钻井系统中描述了这些概念，但这些概率可能也适用于其它过程。例如，关于医学内窥镜检查或其中插入有仪器并且在未知环境内受控的其它应用。因此，其它实现方式也在随附权利要求的范围内。

Claims (23)

1.一种控制井下钻井设备的计算机实现方法，所述方法包括：

基于所述井下钻井设备的传感器测量值来确定井下钻井动力学的标称模型；

确定井下钻井动力学的所述标称模型的不确定性；

基于井下钻井动力学的所述标称模型的所述不确定性来确定偏离井下钻井动力学的所述标称模型的模型集合；以及

基于所述标称模型和偏离所述标称模型的所述模型集合来产生用于所述井下钻井设备的虚拟控制器。

2.如权利要求1所述的计算机实现方法，其中基于所述标称模型和偏离所述标称模型的所述模型集合来产生用于所述井下钻井设备的虚拟控制器包括产生满足所述标称模型的稳定性标准并且满足偏离所述标称模型的所述模型集合的所述稳定性标准的用于所述井下钻井设备的虚拟控制器。

3.如权利要求2所述的计算机实现方法，其中产生满足井下钻井动力学的所述标称模型的稳定性标准并且满足偏离井下钻井动力学的所述标称模型的所述模型集合的所述稳定性标准的用于所述井下钻井设备的虚拟控制器包括产生满足偏离井下钻井动力学的所述标称模型的所述模型集合中的每个模型的有界输入有界输出标准的虚拟控制器。

4.如权利要求3所述的计算机实现方法，其中所述有界输入有界输出标准包括H无穷稳定性标准。

5.如权利要求2所述的计算机实现方法，其中产生满足井下钻井动力学的所述标称模型的稳定性标准并且满足偏离井下钻井动力学的所述标称模型的所述模型集合的所述稳定性标准的用于所述井下钻井设备的虚拟控制器包括：

根据偏离井下钻井动力学的所述标称模型的所述模型集合产生模型的随机子集；以及

产生满足模型的所述随机子集中的每个模型的输入输出稳定性标准的虚拟控制器。

6.如权利要求5所述的计算机实现方法，其中所述输入输出稳定性标准包括H无穷稳定性标准或H-2稳定性标准中的至少一者。

7.如权利要求5所述的计算机实现方法，进一步包括：

确定井下钻井动力学的所述标称模型的不确定性包括确定井下钻井动力学的所述标称模型的参数的统计分布，并且

基于井下钻井动力学的所述标称模型的所述不确定性来确定偏离井下钻井动力学的所述标称模型的模型集合包括确定从所述参数的所述统计分布随机所选择的随机参数值集合。

8.如权利要求2所述的计算机实现方法，进一步包括确定所述井下钻井设备的振动干扰模型，并且其中产生用于所述井下钻井设备的虚拟控制器包括从属于所述振动干扰模型而产生满足所述稳定性标准的用于所述井下钻井设备的虚拟控制器。

9.如权利要求8所述的计算机实现方法，其中所述振动干扰模型包括井下钻井动力学的所述标称模型的频率特征，并且从属于所述振动干扰模型而产生满足所述稳定性标准的用于所述井下钻井设备的虚拟控制器包括产生使频率减弱的虚拟控制器，在所述频率下，井下钻井动力学的所述标称模型的频率特征具有超过增益阈值的增益。

10.如权利要求1所述的计算机实现方法，进一步包括：

识别来自所述井下钻井设备的已更新的传感器测量值；

检测到已基于所述已更新的传感器测量值发生模型更新事件；以及

基于检测到已发生模型更新事件而更新井下钻井动力学的所述标称模型。

11.如权利要求10所述的计算机实现方法，进一步包括：

根据第一时间尺度来接收高保真度传感器测量值，并且据根所述第一时间尺度基于所述高保真度传感器测量值来更新井下钻井动力学的所述标称模型；以及

将所述虚拟控制器配置成根据与所述第一时间尺度相比较快的第二时间尺度，基于根据所述第二时间尺度所接收的低保真度传感器测量值来向所述井下钻井设备施加控制输入。

12.如权利要求10所述的计算机实现方法，其中检测到已发生模型更新事件包括：

确定井下钻井动力学的所述标称模型的偏离阈值；以及

确定井下钻井动力学的所述标称模型与传感器测量值之间的差超过所述偏离阈值。

13.如权利要求12所述的计算机实现方法，其中确定井下钻井动力学的所述标称模型的偏离阈值进一步包括基于计划井筒路径或井筒跟踪误差约束中的至少一者来确定所述偏离阈值。

14.如权利要求10所述的计算机实现方法，其中更新井下钻井动力学的所述模型包括更新井下钻井动力学的所述标称模型中的参数，并且其中所述方法进一步包括基于井下钻井动力学的已更新模型来更新所述虚拟控制器。

15.如权利要求1所述的计算机实现方法，其中所述井下钻井设备包括底部钻具组件(BHA)或钻柱中的至少一者。

16.如权利要求2所述的计算机实现方法，其中产生满足井下钻井动力学的所述标称模型的稳定性标准并且满足偏离所述标称模型的所述模型集合的稳定性标准的用于所述井下钻井设备的虚拟控制器包括：

产生满足井下钻井动力学的所述标称模型的第一稳定性标准并且满足偏离所述标称模型的所述模型集合的所述第一稳定性标准的第一虚拟控制器；

产生满足井下钻井动力学的所述标称模型的第二稳定性标准并且满足偏离所述标称模型的所述模型集合的所述第二稳定性标准的第二虚拟控制器，其中所述第二稳定性标准不同于所述第一稳定性标准。

17.如权利要求16所述的计算机实现方法，进一步包括：

确定已发生虚拟控制器切换事件；以及

基于确定已发生虚拟控制器切换事件来在所述第一虚拟控制器与所述第二虚拟控制器之间进行切换。

18.如权利要求17所述的计算机实现方法，其中确定已发生虚拟控制器切换事件包括：

基于井下钻井动力学的所述标称模型来确定所述井下钻井设备的控制输入的目标稳态值；

将所述井下钻井设备的所述控制输入的所述稳态值与所述井下钻井设备的所述控制输入的测量值进行比较；以及

确定所述井下钻井设备的所述控制输入的所述稳态值与所述井下钻井设备的所述控制输入的所述测量值之间的差超过跟踪阈值。

19.如权利要求17所述的计算机实现方法，其中确定已发生虚拟控制器切换事件包括：

确定计划井筒路径；以及

根据所述计划井筒路径确定与另一井筒碰撞的概率超过碰撞阈值，或者所述计划井筒路径的曲率半径低于径向阈值。

20.如权利要求1所述的计算机实现方法，进一步包括：

基于用于所述井下钻井设备的所述虚拟控制器来基于所述井下钻井设备的传感器测量值确定所述井下钻井设备的控制输入；以及

向所述井下钻井设备施加所述控制输入。

21.如权利要求20所述的计算机实现方法，其中确定所述井下钻井设备的控制输入包括确定钻压、机械钻速、流体流速、钻头扭矩、转台扭矩或RPM中的至少一者。

22.一种系统，其包括：

第一部件，所述第一部件被定位在地面上或地面附近；

井下钻井设备，所述井下钻井设备至少部分地设置在井筒内位于地下区域或其附近，所述井下钻井设备与至少一个传感器相关；以及

虚拟控制器，所述虚拟控制器可通信地耦接到所述第一部件和所述井下钻井设备，所述虚拟控制器可操作用于执行操作，所述操作包括：

基于所述井下钻井设备的传感器测量值来确定井下钻井动力学的标称模型；

确定井下钻井动力学的所述标称模型的不确定性；

基于井下钻井动力学的所述标称模型的所述不确定性来确定偏离井下钻井动力学的所述标称模型的模型集合；以及

基于所述标称模型和偏离所述标称模型的所述模型集合来产生用于所述井下钻井设备的虚拟控制器。

23.一种利用至少一个计算机程序来编码的非暂时性计算机可读存储介质，所述至少一个计算机程序包括指令，所述指令在被执行时，操作以导致至少一个处理器执行用于控制钻孔中的井下钻井设备的钻井的操作，所述操作包括：

基于所述井下钻井设备的传感器测量值来确定井下钻井动力学的标称模型；

确定井下钻井动力学的所述标称模型的不确定性；

基于井下钻井动力学的所述标称模型的所述不确定性来确定偏离井下钻井动力学的所述标称模型的模型集合；以及

基于所述标称模型和偏离所述标称模型的所述模型集合来产生用于所述井下钻井设备的虚拟控制器。