EA027233B1 - Подавление колебаний в тонком теле, в частности подавление крутильных колебаний в бурильных колоннах глубинных скважин - Google Patents

Подавление колебаний в тонком теле, в частности подавление крутильных колебаний в бурильных колоннах глубинных скважин Download PDF

Info

Publication number
EA027233B1
EA027233B1 EA201370047A EA201370047A EA027233B1 EA 027233 B1 EA027233 B1 EA 027233B1 EA 201370047 A EA201370047 A EA 201370047A EA 201370047 A EA201370047 A EA 201370047A EA 027233 B1 EA027233 B1 EA 027233B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
sensor
drill string
drive
angular velocity
information
Prior art date
Application number
EA201370047A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201370047A1 (ru
Inventor
Михаэль Штайдль
Эдвин Кройцер
Original Assignee
Технише Универзитет Хамбург-Харбург
Тутех Инновацион Гмбх
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Технише Универзитет Хамбург-Харбург, Тутех Инновацион Гмбх filed Critical Технише Универзитет Хамбург-Харбург
Publication of EA201370047A1 publication Critical patent/EA201370047A1/ru
Publication of EA027233B1 publication Critical patent/EA027233B1/ru

Links

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
    • 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

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Percussive Tools And Related Accessories (AREA)

Abstract

В изобретении описан блок управления для управления процессом бурения и способы, при осуществлении которых составляющие движения тела могут быть разложены на составляющие волны, причем волна, распространяющаяся в направлении исполнительного механизма и/или привода, компенсируется исполнительным механизмом. В результате предотвращается отражение энергии на исполнительном механизме. Используя два датчика, можно рассчитать отдельно волну, распространяющуюся в направлении исполнительного механизма, и волну, распространяющуюся в направлении от исполнительного механизма, так что могут быть определены характеристики волны, распространяющейся в направлении исполнительного механизма, и характеристики волны, распространяющейся в направлении от исполнительного механизма, для управления в соответствии с этой информацией приводом бурильной колонны.

Description

Настоящее изобретение относится к подавлению колебаний в тонком теле с использованием датчиков, в частности к подавлению крутильных колебаний в бурильных колоннах глубинных скважин.
Предшествующий уровень техники
Колебания могут быть описаны волновым уравнением, которое часто применяют для тонкого удлиненного тела. Примеры таких колебаний включают колебания бурильной колонны, продольные колебания буровой штанги или крутильные колебания бурильной колонны. Длинные тонкие тела особенно подвержены крутильным колебаниям из-за малой величины отношения диаметра к длине, особенно когда вращающие моменты передаются через тело. Они возникают в оборудовании различных типов, например в длинных приводных валах. Особенно предельными случаями являются бурильные колонны в глубинных скважинах, используемые для бурения на газ или нефть, а также в геотермальных проектах. Общая длина таких бурильных колонн может достигать нескольких километров, так что отношение диаметра колонны к ее длине часто меньше такого отношения для человеческого волоса, поскольку внешний диаметр колонны составляет всего лишь несколько сантиметров. На фиг. 1 показана общая схема бурильной колонны глубинной скважины. Бурильная колонна может приводиться, например, верхним силовым приводом, расположенным на верхнем конце колонны. На нижнем конце колонны находится буровое долото, а именно буровое долото с промышленными алмазами на режущих кромках, которые разрушают породу. Сильные крутильные колебания, связанные с прерывистым перемещением долота или частей бурильной колонны, могут возникать в колонне благодаря вращающим моментам, действующим извне по длине колонны, и в особенности из-за нелинейной характеристики трения между породой и буровым долотом. Эти эффекты проявляются в остановке бурового долота, в то время как привод продолжает вращаться с постоянной скоростью. Это приводит к сильному скручиванию колонны, пока сила, действующая на долото, не станет достаточно большой для его высвобождения. Скорость вращения долота после высвобождения часто может вдвое превышать скорость вращения привода, и колонна будет вращаться в противоположном направлении после прохождения положения равновесия. В результате буровое долото снова приходит в мертвую точку. Эти колебания нежелательны, поскольку они замедляют процесс бурения и создают дополнительную большую нагрузку на буровую штангу.
Подавление этих крутильных колебаний долгое время было темой исследований в области механики. Все попытки решения проблемы подавления крутильных колебаний имеют по меньшей мере один из нижеуказанных недостатков.
С одной стороны, необходимо получать измерения по всей длине бурильной колонны. На основе этих измерений могут быть определены активные типы колебаний бурильной колонны. Используя полученные результаты, могут использоваться различные подходы к демпфированию крутильных колебаний. Примеры публикаций по этой теме: Е. Кгсп/сг и О. Кп51. Анализ крутильных колебаний длинных колонн с использованием соответствующего ортогонального разложения, АгсЫуе о£ Аррйеб МесЬашск, 67 (1996), № 1, 68-80, и Е. Кгеи/ег и М. §1е1б1, Волновой подход к адаптивному подавлению автоколебаний в бурильных колоннах, опубл. в Ргосеебшдк о£ Аррйеб МаЫетабск апб Месйатск, 2010. В публикации Кгеи/ег и §1еМ1, содержащей обзор состояния решения проблемы крутильных колебаний в Институте механики и инженерной океанографии, рассматривается преобразование мгновенных активных типов волн в распространяющиеся волны для их компенсации на верхнем силовом приводе. Для этого, вопервых, необходимы измерения по всей длине бурильной колонны, во-вторых, управление непрерывного действия невозможно, и для стабилизации можно осуществлять лишь управление с положительной обратной связью. Такой способ не подходит, если бурильная колонна неустойчива в диапазоне скоростей, содержащем заданную скорость ее вращения.
С другой стороны, полная динамика движения бурильной колонны неизвестна. Поэтому управление не может быть настроено для мгновенной реакции системы, и соответственно способы работают лучше или хуже в зависимости от реальной динамики движения колонны. Публикации по этому вопросу включают ΕΌ. 1ап8еп и Ь. Уап беп 81ееп, Активное демпфирование крутильных автоколебаний в бурильных колоннах нефтяных скважин, 1опгпа1 о£ Зоипб апб УЫгаОоп, 179 (1995), 647-668, и РАС. Тискег и С. \Уапд, Об эффективном подавлении крутильных колебаний в буровых системах, 1опгпа1 о£ Зоииб апб УЫгабоп, 224 (1999), 101-122. В различных источниках указывается, что так называемая система управления сопротивлением или мягкого вращающего момента, представленная Еиъеп и Уап беп 81ееп, в которой используются измерения тока и напряжения электродвигателя для осуществления характеристики пассивного гасителя колебаний с помощью исполнительного механизма, используется в настоящее время. В подходе, представленном Тискег и Сапд, используются измерения контактного вращающего момента между бурильной колонной и верхним силовым приводом. В этом способе некоторые частоты поглощаются лучше, а другие хуже.
Вышеуказанные системы не могут подавлять сингулярные возмущения, например фронт волны, вызванный высвобождением долота.
- 1 027233
Сущность изобретения
Г лавной целью настоящего изобретения является минимизация колебаний, в частности крутильных колебаний, в бурильных колоннах глубинных скважин.
Настоящее изобретение относится к блоку управления для подавления колебаний с использованием датчиков, к соответствующему способу, к компьютерной программе и к машиночитаемому носителю, охарактеризованных в независимых пунктах формулы изобретения, зависимые пункты которой описывают конкретные варианты осуществления изобретения.
В изобретении предлагается блок управления для подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков, причем блок управления содержит первый входной интерфейс для приема первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости от первого датчика; второй входной интерфейс для приема второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости от второго датчика; выходной интерфейс для передачи управляющего сигнала на привод, соединенный с телом; контур управления, обеспечивающий формирование управляющего сигнала на выходном интерфейсе с использованием волнового уравнения и модели крутильных колебаний в буровой штанге, причем управляющий сигнал формируется на основе первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, и второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, а также расстояния между первым датчиком и вторым датчиком.
Исполнительным механизмом, который может быть использован для этого блока управления, может быть электродвигатель верхнего силового привода, который находится на верхнем конце бурильной колонны. Колебания могут возникать на буровом долоте или в разных местах бурильной колонны. Например, буровое долото или какая-то часть бурильной колонны может быть зажата стенками скважины. Под информацией об угловом движении, в частности под информацией об угловой скорости, понимаются данные, которые позволяют определить угловую скорость бурильной колонны в месте нахождения соответствующего датчика. Данные могут представлять собой импульсы, например, поступающие из оптического датчика, и по этим данным можно определить угловую скорость, с заданным количеством импульсных генераторов по длине бурильной колонны. В частности, может быть использован датчикпреобразователь, выходная информация которого позволяет определять угловую скорость путем интегрирования. Конечно, информация об угловой скорости может также содержать непосредственное указание угловой скорости, в форме пропорциональной величины или измеренной величины, которая уже получена в явном виде.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения обеспечивается блок управления, содержащий первый датчик для обеспечения первых результатов измерений и второй датчик для обеспечения вторых результатов измерений, причем первый датчик соединен с первым входным интерфейсом, и второй датчик соединен со вторым входным интерфейсом.
В настоящем изобретении также предлагается буровой инструмент, содержащий исполнительный механизм, привод бурового станка, бурильную колонну и вышеописанный блок управления для подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков, так что привод бурового станка соединен с одной стороной буровой штанги, и первый и второй датчики установлены на буровой штанге на расстоянии б друг от друга, и привод бурового станка соединен с выходным интерфейсом блока управления.
Таким образом, для определения динамических характеристик движения и стабилизации всей системы достаточно только двух датчиков, установленных возле исполнительного механизма, а именно возле привода. Крутильные колебания, в частности колебания, связанные с прерывистым движением долота, могут подавляться более эффективно по сравнению с известными техническими решениями. Кроме того, предлагаемый способ очень дешев, поскольку в нем необходимо использоваться лишь два датчика, и исключается необходимость в измерениях по всей длине бурильной колонны. Предлагаемый контур управления позволяет повысить скорость бурения скважины, причем в этом случае снижаются нагрузки, действующие на бурильную колонну. Техническое решение, предлагаемое в настоящем изобретении, может использоваться в любой системе, предназначенной для бурения глубинных скважин.
В одном из вариантов осуществления бурового инструмента первый датчик и второй датчик установлены в той части бурильной колонны, которая находится выше уровня земной поверхности.
Таким образом, имеется постоянный доступ к датчикам, и все оборудование измерений и управления расположено таким образом, что к нему имеется удобный доступ без необходимости использования длинных сигнальных линий. Кроме того, в этом случае могут минимизироваться паразитные влияния, которые могут возникать из-за помех между датчиками и приводом.
В соответствии с одним из вариантов осуществления бурового инструмента первый датчик установлен на таком расстоянии от привода бурового станка, которое, по существу, соответствует произведению скорости распространения волны крутильных колебаний на бурильной колонне и времени задержки управляющего сигнала, поступающего на привод бурового станка, а второй датчик установлен на расстоянии б ниже первого датчика по бурильной колонне.
При таком расположении может быть скомпенсирована задержка управляющего сигнала, посту- 2 027233 пающего на привод. При определении расстояния ά при необходимости могут быть учтены и другие факторы, влияющие на задержку. Иначе говоря, управляющий сигнал передается на исполнительный механизм блоком управления в режиме реального времени относительно волны, распространяющейся вверх, когда эта волна проходит по части бурильной колонны между первым датчиком и исполнительным механизмом, так что управляющее воздействие на исполнительный механизм может происходить в момент времени, очень близкий к моменту времени поступления в него волны.
В соответствии с одним из вариантов бурового инструмента бурильная колонна выполнена с возможностью перемещения в продольном направлении относительно первого датчика и второго датчика.
Таким образом, бурильная колонна может продвигаться в скважину, в то время как датчики остаются в фиксированном положении на буровой вышке, когда бурильная колонна перемещается относительно вышки в продольном направлении. Это полезное свойство, особенно, когда привод, в частности вращающий привод, также остается в фиксированном положении на буровой вышке, при этом сохраняется постоянное расстояние между датчиками, и бурильная колонна непрерывно смещается в процессе вращения.
В одном из вариантов осуществления изобретения буровой инструмент является буровым инструментом, предназначенным для бурения глубинных скважин.
Предлагаемый в изобретении блок управления также может быть использован даже при глубинном бурении, в частности при бурении с морских платформ или при бурении геотермальных скважин.
В настоящем изобретении также предлагается способ подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков, включающий: получение первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, от первого датчика; получение второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, от второго датчика; формирование и передачу управляющего сигнала на привод, соединенный с телом, на основе первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, и второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, а также расстояния между первым датчиком и вторым датчиком с использованием волнового уравнения и модели крутильных колебаний в бурильной колонне.
Хотя теоретически возможно, исходя из соображений экономии, не выполнять измерения вдоль всей длины бурильной колонны, и очень мало информации может быть передано из бурильной колонны. Таким образом, внешние воздействия, вызывающие крутильные колебания, как правило, не могут быть измерены, и текущее состояние колебаний по длине бурильной колонны также неизвестно. Предлагаемый в настоящем изобретении способ может обеспечивать поглощение всех имеющих значение частот, и, кроме того, необходимо получение только информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости.
В настоящем изобретении также предлагается компьютерная программа, при выполнении которой процессором обеспечивается осуществление способа по настоящему изобретению.
В настоящем изобретении также предлагается машиночитаемый носитель, на котором записана компьютерная программа по настоящему изобретению.
Важная идея изобретения заключается в том, что динамика движения тонкого тела раскладывается на две составляющие волны, так что волна, распространяющаяся в направлении исполнительного механизма и/или привода, компенсируется исполнительным механизмом. В этом случае предотвращается отражение энергии на исполнительном механизме, и система ведет себя так, как будто она продолжается бесконечно за исполнительным механизмом. Используя два датчика, можно рассчитать отдельно волну, распространяющуюся в направлении исполнительного механизма, и волну, распространяющуюся в направлении от исполнительного механизма, так что могут быть определены характеристики приближающейся волны и характеристики удаляющейся волны для управления в соответствии с этой информацией приводом бурильной колонны.
Следует иметь в виду, что варианты осуществления изобретения, описанные ниже, в равной степени могут быть применены к устройству, к способу, к компьютерной программе и к машиночитаемому носителю.
Безусловно, отдельные признаки могут быть объединены, так что в некоторых случаях может быть достигнут положительный результат, который превышает сумму результатов, обеспечиваемых этими признаками по отдельности.
Эти и другие особенности настоящего изобретения объясняются и иллюстрируются со ссылками на некоторые варианты его осуществления, рассмотренные ниже.
Перечень фигур, чертежей и иных материалов
Ниже описываются некоторые варианты осуществления изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано:
на фиг. 1 - общая схема бурильной установки, содержащей бурильную колонну, датчики и привод; на фиг. 2 - блок-схема контура системы динамического управления для расчета распространяющихся крутильных волн.
- 3 027233
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1 представлена общая схема бурильной установки, содержащей бурильную колонну, датчики и привод. Бурильная установка 1, показанная на фиг. 1, содержит буровую вышку 2, на которой предусмотрен исполнительный механизм, привод 10 бурового станка, с помощью которого может быть приведена в действие бурильная колонна 20 с буровым наконечником 50, прикрепленным к другому концу бурильной колонны 20, который находится в буровой скважине 3. Верхняя часть показана на фиг. 1 в увеличенном виде. Привод 10 бурового станка, например электродвигатель, вращает бурильную колонну 20, на которой установлены датчики, а именно два датчика 30 и 40. Эти датчики 30, 40 обеспечивают измерения переменных, которые позволяют определить информацию об угловом движении, в частности об угловой скорости бурильной колонны 20 в месте нахождения датчика. Датчики расположены на расстоянии ά друг от друга, и между ними расположена часть 21 бурильной колонны. Датчики передают информацию измерений по соответствующим сигнальным линиям 130, 140 в блок 100 управления. В блоке 100 управления информация измерений обрабатывается, и в соответствии с этой информацией по сигнальной линии 110 управления в привод 10 бурового станка передается управляющий сигнал.
На фиг. 2 представлена блок-схема контура системы 100 динамического управления для расчета распространяющихся крутильных колебаний. Блок 100 управления, схема которого представлена на фиг. 2, содержит первый входной интерфейс 131 для приема первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости от первого датчика, второй входной интерфейс 141 для приема второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости от второго датчика, и выходной интерфейс 111 для передачи управляющего сигнала на привод бурильной колонны, соединяемой с приводным устройством. Интерфейсы соединены с контуром 150 управления, который обеспечивает формирование управляющего сигнала на выходном интерфейсе 111 в соответствии с первой информацией об угловом движении, в частности информацией об угловой скорости, со второй информацией об угловом движении, в частности информацией об угловой скорости, а также с расстоянием между первым датчиком 30 и вторым датчиком 40, с использованием волнового уравнения и модели крутильных колебаний в буровой штанге. Затем управляющий сигнал, задающий, например, угловую скорость, подается в двигатель и/или в привод 10.
Бурильная установка 1, содержащая привод 10 бурового станка, бурильную колонну 20 и блок управления для подавления крутильных колебаний в бурильной колонне и/или в тонком удлиненном теле, содержит первый датчик 30 и второй датчик 40, расположенные на бурильной колонне 20 на расстоянии ά друг от друга, и привод 10 бурового станка соединен с выходным интерфейсом 111 блока 100 управления. Первый датчик 30 и второй датчик 40 расположены в той части бурильной колонны 20, которая находится выше уровня 4 земной поверхности, так что к ним имеется удобный доступ. Расстояние ά должно, по меньшей мере, превышать отношение скорости распространения волны на бурильной колонне к частоте дискретизации. При частоте выборки 1000 Гц и скорости распространения волны 2000 м/с расстояние между датчиками должно быть не меньше 2 м. Чем выше частота дискретизации, тем меньше может быть расстояние между датчиками. Если первый датчик 30 установлен на таком расстоянии от привода 10 бурового станка, которое, по существу, соответствует произведению скорости с распространения волны крутильных колебаний по бурильной колонне 20 и времени задержки управляющего сигнала, поступающего на привод 10 бурового станка, а второй датчик 40 установлен на расстоянии ά ниже первого датчика, то время задержки ускоряющей волны, достигающей привода, может компенсировать задержку управляющего сигнала. При расчете расстояния первого датчика от привода, безусловно, могут быть учтены и другие переменные, влияющие на величину задержки. Бурильная колонна может смещаться в продольном направлении относительно первого датчика 30 и второго датчика 40, например, путем установки импульсных генераторов, перемещающихся в продольном направлении, или других индикаторов положения на бурильную колонну, проходящую в продольном направлении.
Обработка поступающей информации будет описана ниже, в частности, со ссылками на фиг. 2, на которой одинаковыми ссылочными позициями обозначены одинаковые или сходные элементы.
Ниже со ссылками на фиг. 1 и 2 раскрываются теоретические принципы предлагаемого в настоящем изобретении блока управления и соответствующего способа, в которые составляющие движения тонкого удлиненного тела (например, бурильной колонны), описываемые волновым уравнением, в частности нежелательные колебания, могут быть разложены на основе информации, поступающей от двух датчиков, на две волны, распространяющиеся в двух противоположных направлениях. При таком разложении можно смоделировать способ управления, который позволяет осуществлять компенсацию для волны, распространяющейся в направлении исполнительного механизма, расположенного на конце системы. В этом случае предотвращается отражение волны в систему, и большая часть энергии вредных колебаний выводится из системы. В то же время не имеет значения, каким образом возбуждаются колебания, и сколько режимов они имеют. Следует добавить, что датчики могут быть установлены очень близко к исполнительному механизму, и все-таки способ подавления крутильных колебаний обеспечивает стабилизацию всей системы. Использование способа подавления крутильных колебаний, раскрытого в настоящей заявке, может обеспечить решение обеих вышеуказанных проблем. В этом случае больше не требуются измерения вдоль всей бурильной колонны, и в то же время динамические характеристики колебаний, имеющие значение для способа подавления колебаний, мо- 4 027233 гут быть точно рассчитаны по информации всего лишь от двух датчиков, установленных в непосредственной близости от привода. Соответственно способ подавления крутильных колебаний работает в точном соответствии с текущим режимом работы системы. В случае бурильной колонны нагрузки, действующие по длине колонны, обычно неизвестны и широко изменяются в процессе бурения, так что решающее значение имеет то, что блок управления адаптируется к текущему режиму работы системы. В случае бурильной колонны необходимы два датчика для измерения угла закручивания и/или угловой скорости колонны непосредственно на приводе, а также немного ниже привода (например, ниже на 2 м, см. фиг. 1). Обе точки измерений расположены над уровнем наземной поверхности, и поэтому к ним имеется удобный доступ.
Идея способа подавления крутильных колебаний основывается на том, что скорость распространения крутильной волны является неопределенной величиной. Кроме того, скорость распространения волны не зависит от ее частоты. Крутильные колебания в буровой штанге описываются волновым уравнением (δΛ2 ф(х, ί))/(δί)Λ2 =сА2 (δΛ2 ф(х, ί))/(δχ)Λ2. (1)
Общее решение волнового решения имеет вид ф(х, ΐ) = £(х - с1) + §(х + οί), (2) где ф(х, ΐ) - угол закручивания в функции от длины х и параметр с - скорость распространения волны в материале. При этом еЛ2=О/р, где О - модуль сдвига и ρ - плотность материала.
Пусть длина рассматриваемой конструкции равна 1е, и ниже будет рассматриваться короткая секция 0<х<1 конструкции, причем 1е > 1. Предполагается, что в пределах рассматриваемой секции не действуют никакие внешние вращающие моменты. Кроме того, измерение скорости Ω(χ=0)=Ω0 вращения должно осуществляться в точке х=0, и измерение скорости Ω(χ=1)=Ω1 вращения должно осуществляться в точке х=1. Расстояние ά между датчиками в этом случае равно 1. Однако, используя соответствующее масштабирование, могут быть заданы любые другие расстояния ά. Предполагается, что информация измерений поступает непрерывно, и в ней нет помех и ложных сигналов. Эти измерения могут интерпретироваться как граничные условия рассматриваемой секции, изменяющиеся во времени. Кроме того, вводится параметр τ ст = 1 и/или τ = 1/с (3) то есть τ соответствует времени распространения волны между двумя точками изменений. Исходя а а из общего решения и определяя скорости волны а^^-(х-е!) и β=9ί (x+сΐ)(подставляя в общее решение в граничные решения, изменяющиеся во времени)
Ω0(ΐ) = α(-οΐ) + β(+οΐ), (4)
Ω1(ΐ) = α(1 - οΐ)+β( 1 + οΐ). (5)
Считая известной скорость распространения и учитывая уравнение (3), можно получить следующие выражения:
α(1 - οί) = α(-ο(ί - т)), (6) β(ο(ΐ-τ)) = β(1 + ο(ί-2τ)). (7)
Из уравнения (4) и уравнения (7) получается
Ω0(ΐ - τ) = α(-ο(ΐ - τ)) + β(1 + ο(ί - 2τ)). (8)
Это, в свою очередь, позволяет получить α(-ο(ΐ - τ)) = Ω0(ί - τ) - β(1 + ο(ί - 2τ)). (9)
Из уравнения для Ω1(ΐ) с учетом уравнения (6) получается
Ω1(ί) = α(1 - οί) + β(1 + οί) = α(-ο(ί - τ)) + β(1 + οί). (10)
Подставляя уравнение (9) в уравнение (10) можно получить окончательно
Ω1(ί) = Ω0(ί - τ) - β(1 + ο(ί - 2τ)) + β(1 + οί). (11)
То есть величину β(1+οΐ) можно вычислить по двум измеренным величинам Ω0 и Ω1, а также по ее значению 2τ секунд назад (12) β(1 + οί) = Ω1(ί) - Ω0(ΐ - τ) + β(1 + ο(ί - 2τ)).
Если начальные значения известны, например, система начинает движение из состояния покоя, ф(х, 0)=0 и Ω(χ, 0)=0, то
Соответственно а(х=0, ΐ), а(х=1, ΐ), в(х=0, ΐ) и в(х=1, ΐ) могут быть определены с использованием измерений Ω0 и Ω1.
- 5 027233
Для вычисления искомых переменных в соответствии с вышеприведенными уравнениями выполнена система, блок-схема которой приведена на фиг. 2. Два передаточных блока на схеме являются элементами задержки со временем τ задержки. Для упрощения схемы используются следующие обозначения:
а(х=0, ΐ)=αΰ, а(х=1, ΐ)=α1, в(х=0, ΐ)=β0, β(χ=1, ΐ)=β1.
Осуществлялось моделирование системы в режиме реального времени, в которой в качестве входных данных использовались измеренные угловые скорости Ω0 и Ω1. Под реальным временем здесь понимаются граничные условия, в которых проход контура регулирования продолжается меньше времени между двумя последовательными выборками в процессе дискретизации. Затем для управления заданной скоростью исполнительного механизма используется ускоряющая волна β0=ΩοΙτ1. и, таким образом, она компенсируется в исполнительном механизме, в результате чего обеспечивается отвод энергии из колебаний.
В случае бурильной колонны система настраивается не в отношении нулевой скорости, а в отношении фиксированной скорости вращения, которая задается оператором установки для большей части режимов работы. Соответственно нежелательные крутильные колебания происходят не в области нулевой скорости, а в области заданной скорости вращения. Поэтому сигнал, вырабатываемый вышеописанной системой, фильтруется с помощью фильтра верхних частот, имеющего очень низкую частоту среза, так что система подавления крутильных колебаний может быть использована для разных скоростей вращения и/или может также быть использована для переключения между двумя скоростями вращения. Кроме того, система, описанная в теоретической части описания для непрерывно поступающей информации датчиков, при реальной реализации должна работать с дискретными данными, то есть информация датчиков поступает только в дискретные моменты времени. Это может приводить к очень высоким уровням частотных шумов в вышеописанной динамической системе, однако их легко отфильтровать, используя подходящий фильтр низких частот с очень высокой частотой среза. Частотный диапазон, соответствующий динамике движения бурильной колонны, при этом не затрагивается фильтрами и полностью сохраняется.
В одном из вариантов осуществления изобретения бурильная колонна может иметь длину, например, 10 м. В качестве датчиков могут быть использованы датчики углового положения с разрешением 25 бит (с интерполяцией) и/или с физическим разрешением 12 бит. Блок управления может быть выполнен в форме программного обеспечения на компьютере, использующем четырехядерный процессор и программное приложение БаЬУ1е\у КеаШте.
Следует понимать, что настоящее изобретение, кроме использования в системах бурения глубоких скважин, может быть также использовано и с другими схемами привода, в которых могут возникать крутильные колебания.
Следует иметь в виду, что указание содержит не исключает содержания дополнительных элементов или этапов способа, и указание элемента или стадии в единственном числе не исключает использования нескольких элементов или этапов.
Ссылочные позиции используются исключительно в целях облегчения понимания существа изобретения и вариантов его осуществления и никоим образом не должны рассматриваться как ограничения, так что объем охраны изобретения определяется его формулой.
Перечень ссылочных позиций
- Бурильная установка,
- буровая вышка,
- буровая скважина,
- уровень земной поверхности,
- привод бурового станка,
- бурильная колонна,
- часть бурильной колонны,
- первый датчик,
- второй датчик,
- буровой наконечник, долото,
100 - блок управления,
110 - сигнальная линия запуска,
111 - выходной интерфейс,
130 - первая сигнальная линия измерений,
131 - первый входной интерфейс,
140 - вторая сигнальная линия измерений.
141 - второй входной интерфейс,
150 - контур управления, б - расстояние б.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Буровой инструмент, содержащий привод (10) бурового станка; бурильную колонну (20);
    блок управления приводом, причем блок управления содержит первый датчик (30) для обеспечения первых результатов измерений, позволяющих определить угловую скорость бурильной колонны в месте нахождения соответствующего датчика, и второй датчик (40) для обеспечения вторых результатов измерений, позволяющих определить угловую скорость бурильной колонны в месте нахождения соответствующего датчика;
    первый входной интерфейс (131) для приема первой информации об угловой скорости от первого датчика;
    второй входной интерфейс (141) для приема второй информации угловой скорости от второго датчика;
    выходной интерфейс (111) для передачи управляющего сигнала на привод, соединенный с бурильной колонной;
    контур (150) управления, выполненный с возможностью формирования управляющего сигнала на выходном интерфейсе (111) на основе первой информации об угловой скорости и второй информации об угловой скорости, а также расстояния между первым подсоединенным датчиком (30) и вторым подсоединенным датчиком (40), с использованием волнового уравнения и модели колебаний, в частности крутильных колебаний в буровой штанге, при этом первый датчик (30) установлен на таком расстоянии от привода (10) бурового станка, которое, по существу, соответствует произведению скорости распространения волны в материале с по буровой колонне (20) и времени задержки управляющего сигнала, поступающего на привод (10) бурового станка, и второй датчик (40) установлен ниже первого датчика.
  2. 2. Буровой инструмент по п.1, в котором первый датчик соединен с первым входным интерфейсом (131) и второй датчик соединен со вторым входным интерфейсом (141).
  3. 3. Буровой инструмент по любому из предыдущих пунктов, в котором привод бурового станка соединен с одной стороной бурильной колонны для ее вращения, при этом первый датчик (30) и второй датчик (40) установлены на бурильной колонне на расстоянии ά друг от друга, и привод (10) бурового станка соединен с выходным интерфейсом (111) блока (100) управления.
  4. 4. Буровой инструмент по любому из предыдущих пунктов, в котором первый датчик (30) и второй датчик (40) установлены в той части бурильной колонны (20), которая находится над уровнем (4) земной поверхности.
  5. 5. Буровой инструмент по любому из предыдущих пунктов, в котором бурильная колонна выполнена с возможностью смещения в продольном направлении относительно первого датчика (30) и второго датчика (40).
  6. 6. Буровой инструмент по любому из предыдущих пунктов, используемый для глубинного бурения.
  7. 7. Способ управления приводом бурового инструмента по пп.1-6, включающий установку первого датчика (30) на такое расстояние от привода (10) бурового станка, которое, по существу, соответствует произведению скорости распространения волны в материале с по бурильной колонне (20) и времени задержки управляющего сигнала, поступающего на привод (10) бурового станка;
    установку второго датчика (40) ниже первого датчика;
    получение первой информации об угловой скорости от первого датчика;
    получение второй информации об угловой скорости от второго датчика;
    передачу управляющего сигнала на привод, соединенный с телом, на основе первой информации об угловой скорости, а также расстояния между первым датчиком (30) и вторым датчиком (40), с использованием волнового уравнения и модели колебаний, в частности крутильных колебаний в бурильной колонне.
  8. 8. Машиночитаемый носитель, на котором записана компьютерная программа, которая при выполнении процессором обеспечивает осуществление способа по п.7.
EA201370047A 2010-09-29 2011-09-21 Подавление колебаний в тонком теле, в частности подавление крутильных колебаний в бурильных колоннах глубинных скважин EA027233B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE201010046849 DE102010046849B8 (de) 2010-09-29 2010-09-29 Sensorbasierte Regelung von Schwingungen in schlanken Kontinua, speziell Torsionsschwingungen in Tiefbohrsträngen
PCT/EP2011/066419 WO2012041745A1 (en) 2010-09-29 2011-09-21 Sensor-based control of vibrations in slender continua, specifically torsional vibrations in deep-hole drill strings

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201370047A1 EA201370047A1 (ru) 2013-09-30
EA027233B1 true EA027233B1 (ru) 2017-07-31

Family

ID=44719902

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201370047A EA027233B1 (ru) 2010-09-29 2011-09-21 Подавление колебаний в тонком теле, в частности подавление крутильных колебаний в бурильных колоннах глубинных скважин

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9494027B2 (ru)
EP (1) EP2622176B1 (ru)
CN (1) CN103154433B (ru)
AU (1) AU2011310735A1 (ru)
BR (1) BR112013007055A2 (ru)
CA (1) CA2812462A1 (ru)
DE (1) DE102010046849B8 (ru)
DK (1) DK2622176T3 (ru)
EA (1) EA027233B1 (ru)
NO (1) NO2622176T3 (ru)
WO (1) WO2012041745A1 (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102010046849B8 (de) 2010-09-29 2012-08-02 Tutech Innovation Gmbh Sensorbasierte Regelung von Schwingungen in schlanken Kontinua, speziell Torsionsschwingungen in Tiefbohrsträngen
EP2783070A2 (en) * 2011-11-25 2014-10-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for controlling vibrations in a drilling system
DE102013100964B4 (de) 2013-01-30 2021-09-02 Hasse & Wrede Gmbh Verfahren zum aktiven Dämpfen von Drehschwingungen einer Welle einer Maschine, insbesondere einer Kurbelwelle einer Hubkolbenmaschine,
DE102013100965B4 (de) 2013-01-30 2024-02-01 Hasse & Wrede Gmbh Verfahren zum aktiven Isolieren eines Antriebsstrangs von Drehschwingungen einer Welle einer Maschine, insbesondere einer Kurbelwelle einer Hubkolbenmaschine, und eine entsprechende Anordnung zur Durchführung des Verfahrens
MX369745B (es) * 2013-03-20 2019-11-20 Schlumberger Technology Bv Control de sistemas de perforación.
US9932811B2 (en) 2013-03-21 2018-04-03 Shell Oil Company Method and system for damping vibrations in a tool string system
US9388681B2 (en) * 2013-08-17 2016-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Method to optimize drilling efficiency while reducing stick slip
DE102014111404B4 (de) 2014-08-11 2019-01-31 Hasse & Wrede Gmbh Verfahren zum aktiven Dämpfen von Schwingungen einer Welle einer Maschine, insbesondere einer Kurbelwelle einer Hubkolbenmaschine, und eine entsprechende Anordnung zur Durchführung des Verfahrens
US10094209B2 (en) 2014-11-26 2018-10-09 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Drill pipe oscillation regime for slide drilling
DE102014119085A1 (de) 2014-12-18 2016-06-23 Hasse & Wrede Gmbh Aktuatoranordnung zum Aufbringen eines Drehmoments auf eine Welle, insbesondere eine Kurbelwelle einer Hubkolbenmaschine, und ein entsprechendes Verfahren
US9784035B2 (en) 2015-02-17 2017-10-10 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Drill pipe oscillation regime and torque controller for slide drilling
CN105486347B (zh) * 2015-12-24 2017-07-14 安徽省城建设计研究总院有限公司 用于钻探现场土工参数的设备以及测量、处理方法
ITUA20164379A1 (it) * 2016-06-15 2017-12-15 Aurelio Pucci Pozzo geotermico a vasi comunicanti.
CA3024786C (en) * 2016-07-29 2022-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for mitigating vibrations in a drilling system
CN107229599B (zh) * 2017-06-21 2020-11-10 西南石油大学 一种监测钻柱扭转振动的方法
WO2019050824A1 (en) * 2017-09-05 2019-03-14 Schlumberger Technology Corporation ROTATION CONTROL OF DRILL ROD TRAIN
DE102019006214A1 (de) * 2019-09-03 2021-03-04 Erdwerk GmbH Vorrichtung und Verfahren zum Druckabsichern von Tiefenbohrungen

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090229882A1 (en) * 2008-03-17 2009-09-17 Baker Hughes Incorporated Distributed sensors-controller for active vibration damping from surface

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS5850765A (ja) 1981-09-21 1983-03-25 Hitachi Ltd 半導体集積回路装置
US4965774A (en) * 1989-07-26 1990-10-23 Atlantic Richfield Company Method and system for vertical seismic profiling by measuring drilling vibrations
GB9003759D0 (en) * 1990-02-20 1990-04-18 Shell Int Research Method and system for controlling vibrations in borehole equipment
US5864058A (en) * 1994-09-23 1999-01-26 Baroid Technology, Inc. Detecting and reducing bit whirl
GB2311859B (en) * 1995-01-12 1999-03-03 Baker Hughes Inc A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers
NL1009293C2 (nl) 1998-05-29 1999-11-30 Holec Holland Nv Testschakeling met tijd-begrensde foutstroom voor een beveiligingsinrichting.
US6327539B1 (en) * 1998-09-09 2001-12-04 Shell Oil Company Method of determining drill string stiffness
CA2544832C (en) * 2003-11-07 2012-01-24 Aps Technology, Inc. System and method for damping vibration in a drill string
US8453764B2 (en) * 2010-02-01 2013-06-04 Aps Technology, Inc. System and method for monitoring and controlling underground drilling
DE102010046849B8 (de) 2010-09-29 2012-08-02 Tutech Innovation Gmbh Sensorbasierte Regelung von Schwingungen in schlanken Kontinua, speziell Torsionsschwingungen in Tiefbohrsträngen

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090229882A1 (en) * 2008-03-17 2009-09-17 Baker Hughes Incorporated Distributed sensors-controller for active vibration damping from surface

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
O'CONNOR W.J. ED - ANONYMOUS: "Control of flexible mechanical systems: wave-based techniques", AMERICAN CONTROL CONFERENCE, 2007. ACC '07, IEEE, PISCATAWAY, NJ, USA, 9 July 2007 (2007-07-09), pages 4192-4202, XP031215708, ISBN: 978-1-4244-0988-4, the whole document *

Also Published As

Publication number Publication date
DE102010046849A1 (de) 2012-03-29
CN103154433B (zh) 2017-06-06
CN103154433A (zh) 2013-06-12
BR112013007055A2 (pt) 2016-06-14
US9494027B2 (en) 2016-11-15
US20130248248A1 (en) 2013-09-26
NO2622176T3 (ru) 2018-04-07
DE102010046849B8 (de) 2012-08-02
WO2012041745A1 (en) 2012-04-05
EP2622176A1 (en) 2013-08-07
DK2622176T3 (da) 2018-01-29
EP2622176B1 (en) 2017-11-08
DE102010046849B4 (de) 2012-05-03
EA201370047A1 (ru) 2013-09-30
CA2812462A1 (en) 2012-04-05
AU2011310735A1 (en) 2013-04-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA027233B1 (ru) Подавление колебаний в тонком теле, в частности подавление крутильных колебаний в бурильных колоннах глубинных скважин
EP2807332B1 (en) Method for reducing drillstring oscillations
Tucker et al. On the effective control of torsional vibrations in drilling systems
Kreuzer et al. Controlling torsional vibrations of drill strings via decomposition of traveling waves
Jansen et al. Active damping of self-excited torsional vibrations in oil well drillstrings
Richard et al. A simplified model to explore the root cause of stick–slip vibrations in drilling systems with drag bits
EP2976496B1 (en) Drilling system control
Ghasemloonia et al. A review of drillstring vibration modeling and suppression methods
EP2364398B1 (en) Method and apparatus for estimating the instantaneous rotational speed of a bottom hole assembly
CA2950884C (en) Method and device for estimating downhole string variables
US9803462B2 (en) Reducing axial wave reflections and identifying sticking in wireline cables
RU2197613C2 (ru) Бурильный снаряд с уменьшенной тенденцией прерывистого перемещения
NO311234B1 (no) Fremgangsmåte og system for prediksjon av opptreden av en feilfunksjon under boring
NO301559B1 (no) Fremgangsmåte og apparat for å bestemme dreiemomentet som anvendes på en borestreng ved overflaten
JP6659491B2 (ja) エンジン試験装置
EP3491217B1 (en) Methods and systems for mitigating vibrations in a drilling system
CN105626030A (zh) 钻井参数监控系统及监控方法
JP2729023B2 (ja) 杭打工事における起振力の制御方法、および同制御装置
US10370901B2 (en) Steering system
RU2569659C1 (ru) Способ управления процессом бурения и система для его осуществления
Tucker et al. A simple cosserat model for the dynamics of drill-strings
Shuguang et al. Review on stick-slip vibration’s mechanism analysis and its control strategy in deep drilling with drag bits
Athanasiou Virtual sensor for stress monitoring in shafts using distributed-lumped model
Saldivar Márquez et al. Field Observations and Empirical Drilling Control

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU