CN112154253A - 独立于传感器位置而估计钻井系统中的最大负荷振幅 - Google Patents

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Abstract

本公开描述了用于减轻井下管柱中的振动的系统和方法。该方法包括：在钻井操作期间获得第一负荷和第二负荷的第一负荷测量结果和第二负荷测量结果；以及产生第一负荷测量数据和第二负荷测量数据，其中第一负荷传感器和第二负荷传感器被隔开传感器距离。从该第一负荷测量数据和该第二负荷测量数据以及该传感器距离确定该第一负荷和该第二负荷的第一代表性值和/或第二代表性值。将所确定的代表性值与相应负荷极限进行比较，并且响应于所确定的代表性值等于或超过该相应负荷极限而执行振动减轻操作。

Description

独立于传感器位置而估计钻井系统中的最大负荷振幅
相关申请的交叉引用
本申请要求2018年5月22日提交的美国申请序列号62/674,660的权益，该美国申请的全部公开内容以引用方式并入本文。
背景技术
1.技术领域
本发明整体涉及地下操作，并且更具体地涉及独立于传感器位置而估计在钻井操作期间的最大负荷振幅。
2.相关技术的描述
在地下深处钻出钻孔以用于许多应用，诸如二氧化碳封存、地热生产以及油气勘探和生产。在所有这些应用中，都会钻出钻孔，使得其穿过位于地表下方的地层中包含的能量或物质(例如，热、气体或流体)或允许触及该能量或物质。可将不同类型的工具和仪器设置在钻孔中以执行各种任务和测量。
在钻井操作期间，钻柱和井底钻具组合中的剧烈振动可能是由钻头处的切削力或井下工具诸如泥浆马达中的质量不平衡所致。此类振动可能造成钻进速率降低、测量质量降低，并且潜在地造成井下故障。因此，重要的是，使用减少和/或减轻振动的钻井参数(例如，管柱RPM、钻头RPM、WOB等)来确定和操作。
在钻井操作期间，可基于表示井下振动水平的客观标准来调整钻井参数。在地表处需要客观标准以帮助钻井者(例如，操作员)调整钻井参数。来自加速度计或其他井下传感器的测量结果通常用于这一目的。然而，由于若干原因，对此数据的解释是受限的。例如，各种井下测量结果取决于位于井下的传感器的位置。另外，当使用加速度计时，切向加速度和径向加速度与半径成比例，并且因此，如果现场人员知道互相关性和传感器位置，则从其解释数据可能会产生合理的结果。此外，传感器距钻头的距离可能会影响所获得的信息。例如，与激发的一个不同振动模态或多个不同振动模态相关联的振幅可基于传感器位置距钻头的距离，这继而又影响了测量结果。也就是说，测量结果强烈地取决于激发的一个振动模态振型或多个振动模态振型。例如，在模态振型的节点中，未测量到振幅(不可观察)，反之亦然。此外，滤波器特性和采样率可能会限制有助于总体振动振幅水平的频率。另外地，如本领域的技术人员将理解，传感器位置并非完全地对准和/或传感器的位置公差可能过高。因此，横向、径向和切向加速度(振动)的分离可能不准确。因此，用于确定和/或估计井下振动的改进的装置可为有利的。
发明内容
本文中公开了用于减轻井下管柱中的振动的系统和方法。该系统和方法包括：在钻井操作期间获得第一负荷和第二负荷的第一负荷测量结果和第二负荷测量结果；以及产生第一负荷测量数据和第二负荷测量数据，其中第一负荷传感器和第二负荷传感器被隔开传感器距离。从该第一负荷测量数据和该第二负荷测量数据以及该传感器距离确定该第一负荷和该第二负荷的第一代表性值和/或第二代表性值。将所确定的代表性值与相应负荷极限进行比较，并且响应于所确定的代表性值等于或超过该相应负荷极限而执行振动减轻操作。
附图说明
在本说明书结束时的权利要求书中特别指出并明确要求保护被视为本发明的主题。通过以下结合附图的详细描述，本发明的前述和其他特征和优点将变得显而易见，其中类似的元件具有类似的编号，附图中：
图1是可采用本公开的实施方案的用于执行地下操作的系统的示例；
图2A是井下系统的示意图，其示出了井下系统的形状随距钻头的距离的变化；
图2B示出了可在图2A的井下系统的操作期间激发的示例性对应扭转加速度模态振型；
图3A是井下系统的示意图，其示出了井下系统的形状随距钻头的距离的变化；
图3B示出了与可在图3A的井下系统的操作期间激发的振动模态振型相对应的动态扭矩的示例；
图3C示出了与可在图3A的井下系统的操作期间激发的模态振型相对应的动态扭矩的示例；
图4A是示出在根据本发明的实施方案的解析分析与实际加速度测量结果之间的比较的示意图；
图4B是示出在根据本发明的实施方案的解析分析与实际扭矩测量结果之间的比较的示意图；
图4C是示出在根据本发明的实施方案的解析分析与实际加速度测量结果之间的比较的示意图；
图4D是示出在根据本发明的实施方案的解析分析与实际扭矩测量结果之间的比较的示意图；
图4E是示出在根据本发明的实施方案的解析分析与实际加速度测量结果之间的比较的示意图；
图4F是示出在根据本发明的实施方案的解析分析与实际扭矩测量结果之间的比较的示意图；以及
图5为根据本公开的实施方案的用于减轻井下负荷的流程图。
具体实施方式
图1示出了用于执行地下操作(例如，井下、在地球内或在其他地面下方和到地层中)的系统的示意图。如图所示，该系统为钻井系统10，该钻井系统包括钻柱20，该钻柱具有钻井组件90(也被称为井底钻具组合(BHA))，该钻井组件在钻进地球地层60的钻孔或钻孔26中输送。钻井系统10包括常规井架11，该常规井架竖立在底板12上，该底板支撑旋转台14，该旋转台由原动机(诸如电动马达(未示出))以期望的旋转速度旋转。钻柱20包括钻井管状物22诸如钻管，该钻管从旋转台14向下延伸到钻孔26中。碎裂工具50(诸如附接到钻井组件90的端部的钻头)在其旋转时使地质地层碎裂以钻出钻孔26。钻柱20经由方钻杆接头21、旋转接头28、滑块25和通过滑轮23的管线29联接到绞车30。在钻井操作期间，操作绞车30以控制钻压(WOB)，钻压影响钻进速率。绞车30的操作在本领域中是众所周知的，因此在本文不再详细描述。
在钻井操作期间，来自源或泥浆坑31的合适的钻井液32(也称为“泥浆”)在压力下由泥浆泵34循环通过钻柱20。钻井液31经由波动消除器36、流体管线38和方钻杆接头21进入钻柱20的内孔中。流体管线38还可被称为泥浆供应管线。钻井液31在钻孔底部51处通过碎裂工具50中的开口排出。钻井液31通过钻柱20和钻孔26之间的环形空隙27沿井孔向上循环，并且经由回流管线35返回到泥浆坑32。流体管线38中的传感器S1提供关于流体流速的信息。与钻柱20相关联的地面扭矩传感器S2和传感器S3分别提供关于钻柱的扭矩和旋转速度的信息。另外，使用与管线29相关联的一个或多个传感器(未示出)来提供钻柱20的钩负荷以及与钻孔26的钻井有关的其他期望参数。该系统还可包括位于钻柱20和/或钻井组件90上的一个或多个井下传感器70。
在一些应用中，通过旋转钻井管状物22来旋转碎裂工具50。然而，在其他应用中，使用设置在钻井组件90中的钻井马达55(诸如泥浆马达)来旋转碎裂工具50和/或叠加或补充钻柱20的旋转(旋转模式)。在任一情况下，对于给定地层和钻井组件，碎裂工具50进入地球地层60的钻进速率(ROP)在很大程度上取决于钻压和碎裂工具50的旋转速度。在图1的实施方案的一个方面，钻井马达55经由设置在轴承组件57中的驱动轴(未示出)联接到碎裂工具50。如果泥浆马达用作钻井马达55，则当钻井液31在压力下通过钻井马达55时，泥浆马达使碎裂工具50旋转。轴承组件57支撑碎裂工具50的径向力和轴向力、钻井马达的下推力以及来自所施加的钻压的反应性向上负荷。联接到轴承组件57和在钻柱20上的其他合适位置处的稳定器58充当例如钻井马达组件的最下部分和其他此类合适位置的扶正器。钻井马达55可包括可调整造斜短节(AKO)。AKO的部署提供了当在滑动模式下钻井时构建钻孔的倾斜度(即，钻柱没有旋转，并且碎裂设备仅由钻井马达的转子驱动)。另选地，可通过使用偏转设备(诸如转向单元或设备(未示出))来钻出偏斜钻孔，该偏转设备使操作员能够在所期望的方向上操纵碎裂设备(例如，钻头)。转向单元包括一个或多个力施加设备，该力施加设备可被液压地、电气地或以两者方式致动和控制。
地面控制单元40经由放置在流体管线38中的传感器43从井下传感器70和设备接收信号，以及从传感器S1、S2、S3、钩负荷传感器、用于确定滑块的高度的传感器(例如，块高度传感器)和系统中使用的任何其他传感器接收信号，并且根据提供给地面控制单元40的经编程的指令来处理这些信号。例如，可使用地面深度跟踪系统，该地面深度跟踪系统利用块高度测量来确定钻孔的长度(也被称为钻孔的测量的深度)或沿钻孔从地面处的参考点到钻柱20上的预定义位置(诸如碎裂工具50或钻柱20上的任何其他合适位置)的距离(也被称为该位置的测量的深度，例如，碎裂工具50的测量的深度)。在特定时间确定测量的深度可通过将测量的块高度添加到在块高度测量时已经在井筒内的所有装备(诸如但不限于钻井管状物22、钻井组件90和碎裂工具50)的长度的和来完成。可将深度校正算法应用于测量的深度以得到更准确的深度信息。深度校正算法例如可解决因温度、钻压、井筒曲率和方向所引起的管拉伸或压缩而造成的长度变化。通过监视或重复地测量块高度、以及在随时间推移而更深地钻进地层时添加到钻柱20的装备的长度，来创建允许估计在监视周期期间的任何给定时间上钻孔26、或钻柱20上的任何位置的深度的时间和深度信息对。当在实际测量之间的时间上要求深度信息时，可使用内插方案。用于通过地面深度跟踪系统监视深度信息的此类设备和技术是本领域中已知的，并且因此本文不再详细地描述。
地面控制单元40在显示器/监视器42上显示由钻机现场的操作人员用来控制钻井操作的期望的钻井参数和其他信息。地面控制单元40包含计算机，该计算机可包括：存储器，该存储器用于存储计算机中的处理器可访问的数据、计算机程序、模型和算法；记录器，诸如磁带单元、存储器单元等，该记录器用于记录数据；以及其他外围设备。地面控制单元40还可包括由计算机用来根据已编程的指令来处理数据的仿真模型。控制单元响应通过合适的设备(诸如，键盘)输入的用户命令。如本领域的技术人员将理解，地面控制单元40可通过输出设备诸如显示器、打印机、声学输出等输出某些信息。地面控制单元40适于在出现某些不安全的或不期望的操作条件时激活警报44。
钻井组件90还可包含其他传感器和设备或工具，以用于提供与在钻孔26周围的地球地层60有关的多种测量，以及用于沿所期望的路径钻出钻孔26。此类设备可包括用于测量地层性质(诸如在钻孔26周围、在碎裂工具50附近和/或前面的地层电阻率或地层伽马射线强度)的设备，以及用于确定钻柱的倾斜度、方位角和/或位置的设备。根据本文所述的实施方案制造的用于测量地层性质的随钻测井(LWD)设备，诸如用于测量地层伽马射线强度的地层电阻率工具64或伽马射线设备76，可在任何合适位置处联接到包括钻井组件90的钻柱20。例如，联接可在下部造斜子组件62上方完成，以估计或确定在包括钻井组件90的钻柱20周围的地球地层60的电阻率。另一个位置可在碎裂工具50附近或前面，或在其他合适位置处。可包括用于确定钻井组件90相对于参考方向(例如，磁北、竖直向上或向下方向等)的方向的装置(诸如磁力计、重力计/加速度计、陀螺仪等)的定向勘测工具74可合适地放置来确定钻井组件的方向，诸如钻井组件的倾斜度、方位角和/或工具面。可利用任何合适的定向勘测工具。例如，定向勘测工具74可利用重力计(加速度计)、磁力计或陀螺仪设备来确定钻柱方向(例如，倾斜度、方位角和/或工具面)。此类设备是在本领域已知的，因此在本文不再详细描述。
可监视或重复地确定钻井组件的方向，以结合如上所述的深度测量来允许确定三维空间中的井筒轨迹。在上述示例性配置中，钻井马达55经由轴(未示出)诸如中空轴向碎裂工具50传递动力，该轴还使钻井液31能够从钻井马达55传递到碎裂工具50。在另选的实施方案中，上述部分中的一者或多者可以不同次序出现，或者可从上述装备中省略。
仍然参考图1，其他LWD设备(在本文中通常用数字77表示)，诸如用于测量岩石性质或流体性质(诸如但不限于孔隙率、渗透率、密度、盐饱和度、粘度、介电常数、声速等)的设备，可放置在钻井组件90中的合适位置处，以用于提供可用于评估沿钻孔26的地球地层60(即，地下地层)或流体的信息。此类设备可包括但不限于声学工具、核工具、核磁共振工具、介电常数工具、以及地层测试和采样工具。
上述设备可将数据存储到井下存储器和/或传输到井下遥测系统72，该井下遥测系统继而将接收到的数据沿井孔向上传输到地面控制单元40。井下遥测系统72还可从地面控制单元40接收信号和数据并且可将此类接收到的信号和数据传输到适当的井下设备。在一个方面，可使用泥浆脉冲遥测系统(包括泥浆脉冲器)在钻井操作期间在井下传感器70和设备与地面装备之间传送数据。放置在流体管线38中的传感器43可响应于井下遥测系统72所传输的数据来检测泥浆压力变化，诸如泥浆脉冲。传感器43可响应于泥浆压力变化而生成信号(例如，电信号)并可将此类信号经由导体45或无线地传输到地面控制单元40。在其他方面，任何其他合适遥测系统都可用于在地面与钻井组件90之间的单向或双向数据通信，包括但不限于无线遥测系统，诸如声学遥测系统、电磁遥测系统、有线管或它们的任何组合。数据通信系统可利用钻柱或井筒中的中继器。可通过联结钻管段来构成一个或多个有线管，其中每个管段都包括沿管延伸的数据通信链路。在管段之间的数据连接可通过任何合适方法来进行，包括但不限于电或光管线连接，包括光学、感应、电容或共振耦合方法。例如，如果采用连续油管，则数据通信链路也可沿钻柱20一侧延伸。
到目前为止所描述的钻井系统涉及那些利用钻管将钻井组件90输送到钻孔26中的钻井系统，其中通常通过控制绞车的操作来从地面控制钻压。然而，大量当前钻井系统，特别是用于钻出高度偏斜井筒和水平井筒的钻井系统，都利用连续油管来将钻井组件输送到地下。在此类应用中，有时在钻柱中部署推进器来在碎裂工具50上提供所期望力。而且，当利用了连续油管时，并非通过旋转台旋转油管，而是通过合适的注入器将油管注入井筒中，同时井下马达诸如钻井马达55使碎裂工具50旋转。对于海上钻井，使用海上钻机或船只来支撑钻井装备，包括钻柱。
仍然参考图1，可以提供电阻率工具64，其包括例如多根天线，包括例如发射器66a或66b或和接收器68a或68b。电阻率可以是在作出钻井决定时感兴趣的一种地层性质。本领域技术人员将理解，其他地层性质工具可与电阻率工具64一起使用或代替该电阻率工具。
尾管钻井或套管钻井可为用于提供碎裂设备的一种配置或操作，由于与常规钻井相比具有若干优点，因此在油气工业中变得越来越有吸引力。在标题为“Apparatus andMethod for Drilling a Wellbore，Setting a Liner and Cementing the WellboreDuring a Single Trip(用于在单程期间钻出井筒、设置尾管并固结井筒的装置和方法)”的共同拥有的美国专利9,004,195中示出和描述了这种配置的一个示例，该专利全文以引用方式并入本文。重要的是，尽管钻进速率相对低，但是由于尾管在钻出井筒的同时下钻，因此减少了将尾管对准于目标的时间。这在膨胀的地层中可能是有益的，在这种地层中，钻井的收缩会阻碍尾管的安装。此外，在耗尽且不稳定的油层中使用尾管进行钻探，可最大程度地降低因钻孔塌陷而卡住管或钻柱的风险。
该系统的一个或多个传感器可被配置为感测随时间的振动或振荡的振幅，可设置在钻柱或BHA上。在一个或多个实施方案中，传感器中的一者或多者可设置在钻头或碎裂设备附近，以便感测在钻柱的激发点处的振动或振荡。由于在钻探地层岩石时钻头与地层岩石的相互作用，钻头可被视为激发点。另选地或除此之外，一个或多个传感器可被配置为感测扭矩。来自一个或多个传感器的感测数据可被传输到地面接收器或地面计算机处理系统以进行处理。另选地或除此之外，传感器数据可由井下电子器件在井下进行处理，该井下电子器件还可提供与遥测系统的接口。
一个或多个传感器可位于钻井动力学工具中，优选地位于靠近钻头处，但可位于BHA中的或沿BHA的任何位置处。钻井动力学工具被设计成以高及时分辨率(例如，1000Hz和更快)对钻井动力学数据进行采样。BHA可包括多于一个钻井动力学工具，以允许观察和/或监测在BHA中的或沿BHA的不同位置处的钻井动力学数据。此类钻井动力学数据可包括但不限于加速度(横向、轴向、切向)、弯矩(扭矩)、温度、压力、地球磁场的变化、钻压和每分钟转数。在本文中描述的一些实施方案中，用于对钻井动力学进行取样的传感器可为独立于钻井动力学工具而位于BHA上或BHA中的某处的独立传感器。
尽管图1是关于钻井操作示出和描述的，但本领域的技术人员将理解，尽管具有不同部件，但类似配置可用于执行不同地下操作。例如，如本领域已知的，可使用电缆、连续油管和/或其他配置。此外，可采用生产配置用于从地层提取材料和/或向地层中注入材料。因此，本公开不限于钻井操作，而是可用于任何适当或所期望的地下操作。
在当前系统中，如上所述，在钻井操作期间，可能难以准确地确定和/或估计井下元件(例如，BHA、管柱等)的振动。然而，知道或准确地估计振动对于确保高效钻井操作和/或防止对井下部件的损坏来说可能是重要的。如所讨论，一个变量按照基于传感器位置的不确定性。有利地，本文中提供的实施方案涉及用于独立于传感器位置而估计井下振动的系统和方法，从而消除基于传感器位置的不确定性。
本文中提供的实施方案提供了用于高频扭转振荡(HFTO)的实施方式。根据本公开的实施方案，得出独立于测量位置的代表性HFTO值。然后，采用使用代表性值的分析模型，以获得对沿BHA或钻井系统出现的振动振幅的代表性(例如，最大)值的估计。根据一些实施方案，可针对井下工具、BHA和/或钻柱的简单均匀几何形状得出分析模型。
现在转到图2A至图2B，示出了井下系统200和对应振动模态(振荡模态)的示例。在图2A至图2B中，振荡是扭转振荡，该扭转振荡具有自然角频率。扭转振荡是井下工具的部分围绕井下工具的纵向轴线的振荡移动。扭转振荡与角位移、角速度、角加速度和角扭矩相关联。如关于前述内容所提及的角是围绕井下工具的纵向轴线的角。图2A是井下系统的示意图，其示出了井下系统的形状随距钻头的距离的变化，并且图2B示出了可在图2A的井下系统的操作期间激发的示例性对应扭转振荡模态振型。
扭转振荡可通过观察由扭转振荡引起的扭转加速度来观察。为了测量扭转加速度，使用加速度传感器(例如，加速度计、惯性传感器等)。由作用在井下系统上的激发力引起的角扭矩可通过扭矩传感扭矩器来测量。例如，在井下应用中，通常使用应变仪，其中此类应变仪使用磁致伸缩、压电、光学、感应或电容效应来观察由角扭矩引起的应变。加速度或扭矩传感器可位于井下系统中、位于井下系统上或沿井下系统定位。例如，加速度或扭矩传感器可安装在井下工具的套环中(例如，在由舱口盖封闭的腔内)、在井下工具的表面处或在井下工具的内孔内(例如，在位于井下工具的内孔内的探针容器中，钻井液从在地面上的泥浆泵穿过该探针容器而到达碎裂设备)。
如图2A例示性地示出的，井下系统200包括具有不同直径(以及不同质量、密度、材料性质、配置等)的各种部件，并且因此在井下系统200的旋转期间，不同部件可能会引起产生各种扭转振荡模态。示例性模态指示不同模态振型的最高加速度振幅将存在于何处。例如，如图2B所示，示出了井下系统200的第一扭转振荡模态振型202、第二扭转振荡模态振型204和第三扭转振荡模态振型206。模态振型提供沿BHA的扭转加速度(也被称为扭转负荷)的振幅的分布。在较高频率下的扭转负荷被称为高频扭转负荷(HFTO)。如扭转加速度模态振型202、204、206所示，沿井下系统的负荷分布(在图2B中，即为扭转加速度)可基于各种部件沿系统的放置而变化。
根据本公开的实施方案，负荷沿井下系统(例如，BHA、钻柱等)的分布可由距钻头的距离表示，并且可由具有不同波长的三角函数(例如，正弦和余弦)例示性地表示，如图2B所示。如本文所用，对于每个模态/模态振型，所测量的角加速度被表示为
Figure BDA0002787737270000101
并且所测量的动态扭转扭矩为Mt，i(x)，它们各自都随距钻头的距离x而变，并且所测量的振动等于所有模态i＝1...N的和。需注意，测量可由位于沿井下系统200的距钻头的距离x处的一个或多个适当的传感器(例如，加速度传感器、扭矩传感器等)进行。然而，需注意，传感器的位置(距钻头的距离x)将影响由特定传感器获得的信息。
本文中提供的实施方案利用这一事实：动态扭转扭矩M(t，i)(x)与相对于距钻头的距离x的角位移
Figure BDA0002787737270000102
的一阶导数成比例：
Figure BDA0002787737270000103
在公式(1a)中，I为面积二次力矩(参见例如以下公式(8))，并且G为剪切模量。此外，谐波角加速度(振动)与时间t的关系被表示为：
Figure BDA0002787737270000104
在公式(1b)中，ω0，i为自然角频率，并且φi为相移。
沿距钻头的距离x，对于针对不同测量位置的分析模型可能会出现三个场景。再次参考图2A至图2B，示出了第一测量位置208、第二测量位置210和第三测量位置212，其中在距钻头的特定距离x处具有相应模态振型。例如，对于第一模态振型202，如本领域的技术人员所理解，在第一测量位置208处，测量到零角加速度并将测量到最大动态扭转扭矩。例如，在第二位置210处，测量到第一模态振型202的最大角加速度振幅，但将存在零动态扭转扭矩。最后，例如，在第三位置212处，可存在一般情况，其中对于第一模态振型202，将测量到一定量的角加速度并将测量到一定量的动态扭转扭矩。
在这些情况中的每种情况下，至少一个所测量的负荷(例如，角加速度或动态扭转扭矩)显著地低于沿井下系统200出现的最大负荷。也就是说，不存在其中同时地测量零角加速度和零动态扭矩的情况或距钻头的距离x。沿距钻头的距离x的角加速度振幅和沿距钻头的距离x的动态扭转扭矩振幅的分布彼此正交。也就是说，如果被归一化为角加速度或动态扭转扭矩的最大值，则两个负荷的矢量和的近似值对于每一距钻头的距离x都等于1(如果给定恒定直径和其他恒定特性的话)。
在了解到这一点的情况下，可建立在角加速度与动态扭转扭矩之间的关系，从而使得能够准确地估计井下振动。另外，如下所述，距钻头的距离x可作为用于估计的变量被消除，并且因此一个或多个传感器的放置可基于系统配置来优化，并且不取决于特定数学运算或估计的所期望的准确性。
在扭转振荡器为管或类似结构的模型中，扭转振荡器的特性可如下：外径Do、内径Di、长度L、密度ρ、杨氏模量E和剪切模量G。在模型扭转振荡器的以下描述中，两个侧面/端部上的边界条件是自由的。在该示例中，使用有限元模型计算扭转振荡模态的结果(例如，操作员用来调整钻井操作的图形用户界面)，并且将其与分析模型进行比较。为了简单起见并还由于BHA的解析分析因非均匀性而可能不可行，以下讨论将分析扭转振荡器模型而不是整个BHA。该分析考虑了由图形用户界面给出的所有结果，操作员可使用该结果来估计井下振动并从其做出决策。例如，图形用户界面可提供振荡频率和临界斜率值以及振荡模态振型、扭转扭矩和角加速度。
如本文所用，角位移
Figure BDA0002787737270000111
的模态振型i如下，其中模态振型i的级别按自然角频率、井下系统或工具长度L和距钻头的距离x来分类：
Figure BDA0002787737270000112
在井下系统/工具的密度ρ、工具外径Do和工具内径Di下，质量归一化模态振型
Figure BDA0002787737270000113
如下：
Figure BDA0002787737270000114
给定模态振型i的频率f为：
Figure BDA0002787737270000121
在剪切模量G下，给定模态振型i的角频率ω0，i如下：
Figure BDA0002787737270000122
临界斜率值Sc，i为：
Figure BDA0002787737270000123
切向扭矩Mt为：
Figure BDA0002787737270000124
在公式(7)(以及以上公式(1a))中，面积二次力矩I被表示为：
Figure BDA0002787737270000125
假设在角频率ω0，i下在钻头处的角速度等于平均钻头角速度(RPM)除以ω0，i：
Figure BDA0002787737270000126
在公式(9)中，
Figure BDA0002787737270000127
为与模态振型i相对应的角偏转的峰值。因此，相对于距钻头的距离x的缩放角偏转
Figure BDA0002787737270000128
可表示为：
Figure BDA0002787737270000129
因此，缩放角偏转
Figure BDA0002787737270000131
的一阶导数为：
Figure BDA0002787737270000132
因此，扭转扭矩为Mt，i，其为：
Figure BDA0002787737270000133
或者
Figure BDA0002787737270000134
另外，角加速度Aa为：
Figure BDA0002787737270000135
Figure BDA0002787737270000136
Figure BDA0002787737270000137
在半径r和时间t处，切向加速度At为：
Figure BDA0002787737270000138
Figure BDA0002787737270000139
Figure BDA00027877372700001310
在速度v下，径向加速度Ar为：
Figure BDA00027877372700001311
Figure BDA00027877372700001312
Figure BDA0002787737270000141
Figure BDA0002787737270000142
使用以上公式，以及分析测试和建模，已经确定，可独立于传感器相对于钻头的位置而获得对井下振动(例如，高频扭转振荡、横向振动、轴向振动等)的准确估计。因此，可基于角加速度和扭转扭矩检测来实现对井下振动的改进的减轻，而无需附加信息。
对于给定角频率ω和对应模态，角加速度与扭转扭矩的比率与实际振幅和恒定值无关。另外，它与钻井系统的长度L无关。因此：
Figure BDA0002787737270000143
在公式(26)中，
Figure BDA0002787737270000144
为角加速度的峰值振幅，
Figure BDA0002787737270000145
为动态扭转扭矩的峰值振幅，并且
Figure BDA0002787737270000146
另外，如上所述，由于角加速度和动态扭转扭矩(例如，正弦对余弦)相对于距钻头的距离x的正交性，以下关系是适用的：
Figure BDA0002787737270000147
从上文，即，从公式(24)和公式(25)，可通过乘以角加速度
Figure BDA0002787737270000148
的峰值振幅来得出以下公式(26)：
Figure BDA0002787737270000149
尽管上文已经关于角加速度进行了描述，但相同原理和过程可适用于井下工具(例如，BHA和/或钻柱)内的所测量的振动。
此外，可使用类似方法来确定峰值动态扭矩振幅
Figure BDA00027877372700001410
Figure BDA0002787737270000151
以上公式从均匀结构(或理论结构)得出。然而，此类概念可适用于非均匀结构(例如，真实世界BHA、钻柱等)。在知道峰值动态扭转扭矩振幅和峰值角加速度的情况下，可获得对井下振动的合理估计，并且因此操作员可相应地调整钻井操作。峰值动态扭矩振幅
Figure BDA0002787737270000152
和角加速度的峰值振幅
Figure BDA0002787737270000153
是根据本公开的实施方案的代表性值。应当注意，所确定的峰值动态扭矩振幅
Figure BDA0002787737270000154
以及角加速度的峰值振幅
Figure BDA0002787737270000155
与井下系统的长度L无关并与负荷传感器沿井下系统的纵向轴线相对于钻头的位置无关。
尽管以上描述基于传感器位于距钻头的相同距离处(或甚至在相同位置处)，但此类配置不是所要求的。也就是说，在一些实施方案中，传感器可位于不同位置和/或距钻头的距离处。
在此类布置中，
Figure BDA0002787737270000156
并且扭转扭矩为
Figure BDA0002787737270000157
Figure BDA0002787737270000158
Figure BDA0002787737270000159
扭转扭矩可由在知道角频率ω和比率K的情况下的角加速度测量结果替代。因此，角加速度可得出为
Figure BDA00027877372700001510
Figure BDA00027877372700001511
在该实施方案中，第一负荷传感器(例如，扭矩传感器)相对于放置在DfB x处的第二负荷传感器(例如，加速度计)放置在不同距钻头的距离(DfB)x+Δx处。在
Figure BDA00027877372700001512
Figure BDA00027877372700001513
下，扭矩可由以下得出：
Figure BDA00027877372700001514
Figure BDA00027877372700001515
在本文中，传感器的DfB x是未知的并且可计算出。在两个传感器之间的距离Δx是已知的。必须使用所熟知的函数atan2，因为该公式就符号而言是对情况敏感的。比率
Figure BDA00027877372700001516
可用于计算动态扭矩M(x)(其尚未被测量并仅在M(x+Δx)下是已知的)。在知道在一个位置处的动态扭矩M(x)和角加速度
Figure BDA0002787737270000161
的情况下，与如上所示相同的公式适用于计算最大动态扭矩和最大角加速度：
Figure BDA0002787737270000162
Figure BDA0002787737270000163
如果使用放置在两个不同DfB处的两个加速度计或两个扭矩传感器(或能够测量扭转振荡的任何其他传感器)，则可使用类似方法。此外，相同假设适用于其他类型的振动。此外，参考本文的教导内容，需注意，并且如本领域的技术人员将理解，不同频率的HFTO中的能量的量可由本文中给出的算法确定。针对每个或任一给定频率获得的值可用于为地层检测(例如，对于细脉)提供指示器。
现在转到图3A至图3C，示出了具有最差切向加速度振幅和最差动态扭转扭矩的示例性BHA。在该示例中，参考值在钻头处为100RPM。理论上，钻头RPM线性地缩放最差负荷，使得在200RPM下的负荷与在100RPM下的负荷相比加倍。对应模态具有频率f0，i＝142.1Hz，并且ω0，i＝2πf0，i。在该示例中，点302表示测量到零角加速度并测量到最大动态扭转扭矩的点；点304表示角加速度振幅和零动态扭矩振幅的最大测量结果；并且点306表示具有一定量的所测量的角加速度振幅和动态扭矩振幅的“一般情况”。应当注意，在动态扭转扭矩与切向加速度测量结果之间的正交性假设是有效的。
图4A至图4F中示出了在用数学模型(例如，有限元模型(对井下管柱的动态模拟))得出的在100RPM下的理论最差振幅与本文中提供的实施方案的方法之间的比较。在每个曲线图中，临界斜率值和自然频率提供在曲线图上方。曲线图被分成对，以用于估计角加速度和动态扭转扭矩，这两者可组合以估计系统的井下振动。由此，使操作员能够调整钻井操作以减轻井下振动。代表性值的计算在钻井操作期间实时地完成。
根据所述的方法和过程的一些实施方案，可采用井下工具中的处理器并将其定位在井下，使得实施方式可在井下执行。在一些此类实施方案中，所确定的代表性值(例如，最大负荷)可传达到井上(例如，可传达到地面控制单元)，并且减轻过程可自动地执行。此类自动减轻过程可包括但不限于响应于所传达的负荷信息超过或等于管柱中的特定井下工具的预确定的负荷极限而改变操作参数以减小所确定的最大负荷。此外，在一些实施方案中，代替将代表性值传达到地面，井下处理器可将关于所要求的操作参数变化的信息传达到井上(例如，传达到地面控制单元)。在一些此类实施方案中，关于操作参数变化的信息在井上被接收，并且操作参数变化可在没有人(例如，操作员)的交互的情况下自动地执行。在钻孔时使用井下处理器实时地执行计算的情况下，处理器需要知道假设井下工具的均匀结构所要求的几何形状和材料性质参数(扭转振荡模态)。
根据一些实施方案，钢丝管钻井操作提供高带宽数据传输。高带宽数据传输可足够高以将传感器数据(例如，以高采样率，诸如1000Hz或更快)传输到地面，以用于井上或地面数据处理。如果要求的话，地面处理器(例如，位于地面控制单元中)可执行所述的计算并可向操作员或向应用操作参数的变化的电子控制器提供代表性值。
在一些实施方案中，地面控制单元可基于所传输(接收)的信息来生成警报或向操作员提供建议或推荐。因此，操作员可意识到需要采取行动以减少井下振动。例如，在一些实施方案中，当所传输的信息包含等于或超过预确定的阈值的最大加速度振幅或最大扭矩振幅时，可生成警报。另选地，在一些实施方案中，例如，从井下传输到井上的信息可包括严重性级别信息。严重性级别信息可为指示检测到严重井下振动(例如，扭转振动、轴向振动、横向振动)的指示器。严重性级别信息还可给出关于振动的严重程度的信息(例如，加速度和/或扭矩振幅、振动频率的指示)。可基于使用本文中描述的实施方案计算的所确定的加速度和/或扭矩振幅来限定严重性级别信息。
根据一些实施方案，所计算的加速度或扭矩数据可存储在井下系统中的存储器中。此类所存储的数据可在钻井操作之后被下载。所计算的数据还可在井上存储在地面控制单元中的存储器或任何其他存储器(包括互联网或云数据系统)中。所计算的数据可用于确定井下系统的寿命以及用于在从钻孔中取出井下系统之后作出再运行决策。所计算的数据还可用于更新阈值加速度和/或阈值扭矩数据，该阈值加速度和/或阈值扭矩数据用作未来钻井操作的预设阈值数据。
再次参考曲线图4A至图4F，在每个曲线图中，水平轴线是距钻头的距离，并且如图所示，所估计(分析)的峰值与所测量的峰值匹配，而不管距钻头的距离如何或与其无关。因此，本公开的实施方案中使用的传感器可放置在任何给定位置处，并且将不影响井下振动的计算和/或确定。与距钻头的距离无关涉及沿井下系统或钻柱的多于一个位置或在传感器(加速度和/或扭矩)可定位于的井下系统或钻柱的纵向轴线的方向上的多于一个距钻头的距离，并且本文中公开的计算将提供相同结果(即，最大加速度或最大扭矩)。
扭转振荡的测量负荷要求将传感器放置在相对于井下工具的纵向旋转轴线(纵向对称轴线)的偏轴位置处。偏轴位置与井下工具的纵向旋转轴线的径向距离为非零。扭转负荷传感器距井下工具的纵向旋转轴线可具有的最大径向距离为井下工具的外径的一半。除了扭转负荷传感器之外，轴向负荷和/或横向负荷传感器可位于井下工具的纵向旋转轴线上。距井下工具的纵向旋转轴线的径向距离可为零或在零与井下工具的外径的一半之间的任何其他值。
根据本公开，传感器可位于井下系统中在特定距钻头的距离处的某处，这意味着传感器可位于距井下系统的中心纵向轴线的半径r处和/或可位于围绕井下系统的纵向轴线的圆周角
Figure BDA0002787737270000181
处。在加速度传感器与扭矩传感器之间的间隔距离Δx平行于井下系统或钻柱的纵向轴线来测量，也被称为在传感器之间的轴向距离。加速度传感器和扭矩传感器还可在特定轴向位置或距离处以不同周向角α1和α2定位，其中在传感器之间具有角间隔距离。第一负荷传感器(例如，加速度传感器)和第二负荷传感器(例如，扭矩传感器)可位于特定轴向距离处的不同径向距离处，因此具有围绕井下管柱的圆周的角间隔距离和沿井下管柱的纵向轴线的轴向间隔距离。在一些实施方案中，两个负荷传感器可位于或定位在相同距钻头的轴向距离处(即，在传感器之间的轴向间隔距离为零)，并且可彼此具有非零的角间隔距离和/或径向间隔距离。在另一个示例中，在传感器之间还可另外地存在非零的轴向间隔距离。在两个传感器之间的距离或间距可被称为传感器距离，其中传感器距离是轴向的(即，沿管柱轴线的轴向间隔距离)和/或周向的(即，围绕管柱圆周的角间隔距离)。传感器距离可在一个维度(例如，相同轴向和/或周向位置)上为零，或者可在两个维度上为非零。
在一些非限制性示例中，根据本公开的实施方案，负荷传感器距钻头的距离为1cm至30cm、30cm至50cm、50cm至1m、1m至3m、3m至6m、6m至10m、10m至20m、20m至50m或50m至100m。根据本公开的实施方案，在两个负荷传感器之间的示例性距离为1cm至10cm、10cm至20cm、20cm至30cm、30cm至50cm、50cm至1m、1m至5m、5m至10m、10m至20m或20m至30m。根据本公开的实施方案，围绕在两个负荷传感器之间的井下管柱圆周的示例性角距离为1度至10度、10度至30度、30度至60度、60度至90度、90度至120度、120度至150度或150度至180度。
图4A是示出在-209.3323Nms/rad的稳定性指数和71.1955Hz的自然频率下的等同最大切向加速度402A(分析值)和切向加速度临界模式404A(测量结果)的曲线图。图4B是示出在-209.3323Nms/rad的稳定性指数和71.1955Hz的自然频率下的等同最大动态扭矩402B(分析值)和动态扭矩临界模式404B(测量结果)的曲线图。
图4C是示出在-224.0629Nms/rad的稳定性指数和127.4304Hz的自然频率下的等同最大切向加速度402c和切向加速度临界模式404c的曲线图。图4D是示出在-224.0629Nms/rad的稳定性指数和127.4304Hz的自然频率下的等同最大动态扭矩402d和动态扭矩临界模式404d的曲线图。
图4E是示出在-1096.1201Nms/rad的稳定性指数和165.8959Hz的自然频率下的等同最大切向加速度402e和切向加速度临界模式404e的曲线图。图4F是示出在-1096.1201Nms/rad的稳定性指数和165.8959Hz的自然频率下的等同最大动态扭矩402f和动态扭矩临界模式404f的曲线图。
分析线402a、402b、402c、402c、402d、402e、402f示出了用所提出的方法(例如，上文示出和描述的公式)得出的等同最大负荷值(例如，分别为切向加速振幅或扭转扭矩振幅)的曲线图。示出了安装在井下系统内距钻头的不同距离(以米为单位)处的传感器的值。作为比较，在100RPM下的理论最差振幅被示出为针对不同模态振型对距钻头的距离的线404a、404b、404c、404c、404d、404e、404f。沿井下工具/BHA/管柱的等同最大负荷值和理论最差振幅的最大值几乎类似。如本领域的技术人员将理解的，本公开的数学公式可针对每个距钻头的距离输出恒定单个值，该恒定单个值为沿井下工具/BHA/管柱的最高振幅。
有利地，在采用本公开的实施方案的情况下，沿井下工具/BHA/管柱的所计算的负荷值的最大值和最大等同负荷值对于每一传感器位置是类似的。因此，如上所述，本文中提供的实施方案使得能够进行振动估计，并且由此使操作员能够调整钻井操作以减轻或最小化井下振动。
由于根据本公开的实施方案进行的测量的性质，所测量的动态扭矩的振幅可为低的，并且切向加速度振幅可为非常高的，反之亦然(例如，如图3A至图3C中的点302、304所示)。在切向加速度的频率信息中，振幅可为非常低的，而BHA中的最大切向加速度可为非常高的。使用根据本公开的方法，可从动态扭转扭矩和切向加速度/角加速度测量结果提取频率信息。根据频谱，可使用峰值检测算法来确定峰值。如所讨论，峰值可相对于在一个点处的动态扭转扭矩和切向加速度测量结果的频率而不同。因此，可合理地计算在任一频谱(或所有频率)中的具有高振幅的频率下的最大切向加速度和最大动态扭转扭矩。根据最大值，如本文中提出的算法提出的，可作出最关键的振幅出现在哪个频率下的明智决策。然后，可将最关键的频率和对应的所计算的最大值呈现给现场工程师并将其与(工具)极限进行比较。
又如，与HFTO的典型情况(通常在20Hz与1000Hz之间)相比，粘/滑具有低于1Hz的极低频率(发生在5s至10s的时间标度上)。粘/滑可导致RPM的显著增加，例如，粘/滑可导致RPM可为平均RPM的两倍以上。动态扭矩和切向加速度的振幅在粘阶段期间较低并且在滑阶段中非常高(高RPM值)。从理论上，最差振幅通过RPM线性地缩放。因此，粘/滑可导致HFTO的最差振幅的显著增加，这也可在测量中发现。最差振幅仅出现在达到最高RPM的粘/滑循环的一个周期中的小时间间隔中。傅里叶分析/FFT提取振幅的频率信息的平均效应是熟知的。也就是说，FFT将仅引起相对于粘/滑周期和FFT的间隔的切向加速度或动态扭转扭矩的平均振幅。如果与发生最大振幅(相对于时间)的时间相比，时间间隔太长，则峰值振幅未在所得出的频谱中被检测到和表示。因此，必须选择时间分辨率，以在用粘/滑进行的调制期间捕获最大HFTO振幅。锥形函数(例如，Hanning Window)的应用改进了从所分析的测量数据时间间隔(样本时间间隔)提取频率信息。对所得的频率信息的负边界效应可减少。
现在转向图5，示出了根据本公开的实施方案的流程500的示意图。例如，可使用类似于图1中所示的系统或其变型来部分地执行流程500。另外，流程500可结合上述建模和解析分析的各方面。可使用位于井下和/或在地面处的一个或多个处理器来执行各种计算。另外，一个或多个传感器可被布置在井下系统上，其可被配置为测量扭矩和/或加速度以生成要根据上述过程采用的数据。有利地，使用上述解析分析，传感器的位置作为变量被消除，并且由此可确定对井下振动和/或负荷的改进的估计。此外，流程500可用于使得能够减轻井下管柱中的振动，如本文所述。
流程500的输出和/或结果是潜在地减少在钻井操作期间存在的振动和/或负荷。例如，操作员可采取的一个动作是降低旋转速度，以由此减小在钻头处或近钻头处的负荷。实现流程500的给定系统的主频率和振幅水平可通过测量来识别，如本领域的技术人员将理解。然而，如上文所讨论，为了执行独立于传感器位置而进行的解析分析，至少动态扭转扭矩和切向加速度是所要求的输入。可采用频率分析诸如傅里叶分析(例如，离散傅里叶变换、快速傅里叶变换)来提取从井下信号获得的时间信号的频率信息和/或将基于时间的信号变换到频域中。对于每个频率等同动态扭矩和切向加速度，可确定值。提取最显著的信息并将其传输到在地面处的操作员，并且可基于所接收的信息(例如，不同频率的振幅的和)来采取后续动作。在另选的实施方案中，可通过自动化工艺(例如，通过地面控制单元或井下控制单元)来采取动作。
例如，如果观察到给定值的水平超过预设阈值，则可通过调整操作参数来发起过程以减轻振动或负荷，所述操作参数诸如流率、在顶部驱动器处(另选地在方钻杆驱动器处)的旋转速度、钩负荷、钻压(WOB)、泥浆性质、钻孔倾斜度等。预设阈值可基于在工具设计期间限定的或根据经验、历史数据、建模等开发的极限。可将测量值(或观察值)与预设阈值进行比较，如下所述。使用反馈回路，可使用相同流程500来分析所采取的动作的有效性，从而使得能够进行可减轻井下振动和/或负荷的进一步动作。如本文所用，负荷可包括但不限于角加速度、切向加速度、角速度/偏转和动态扭矩。
在框502处，一个或多个井下传感器收集与井下系统(例如，BHA、钻头操作、钻柱等)的扭矩和加速度相关联的数据。扭矩测量结果可为动态扭转扭矩，并且加速度测量结果可为切向加速度。动态扭转扭矩测量结果可使用一个或多个应变仪来获得，如本领域的技术人员将理解。在具有多于一个应变仪的一些实施方案中，每个应变仪可位于沿BHA的纵向轴线的不同位置处，其中在应变仪之间具有已知距离。
加速度测量结果从一个或多个加速度计获得。在具有多于一个加速度计的一些实施方案中，每个加速度计可位于沿BHA的纵向轴线的不同位置处，其中在加速度计之间具有已知距离。如本领域的技术人员将理解，振动可按进入轴向、扭转和横向加速度的方向划分。必须区分不同加速度方向，因为不同类型的振动可能要求不同减轻策略。一般来讲，传感器加速度信号是横向、径向、切向和轴向加速度的叠加。轴向、扭转、径向和横向通常从传感器信号和传感器位置得出。
旋转角
Figure BDA0002787737270000221
的加速度被称为角加速度。角加速度
Figure BDA0002787737270000222
和切向加速度aT线性地相关，使得
Figure BDA0002787737270000223
切向加速度由角
Figure BDA0002787737270000224
的加速度
Figure BDA0002787737270000225
引起。切向加速度是传感器沿圆周方向的对应平移加速度。切向加速度线性地取决于参考半径rref(例如，放置传感器之处)。最后，径向加速度可通过
Figure BDA0002787737270000226
Figure BDA0002787737270000227
来计算。类似于切向加速度，径向加速度用参考半径rref来缩放。如果传感器正在圆形路径上移动，则其加速到工具的瞬时旋转中心，因为传感器被固定到工具。
因此，在框502处，进行动态扭转扭矩和加速度测量。
在框504处，得出频率信息。例如，可使用傅里叶分析(例如，格策尔算法、离散傅里叶变换、快速傅里叶变换等)来提取钻井系统的时间信号的频率信息(振幅对频率)。
在框506处，可确定第一负荷和/或第二负荷中的每者的代表性值。代表性值可为相应负荷测量结果的最大负荷。在框506处作出的确定可具有与工具和/或系统性质相关联的各种工具性质输入508。因此，代表性值可部分地取决于系统/工具布置，并且与其相关联的各种输入可实现确定代表性值(例如，在钻井操作期间的有效最大负荷)的改进的准确性。例如，工具性质输入508可包括但不限于几何形状、工具尺寸、材料性质等。
在框506处，例如，对于每个频率，可获得等同动态扭转扭矩和等同切向加速度，例如，代表性值。在一些实施方案中，可使用井下处理来提取最高有效值(即，最大值)，并且随后将其传输到地面以向操作员告知代表性值。
在框510处，将代表性值与和系统相关联的相应负荷极限进行比较。如本领域的技术人员将理解，可在井下或地面处进行比较。框510可具有负荷极限输入512的输入(例如，预设阈值)。在一些实施方案中，负荷极限输入512可从井下管柱/工具/系统设计规格得出。负荷极限输入512限定将不被超过的负荷的振幅，并且通常是与工具和/或系统相关联的预限定值。
在框510处，系统(或操作员)可将所测量的负荷(框506)与负荷极限512进行比较，以确定钻井系统内的当前负荷是否超过负荷极限512。
如果在框510处，所测量的负荷低于负荷极限512，则该过程可返回到框502，使得执行反馈回路并且在钻井操作期间连续地监测有效负荷或实际负荷。
然而，如果在框510处，所测量的负荷满足或超过负荷极限512，则过程500可继续至框514。在框514处，可执行井下负荷减轻操作。井下负荷减轻操作可包括但不限于调整流率、调整井下管柱的旋转速度、调整钩负荷、调整泥浆性质以及调整钻压(WOB)。
一旦在框514处执行井下负荷减轻操作，流程500就可返回到上述反馈回路中的框502。因此，可确定井下负荷减轻操作的结果或影响，并且如果不足以将负荷降低到低于负荷极限512，则可执行进一步井下负荷减轻操作。一旦有效负荷降低到负荷极限512以下，就可循环流程500以监测井下负荷并指示是否应执行进一步井下负荷减轻操作。
有利地，本文中描述的实施方案使得能够在不需要动态模拟的情况下计算代表性值(例如，最大负荷)来确定振动模态(例如，HFTO模式)。根据本公开的一些实施方案，假设井下管柱的一部分(例如，在钻头或转向单元上方和在钻管下方的BHA)为几乎均匀的几何形状，从而允许分析地计算可能的摆动模式和相应振幅。在本公开的一些实施方案中，可将分析计算转移到相应数值计算中。使用测量两个不同负荷参数的两个负荷传感器的测量数据提供相应负荷参数(例如，加速度和扭矩)的频率数据和振幅数据。识别主频率(自然频率)并使用在相同主频率下的两个负荷参数的负荷振幅提供在主频率下的一个或两个负荷参数的代表性负荷振幅。在一些实施方案中，如上文所讨论，两个负荷传感器可位于沿BHA的纵向轴线的相同位置处(或彼此靠近)。然而，同样如上文所讨论，还提供了用于用非零传感器间隔距离Δx得出代表性负荷振幅的方法。另外，本文中描述的实施方案对于测量相同负荷参数的两个负荷传感器(例如，两个加速度计或两个应变仪)是有效的。在此类情况下，在沿井下管柱的纵向轴线的两个传感器之间的距离一定不为零(即，必须采用非零间隔距离)。应当提及的是，当在BHA的一部分中所假设的几何形状和/或材料性质改变时，调适用于进行针对该部分的计算的HBA的所假设的均匀结构是有益的，这意味着所假设的几何参数和/或材料性质在均匀模型中被调适来确保分析公式得到正确结果。
有利地，本文中提供的实施方案用于在不需要特定地放置传感器的情况下监测井下负荷(例如，加速度、扭矩、振动等)。也就是说，有利地，本文中提供的实施方案涉及独立于传感器位置的监测过程。因此，可实现提高的钻井操作效率。此外，本文中提供的实施方案可用于各种类型的振动，包括但不限于横向振动、轴向振动、HFTO等。
有利地，根据一些实施方案，振动负荷可独立于测量位置而基于附近几何结构可通过分析公式近似的假设来得出。通常，对于高频扭转振荡，测量位置相对于所测量的负荷是关键的。然而，本文中提供的实施方案使得能够通过组合动态扭矩测量结果和切向加速测量结果来免于将位置作为变量/因子。有利地，本文中提供的实施方案可用于减少非生产性时间，因为对传感器信号的误解释减少。
实施方案1：一种用于减轻井下管柱中的振动的方法，该方法包括：使用在井下管柱的端部上的碎裂工具来执行钻井操作；在钻井操作期间获得第一负荷的第一负荷测量结果，并且使用井下管柱中的第一负荷传感器产生第一负荷测量数据；在钻井操作期间获得第二负荷的第二负荷测量结果，并且使用井下管柱中的第二负荷传感器产生第二负荷测量数据，其中第二负荷测量结果不同于第一负荷测量结果，并且第一负荷传感器和第二负荷传感器被隔开传感器距离；进行以下项中的至少一者：从第一负荷测量数据、第二负荷测量数据和传感器距离确定(i)沿井下管柱的第一负荷的第一代表性值，以及从第一负荷测量数据、第二负荷测量数据和传感器距离确定(ii)沿井下管柱的第二负荷的第二代表性值；将所确定的代表性值与相应负荷极限进行比较；以及响应于所确定的代表性值等于或超过相应负荷极限而执行振动减轻操作。
实施方案2：根据前述实施方案的方法，其中传感器距离是沿井下管柱的纵向轴线的距离。
实施方案3：根据实施方案2的方法，其中传感器距离为非零。
实施方案4：根据实施方案2的方法，其中传感器距离为零，并且第一负荷传感器与第二负荷传感器被隔开围绕井下管柱的圆周的角间隔。
实施方案5：根据任一前述实施方案的方法，其中第一代表性值和第二代表性值中的至少一者为沿井下管柱的相应的第一负荷和第二负荷的最大负荷值。
实施方案6：根据任一前述实施方案的方法，其中振动减轻操作包括以下项中的至少一者：调整流率、调整井下管柱的旋转速度、调整钩负荷、调整钻压，以及调整泥浆性质。
实施方案7：根据任一前述实施方案的方法，其中第一负荷测量结果为扭矩测量结果。
实施方案8：根据任一前述实施方案的方法，其中第二负荷测量结果为加速度测量结果。
实施方案9：根据任一前述实施方案的方法，还包括将所确定的代表性值传输到地面。
实施方案10：根据任一前述实施方案的方法，其中通过使用对井下管柱的动态模拟、历史数据和井下管柱规格中的至少一者来确定相应负荷极限。
实施方案11：根据任一前述实施方案的方法，其中确定代表性值包括使用分析模型，该分析模型使用至少一个井下管柱直径和至少一个井下管柱材料性质。
实施方案12：根据任一前述实施方案的方法，还包括得出与钻井操作相关联的频率信息，其中频率信息用于确定所确定的代表性值。
实施方案13：根据实施方案12的方法，其中具有最大振幅的频率从第一负荷测量结果和第二负荷测量结果中的至少一者的频率信息确定。
实施方案14：根据实施方案12的方法，其中用于确定每个代表性值的频率信息是等同的。
实施方案15：根据实施方案12的方法，其中确定代表性值包括使用频率分析。
实施方案16：一种用于减轻井下管柱中的振动的系统，该系统包括：钻井工具，该钻井工具在井下管柱的端部处并被布置为执行钻井操作；第一负荷传感器，该第一负荷传感器被配置为在钻井操作期间获得第一负荷测量结果并产生第一负荷测量数据；第二负荷传感器，该第二负荷传感器被配置为在钻井操作期间获得第二负荷测量结果并产生第二负荷测量数据，其中第二负荷传感器与第一负荷传感器被隔开传感器距离；处理器，该处理器可操作地连接到第一负荷传感器和第二负荷传感器，并且被配置为：进行以下项中的至少一者：从第一负荷测量数据、第二负荷测量数据和传感器距离确定(i)沿井下管柱的第一负荷的第一代表性值，以及从第一负荷测量数据、第二负荷测量数据和传感器距离确定(ii)沿井下管柱的第二负荷的第二代表性值；以及将所确定的代表性值与相应负荷极限进行比较。
实施方案17：根据实施方案16的系统，其中传感器距离是沿井下管柱的纵向轴线的距离。
实施方案18：根据实施方案17的系统，其中传感器距离为以下项中的至少一者：(i)非零，以及(ii)零，其中第一负荷传感器与第二负荷传感器被隔开围绕井下管柱的圆周的角间隔。
实施方案19：根据任一前述实施方案的系统，其中第一负荷传感器是扭矩传感器，并且第一负荷测量结果是扭矩测量结果，并且第二负荷传感器是加速度传感器，并且第二负荷测量结果是加速度测量结果。
实施方案20：根据任一前述实施方案的系统，还包括用于将所确定的代表性值传输到地面的装置。
为了支持本文的教导内容，可使用各种分析部件，包括数字系统和/或模拟系统。例如，如本文所提供的和/或与本文所述的实施方案一起使用的控制器、计算机处理系统和/或地质导向系统可包括数字系统和/或模拟系统。这些系统可具有诸如处理器、存储介质、存储器、输入、输出、通信链路(例如，有线、无线、光学或其他)、用户界面、软件程序、信号处理器(例如，数字或模拟)的部件以及其他此类部件(诸如电阻器、电容器、电感器等)，用于以本领域熟知的若干方式中的任一种来提供对本文所公开的装置和方法的操作和分析。可以认为，这些教导内容可以但不必结合存储在非暂态计算机可读介质上的计算机可执行指令集来实现，该非暂态计算机可读介质包括存储器(例如，ROM、RAM)、光学介质(例如，CD-ROM)或磁性介质(例如，磁盘、硬盘驱动器)或任何其他类型的介质，这些计算机可执行指令在被执行时，致使计算机实现本文所述的方法和/或过程。除了本公开中所描述的功能之外，这些指令还可提供系统设计者、所有者、用户或其他此类人员认为相关的装备操作、控制、数据收集、分析和其他功能。处理后的数据(诸如已实现的方法的结果)可作为信号经由处理器输出接口发射到信号接收设备。信号接收设备可以是用于将结果呈现给用户的显示监视器或打印机。另选地或除此之外，信号接收设备可为存储器或存储介质。应当理解，将结果存储在存储器或存储介质中可将存储器或存储介质从先前状态(即，不包含结果)转换到新状态(即，包含结果)。此外，在一些实施方案中，如果结果超过阈值，则可从处理器向用户界面发射警报信号。
此外，可包括各种其他部件，并要求它们提供本文教导内容的各方面。例如，可包括传感器、发射器、接收器、收发器、天线、控制器、光学单元、电单元和/或机电单元以支持本文所讨论的各个方面或支持本公开以外的其他功能。
在描述本发明的上下文中(特别是在所附权利要求的上下文中)，术语“一个”、“一种”和“该”以及类似指代的使用应被解释为涵盖单数和复数，除非在本文另外指明或与上下文明显地矛盾。此外，还应当指出的是，本文的术语“第一”、“第二”等并不表示任何顺序、数量或重要性，而是用来将一个元素与另一个元素区分开。与数量结合使用的修饰语“约”或“基本上”包含所陈述的值并且具有由上下文决定的含义(例如，其包括与特定数量的测量相关联的误差度)。例如，短语“基本上恒定”包括相对于固定值或方向的微小偏差，如本领域技术人员将容易理解的。
本文所描绘的一个或多个流程图仅仅是示例。在不脱离本公开的范围的情况下，可对该图或其中所描述的步骤(或操作)进行许多变化。例如，可以不同的顺序执行步骤，或者可添加、删除或修改步骤。所有这些变化都被认为是本公开的一部分。
应当认识到，各种部件或技术可提供某些必要的或有益的功能或特征。因此，支持所附权利要求及其变型形式可能需要的这些功能和特征被认为是作为本文的教导内容的一部分和本公开的一部分而固有地包括在内。
本公开的教导内容可用于多种井操作。这些操作可涉及使用一种或多种处理剂来处理地层、地层中驻留的流体、井筒、和/或井筒中的装备，诸如生产管材。处理剂可以是液体、气体、固体、半固体、以及它们的混合物的形式。例示性的处理剂包括但不限于压裂液、酸、蒸汽、水、盐水、防腐剂、粘固剂、渗透性调节剂、钻井泥浆、乳化剂、破乳剂、示踪剂、流动性改进剂等。例示性的井操作包括但不限于水力压裂、增产、示踪剂注入、清洁、酸化、蒸汽注入、注水、固井等。
虽然已参考各种实施方案描述了本文所述的实施方案，但应当理解，在不脱离本公开的范围的情况下，可做出各种改变并且可用等同物代替其元件。另外，在不脱离本公开的范围的情况下，将进行许多修改以使特定的仪器、情形或材料适应本公开的教导内容。因此，预期的是，本公开不限于作为设想用于实现所描述的特征的最佳模式而公开的特定实施方案，而是本公开将包括落入所附权利要求的范围内的所有实施方案。
因此，本公开的实施方案不应被视为由前述描述限制，而是仅由所附权利要求的范围限制。

Claims (15)

1.一种用于减轻井下管柱中的振动的方法，所述方法包括：
使用在所述井下管柱的端部上的碎裂工具(50)来执行钻井操作；
在所述钻井操作期间获得第一负荷的第一负荷测量结果，并且使用所述井下管柱中的第一负荷传感器产生第一负荷测量数据；
在所述钻井操作期间获得第二负荷的第二负荷测量结果，并且使用所述井下管柱中的第二负荷传感器产生第二负荷测量数据，其中所述第二负荷测量结果不同于所述第一负荷测量结果，并且所述第一负荷传感器和所述第二负荷传感器被隔开传感器距离；
进行以下项中的至少一者：从所述第一负荷测量数据、所述第二负荷测量数据和所述传感器距离确定(i)沿所述井下管柱的所述第一负荷的第一代表性值，以及从所述第一负荷测量数据、所述第二负荷测量数据和所述传感器距离确定(ii)沿所述井下管柱的所述第二负荷的第二代表性值；
将所确定的代表性值与相应负荷极限进行比较；以及
响应于所确定的代表性值等于或超过所述相应负荷极限而执行振动减轻操作。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述传感器距离是沿所述井下管柱的纵向轴线的距离。
3.根据权利要求2所述的方法，其中所述传感器距离为非零，或者其中所述传感器距离为零，并且所述第一负荷传感器与所述第二负荷传感器被隔开围绕所述井下管柱的圆周的角间隔。
4.根据权利要求1至3中任一项所述的方法，其中所述第一代表性值和所述第二代表性值中的至少一者为沿所述井下管柱的相应的所述第一负荷和所述第二负荷的最大负荷值。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其中所述振动减轻操作包括以下项中的至少一者：调整流率、调整所述井下管柱的旋转速度、调整钩负荷、调整钻压，以及调整泥浆性质。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的方法，其中存在以下项中的至少一者：所述第一负荷测量结果为扭矩测量结果，并且所述第二负荷测量结果为加速度测量结果。
7.根据权利要求1至6中任一项所述的方法，还包括将所确定的代表性值传输到地面。
8.根据权利要求1至7中任一项所述的方法，其中通过使用对所述井下管柱的动态模拟、历史数据和井下管柱规格中的至少一者来确定所述相应负荷极限。
9.根据权利要求1至8中任一项所述的方法，其中确定代表性值包括使用分析模型，所述分析模型使用至少一个井下管柱直径和至少一个井下管柱材料性质。
10.根据权利要求1至9中任一项所述的方法，还包括得出与所述钻井操作相关联的频率信息，其中所述频率信息用于确定所确定的代表性值。
11.根据权利要求10所述的方法，其中存在以下项中的至少一者：(i)具有最大振幅的频率从所述第一负荷测量结果和所述第二负荷测量结果中的至少一者的所述频率信息确定，(ii)用于确定每个代表性值的所述频率信息是等同的，以及(iii)确定代表性值包括使用频率分析。
12.一种用于减轻井下管柱中的振动的系统，所述系统包括：
钻井工具，所述钻井工具在所述井下管柱的端部处并被布置为执行钻井操作；
第一负荷传感器，所述第一负荷传感器被配置为在所述钻井操作期间获得第一负荷测量结果并产生第一负荷测量数据；
第二负荷传感器，所述第二负荷传感器被配置为在所述钻井操作期间获得第二负荷测量结果并产生第二负荷测量数据，其中所述第二负荷传感器与所述第一负荷传感器被隔开传感器距离；
处理器，所述处理器可操作地连接到所述第一负荷传感器和所述第二负荷传感器，并且被配置为：
进行以下项中的至少一者：从所述第一负荷测量数据、所述第二负荷测量数据和所述传感器距离确定(i)沿所述井下管柱的所述第一负荷的第一代表性值，以及从所述第一负荷测量数据、所述第二负荷测量数据和所述传感器距离确定(ii)沿所述井下管柱的所述第二负荷的第二代表性值；以及
将所确定的代表性值与相应负荷极限进行比较。
13.根据权利要求12所述的系统，其中所述传感器距离是沿所述井下管柱的纵向轴线的距离。
14.根据权利要求13所述的系统，其中所述传感器距离为以下项中的至少一者：(i)非零，以及(ii)零，其中所述第一负荷传感器与所述第二负荷传感器被隔开围绕所述井下管柱的圆周的角间隔。
15.根据权利要求12至14中任一项所述的系统，还包括用于将所确定的代表性值传输到地面的装置。
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