RU2638072C2 - Устранение скачкообразных колебаний бурового снаряда - Google Patents
Устранение скачкообразных колебаний бурового снаряда Download PDFInfo
- Publication number
- RU2638072C2 RU2638072C2 RU2016100980A RU2016100980A RU2638072C2 RU 2638072 C2 RU2638072 C2 RU 2638072C2 RU 2016100980 A RU2016100980 A RU 2016100980A RU 2016100980 A RU2016100980 A RU 2016100980A RU 2638072 C2 RU2638072 C2 RU 2638072C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill
- value
- control signal
- profile
- moment
- Prior art date
Links
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 title claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title abstract description 101
- 230000008030 elimination Effects 0.000 title 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 57
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 38
- 230000010365 information processing Effects 0.000 claims description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 11
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 22
- 230000008859 change Effects 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 11
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 230000006870 function Effects 0.000 description 10
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 9
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 241000290936 Oromus Species 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000007727 signaling mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
- E21B44/04—Automatic control of the tool feed in response to the torque of the drive ; Measuring drilling torque
-
- 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
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/02—Rod or cable suspensions
- E21B19/06—Elevators, i.e. rod- or tube-gripping devices
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- 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
- E21B3/00—Rotary drilling
- E21B3/02—Surface drives for rotary drilling
- E21B3/022—Top drives
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B13/00—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion
- G05B13/02—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric
- G05B13/0265—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric the criterion being a learning criterion
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
- G05D17/00—Control of torque; Control of mechanical power
- G05D17/02—Control of torque; Control of mechanical power characterised by the use of electric means
-
- G—PHYSICS
- G16—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
- G16Z—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G16Z99/00—Subject matter not provided for in other main groups of this subclass
-
- 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
- E21B3/00—Rotary drilling
- E21B3/02—Surface drives for rotary drilling
- E21B3/04—Rotary tables
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)
- Medical Informatics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Machine Tool Sensing Apparatuses (AREA)
- Drilling Tools (AREA)
- Percussive Tools And Related Accessories (AREA)
- Automatic Control Of Machine Tools (AREA)
Abstract
Изобретение относится к устранению скачкообразных колебаний. Техническим результатом является предотвращение возникновения скачкообразных колебаний. Способ включает прием команды, адресованной управляемому элементу бурового снаряда, формирование плавного профиля траектории по меньшей мере частично по указанной команде, определение значения момента сил трения для бурового долота бурового снаряда, формирование управляющего сигнала по меньшей мере частично на основании профиля траектории, значения момента сил трения и модели бурового снаряда и передачу управляющего сигнала управляемому элементу. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 13 ил.
Description
Уровень техники
Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, как правило, осуществляется из подземных пластов, находящихся на суше или на шельфе. Усовершенствование производимых под землей операций и процессов, используемых при извлечении углеводородов из подземного пласта, является комплексным. Как правило, операции, выполняемые под землей, включают ряд различных этапов, таких как, например, бурение скважины на выбранной буровой площадке, технологическая обработка скважины с целью оптимизации добычи углеводородов, а также выполнение необходимых этапов для добычи углеводородов из подземного пласта и их переработки.
Подземное буровое оборудование, такое как буровые долота, бурильные колонны, компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и/или скважинные инструменты при взаимодействии со стенкой скважины могут вызывать зацепление или заклинивание со стенкой скважины, что приводит к "прихвату" бурильной колонны. В случае "прихвата" бурового оборудования вращательное движение бурильной колонны прекращается или существенно замедляется. Несмотря на то, что буровое оборудование "прихвачено", бурильной колонне на поверхности продолжает передаваться вращающий момент, что приводит к скручиванию бурильной колонны. В случае если приложенный к бурильной колонне вращающий момент превышает силу статического трения бурового оборудования, происходит "проскальзывание" или отделение бурильной колонны от стенки скважины. Вследствие данного явления может снизиться срок службы скважинных компонентов, ухудшиться качество скважины, а также увеличиться время, затрачиваемое на бурение.
Краткое описание графических материалов
Некоторые конкретные типовые варианты реализации изобретения могут стать очевидными благодаря ссылке, в частности, на нижеследующее описание и прилагаемые графические материалы.
На фиг. 1 проиллюстрирована схема типовой буровой системы в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 2 проиллюстрирована структурная схема типовой системы обработки информации в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 3 проиллюстрирована структурная схема типовой системы управления в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 4 проиллюстрирован график типового профиля траектории в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 5 проиллюстрирован график типовой операции планирования траектории в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 6 проиллюстрирована структурная схема типового элемента системы онлайн-идентификации в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 7 проиллюстрирована структурная схема типового наблюдателя состояний системы в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 8 проиллюстрирована структурная схема типового контроллера бурения в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 9 проиллюстрирована схема типовой модели с сосредоточенными массами в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 10 проиллюстрирована структурная схема типовых динамических блоков, соответствующих модели системы бурового снаряда в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 11 проиллюстрирована функциональная схема типового первого шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 12 проиллюстрирована функциональная схема типового второго шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения.
На фиг. 13 проиллюстрирована функциональная схема типового третьего шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения.
При том, что варианты реализации данного изобретения были проиллюстрированы и описаны, а также определены посредством ссылки на типовые варианты реализации данного изобретения, данные ссылки не подразумевают ограничение объема изобретения, а также не должно предполагаться ни одно из таких ограничений. Для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из данного изобретения, будет очевидна возможность значительных модификаций, изменений и эквивалентов формы и функции описанного объекта изобретения. Проиллюстрированные и описанные типовые варианты реализации данного изобретения приводятся исключительно в качестве примеров и полностью не охватывают объем изобретения.
Подробное раскрытие изобретения
В рамках данного описания изобретения система обработки информации может содержать любое техническое средство или совокупность технических средств, выполненных с возможностью вычисления, классификации, обработки, передачи, приема, извлечения, генерации, коммутации, хранения, отображения, определения, обнаружения, записи, воспроизведения, обработки или использования любой формы информации, аналитических данных или данных для бизнеса, науки, управления или других целей. Например, системой обработки информации может быть персональный компьютер, сетевое устройство хранения данных или любое другое подходящее устройство, которые могут отличаться по размеру, форме, производительности, функциональности и цене. Система обработки информации может содержать оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), один или более вычислительных ресурсов, таких как центральный процессор (ЦП) или управляющую логику, реализованную аппаратно или программно, ПЗУ, и/или другие типы энергонезависимой памяти. Дополнительные компоненты системы обработки информации могут содержать один или более накопителей, один или более сетевых портов для связи с внешними устройствами, а также различные устройства ввода-вывода (I/O), например, клавиатуру, мышь и графический дисплей. Система обработки информации может также содержать одну или более шин, выполненных с возможностью передачи данных между различными аппаратными компонентами. Система обработки данных может также содержать один или более интерфейсных блоков, выполненных с возможностью передачи одного или более сигналов контроллеру, приводу или аналогичному устройству.
В контексте данного описания изобретения машиночитаемый носитель может включать любое техническое средство или совокупность технических средств, выполненных с возможностью хранения данных и/или команд в течение определенного периода времени. К машиночитаемым носителям могут относиться, например, но, не ограничиваясь этим, носители, такие как запоминающее устройство с прямым доступом (например, жесткий диск или накопитель на гибких магнитных дисках), запоминающее устройство с последовательным доступом (например, запоминающее устройство на магнитной ленте), компакт-диск, CD-ROM, DVD, ОЗУ, ПЗУ, электрически стираемая программируемая постоянная память (EEPROM) и/или флэш-память; а также среды передачи данных, такие как провода, оптические волокна, микроволны, радиоволны и другие электромагнитные и/или оптические среды передачи данных; и/или любая комбинация вышеперечисленного.
В данной заявке подробно описаны иллюстративные варианты реализации данного изобретения. Для ясности изложения в данном описании изобретения могут быть описаны не все особенности фактической реализации изобретения. Непременно следует принять во внимание, что при проектировании любого аналогичного фактического варианта реализации изобретения с целью достижения конкретных целей при реализации изобретения выбирают многочисленные решения, ориентированные на конкретный вариант реализации изобретения, которые для различных вариантов реализации изобретения будут различными. Кроме того, следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и затратной по времени, но, тем не менее, не будет представлять сложности для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из ознакомления с данным описанием изобретения.
С целью лучшего понимания сущности данного изобретения приводятся примеры конкретных вариантов реализации изобретения. Ни при каких условиях приведенные примеры не должны истолковываться с целью ограничения или определения объема изобретения. Варианты реализации данного изобретения могут быть применимы к горизонтальным, вертикальным, наклонным или иным нелинейным стволам скважин в подземных пластах любого типа. Варианты реализации изобретения наряду с эксплуатационными скважинами могут быть применимы к нагнетательным скважинам, включая углеводородные скважины. Варианты реализации изобретения могут быть реализованы с использованием инструмента, предназначенного для тестирования, поиска и отбора проб вдоль фрагментов породы. Варианты реализации изобретения могут быть реализованы с помощью инструментов, которые, например, могут перемещаться посредством проточного канала в колонне труб или с помощью каротажного кабеля, тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, скважинного робота или тому подобного.
Используемые в данной заявке термины "соединять" или "соединен" служат для описания непрямого или прямого соединения. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством, соединение может осуществляться через прямое соединение или посредством непрямого механического или электрического соединения с помощью других устройств и соединений. Аналогичным образом, используемый в данной заявке термин "коммуникационно соединенный" служит для описания либо прямого, либо непрямого коммуникационного соединения. Данное соединение может быть проводным или беспроводным соединением, таким как, например, Ethernet или локальная вычислительная сеть. Данные проводные и беспроводные соединения хорошо известны специалистам в данной области техники и поэтому не будут подробно обсуждаться в данной заявке. Таким образом, если первое устройство соединено с возможностью связи со вторым устройством, то соединение может осуществляться посредством прямого соединения или путем непрямого коммуникационного соединения с помощью других устройств и соединений.
При современных операциях бурения и добычи нефти необходима информация, связанная с параметрами скважины и состояниями ствола скважины. Существует несколько способов для сбора данных исследований в скважинах, включая каротаж в процессе бурения ("КПБ") и измерения во время бурения ("ИВБ"). В случае КПБ данные обычно собираются в процессе бурения, что позволяет избежать необходимости извлечения бурового снаряда для спуска кабельного каротажного прибора. Следовательно, КПБ позволяет бурильщику вносить точные изменения или исправления в режиме реального времени с целью оптимизации производительности, минимизируя при этом время простоя оборудования. ИВБ является термином, который служит для описания измерения состояния ствола скважины, относящегося к движению и положению бурового снаряда во время процесса бурения. КПБ в большей степени ориентирован на измерение параметра пласта. При том, что могут иметь место различия между ИВБ и КПБ, термины ИВБ и КПБ часто используются как взаимозаменяемые. В контексте данного описания изобретения термин КПБ будет использоваться с пониманием того, что этот термин служит как для описания сбора параметров пласта, так и для сбора информации, относящейся к движению и положению бурового снаряда.
На фиг. 1 проиллюстрирована схема типовой буровой системы 100 в соответствии с аспектами данного изобретения. Буровая система 100 может содержать буровую установку 102, установленную на поверхности 122, расположенную над стволом скважины 104 в пределах подземного пласта 106. Несмотря на то, что поверхность 122 на фиг. 1 проиллюстрирована как поверхность земли, в некоторых вариантах реализации изобретения буровая установка может быть расположена в море, при этом поверхность 122 будет включать буровую платформу. Буровой снаряд по меньшей мере частично может размещаться внутри ствола скважины 104. Буровой снаряд может содержать бурильную колонну 114, компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 108, буровое долото 110, а также верхний силовой привод или роторный стол 126. Бурильная колонна 114 может содержать множество сегментов бурильных труб, соединенных с помощью резьбового соединения. КНБК 108 может соединяться с бурильной колонной 114, а буровое долото 110 может соединяться с КНБК 108. Верхний силовой привод 126 может соединяться с бурильной колонной 114 и передавать вращающий момент и вращение бурильной колонне 114, вызывая вращение бурильной колонны 114. Вращающий момент и вращение, передаваемые бурильной колонне 114, могут передаваться КНБК 108 и буровому долоту 110, тем самым вызывая их вращение. Вращение бурового долота 110 с помощью верхнего силового привода 126 может привести к взаимодействию бурового долота 110 с пластом 106 или бурению пласта и увеличению протяженности ствола скважины 104. Также возможны другие схемы расположения бурового снаряда, которые будут приняты во внимание специалистами в данной области техники с учетом данного описания изобретения.
КНБК 108 может содержать инструменты, такие как элементы КПБ/ИВБ 116 и система телеметрии 112, которые могут соединяться с бурильной колонной 114. Элементы КПБ/ИВБ 116 могут содержать скважинные приборы, включая датчики 160, с помощью которых измеряют значения состояния ствола скважины. В процессе бурения с помощью данных приборов непрерывно или периодически могут контролироваться состояния ствола скважины, параметры режима бурения и другие данные пласта. Данные, генерируемые элементом КПБ/ИВБ 116, могут храниться в то время, когда приборы находятся в скважине, а позже при извлечении бурильной колонны могут восстанавливаться на поверхности. В некоторых вариантах реализации изобретения данные, генерируемые с помощью элемента КПБ/ИВБ 116, могут передаваться на поверхность с помощью системы телеметрии 112. Связь с поверхностью может обеспечиваться с помощью телеметрической системы 112 посредством различных каналов, в том числе проводных и беспроводных каналов связи, а также по гидроимпульсному каналу посредством бурового раствора в стволе скважины 104.
Бурильная колонна 114 может простираться вниз через колонную головку 150 в ствол скважины 104. Двухфланцевая колонная головка 150 может соединяться с однофланцевой колонной головкой 151, при этом верхний силовой привод 126 может соединяться с двухфланцевой колонной головкой 150. Однофланцевая колонная головка 151 может содержать часть, которая простирается в ствол скважины 104. В некоторых вариантах реализации изобретения однофланцевая колонная головка 109 может закрепляться в стволе скважины 104 с помощью цемента, и может функционировать совместно с двухфланцевой колонной головкой 108 и другим устьевым оборудованием, таким как противовыбросовый превентор (ПБ) (не показан) с целью предотвращения выброса на поверхность 103 избыточных значений давления из пласта 106 и ствола скважины 104.
Во время буровых работ с помощью насоса 152, расположенного на поверхности 122, из резервуара 153 может перекачиваться буровой раствор через верхний конец бурильной колонны 114. Как проиллюстрировано с помощью стрелок 154, буровой раствор может стекать внутрь бурильной колонны 114 через буровое долото 106, а затем в затрубное пространство скважины 155. Затрубное пространство скважины 155 образуется за счет вращения бурильной колонны 114 и закрепленного на ней бурового долота 110 в стволе скважины 104, и определяется как пространство между внутренней/внутренней стенкой или диаметром скважины 104 и внешней/наружной поверхностью или диаметром бурильной колонны 114. Затрубное пространство может простираться из ствола скважины 104 через однофланцевую колонную головку 151 в двухфланцевую колонную головку 150. Двухфланцевая колонная головка 150 может соединяться с жидкостным трубопроводом 156, благодаря которому обеспечивается гидравлическая связь между двухфланцевой колонной головкой 150 и резервуаром на поверхности 153. Буровой раствор может выходить из затрубного пространства скважины 155 и поступать в резервуар на поверхности 153 через жидкостный трубопровод 156.
В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере некоторые из буровых снарядов, содержащие бурильную колонну 114, КНБК 108 и буровое долото 110, могут быть подвешены на буровой установке 102 с помощью крюковой подвески 157. Суммарная сила, действующая на крюковую подвеску 157 по направлению вниз, может рассматриваться как нагрузка на крюк. Нагрузка на крюк может соответствовать весу бурового снаряда, за вычетом любой силы, за счет которой снижается вес. К силам, за счет которых снижается вес, относится трение вдоль стенки ствола скважины, а также силы, выталкивающие бурильную колонну, вызванные погружением бурильной колонны в буровой раствор. В случае если буровое долото 110 входит в контакт с нижней частью пласта 106, пласт будет компенсировать часть веса бурового снаряда, причем данное компенсированное значение может соответствовать нагрузке на долото бурового снаряда. Крюковая подвеска 157 может содержать указатель веса, отображающий величину веса, приложенного к крюковой подвеске 157, в данный момент времени. В некоторых вариантах реализации изобретения крюковая подвеска 157 может содержать лебедку или отдельная лебедка может соединяться с крюковой подвеской 157, причем лебедка может использоваться для изменения нагрузки на крюк/нагрузки на долото бурового снаряда.
В некоторых вариантах реализации изобретения буровая система 100 может содержать блок управления 124, расположенный на поверхности 122. Блок управления 124 может соединяться с возможностью связи с одним или более управляемыми элементами буровой системы 100, включая насос 152, крюковую подвеску 157, элементы КПБ/ИВБ 116 и верхний силовой привод 126. Управляемые элементы могут содержать буровое оборудование, рабочие состояния которого могут изменяться или модифицироваться с помощью электронных управляющих сигналов. Блок управления 124 может содержать систему обработки информации, с помощью которой может быть по меньшей мере частично реализована система управления или алгоритм по меньшей мере для одного управляемого элемента буровой системы 100.
В некоторых вариантах реализации изобретения блок управления 124 выполнен с возможностью приема входных сигналов от буровой системы 100 и формирования одного или более выходных управляющих сигналов для управляемого элемента. С помощью управляющего сигнала может быть вызвано изменение одного или более параметров режима бурения управляемого элемента. К типовым параметрам режима бурения относятся скорость бурения, нагрузка на долото и расход бурового раствора. Управляющие сигналы могут направляться к управляемым элементам буровой системы 100 в целом, или к отдельным активаторам, или другим управляемым механизмам управляемых элементов буровой системы 100. Например, верхний силовой привод 126 может содержать активатор, благодаря которому возможно изменение вращающего момента, передаваемого бурильной колонне 114. Кроме того, крюковая подвеска 157 может содержать активатор, соединенный с узлом лебедки, посредством которого возможно изменение величины веса, приложенного к лебедке. В некоторых вариантах реализации изобретения некоторые или все управляемые элементы буровой системы 100 могут содержать ограниченные, интегральные элементы управления или процессоры, выполненные с возможностью приема управляющего сигнала от блока управления 124 и формирования определенной команды для соответствующих активаторов или других управляемых механизмов.
В проиллюстрированном варианте реализации изобретения управляющие сигналы могут направляться к одному или более насосам 152, крюковой подвеске 157, элементам КПБ/ИВБ 116, и верхнему силовому приводу 126. Управляющий сигнал, направленный к насосу 152, может изменять скорость потока бурового раствора, перекачиваемого в бурильную колонну 114. Благодаря управляющему сигналу, направленному к крюковой подвеске 157, возможно изменение нагрузки на долото бурового снаряда путем увеличения или уменьшения веса бурового снаряда, удерживаемого лебедкой. С помощью управляющего сигнала, направленного к верхнему силовому приводу, возможно изменение частоты вращения бурильной колонны 114 путем изменения вращающего момента, приложенного к бурильной колонне 114. С помощью управляющего сигнала, направленного к элементам КПБ/ИВБ 116, возможна активация элементов КПБ/ИВБ 116 для проведения измерений свойств пласта 106 или возможно изменение типа или частоты измерений, выполняемых элементами КПБ/ИВБ 116. В контексте данного описания изобретения для специалистов в данной области техники будут очевидны другие типы управляющих сигналов.
На фиг. 2 проиллюстрирована структурная схема типовой системы обработки информации 200 в соответствии с аспектами данного изобретения. Система обработки информации 200 может использоваться, например, в составе системы управления или блока для бурового снаряда. Например, оператор буровой установки может взаимодействовать с системой обработки информации 200 с целью изменения параметров бурения или формирования управляющих сигналов для бурового оборудования, соединенного с возможностью связи с системой обработки информации 200. Система обработки информации 200 может содержать процессор или ЦП 201, который коммуникационно соединен с концентратором контроллера памяти или северным мостом 202. Концентратор контроллера памяти 202 может содержать контроллер памяти для направления информации к различным компонентам или от различных компонентов системной памяти в систему обработки информации, таким как ОЗУ 203, запоминающее устройство 206 и жесткий диск 207. Концентратор контроллера памяти 202 может соединяться с ОЗУ 203 и графическим процессором 204. Концентратор контроллера памяти 202 может также соединяться с контроллером-концентратором ввода-вывода или южным мостом 205. Концентратор ввода-вывода 205 соединен с элементами хранилища компьютерной системы, включая запоминающее устройство 206, который может содержать флэш-ПЗУ, содержащее базовую систему ввода-вывода (BIOS) компьютерной системы. Концентратор ввода-вывода 205 также соединен с жестким диском 207 компьютерной системы. Концентратор ввода-вывода 205 также выполнен с возможностью соединения с микросхемой суперконтроллера ввода-вывода 208, которая соединяется с несколькими портами ввода-вывода компьютерной системы, включая клавиатуру 209 и мышь 210. Система обработки информации 200 выполнена с возможностью дополнительно коммуникационно соединяться с одним или более элементами буровой системы посредством микросхемы 208.
Системы управления и способы, содержащие аспекты данного изобретения, могут использоваться с целью контроля параметров режима бурения и предотвращения нежелательных условий эксплуатации для буровой системы. Одним из примеров нежелательного условия эксплуатации для бурового снаряда являются колебания или вибрации, как правило, нелинейные, вызванные скачкообразными колебаниями бурильной колонны и возникшие в результате момента сил трения. Эти колебания могут привести к повреждению бурового снаряда, а также снижению скорости проходки во время бурения. При этом могут затрудняться измерение и регулировка момента сил трения. Как будет описано ниже, с помощью типовой системы управления возможно определение момента сил трения, действующего на бурильную колонну, в режиме реального времени или близкого к реальному времени с использованием моделей бурового снаряда и формирования сигнала управления для одного или более управляемых элементов буровой системы с целью предотвращения возникновения момента сил трения и, следовательно, скачкообразных колебаний.
Типовые системы управления могут содержать блок управления/систему обработки информации, комуникационно соединенную с элементом бурового снаряда или активатором или другим управляемым механизмом в управляемом элементе бурового снаряда. Например, блок управления может содержать по меньшей мере один вычислительный ресурс, интерфейсный блок, выполненный с возможностью передачи управляющего сигнала к элементу буровой системы (например, верхнему силовому приводу или активатору верхнего силового привода), а также машиночитаемый носитель, содержащий исполняемые команды, используемые для реализации одного из способов управления в соответствии с данным описанием изобретения. В других вариантах реализации изобретения система управления может содержать средства для вывода указания управляющего сигнала (например, монитор или другой дисплейный механизм и/или механизм акустической сигнализации, или любое другое устройство, применимое для вывода указания управляющего сигнала), благодаря которому оператор может выполнять такое указание управляющего сигнала с помощью ручного ввода в управляющий механизм для управления элементом буровой системы.
На фиг. 3 проиллюстрирована структурная схема типовой системы управления 300 в соответствии с аспектами данного изобретения. Система управления 300 может быть по меньшей мере частично реализована в составе системы обработки информации и может содержать элемент планирования траектории 301, контроллер бурения 302, элемент системы онлайн-идентификации 303 и наблюдатель состояний системы 304. Система управления 300 выполнена с возможностью приема команды 305 от оператора, которая в некоторых вариантах реализации изобретения может содержать команду рабочей точки, предназначенную для активации изменения параметра режима бурения из первого состояния или рабочей точки ко второму состоянию или рабочей точке. Команда 305 может направляться конкретному управляемому элементу буровой системы 306, отвечающему за параметр режима бурения (например, верхнему силовому приводу с целью изменения скорости бурения). Элемент планирования траектории 301 выполнен с возможностью приема команды 305 и формирования профиля траектории. Профиль траектории может приниматься контроллером бурения 302, который также выполнен с возможностью приема выходного сигнала от элемента системы онлайн-идентификации 303 и наблюдателя состояний системы 304. Контроллер бурения 302 выполнен с возможностью формирования управляющего сигнала по меньшей мере частично на основании профиля траектории, а также выходных сигналов элемента системы онлайн-идентификации 303 и наблюдателя состояний системы 304. Контроллер бурения выполнен с возможностью передачи управляющего сигнала управляемому элементу, что приводит к требуемым изменениям параметров режима бурения из первого состояния или рабочей точки ко второму состоянию или рабочей точке.
В некоторых вариантах реализации изобретения буровая система 306 может содержать один или более скважинных датчиков, генерирующих значения измерений, соответствующие одному или более параметрам режима бурения или других состояний ствола скважины. Выходные сигналы датчика 307 могут приниматься элементом системы онлайн-идентификации 303, наблюдателем состояний системы 304 и контроллером бурения 302. Кроме того, управляющий сигнал, формируемый контроллером бурения 302, может приниматься элементом системы онлайн-идентификации 303 и наблюдателем состояний системы 304. Выходные сигналы, как элемента системы онлайн-идентификации 303, так и наблюдателя состояний системы 304 по меньшей мере частично могут основываться на выходных сигналах датчика 307 и сформированном управляющем сигнале. Это может обеспечиваться благодаря замкнутому контуру обратной связи в системе управления 300.
В некоторых вариантах реализации изобретения для формирования выходных сигналов с помощью контроллера бурения 302, наблюдателя состояний системы 304, а также элемента системы онлайн-идентификации 303 могут использоваться модели бурового снаряда. Как будет описано ниже, типовые модели включают модели с сосредоточенными массами. Элемент системы онлайн-идентификации 303 выполнен с возможностью определения значений динамических свойств системы, которые трудно измерить или определить с помощью другого способа, например, момент сил трения и жесткость при кручении бурильной колонны, а также демпфирование, включенные в состав моделей блока управления. Наблюдатель состояний системы 304 выполнен с возможностью определения значений или "оценок состояния" для других переменных в моделях блока управления, которые также могут быть включены в модели блока управления. Контроллер бурения 302 выполнен с возможностью использования значений динамического свойства системы и оценок состояния для формирования управляющего сигнала с помощью метода бэкстеппинг с целью предотвращения скачкообразных колебаний, а также других нежелательных условий эксплуатации. Управляющий сигнал, сформированный контроллером бурения 302, может также использоваться для поддержания требуемой скорости вращения бурового долота бурового снаряда 306.
На фиг. 4 проиллюстрирован график типового профиля траектории в соответствии с аспектами данного изобретения. Как описано выше, элемент планирования траектории выполнен с возможностью приема команды от оператора буровой установки и формирования профиля траектории. В проиллюстрированных вариантах реализации изобретения команда содержит ступенчатую команду 301, причем команда переключается из первой рабочей точки ко второй рабочей точке практически мгновенно. В сущности, для данной ступенчатой команды требуется значительный выброс тока или напряжения, значения которых могут привести к насыщению активатора управляемого элемента буровой системы. Типовой элемент планирования траектории выполнен с возможностью формирования соответствующего профиля траектории 302, с помощью которого управляют управляемым элементом буровой системы из первой рабочей точки ко второй рабочей точке как можно быстрее без насыщения соответствующего активатора. Как можно увидеть, профиль траектории 302 может содержать гладкий профиль, который может быть представлен в виде полиномиальной функции, синусоидальной функции или любой другой гладкой функций, при этом данные функции будут очевидны для специалистов в данной области техники в контексте данного описания изобретения.
В некоторых вариантах реализации изобретения элемент планирования траектории выполнен с возможностью доступа к технологическим параметрам для управляемых элементов буровой системы, к которым будет направлена команда, причем профиль траектории может быть сформирован по меньшей мере частично на основании технологических параметров. Например, ступенчатая команда 301 может соответствовать параметру режима бурения, контролируемому конкретным управляемым элементом, например, скорость бурения контролируется верхним силовым приводом, а элемент планирования траектории может иметь доступ к технологическим параметрам, соответствующим управляемому элементу. При этом в некоторых вариантах реализации изобретения элемент планирования траектории также может быть выполнен с возможностью получения доступа к технологическим параметрам других управляемых элементов буровой системы, таких как насосы, крюковые подвески и т.д. при формировании профиля траектории. Элемент планирования траектории выполнен с возможностью дополнительно формировать второй профиль траектории для другого управляемого элемента буровой системы на основании первого профиля траектории.
На фиг. 5 проиллюстрирован график типовой операции планирования траектории в соответствии с аспектами данного изобретения. Как можно увидеть, график 500 содержит первый параметр режима бурения (нагрузка на долото, "ННД") на оси Y, а второй параметр режима бурения (скорость бурения в оборотах в минуту "ОВМ") на оси X. График 500 также содержит очерченную область 501, соответствующую комбинации первого и второго параметров режима бурения, при которых могут возникнуть нежелательные условия эксплуатации. Примером нежелательных условий эксплуатации является физическое разрушение элементов бурового снаряда или скачкообразные колебания. Комбинации могут определяться, например, с помощью моделей геологической среды, данных коррекции, динамической модели бурового снаряда, данных датчика или комбинации вышеперечисленного.
В проиллюстрированном варианте реализации изобретения очерченной областью 501 определяются комбинации скоростей бурения и нагрузок на долото, при которых, по всей вероятности, возникают скачкообразные колебания. Штриховая линия соответствует первому профилю траектории 502 для изменения скорости бурения от первой скорости бурения 503 до второй скорости бурения 504. Например, первый профиль траектории 502 может соответствовать команде управления, введенной оператором буровой установки. Как можно увидеть, при текущей нагрузке на долото, первый профиль траектории 502 переведет буровой снаряд в область скачкообразных колебаний 501. В соответствии с аспектами данного изобретения второй профиль траектории может быть сформирован по меньшей мере частично на основании первой траектории так, чтобы предотвратить смещение бурового снаряда в область скачкообразных колебаний 501. Второй профиль траектории может формироваться автоматически при формировании первого профиля траектории 502, а выходной сигнал для соответствующего управляемого элемента буровой системы, крюковой подвески в данном варианте реализации изобретения при подаче на выход первого профиля траектории. Первый профиль траектории 502 и второй профиль траектории проиллюстрированы схематически вместе как траектория 505, при которой как скорость бурения, так и нагрузка на долото изменяются одновременно для предотвращения смещения в область скачкообразного движения 501. В частности, рабочие точки 503 и 504 для нагрузки на долото могут быть одинаковыми до и после формирования профиля траектории.
На фиг. 6 проиллюстрирована структурная схема типового элемента системы онлайн-идентификации 600 в соответствии с аспектами данного изобретения. Как описано выше, элемент системы онлайн-идентификации 600 выполнен с возможностью определения динамических свойств системы, которые сложно измерить или определить. Данные динамические свойства системы могут содержать параметрические неопределенности, которые являются либо неизвестными константами или значениями, медленно изменяющимися во времени. К типовым параметрическим неопределенностям относятся инерция системы, жесткость при кручении, коэффициенты демпфирования, моменты сил трения/коэффициенты трения.
Элемент системы онлайн-идентификации 600 может содержать онлайн-модель 601, а также онлайн-обучаемый механизм 602. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения онлайн-модель 601 выполнена с возможностью приема в качестве входных сигналов управляющего сигнала, сформированного контроллером бурения, оценки состояний, сформированной наблюдателем состояний системы, и значения измерения датчика от датчика бурового снаряда. С помощью онлайн-модели 601 возможно формирование прогнозируемого значения измерения датчика на основании входных сигналов и идентифицированной параметрической величины. Прогнозируемое значение измерения датчика может соответствовать типу измерения датчика, принятого в качестве входного сигнала для элемента системы онлайн-идентификации 600. Идентифицированная параметрическая величина в онлайн-модели 601 может обновляться посредством процесса онлайн-обучения, с помощью которого стремятся скорректировать прогнозируемое значение измерения датчика онлайн-модели 601 в соответствии с входным сигналом значения измерения датчика. Идентифицированная параметрическая величина может быть получена от элемента системы онлайн-идентификации 600 и использоваться в контроллере бурения для формирования управляющего сигнала.
В некоторых вариантах реализации изобретения процесс онлайн-обучения может включать сравнение с помощью компаратора 603 прогнозируемого значения измерения датчика онлайн-модели 601 с входным сигналом значения измерения датчика. Выходной сигнал компаратора 603 может содержать погрешность прогнозирования в онлайн-модели 601. Погрешность прогнозирования может быть вызвана погрешностью в идентифицированной параметрической величине, используемой в онлайн-модели 601. В некоторых вариантах реализации изобретения погрешность прогнозирования может быть входным сигналом онлайн-обучаемого механизма 602, благодаря которому может обновляться определенная параметрическая величина с помощью онлайн-обучаемого алгоритма и алгоритма идентификации систем, такого как алгоритм градиентного поиска или реккурентный метод наименьших квадратов.
В типовом варианте реализации изобретения идентифицированная параметрическая величина может включать момент сил трения. В данных вариантах реализации изобретения значение момента сил трения, используемое в онлайн-модели 601, может обновляться в онлайн-обучаемом механизме 602 с помощью следующего онлайн-обучаемого алгоритма:
Формула (1):
где Ω1 является скоростью вращения долота; TOB является моментом сил трения, действующих на буровое долото; Тс - кулоновским трением; и Tr является следствием статического трения. При изменении входных данных элемента системы онлайн-идентификации 600 может продолжаться генерация прогнозируемых значений измерения датчика с помощью элемента системы онлайн-идентификации 600, которые затем могут сравниваться с фактическими значениями измерений датчика для обновления параметра ТОВ. В свою очередь, параметр ТОВ может использоваться в контроллере бурения для формирования сигнала управления, с помощью которого можно предотвратить возникновение скачкообразных колебаний.
В онлайн-модели 601 и других моделях, используемых в типовой системе управления, могут использоваться значения, соответствующие состояниям ствола скважины фактического бурового снаряда. Как правило, из-за агрессивной скважинной среды сложно установить датчики для измерения определенных состояний ствола скважины. Даже в случае установки некоторых датчиков, как правило, датчики имеют очень низкую частоту обновления из-за низкой пропускной способности канала связи между скважинными приборами и поверхностью.
В соответствии с аспектами данного изобретения наблюдатель состояний системы может использоваться для генерации значений состояния ствола скважины, которые могут быть включены в онлайн-модель 601 и другие модели системы. На фиг. 7 проиллюстрирована структурная схема типового наблюдателя состояний системы 700 в соответствии с аспектами данного изобретения. Для получения оценок определенных состояний ствола скважины, необходимых для других моделей в системе управления, в наблюдателе состояний системы 700 может использоваться отдельная модель системы. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения наблюдатель состояний системы содержит модель системы 701, при этом значения состояния ствола скважины могут соответствовать "состояниям системы" или переменной в модели системы 701. Модель системы 701 выполнена с возможностью приема в качестве входных данных управляющего сигнала от контроллера бурения, а также значений измерений датчика. В некоторых вариантах реализации изобретения модель системы 701 также выполнена с возможностью приема в качестве входных данных одного или более значений параметров, таких как момент сил трения, от элемента системы онлайн-идентификации, принятых параметрических значений, используемых для обновления параметров в модели системы 701 с целью адаптации системы к изменениям условий эксплуатации. Оценки состояния системы могут выводиться из модели системы 701 и отфильтровываться с помощью фильтра 702. Отфильтрованные результаты могут передаваться, например, на контроллер бурения и элемент системы онлайн-идентификации с целью их включения в качестве значений состояния ствола скважины в соответствующие модели системы.
По сравнению с реальным буровым снарядом модель системы 701 может содержать определенные неточности или неопределенности. Кроме того, значения измерений датчика, используемые в качестве входных данных для модели системы 701, могут иметь определенные шумовые характеристики. Фильтр 702 выполнен с возможностью минимизации влияния как фактора неопределенности в модели системы 701, так и шума в значениях измерений датчика. Типовые фильтры включают фильтры Калмана или различные линейно-квадратичные оценки (LQE), фильтры частиц или различные последовательные методы Монте-Карло (SMC), при этом с целью обеспечения статистически оптимальной оценки состояний системы могут также применяться другие статистические методы оценки.
В некоторых вариантах реализации изобретения фильтр 702 может быть адаптивным как по типу используемого фильтра, так и к конкретным функциям фильтра. Фильтр 702 может содержать фильтр Калмана и фильтр частиц, которые могут применяться адаптивно, исходя из свойств модели бурового снаряда и шумовых характеристик. Например, в зависимости от условий работы для буровой системы могут быть характерны как линейные, так и нелинейные режимы работы. В случае если скорость бурения является высокой, режим работы может быть близким к линейному, а если скорость бурения является невысокой, режим работы может быть существенно нелинейным. В случае если для модели системы 701 характерно линейное поведение, наблюдателем состояний системы 700 может применяться фильтр Калмана для последовательного формирования оценок состояния системы на основании значений измерения датчиков с помощью матрицы коэффициентов усиления Калмана.
При этом в случае, если получено новое значение измерения, фильтр Калмана может быть обновляться и модифицироваться. Например, в случае, если получено новое значение измерения датчика, ковариационные матрицы погрешности априорной и апостериорной оценки могут быть обновлены на основе модели системы и предполагаемых значений системы Гаусса/шума измерений. Благодаря этому возможно минимизировать след матрицы ковариации погрешности и сформировать обновленную матрицу коэффициентов усиления Калмана. Затем обновленная матрица коэффициентов усиления Калмана, значение измерения датчика тока и последнее оцененное состояние могут использоваться для оценки текущих состояний системы.
В случае если для модели системы 701 характерно нелинейное поведение, наблюдателем состояний системы 700 может применяться фильтр частиц. Фильтры частиц предпочтительнее фильтров Калмана в том случае, если имеют место существенно нелинейные режимы работы потому, что при применении фильтра Калмана и подобных фильтров нелинейность влечет за собой значительную погрешность оценки. В типовом фильтре частиц может использоваться численный метод на основе выборки Монте-Карло, в котором предполагается, что группа равновзвешенных выборок была сгенерирована для текущего момента времени. При получении нового измерения вес выборок может обновляться в соответствии с вероятностью получения данного нового значения измерения путем подачи выборок текущего состояния в модель системы 701. Взвешенные выборки могут использоваться для аппроксимации апостериорного распределения, где среднее значение соответствует предполагаемому состоянию системы. Затем взвешенные выборки могут быть выбраны повторно с помощью заданной функции значимости для формирования нового набора равновзвешенных выборок, которые будут использоваться при следующем временном шаге.
В зависимости от эксплуатационных параметров, в некоторых вариантах реализации изобретения наблюдатель состояний системы 700 выполнен с возможностью переключения между фильтром Калмана и фильтром частиц в режиме реального времени. Например, если параметры фильтра Калмана быстро изменяются из-за скачкообразного движения, в таком случае наблюдатель состояний системы 700 переключится на фильтр частиц. В случае если нелинейность из-за скачкообразного движения снижается до уровня, при котором фильтр Калмана позволяет прогнозировать режим работы, наблюдатель состояний системы 700 может переключиться обратно на фильтр Калмана.
На фиг. 8 проиллюстрирована структурная схема типового контроллера бурения 800 в соответствии с аспектами данного изобретения. Контроллер бурения 800 может содержать элемент компенсации модели с прямой связью 801 и элемент контроллера обратной связи 802. Как элемент компенсации модели с прямой связью 801, так и элемент контроллера обратной связи 802 могут получать входные данные от элемента системы онлайн-идентификации, элемента планирования траектории, наблюдателя состояний системы, а также скважинных датчиков. В типовом варианте реализации изобретения эти входные данные могут включать значения момента сил трения от элементов системы онлайн-идентификации, оценки состояния от наблюдателя состояний системы, а также значения измерения датчика от скважинных датчиков. Элемент компенсации модели с прямой связью 801 выполнен с возможностью синтезировать некоторые или все вышеперечисленные входные данные в виде управляющего сигнала, компенсирующего момент трения. В некоторых вариантах реализации изобретения в элементе компенсации модели с прямой связью 801 может использоваться метод бэкстеппинга на основе по меньшей мере одной модели системы бурового снаряда. Выходные данные элемента компенсации модели с прямой связью 801 и элемента контроллера обратной связи 802 могут одновременно подаваться на компаратор 803, причем выходным сигналом компаратора является управляющий сигнал, который может передаваться на управляемый элемент бурового снаряда или активатор в элементе бурового снаряда.
Модель системы, используемая в расчетной модели бэкстеппинга контроллера бурения 800 и по меньшей мере в одном из следующего: элементе системы онлайн-идентификации и наблюдателе состояний системы, может включать модель с сосредоточенными массами бурового снаряда. На фиг. 9 проиллюстрирована схема типовой модели с сосредоточенными массами 900 в соответствии с аспектами данного изобретения. Модель с сосредоточенными массами 900 может использоваться для модели динамики вращения типового бурового снаряда. Буровое долото 901 и верхний привод 902 представлены в виде сосредоточенных масс с инерциями J1 и J2, скоростями вращения Ω1 и Ω2, и коэффициентами вязкого демпфирования С1 и С2 соответственно. Бурильная колонна 903, расположенная между буровым долотом 901 и верхним приводом 902, может быть смоделирована как торсионная пружина с жесткостью kt. В соответствии с аспектами данного изобретения динамика вращения системы может быть описана с помощью следующих дифференциальных уравнений:
Формула (2):
Формула (3):
Формула (4):
где TOB(Ω1) является моментом сил трения, действующим на буровое долото 901, ϕ является углом закручивания бурильной колонны; 
является скоростью изменения угла закручивания бурильной колонны; 
является скоростью изменения скорости вращения Ω1; 
является скоростью изменения скорости вращения Ω2; и Tm является управляющим сигналом, принимаемым в верхнем силовом приводе 902.
Для использования в расчете с помощью метода бэкстеппинга вышеприведенные дифференциальные уравнения и модель с сосредоточенными массами могут быть разбиты на три динамических блока первого порядка. На фиг. 10 проиллюстрирована структурная схема типовых динамических блоков в соответствии с аспектами данного изобретения. Блоки могут содержать верхний силовой привод 1001, бурильную колонну 1002 и буровое долото 1003. Каждый из блоков может иметь по меньшей мере один входной сигнал и один выходной сигнал. А именно верхний силовой привод 1001 может принимать в качестве входного сигнала управляющий сигнал Tm, а в качестве выходного сигнала может формировать скорость вращения верхнего силового привода или профиль движения Ω2. Блок бурильной колонны 1002 может принимать в качестве входного сигнала скорость вращения верхнего силового привода или профиль движения Ω2 от блока верхнего силового привода 1001 и скорость вращения бурового долота или профиль движения Ω1 от блока бурового долота 1003 и подавать на выход угол закручивания бурильной колонны ϕ. Блок бурового долота 1003 может принимать в качестве входного сигнала угол закручивания бурильной колонны ϕ, и подавать на выход скорость вращения бурового долота или профиль движения Ω1, который может использоваться для определения момента сил трения бурового долота ТОВ(Ω1).
Несмотря на то, что точная оценка момента сил трения, действующего на буровое долото, может быть получена с помощью системы онлайн-идентификации, устранение момента сил трения в буровом долоте TOB(Ω1) может быть затруднительным. Как можно увидеть на фиг. 10, для воздействия на буровое долото 1003 вращающий момент на верхнем силовом приводе, вызванный с помощью управляющего сигнала Tm, должен передаваться посредством верхнего силового привода 1001 и бурильной колонны 1002. В некоторых вариантах реализации изобретения типовая система управления выполнена с возможностью расчета управляющего сигнала Tm с помощью метода бэкстеппинга, причем динамические внутренние связи системы обрабатываются в обратном порядке от профиля движения бурового долота Ω1 к управляющему сигналу Tm в несколько этапов.
На фиг. 11 проиллюстрирована функциональная схема первого шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения. Поскольку профиль движения бурового долота Ω1 обусловлен крутящим моментом бурильной колонны ktϕ, который пропорционален углу закручивания бурильной колонны ϕ, первый шаг расчета с помощью метода бэкстеппинг может включать расчет требуемого угла закручивания бурильной колонны ϕd, формирующего требуемый профиль движения бурового долота Ω1d для преодоления момента сил трения. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения первый шаг расчета с помощью метода бэкстеппинг включает динамический блок бурового долота 1100, полученный из модели бурового снаряда с сосредоточенными массами, аналогичный блоку бурового долота, проиллюстрированного на фиг. 10. Динамический блок бурового долота 1100 может формировать профиль движения бурового долота Ω1 в ответ на исходные данные угла закручивания бурильной колонны ϕd. Сформированный профиль движения бурового долота Ω1 может сравниваться с требуемым профилем движения бурового долота Ω1d, при этом результирующая погрешность отслеживания скорости e1 может использоваться для уточнения угла закручивания бурильной колонны ϕd в блоке G1 до тех пор, пока профиль движения бурового долота Ω1 находится в пределах заданного диапазона требуемого профиля движения бурового долота Ω1d, указывающего на то, что был достигнут требуемый угол закручивания бурильной колонны ϕd. В некоторых вариантах реализации изобретения требуемый угол закручивания бурильной колонны ϕd может вычисляться в блоке G1 с помощью следующей формулы:
Формула (5):
где e1=Ω1-Ω1d; k1 является положительным коэффициентом усиления в цепи обратной связи; 
является требуемым профилем ускорения бурового долота; и 
является оценочным значением момента сил трения, которое может быть записано как
Формула (6):
где 
является оценочным значением Тс; и 
является оценочным значением Tr.
После вычисления требуемого угла закручивания бурильной колонны ϕd формируется требуемый профиль движения бурового долота Ω1d, соответствующий требуемому профилю движения верхнего силового привода Ω2d, благодаря которому может быть вычислен требуемый угол закручивания бурильной колонны ϕd. На фиг. 12 проиллюстрирована функциональная схема второго шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения второй шаг расчета метода бэкстеппинг включает динамический блок бурильной колонны 1200, полученный из модели бурового снаряда с сосредоточенными массами, аналогичный блоку бурового долота, проиллюстрированному на фиг. 10. Как можно увидеть из формул (2)-(4), угол закручивания бурильной колонны ϕ может являться функцией профиля движения роторного стола Ω2 и профиля движения бурового долота Ω1. Динамический блок бурильной колонны 1200 может формировать угол закручивания бурильной колонны ϕ в ответ на профиль движения бурового долота Ω1 и требуемый профиль движения верхнего силового привода Ω2d. Сформированный угол закручивания бурильной колонны ϕ может сравниваться с требуемым углом закручивания бурильной колонны ϕd, определенным при первом шаге расчета метода бэкстеппинг, с целью определения погрешности угла закручивания е2. Погрешность угла закручивания е2 может быть входным сигналом блока контроллера G2, с помощью которого может обновляться значение требуемого профиля движения верхнего силового привода Ω2d для уменьшения погрешности угла закручивания е2.
После того, как был рассчитан требуемый профиль движения верхнего силового привода Ω2d, из условия, что это приводит к требуемому углу закручивания бурильной колонны ϕd, который в свою очередь приводит к требуемому профилю движения бурового долота Ω1d, может быть рассчитан управляющий входной сигнал Tm для верхнего силового привода, который приводит к требуемому профилю движения верхнего силового привода Ω2d. На фиг. 13 проиллюстрирована функциональная схема третьего шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения третий шаг расчета метода бэкстеппинг включает динамический блок верхнего силового привода 1300, полученный из модели бурового снаряда с сосредоточенными массами, аналогичный блоку бурового долота, проиллюстрированного на фиг. 10. Как описано выше, профиль движения Ω2 верхнего силового привода может быть функцией управляющего сигнала Tm, принятого в верхнем силовом приводе, причем управляющий сигнал может передаваться на верхний силовой привод с помощью блока управления, соединенного с верхним силовым приводом. Блок верхнего силового привода 1300 может формировать профиль движения верхнего силового привода Ω2 в ответ на управляющий сигнал Tm. Сформированный профиль движения верхнего силового привода Ω2 может сравниваться с требуемым профилем движения верхнего силового привода Ω2d, вычисленным в предыдущем шаге расчета для определения погрешности скорости е3. Погрешность скорости е3 может быть входным сигналом для блока G3, с помощью которого может обновляться значение управляющего сигнала Tm с целью уменьшения погрешности скорости е3.
После того, как был рассчитан управляющий сигнал Tm, данный сигнал может подаваться на управляемый элемент бурового снаряда. Поскольку данный вариант реализации изобретения предназначен для контроля скачкообразных движений в буровом снаряде путем изменения профиля движения верхнего силового привода, управляющий сигнал Tm может подаваться на верхний силовой привод, вызывая изменение скорости бурового снаряда с помощью верхнего силового привода. В альтернативных вариантах реализации изобретения скачкообразные колебания могут контролироваться с помощью параметра нагрузки на долото, а также управляющий сигнал может подаваться на крюковую подвеску с целью изменения нагрузки на долото. Другие варианты реализации в пределах объема данного изобретения будут по достоинству оценены специалистами в данной области техники в контексте данного описания изобретения.
В соответствии с аспектами данного изобретения типовой способ устранения скачкообразных колебаний может включать прием команды, направленной управляемому элементу бурового снаряда. Плавный профиль траектории может формироваться по меньшей мере частично по указанной команде. Может определяться момент сил трения для бурового долота бурового снаряда. Типовой способ может дополнительно включать формирование управляющего сигнала по меньшей мере частично на основании профиля траектории, значения момента сил трения, модели бурового снаряда, а также передачу управляющего сигнала управляемому элементу.
В некоторых вариантах реализации изобретения значение момента сил трения может быть определено по меньшей мере частично на основании сигнала управления, значения измерения датчика внутри бурового снаряда и оценочного значения состояния ствола скважины. Данный способ может дополнительно включать определение оценочного значения состояния ствола скважины для модели бурового снаряда по меньшей мере частично на основании значения измерения от датчика внутри бурового снаряда, управляющего сигнала и момента сил трения. В некоторых вариантах реализации изобретения определение значения состояния ствола скважины для модели включает адаптивный выбор одного из следующего: фильтра Калмана и фильтра частиц.
В некоторых вариантах реализации изобретения буровой снаряд может содержать бурильную колонну, верхний силовой привод, соединенный с проксимальным концом бурильной колонны; и буровое долото, соединенное с дистальным концом бурильной колонны. Верхний силовой привод может содержать управляемые элементы. Формирование управляющего сигнала для верхнего силового привода может включать прием контроллером профиля траектории, момента сил трения, оценочного значения состояния ствола скважины и значения измерения датчика внутри бурового снаряда. Модель бурового снаряда может включать модель бурового снаряда с сосредоточенными массами, соответствующими верхнему силовому приводу и буровому долоту, а также торсионную пружину, соответствующую бурильной колонне. В некоторых вариантах реализации изобретения формирование управляющего сигнала включает определение первого профиля движения для бурового долота, предотвращающего момент сил трения, определение значения угла закручивания бурильной колонны, формирующего первый профиль движения, определение второго профиля движения для верхнего силового привода, приводящего к повороту бурильной колонны на значение угла закручивания, и определение управляющего сигнала для верхнего силового привода, формирующего второй профиль движения.
В соответствии с аспектами данного изобретения типовое устройство для устранения скачкообразных колебаний может содержать процессор и запоминающее устройство, соединенное с процессором. Запоминающее устройство может содержать набор команд, выполнение которых процессором приводит к приему процессором команд, направленных управляемому элементу бурового снаряда; формированию плавного профиля траектории по меньшей мере частично по указанной команде; определению значения момента сил трения для бурового долота бурового снаряда; формированию управляющего сигнала по меньшей мере частично на основании профиля траектории, значения момента сил трения, а также модели бурового снаряда; а также передаче управляющего сигнала управляемому элементу.
В некоторых вариантах реализации изобретения набор команд, выполнение которых вызывает определение процессором значения момента сил трения, также вызывает определение процессором момента сил трения по меньшей мере частично на основании управляющего сигнала, значения измерения датчика внутри бурового снаряда и оценочного значения состояния ствола скважины для модели. Выполнение набора команд может также послужить причиной для определения процессором оценочного значения состояния ствола скважины для модели по меньшей мере частично на основании значения измерения датчика внутри бурового снаряда, управляющего сигнала, а также значения момента сил трения. В некоторых вариантах реализации изобретения набор команд, выполнение которых вызывает определение процессором оценочного значения состояния ствола скважины для модели также приводит к адаптивному выбору процессором одного из следующего: фильтра Калмана и фильтра частиц.
В некоторых вариантах реализации изобретения буровой снаряд может содержать бурильную колонну, верхний силовой привод, соединенный с бурильной колонной, а также буровое долото, соединенное с бурильной колонной. Управляемый элемент может содержать верхний силовой привод. Набор команд, выполнение которых процессором вызывает формирование процессором управляющего сигнала, также приводит к приему процессором профиля траектории, значения момента сил трения, оценочного значения состояния ствола скважины для модели, и значения измерения датчика внутри бурового снаряда. Модель может содержать модель бурового снаряда с сосредоточенными массами, соответствующими верхнему силовому приводу и буровому долоту, а также торсионную пружину, соответствующую бурильной колонне. В некоторых вариантах реализации изобретения набор команд, выполнение которых вызывает формирование процессором управляющего сигнала, может также привести к определению процессором первого профиля движения для бурового долота, позволяющего избежать момента сил трения; определению значения угла закручивания бурильной колонны, приводящего к первому профилю движения; определению второго профиля движения для верхнего силового привода, приводящего к повороту бурильной колонны на значение угла закручивания; и определению управляющего сигнала для верхнего силового привода, формирующего второй профиль движения.
В соответствии с аспектами данного изобретения типовая система для устранения скачкообразных колебаний может содержать буровой снаряд, содержащий бурильную колонну, верхний силовой привод, соединенный с бурильной колонной, и буровое долото, соединенное с бурильной колонной. Система может дополнительно содержать систему обработки информации, комуникационно соединенную с верхним силовым приводом, содержащую процессор и запоминающее устройство, соединенное с процессором. Процессор может содержать набор команд, выполнение которых процессором приводит к приему процессором команд, направленных верхнему силовому приводу; формированию плавного профиля траектории по меньшей мере частично по указанной команде; определению значения момента сил трения для бурового долота бурового снаряда; формированию управляющего сигнала по меньшей мере частично на основании профиля траектории, значения момента сил трения, а также модели бурового снаряда; и передаче управляющего сигнала верхнему силовому приводу. Набор команд, выполнение которых вызывает формирование процессором управляющего сигнала, может также служить причиной для определения процессором первого профиля движения для бурового долота, позволяющего предотвратить момент сил трения; определения значения угла закручивания бурильной колонны, приводящего к первому профилю движения; определения второго профиля движения для верхнего силового привода, приводящего к повороту бурильной колонны на значение угла закручивания; и определения управляющего сигнала для верхнего силового привода, формирующего второй профиль движения.
Таким образом, данное изобретение максимально содействует достижению упомянутых целей и преимуществ, а также подразумеваемых задач, целей и преимуществ. Вышеописанные конкретные варианты реализации изобретения приводятся исключительно с целью иллюстрации, поскольку данное изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике с помощью различных, но эквивалентных способов, очевидных для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из описанного в данной заявке. Кроме того, проиллюстрированные в данной заявке особенности конструкции или дизайна не предназначены для ограничения объема изобретения, за исключением случаев, описанных в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что описанные выше конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения могут быть изменены или модифицированы, причем все изменения рассматриваются в пределах объема и сущности данного изобретения. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют очевидное, обычное значение в случае, если иным образом явно и четко не определены патентообладателем. Элементы в единственном числе, используемые в формуле изобретения, в данной заявке могут означать один или более элементов.
Claims (77)
1. Способ устранения скачкообразных колебаний, включающий:
прием команды, адресованной управляемому элементу бурового снаряда;
формирование плавного профиля траектории по меньшей мере частично по указанной команде;
определение значения момента сил трения для бурового долота бурового снаряда;
формирование управляющего сигнала по меньшей мере частично на основании профиля траектории, значения момента сил трения и модели бурового снаряда; и
передачу управляющего сигнала управляемому элементу.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение значения момента сил трения включает определение значения момента сил трения по меньшей мере частично на основании сигнала управления, значения измерения датчика внутри бурового снаряда и оценочного значения состояния ствола скважины для данной модели.
3. Способ по п. 2, дополнительно включающий определение оценочного значения состояния ствола скважины для данной модели по меньшей мере частично на основании:
результата измерения датчика внутри бурового снаряда;
управляющего сигнала; и
значения момента сил трения.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что определение оценочного значения состояния ствола скважины для модели включает адаптивный выбор одного из следующего: фильтра Калмана и фильтра частиц.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что
буровой снаряд содержит
бурильную колонну;
верхний силовой привод, соединенный с проксимальным концом бурильной колонны; и
буровое долото, соединенное с дистальным концом бурильной колонны; и
управляемый элемент, содержащий верхний силовой привод.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что формирование управляющего сигнала включает прием контроллером
профиля траектории;
значения момента сил трения;
оценочного значения состояния ствола скважины для модели; и
значения измерения датчика внутри бурового снаряда.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что модель включает модель бурового снаряда с сосредоточенными массами, причем массы соответствуют верхнему силовому приводу и буровому долоту, а торсионная пружина соответствует бурильной колонне.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что формирование управляющего сигнала, основанное по меньшей мере частично на профиле траектории, значении момента сил трения и модели бурового снаряда, включает определение первого профиля движения для бурового долота, позволяющего избежать момента сил трения.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что формирование управляющего сигнала, основанное по меньшей мере частично на профиле траектории, значении момента сил трения и модели бурового снаряда, дополнительно включает
определение значения крутящего момента бурильной колонны, который обеспечивает первый профиль движения;
определение второго профиля движения для верхнего силового привода, который обеспечивает значение крутящего момента бурильной колонны; и
определение управляющего сигнала для верхнего силового привода, который обеспечивает второй профиль движения.
10. Устройство для устранения скачкообразных колебаний, содержащее:
процессор;
запоминающее устройство, соединенное с процессором, отличающееся тем, что запоминающее устройство содержит набор команд, выполнение которых с помощью процессора приводит к
приему команды, адресованной управляемому элементу бурового снаряда;
формированию плавного профиля траектории, основанного по меньшей мере частично на упомянутой команде;
определению значения момента сил трения для бурового долота бурового снаряда;
формированию управляющего сигнала, основанное по меньшей мере частично на профиле траектории, значении момента сил трения и модели бурового снаряда; и
передаче управляющего сигнала управляемому элементу.
11. Устройство по п. 10, отличающееся тем, что набор команд, который вызывает определение процессором значения момента сил трения, дополнительно вызывает определение процессором значения момента сил трения по меньшей мере частично на основании управляющего сигнала, значения измерения датчика внутри бурового снаряда и оценочного значения состояния ствола скважины для модели.
12. Устройство по п. 10, отличающееся тем, что набор команд дополнительно вызывает определение процессором оценочного значения состояния ствола скважины для модели по меньшей мере частично на основании
результата измерения датчика внутри бурового снаряда;
управляющего сигнала; и
значения момента сил трения.
13. Устройство по п. 12, отличающееся тем, что набор команд, который вызывает определение процессором оценочного значения состояния ствола скважины для модели дополнительно вызывает адаптивный выбор процессором одного из следующих: фильтра Калмана и фильтра частиц.
14. Устройство по п. 10, отличающееся тем, что
буровой снаряд содержит
бурильную колонну;
верхний силовой привод, соединенный с бурильной колонной; и
буровое долото, соединенное с бурильной колонной; а также
управляемый элемент, содержащий верхний силовой привод.
15. Устройство по п. 14, отличающееся тем, что набор команд, который вызывает формирование процессором управляющего сигнала, дополнительно вызывает прием процессором
профиля траектории;
значения момента сил трения;
оценочного значения состояния ствола скважины; и
значения измерения датчика внутри бурового снаряда.
16. Устройство по п. 15, отличающееся тем, что модель включает модель бурового снаряда с сосредоточенными массами, причем массы соответствуют верхнему силовому приводу и буровому долоту, а торсионная пружина соответствует бурильной колонне.
17. Устройство по п. 16, отличающееся тем, что набор команд, который вызывает формирование процессором управляющего сигнала, основанное по меньшей мере частично на профиле траектории, значении момента сил трения и модели бурового снаряда, дополнительно вызывает определение процессором первого профиля движения для бурового долота, позволяющего избежать момента сил трения.
18. Устройство по п. 17, отличающееся тем, что набор команд, который вызывает формирование процессором управляющего сигнала, основанное по меньшей мере частично на профиле траектории, значении момента сил трения и модели бурового снаряда, дополнительно вызывает процессор:
определить значение крутящего момента бурильной колонны, который обеспечивает первый профиль движения;
определить второй профиль движения для верхнего силового привода, который обеспечивает значение крутящего момента бурильной колонны; и
определить управляющий сигнал для верхнего силового привода, формирующего второй профиль движения.
19. Система для устранения скачкообразных колебаний, содержащая:
буровой снаряд, содержащий
бурильную колонну;
верхний силовой привод, соединенный с бурильной колонной; и
буровое долото, соединенное с бурильной колонной; а также
систему обработки информации, комуникационно соединенную с верхним силовым приводом, которая содержит процессор и запоминающее устройство, соединенное с процессором набором команд, которые при выполнении процессором вызывают процессор к
принятию команды, адресованной верхнему силовому приводу;
формированию плавного профиля траектории, основанного по меньшей мере частично на упомянутой команде;
определению значения момента сил трения для бурового долота;
определению оценочного значения состояния ствола скважины;
формированию управляющего сигнала для верхнего силового привода, основанному по меньшей мере частично на профиле траектории, значении момента сил трения, оценочного значения состояния ствола скважины и модели бурового снаряда; и
передаче управляющего сигнала верхнему силовому приводу.
20. Система по п. 19, отличающаяся тем, что набор команд, который вызывает формирование процессором управляющего сигнала, основанное по меньшей мере частично на профиле траектории, значении момента сил трения, оценочном значении состояния ствола скважины и модели бурового снаряда, дополнительно вызывает процессор к
определению первого профиля движения для бурового долота, позволяющего устранить момент сил трения;
определению значения крутящего момента бурильной колонны, который обеспечивает первый профиль движения;
определению второго профиля движения для верхнего силового привода, который обеспечивает значение крутящего момента бурильной колонны; и
определению управляющего сигнала, который обеспечивает второй профиль движения.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/060162 WO2015041630A1 (en) | 2013-09-17 | 2013-09-17 | Removal of stick-slip vibrations in a drilling assembly |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016100980A RU2016100980A (ru) | 2017-10-23 |
| RU2638072C2 true RU2638072C2 (ru) | 2017-12-11 |
Family
ID=52689175
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016100980A RU2638072C2 (ru) | 2013-09-17 | 2013-09-17 | Устранение скачкообразных колебаний бурового снаряда |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10550683B2 (ru) |
| CN (1) | CN105378215B (ru) |
| AR (1) | AR097691A1 (ru) |
| AU (1) | AU2013400710B2 (ru) |
| CA (1) | CA2920181C (ru) |
| DE (1) | DE112013007441T5 (ru) |
| GB (1) | GB2533050B (ru) |
| MX (1) | MX2016002003A (ru) |
| NO (1) | NO20160029A1 (ru) |
| RU (1) | RU2638072C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015041630A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA3024786C (en) * | 2016-07-29 | 2022-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for mitigating vibrations in a drilling system |
| US10774637B2 (en) * | 2016-11-04 | 2020-09-15 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Sensing formation properties during wellbore construction |
| US10519752B2 (en) * | 2016-11-29 | 2019-12-31 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System, method, and apparatus for optimized toolface control in directional drilling of subterranean formations |
| WO2018106256A1 (en) | 2016-12-09 | 2018-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole drilling methods and systems with top drive motor torque commands based on a dynamics model |
| CN109322653B (zh) * | 2017-07-28 | 2022-03-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下钻柱粘滑特征的地面快速评价方法和装置 |
| US10907463B2 (en) | 2017-09-12 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Well construction control system |
| US11933156B2 (en) | 2020-04-28 | 2024-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Controller augmenting existing control system |
| CN111810112B (zh) * | 2020-06-18 | 2021-12-03 | 中国地质大学（武汉） | 基于粒子滤波和模型预测控制的垂直钻进纠偏控制方法 |
| US11739627B2 (en) * | 2021-12-09 | 2023-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Error-space feedback controller for drill bit steering |
| WO2024124352A1 (en) * | 2022-12-17 | 2024-06-20 | Valora Engineering Ltd. | Drill string rotation normalizing device and methods of using same |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2108456C1 (ru) * | 1996-04-29 | 1998-04-10 | Вячеслав Георгиевич Алферов | Способ регулирования электропривода регулятора подачи долота |
| US20120255778A1 (en) * | 2010-11-10 | 2012-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling control system and method |
| RU2478781C2 (ru) * | 2008-12-02 | 2013-04-10 | НЭШНЛ ОЙЛВЕЛЛ ВАРКО, Эл.Пи. | Способ и устройство для уменьшения колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне |
| WO2013076184A2 (en) * | 2011-11-25 | 2013-05-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for controlling vibrations in a drilling system |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3590940A (en) * | 1969-05-26 | 1971-07-06 | Schlumberger Technology Corp | Well-logging apparatus |
| CN1022341C (zh) * | 1991-04-13 | 1993-10-06 | 中国石油天然气总公司江汉机械研究所 | 钻井液固控系统 |
| FR2750160B1 (fr) * | 1996-06-24 | 1998-08-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme d'estimation en temps reel d'au moins un parametre lie au deplacement d'un outil de forage |
| CN2654840Y (zh) | 2003-11-06 | 2004-11-10 | 西南石油学院 | 非旋转套式稳定器 |
| US7571643B2 (en) | 2006-06-15 | 2009-08-11 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Apparatus and method for downhole dynamics measurements |
| US7775297B2 (en) * | 2006-12-06 | 2010-08-17 | Omron Oilfield & Marine, Inc. | Multiple input scaling autodriller |
| MX2009006095A (es) * | 2006-12-07 | 2009-08-13 | Nabors Global Holdings Ltd | Aparato y metodo de perforacion basado en energia mecanica especifica. |
| EP2291792B1 (en) | 2008-06-17 | 2018-06-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for mitigating drilling vibrations |
| PL2549055T3 (pl) | 2008-12-02 | 2015-02-27 | Nat Oilwell Varco Lp | Sposób i urządzenie do redukcji drgań ciernych |
| CA2770230C (en) * | 2009-08-07 | 2016-05-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods to estimate downhole drilling vibration amplitude from surface measurement |
| US20110214919A1 (en) * | 2010-03-05 | 2011-09-08 | Mcclung Iii Guy L | Dual top drive systems and methods |
| CN201620771U (zh) | 2010-04-07 | 2010-11-03 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种钻柱减震器 |
| US9458679B2 (en) | 2011-03-07 | 2016-10-04 | Aps Technology, Inc. | Apparatus and method for damping vibration in a drill string |
| US9041547B2 (en) * | 2011-08-26 | 2015-05-26 | Baker Hughes Incorporated | System and method for stick-slip correction |
| CA2849768C (en) * | 2011-10-14 | 2018-09-11 | Precision Energy Services, Inc. | Analysis of drillstring dynamics using a angular rate sensor |
| US9483607B2 (en) * | 2011-11-10 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dynamics measurements using rotating navigation sensors |
| CN102979490A (zh) | 2012-11-27 | 2013-03-20 | 西南石油大学 | 海洋环境下立管泡柱涡振抑制装置 |
-
2013
- 2013-09-17 US US14/912,087 patent/US10550683B2/en active Active
- 2013-09-17 RU RU2016100980A patent/RU2638072C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-09-17 WO PCT/US2013/060162 patent/WO2015041630A1/en active Application Filing
- 2013-09-17 AU AU2013400710A patent/AU2013400710B2/en not_active Ceased
- 2013-09-17 DE DE112013007441.9T patent/DE112013007441T5/de active Pending
- 2013-09-17 GB GB1523071.7A patent/GB2533050B/en active Active
- 2013-09-17 CN CN201380078202.1A patent/CN105378215B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-09-17 MX MX2016002003A patent/MX2016002003A/es active IP Right Grant
- 2013-09-17 CA CA2920181A patent/CA2920181C/en active Active
-
2014
- 2014-09-17 AR ARP140103463A patent/AR097691A1/es active IP Right Grant
-
2016
- 2016-01-07 NO NO20160029A patent/NO20160029A1/en unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2108456C1 (ru) * | 1996-04-29 | 1998-04-10 | Вячеслав Георгиевич Алферов | Способ регулирования электропривода регулятора подачи долота |
| RU2478781C2 (ru) * | 2008-12-02 | 2013-04-10 | НЭШНЛ ОЙЛВЕЛЛ ВАРКО, Эл.Пи. | Способ и устройство для уменьшения колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне |
| US20120255778A1 (en) * | 2010-11-10 | 2012-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling control system and method |
| WO2013076184A2 (en) * | 2011-11-25 | 2013-05-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for controlling vibrations in a drilling system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN105378215A (zh) | 2016-03-02 |
| DE112013007441T5 (de) | 2016-06-09 |
| GB2533050A (en) | 2016-06-08 |
| GB201523071D0 (en) | 2016-02-10 |
| WO2015041630A1 (en) | 2015-03-26 |
| MX2016002003A (es) | 2016-05-18 |
| GB2533050B (en) | 2018-04-25 |
| RU2016100980A (ru) | 2017-10-23 |
| CA2920181C (en) | 2017-10-24 |
| CN105378215B (zh) | 2018-04-27 |
| CA2920181A1 (en) | 2015-03-26 |
| US20160194946A1 (en) | 2016-07-07 |
| AU2013400710B2 (en) | 2016-12-15 |
| AU2013400710A1 (en) | 2016-01-21 |
| NO20160029A1 (en) | 2016-01-07 |
| US10550683B2 (en) | 2020-02-04 |
| AR097691A1 (es) | 2016-04-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2638072C2 (ru) | Устранение скачкообразных колебаний бурового снаряда | |
| AU2013403373B2 (en) | Drilling automation using stochastic optimal control | |
| RU2640607C1 (ru) | Управление комплексами бурения ствола скважины | |
| CA2917462C (en) | Method to optimize drilling efficiency while reducing stick slip | |
| US9587478B2 (en) | Optimization of dynamically changing downhole tool settings | |
| US6968909B2 (en) | Realtime control of a drilling system using the output from combination of an earth model and a drilling process model | |
| US10267138B2 (en) | Predicting temperature-cycling-induced downhole tool failure | |
| AU2014396852B2 (en) | Employing a target risk attribute predictor while drilling | |
| US10858927B2 (en) | Systems and methods for estimating forces on a drill bit | |
| US20220018240A1 (en) | Predicting and reducing vibrations during downhole drilling operations | |
| US20160356144A1 (en) | Real-time performance analyzer for drilling operations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200918 |