RU2728141C1 - Скважинная система позиционирования с использованием компенсации усилий - Google Patents

Скважинная система позиционирования с использованием компенсации усилий Download PDF

Info

Publication number
RU2728141C1
RU2728141C1 RU2019103398A RU2019103398A RU2728141C1 RU 2728141 C1 RU2728141 C1 RU 2728141C1 RU 2019103398 A RU2019103398 A RU 2019103398A RU 2019103398 A RU2019103398 A RU 2019103398A RU 2728141 C1 RU2728141 C1 RU 2728141C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
working string
string
speed
well
controller
Prior art date
Application number
RU2019103398A
Other languages
English (en)
Inventor
Джейсон Д. ДИКСТРА
Имия Манджула ВИКРАМАСИНГЕ
Фаньпин БУ
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
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 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2728141C1 publication Critical patent/RU2728141C1/ru

Links

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
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • 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
    • 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
    • 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
    • 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
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
    • G01L5/00—Apparatus for, or methods of, measuring force, work, mechanical power, or torque, specially adapted for specific purposes
    • G01L5/04—Apparatus for, or methods of, measuring force, work, mechanical power, or torque, specially adapted for specific purposes for measuring tension in flexible members, e.g. ropes, cables, wires, threads, belts or bands
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01P—MEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
    • G01P3/00—Measuring linear or angular speed; Measuring differences of linear or angular speeds
    • 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
    • E21B47/06—Measuring temperature or 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Control Of Position Or Direction (AREA)
  • Automatic Control Of Machine Tools (AREA)
  • Numerical Control (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к способу позиционирования рабочей колонны в скважине, скважинной системе, энергонезависимому материальному машиночитаемому носителю данных. Технический результат заключается в повышении эффективности позиционирования и управления скоростью движения рабочей колонны в скважине. Способ позиционирования рабочей колонны в скважине включает: транспортировку рабочей колонны вдоль ствола скважины, проникающего в подземный пласт, с использованием инструмента для позиционирования, который управляет движением и усилием рабочей колонны на поверхности, причем инструмент для позиционирования соединен с контроллером; измерение поверхностного состояния, выбранного из группы, состоящей из состояния рабочей колонны, давления в стволе скважины, температуры в стволе скважины и любой их комбинации; моделирование скважинной колонны с помощью динамической модели посредством контроллера с использованием поверхностных условий и геометрии ствола скважины в качестве входных данных динамической модели; расчет команды усилия на подвижную головку инструмента для позиционирования; расчет требуемого положения в скважине и требуемой скорости в скважине на основании динамической модели и команды усилия на подвижную головку инструмента для позиционирования; и транспортировку рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования с использованием положения на поверхности и скорости на поверхности, основанных на рассчитанных требуемом положении в скважине и требуемой скорости в скважине. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[1] Данная заявка относится к способам и системам позиционирования и управления скоростью движения рабочей колонны в скважине.
[2] При выполнении работ в нефтяных и газовых скважинах длинные колонны трубчатых элементов (например, труб и гибких насосно-компрессорных труб), называемые рабочими колоннами, вставляют в скважины и удаляют из скважин в различные периоды времени. Когда рабочие колонны, состоящие из труб, вставляют в скважину, трубу прикрепляют к верхней части рабочей колонны, а затем рабочую колонну спускают вглубь скважины. Когда рабочие колонны, состоящие из труб, извлекают из скважины, трубчатый элемент убирают с верхней части рабочей колонны, а затем рабочую колонну поднимают из скважины. В зависимости от глубины скважины рабочая колонна может быть длиной во много сотен метров.
[3] В некоторых случаях спаренные системы подъема используют для манипулирования рабочей колонной при спуске в ствол скважины и подъеме из ствола скважины с применением автоматического управления. Это означает, что в некоторых случаях положение и скорость, связанные с перемещением рабочей колонны вверх или вниз по стволу скважины для ввода или удаления рабочей колонны, автоматически контролируются спаренной системой подъема. Обычные спаренные системы подъема связаны с положением и движением рабочей колонны на поверхности, откуда рабочую колонну вводят в ствол скважины или куда рабочую колонну извлекают из ствола скважины, и, как предполагают, то же самое происходит в скважине без изменения длины рабочей колонны.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[4] Следующие фигуры включены для иллюстрации определенных аспектов вариантов реализации изобретения и не должны рассматриваться как исключительные варианты реализации изобретения. Раскрытый объект изобретения способен к значительным модификациям, изменениям, комбинациям и эквивалентам по форме и функциям, что будет понятно специалистам в данной области техники, получающим пользу от данного раскрытия изобретения.
[5] На фиг. 1 проиллюстрирована схема скважинной системы, в которой реализован скважинный контроллер положения и скорости.
[6] На фиг. 2А проиллюстрирована приведенная в качестве примера вычислительная структура скважинного контроллера положения и скорости, соединенного с контроллером рабочей колонны.
[7] На фиг. 2В наглядно проиллюстрировано, как динамическая модель выполняет приблизительный расчет рабочей колонны в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс.
[8] На фиг. 2C наглядно проиллюстрировано, как динамическая модель выполняет математический приблизительный расчет рабочей колонны как набор взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[9] Данная заявка относится к способам и системам позиционирования и управления скоростью рабочей колонны в скважине с использованием скважинного контроллера положения и скорости, который учитывает компенсацию усилий.
[10] В некоторых случаях рабочая колонна может претерпевать значительные изменения длины, такие как тепловое расширение и удлинение или сжатие из-за инерционных сил, собственного веса и давления в стволе скважины. Кроме того, скважинные условия (например, температура, внутренние силы, собственный вес и давление в стволе скважины) могут вызвать перегрузку рабочей колонны и привести к ее повреждению в случае быстрых или внезапных манипуляций. Динамическая модель, реализованная с помощью скважинного контроллера положения и скорости в соответствии с данным изобретением, учитывает силы в скважине, испытываемые рабочей колонной из-за скважинных условий, чтобы обеспечить процессы изменения положения и скорости, которые должны происходить на поверхности, для достижения требуемых процессов изменения положения и скорости в скважине.
[11] На фиг. 1 проиллюстрирована схема скважинной системы 100, в которой реализован скважинный контроллер положения и скорости в соответствии с данным изобретением. Как проиллюстрировано, скважинная система 100 может содержать установку 102 для ремонта скважины (также именуемую «буровой вышкой»), которая расположена на поверхности 104 геологической среды и проходит поверх и вокруг ствола 106 скважины, который проникает в подземный пласт 108. Установка 102 для ремонта скважины может быть буровой установкой, передвижной установкой для заканчивания скважины, установкой для капитального ремонта скважины или тому подобным. В некоторых вариантах реализации изобретения установка 102 для ремонта скважины может не использоваться и заменена стандартной надводной устьевой компоновкой или установкой, не выходя за рамки объема изобретения. Хотя скважинная система 100 проиллюстрирована как система для осуществления наземных операций, следует понимать, что принципы данного раскрытия изобретения могут в равной степени применяться в любом морском или подводном применении, в котором установка 102 для ремонта скважины может быть плавучей платформой или подземной устьевой установкой, как известно в данной области техники.
[12] Ствол 106 скважины может быть пробурен в подземном пласте 108 с помощью любого подходящего метода бурения и может проходить, по существу, в вертикальном направлении от поверхности 104 геологической среды над вертикальной частью 110 ствола скважины. В некоторой точке в стволе 106 скважины вертикальная часть 110 ствола скважины может отклоняться от вертикали относительно поверхности 104 геологической среды и переходить, по существу, в горизонтальную часть 112 ствола скважины, хотя такое отклонение не является обязательным. То есть ствол 106 скважины может быть вертикальным, горизонтальным или отклоненным, не выходя за рамки объема данного изобретения. В некоторых вариантах реализации изобретения может быть выполнено заканчивание ствола 106 скважины путем цементирования колонны 114 обсадных труб внутри ствола 106 скважины вдоль всего ствола скважины или его части. Используемый в данном документе термин «обсадная колонна» или «колонна обсадных труб» относится не только к обсадной колонне, общеизвестной в данной области техники, но и к потайной обсадной колонне в стволе скважины, которая содержит секции трубчатых элементов, соединенные друг с другом, но не проходящие к поверхности. Тем не менее, в других вариантах реализации изобретения колонна 114 обсадных труб может не использоваться во всем стволе 106 скважины или в его части, и принципы данного изобретения могут в равной степени применяться к среде «необсаженного ствола скважины».
[13] Скважинная система 100 может дополнительно содержать инструмент 116, который может транспортироваться в ствол 106 скважины на рабочей колонне 118 (также называемой «средством для транспортировки»), которая проходит от установки 102 для ремонта скважины. Рабочей колонной 118 может быть, но не ограничиваясь этим, каротажный кабель, гибкие насосно-компрессорные трубы, бурильная труба, эксплуатационная труба, тросовая проволока, электрический кабель или тому подобное. Рабочая колонна 118 соединена с инструментом 120 для позиционирования (например, спаренная система подъема) для автоматического управления скоростью и перемещением положения рабочей колонны 118. Инструмент 120 для позиционирования соединен с возможностью связи (проводной или беспроводной) с контроллером 122 инструмента для позиционирования, который посылает сигналы, которые управляют инструментом 120 для позиционирования. Контроллер 122 инструмента для позиционирования содержит скважинный контроллер положения и скорости в соответствии с данным раскрытием изобретения, описанный далее в соответствии с фиг. 2A-2C.
[14] Скважинная система 100 может содержать поверхностные датчики 124, которые измеряют характеристики поверхностных условий (например, состояние рабочей колонны, давление в стволе скважины, температуру в стволе скважины и т.п.) на или возле (например, в пределах 30 метров (100 футов)) поверхности 104 (которая в применении на прибрежном шельфе будет находиться на или возле поверхности морского дна). Поверхностные датчики 124 могут быть расположены в разных местах. Например, поверхностный датчик 124a соединен с рабочей колонной 118 на поверхности 104, поверхностный датчик 124b соединен с частью установки 102 для ремонта скважины, и поверхностный датчик 124c соединен с рабочей колонной 118 вблизи поверхности 104. В некоторых случаях скважинная система 100 может содержать один или более датчиков, которые расположены внутри скважинной системы 100 как соединенные с рабочей колонной 118 на или вблизи поверхности 104, соединенные с обсадной колонной на или вблизи поверхности 104, соединенные с частью установки 102 для ремонта скважины или в комбинации вышеуказанных местоположений.
[15] Поверхностный датчик 124 могут использовать для измерения одной или более характеристик поверхностных условий, которые могут включать, но не ограничиваются ими, состояние рабочей колонны, давление в стволе скважины, температуру в стволе скважины и любую их комбинацию. Приведенные в качестве примера состояния рабочей колонны могут включать, но не ограничиваются ими, деформацию рабочей колонны 118, крутящий момент, прилагаемый к рабочей колонне 118, скорость вращения рабочей колонны 118, ускорение и/или скорость перемещения рабочей колонны 118 при ее вводе в ствол скважины, положение рабочей колонны 118, силу, прилагаемую для перемещения рабочей колонны 118 вдоль ствола скважины, и т.п., а также любую их комбинацию. Приведенные в качестве примера поверхностные датчики 124 могут включать, но не ограничиваются ими, тензодатчики, датчики ускорения, датчики положения, датчики усилия, датчики давления, датчики температуры и т.п.и любую их комбинацию.
[16] Скважинная система 100 может дополнительно содержать скважинные датчики 126, которые измеряют характеристики скважинных условий, которые могут включать, но не ограничиваются этим, деформацию рабочей колонны 118, крутящий момент, приложенный к рабочей колонне 118, скорость вращения рабочей колонны 118, ускорение и/или скорость перемещения рабочей колонны 118, вводимой в ствол скважины, положение рабочей колонны 118, усилие, прикладываемое для перемещения рабочей колонны 118 вдоль ствола скважины, температуру флюида в стволе 106 скважины, давление флюида в стволе 106 скважины и т.п. и любую их комбинацию. Скважинные датчики 126 могут быть расположены в самых разнообразных местах. Например, скважинный датчик 126а соединен с рабочей колонной 118, скважинный датчик 126b соединен с обсадной колонной (или другой потайной обсадной колонной вдоль ствола скважины), и скважинный датчик 126 с соединен с инструментом 116. В некоторых случаях скважинная система 100 может содержать один или более датчиков, которые расположены внутри скважинной системы 100 как соединенный с рабочей колонной 118, соединенные с обсадной колонной, соединенные с инструментом, который соединен с рабочей колонной 118, или в комбинации вышеупомянутых местоположений. Приведенные в качестве примера скважинные датчики 126 могут включать, но не ограничиваются ими, тензодатчики, датчики ускорения, датчики положения, датчики усилия, датчики давления, датчики температуры и тому подобное, а также любую их комбинацию.
[17] Поверхностные датчики 124 и скважинные датчики 126 могут быть соединены с возможностью связи (проводной или беспроводной) с контроллером 122 инструмента для позиционирования, так что контроллер 122 инструмента для позиционирования принимает сигналы от поверхностных датчиков 124 и скважинных датчиков 126, измеряющих характеристики поверхностных условий или скважинных условий, которые измеряет соответствующий датчик.
[18] На фиг. 2А проиллюстрирована приведенная в качестве примера вычислительная структура (т.е., конструкция и взаимосвязь между алгоритмами, модулями, компонентами и т.д.) контроллера инструмента для позиционирования (например, контроллера 122 инструмента для позиционирования в соответствии с фиг. 1), который включает скважинный контроллер 200 положения и скорости и контроллер 202 рабочей колонны. Скважинный контроллер 200 положения и скорости содержит четыре подсистемы: модуль 204 наблюдения, модуль 206 оценки профиля усилия, модуль 208 планирования скорости и контроллер 210. Эти подсистемы работают вместе для генерирования команд для контроллера 202 рабочей колонны.
[19] Модуль 204 наблюдения принимает входные данные 212 колонны скважинных труб, которые могут включать, но не ограничиваются ими, механические свойства колонны скважинных труб, геометрию ствола скважины, расположение колонны скважинных труб (или ее участков) в стволе скважины, измеренные поверхностные условия, измеренные скважинные условия и т.п., а также любую их комбинацию. Модуль 204 наблюдения также непрерывно принимает команду 214 (
Figure 00000001
) усилия на подвижную головку от контроллера 202 рабочей колонны. Модуль 204 наблюдения использует и поддерживает или иным образом обновляет динамическую модель 216 рабочей колонны. Используемый в данном документе термин «усилие на подвижную головку» относится к усилию, прилагаемому к подвижной головке двигателем.
[20] На фиг. 2B-2C, которые более подробно описаны ниже, проиллюстрирован один вариант реализации динамической модели 216. На фиг. 2В наглядно проиллюстрировано, как динамическая модель 216 выполняет приблизительный расчет рабочей колонны 218 в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс 220a-220j.
[21] Снова в соответствии с фиг. 2A, модуль 206 оценки профиля усилия обеспечивает модуль 204 наблюдения точечными силами трения (
Figure 00000002
) 222, связанными с точечными сосредоточенными массами 220a-220j динамической модели 216. Динамическая модель 216 модуля 204 наблюдения использует вышеупомянутые входные данные 212, 214, 222 для расчета алгоритма числового решения для определенного набора дифференциальных уравнений, который дает выходные данные 224 для текущего расчетного положения (
Figure 00000003
) и расчетной скорости (
Figure 00000004
) для каждой из точечных сосредоточенных масс 220a-220j. Затем расчетное положение и скорость каждой из точечных сосредоточенных масс 220a-220j сопоставляется с фактическим положением и скоростью рабочей колонны 218. Когда рабочая колонна 218 транспортируется вдоль ствола скважины, блок наблюдения 204 может повышать (при перемещении в направлении 226 вниз по стволу скважины в соответствии с фиг. 2B) или понижать (при перемещении в направлении 228 вверх по стволу скважины в соответствии с фиг. 2B) количество точечных сосредоточенных масс 220a-220j динамической модели 216 для поддержания оптимальной точности выходных данных 224 оценки положения и скорости или может изменять свойства масс, чтобы учесть изменения длины рабочей колонны.
[22] На фиг. 2С наглядно проиллюстрировано, как динамическая модель 216 выполняет математический приблизительный расчет рабочей колонны 218 в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс 220a-220j. Нижний индекс j используется для идентификации представляющей интерес текущей точечной сосредоточенной массы (например, 220c) для следующих уравнений движения, в то время как нижние индексы j+1, j-1, и т.д. используются для определения точечной сосредоточенной массы, одного положения в скважине (например, 220d), одного положения вверх по стволу скважины (например, 220b) и т.д. текущей точечной сосредоточенной массы (например, 220c). Кроме того, количество точечных надбуквенных знаков для того или иного члена уравнения указывает порядок производной. Например, одноточечный надбуквенный знак (например,
Figure 00000005
) указывает первую производную члена уравнения, двухточечный надбуквенный знак (например,
Figure 00000006
) указывает вторую производную и так далее.
[23] Уравнение (1) предоставляет приведенное в качестве примера уравнение движения для j-й массы, которая, как проиллюстрировано, является массой 220с.
(1)
Figure 00000007

где:
Figure 00000008
Figure 00000008
представляет собой массу j-го участка рабочей колонны
Figure 00000009
Figure 00000009
представляет собой расстояние смещения j-го участка рабочей колонны, измеренное с номинального положения
Figure 00000010
Figure 00000010
представляет собой постоянную осевой упругости j-го участка рабочей колонны (определенную в уравнении (2))
Figure 00000011
Figure 00000011
представляет собой коэффициент осевого затухания j-го участка рабочей колонны (определенный в уравнении (3))
Figure 00000012
Figure 00000012
представляет собой сосредоточенную силу трения
Figure 00000013
Figure 00000013
представляет собой силу тяжести (определенную в уравнении (4))
Figure 00000014
Figure 00000014
представляет собой силу, вызванную разностью давлений между внутренней и внешней частью рабочей колонны
Figure 00000015
Figure 00000015
представляет собой изменение кинетической энергии
Figure 00000016
Figure 00000016
представляет собой длину j-го участка рабочей колонны
(2)
Figure 00000017

где:
Figure 00000018
Figure 00000018
представляет собой модуль упругости рабочей колонны, выступающей в качестве пружины
Figure 00000019
Figure 00000019
представляет собой нескомпенсированную область рабочей колонны, выступающей в качестве пружины
(3)
Figure 00000020

где:
Figure 00000021
Figure 00000021
представляет собой коэффициент затухания
(4)
Figure 00000022

где:
Figure 00000023
Figure 00000023
представляет собой гравитационное ускорение
Figure 00000024
Figure 00000024
представляет собой внешний радиус колонны
Figure 00000025
Figure 00000025
представляет собой внутренний радиус колонны
Figure 00000026
Figure 00000026
представляет собой плотность стали (или другого материала, из которого состоит j-й участок рабочей колонны)
Figure 00000027
Figure 00000027
представляет собой плотность бурового раствора
[24] Для системы с 3 массами, как проиллюстрировано на фиг. 2C, скорость (
Figure 00000028
) j-й массы 220c равна первой производной смещения, как определено в уравнении (5), которое производит матрицы в уравнении (6).
(5)
Figure 00000029
(6)
Figure 00000030

Figure 00000031
[25] Сила, прилагаемая системой (
Figure 00000032
) инструмента для позиционирования, может быть связана с переменными состояния и вводными значениями 212, 214, 222 по уравнению (7).
(7)
Figure 00000033
[26] Для ясности каждая из вышеупомянутых матриц сокращена, как показано в Таблице 1, которая допускает сведение уравнений (6) и (7) к уравнениям (8) и (9).
Таблица 1
Figure 00000034
Figure 00000035
C
Figure 00000036
D
Figure 00000037
U
Figure 00000038
X
Figure 00000039
(8)
Figure 00000040
(9)
Figure 00000041
[27] С учетом команды усилия на подвижную головку (
Figure 00000001
Figure 00000001
) в качестве измеренной (
Figure 00000032
Figure 00000032
), можно построить наблюдателя полного состояния в соответствии с уравнением (10).
(10)
Figure 00000042

где:
Figure 00000043
Figure 00000043
представляет собой матрицу усиления, которая выбрана так, чтобы расчетная оценка
Figure 00000044
Figure 00000044
стремилась к фактическому состоянию
Figure 00000045
Figure 00000045
в течение требуемого количества времени бурения
[28] В динамической модели 216 для повышения надежности работы модуля 204 наблюдения по отношению к шуму поверхностного датчика, шуму скважинного датчика (при условии реализации скважинных датчиков) и шуму технологической среды (или модели) могут использовать фильтр Калмана.
[29] Снова в соответствии с фиг. 2A, модуль 206 оценки профиля усилия принимает выходные данные 224 (т.е. расчетное положение (
Figure 00000003
Figure 00000003
), расчетную скорость (
Figure 00000004
Figure 00000004
) и массу (
Figure 00000008
Figure 00000008
) для каждой из точечных сосредоточенных масс 220a-220j из уравнения (1) от модуля 204 наблюдения). Модуль 206 оценки профиля усилия также получает или иным образом принимает значение распределения усилия (
Figure 00000012
Figure 00000012
) 230 подвижной головки от контроллера 202 рабочей колонны. Модуль 206 оценки профиля усилия фиксирует возмущающие силы трения и сосредоточенные силы трения, связанные с каждой глубиной, при спуске рабочей колонны в течение первого отрезка времени определенной работы по обслуживанию конкретной скважины. Затем эти данные используют для прогнозирования тренда силы трения при последующем перемещении через отметку той же глубины. Более конкретно, модуль 206 оценки профиля усилия оценивает эквивалентные силы трения (
Figure 00000046
Figure 00000046
) для каждой из точечных сосредоточенных масс 220a-220j динамической модели 216, используя распределения силы (
Figure 00000012
Figure 00000012
) 230 подвижной головки, и оценивает напряжения участков рабочей колонны, которые представлены точечными сосредоточенными массами 220a-220j (которые также называются профилем (
Figure 00000047
Figure 00000047
)) напряжения колонны, используя выходные данные 224 от модуля 204 наблюдения.
[30] Модуль 206 оценки профиля усилия предоставляет выходные данные 230, которые включают данные о профиле (
Figure 00000047
Figure 00000047
) напряжения колонны и прогнозируемую возмущающую силу трения (
Figure 00000048
Figure 00000048
), модулю 208 планирования скорости и предоставляет выходные данные 222, которые включают данные о точечных силах трения (
Figure 00000046
Figure 00000046
), модулю наблюдения, как описано выше.
[31] Модуль 208 планирования скорости принимает дискретную последовательность требуемых команд положения (
Figure 00000049
Figure 00000049
) и скорости (
Figure 00000050
Figure 00000050
) в скважине, необходимых для операций, выполняемых в стволе скважины. Команды
Figure 00000049
Figure 00000049
и
Figure 00000050
Figure 00000050
предоставляются операторами скважины или связанного компьютера или модели. Затем модуль 208 планирования скорости рассчитывает требуемые сигналы положения (
Figure 00000051
Figure 00000051
) в скважине и требуемые сигналы скорости (
Figure 00000052
Figure 00000052
) в скважине, чтобы реализовать заданные командами положения и ускорения без нарушения
Figure 00000047
Figure 00000047
безопасных уровней напряжения рабочей колонны. Рассчитанные
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
для достижения заданных командами положений являются выходными данными 232 модуля 208 планирования скорости, которые принимаются контроллером 210.
[32] Затем прогнозируемую возмущающую силу трения (
Figure 00000053
Figure 00000053
) могут необязательно использовать для сглаживания характеристики приложенной силы в скважине, чтобы избежать перегрузки рабочей колонны. Использование прогнозируемой возмущающей силы в контроллере 202 рабочей колонны в качестве сигнала 234 положительной обратной связи может уменьшить характеристику прихвата/проскальзывания, которая вызывает колебания силы в скважине и приводит к преждевременному выходу из строя. В некоторых случаях модуль 208 планирования скорости может замедлить движение рабочей колонны, если возмущение демонстрирует растущую тенденцию характеристики прихвата/проскальзывания, которую сложно контролировать или оценивать. Отфильтрованная прогнозируемая возмущающая сила добавляется в модуль 204 наблюдения с положительной обратной связью в качестве части команды 214 (
Figure 00000001
Figure 00000001
) усилия на подвижную головку контроллера 202 рабочей колонны.
[33] Контроллер 210 использует подходящий алгоритм управления (такой как алгоритм пропорционально-интегрально-дифференциального регулирования), чтобы рассчитать положение (
Figure 00000054
Figure 00000054
) на поверхности и скорость (
Figure 00000055
Figure 00000055
) на поверхности, необходимые для получения требуемых положения (
Figure 00000051
Figure 00000051
) и скорости (
Figure 00000052
Figure 00000052
) в скважине. Величины
Figure 00000054
Figure 00000054
и
Figure 00000055
Figure 00000055
представляют собой выходные данные 236 скважинного контроллера 200 положения и скорости через контроллер 210, которые принимаются контроллером 202 рабочей колонны.
[34] Контроллер 202 рабочей колонны использует различные выходные данные, полученные от скважинного контроллера 200 положения и скорости (например, выходные сигналы 236 в отношении
Figure 00000054
Figure 00000054
и
Figure 00000055
Figure 00000055
от контроллера 210 и прогнозируемую возмущающую силу трения (
Figure 00000053
Figure 00000053
) от модуля 208 планирования скорости) в качестве входных данных для управления перемещением и положением рабочей колонны с помощью набора команд положения на поверхности (
Figure 00000054
Figure 00000054
) и набора команд (
Figure 00000055
Figure 00000055
) 238 скорости на поверхности, которые передаются в инструмент для позиционирования, управляющий движением и силой на поверхности (например, спаренной системы подъема).
[35] На фиг. 2A-2C и в соответствующем описании приведены примеры способа, вычислительной структуры и алгоритмов для выполнения вариантов реализации данного изобретения. В некоторых случаях могут использоваться другие алгоритмы или вычислительные структуры, которые учитывают компенсацию усилия при определении выходные данных 236 о положении (
Figure 00000056
Figure 00000056
) и скорости (
Figure 00000057
Figure 00000057
) на поверхности скважинного контроллера 200 положения и скорости.
[36] Следует признать, что различные варианты реализации изобретения в данном документе, относящиеся к системам управления, компьютерному управлению и анализу, включая различные блоки, модули, элементы, компоненты, способы и алгоритмы, могут быть реализованы с помощью компьютерного аппаратного обеспечения, программного обеспечения, их комбинаций и тому подобного. Чтобы проиллюстрировать эту взаимозаменяемость аппаратного и программного обеспечения, различные приведенные в качестве примера блоки, модули, элементы, компоненты, способы и алгоритмы описаны в целом с точки зрения их функциональных возможностей. То, будут ли такие функциональные возможности реализованы в виде аппаратного или программного обеспечения, будет зависеть от конкретного применения и любых наложенных конструктивных ограничений. По меньшей мере по этой причине следует признать, что специалист в данной области техники может реализовать описанные функциональные возможности различными способами в случае конкретного применения. Кроме того, различные компоненты и блоки, например, могут быть расположены в другом порядке или разделены по-разному без отклонения от объема четко описанных вариантов реализации изобретения.
[37] Компьютерное аппаратное обеспечение, используемое для реализации различных приведенных в качестве примера блоков, модулей, элементов, компонентов, способов и алгоритмов, описанных в данном документе, может содержать процессор, выполненный с возможностью выполнения одной или более последовательностей команд, позиций программирования или кода, хранимого на энергонезависимом машиночитаемом носителе данных. Процессор может быть, например, микропроцессором общего назначения, микроконтроллером, процессором для цифровой обработки сигналов, специализированной интегральной схемой, программируемой пользователем вентильной матрицей, программируемым логическим устройством, контроллером, машиной состояний, стробированной логикой, дискретными аппаратными компонентами, искусственной нейронной сетью или любым подобным подходящим объектом, который может выполнять расчеты или другие манипуляции с данными. В некоторых вариантах реализации изобретения компьютерное аппаратное обеспечение может дополнительно содержать такие элементы, как, например, память (например, оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), программируемое постоянное запоминающее устройство (ППЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ)), регистры, жесткие диски, съемные диски, CD-ROM, DVD или любые другие подобные устройства хранения информации или носители.
[38] Выполняемые последовательности, описанные в данном документе, могут быть реализованы с одной или более последовательностями кода, содержащимися в памяти. В некоторых вариантах реализации изобретения такой код может считываться в память с другого машиночитаемого носителя. Выполнение последовательностей команд, содержащихся в памяти, может предписать процессору выполнение этапов процесса, описанных в данном документе. Один или более процессоров в многопроцессорной схеме также могут использоваться для выполнения последовательностей команд в памяти. Кроме того, аппаратные схемы могут использоваться вместо программных команд или в сочетании с ними для реализации различных вариантов реализации изобретения, описанных в данном документе. Таким образом, настоящие варианты реализации изобретения не ограничены какой-либо конкретной комбинацией аппаратного и/или программного обеспечения.
[39] Используемый в данном документе термин «машиночитаемый носитель» относится к любому носителю, который прямо или косвенно предоставляет процессору команды для выполнения. Машиночитаемый носитель может принимать различные формы, включая, например, энергонезависимый носитель, энергозависимый носитель и средство передачи данных. Энергонезависимые носители могут включать в себя, например, оптические и магнитные диски. Энергозависимые носители могут включать в себя, например, динамическую память. Средство передачи данных может включать в себя, например, коаксиальные кабели, провода, волоконную оптику и провода, которые образуют шину. Обычные формы машиночитаемых носителей могут включать в себя, например, гибкие магнитные диски, гибкие диски, жесткие диски, магнитные ленты, другие подобные магнитные носители, CD-ROM, DVD, другие подобные оптические носители, перфокарты, бумажные ленты и подобные физические носители со структурированными отверстиями, ОЗУ, ПЗУ, ППЗУ, ЭППЗУ и флэш-ЭППЗУ.
[40] Варианты реализации изобретения, описанные в данном документе, включают Вариант реализации изобретения A, Вариант реализации изобретения B, Вариант реализации изобретения C, Вариант реализации изобретения D и Вариант реализации изобретения E.
[41] Вариант реализации изобретения A представляет собой способ, включающий: транспортировку рабочей колонны вдоль ствола скважины, проникающего в подземный пласт, с использованием инструмента для позиционирования, который управляет движением и усилием рабочей колонны на поверхности, причем инструмент для позиционирования соединен с контроллером; измерение характеристики поверхностного состояния, выбранной из группы, состоящей из состояния рабочей колонны, давления в стволе скважины, температуры в стволе скважины и любой их комбинации; моделирование буровой колонны скважин с помощью динамической модели посредством контроллера с использованием характеристики поверхностного состояния и геометрии ствола скважины в качестве входных данных динамической модели; расчет требуемого положения (
Figure 00000051
Figure 00000051
) в скважине и требуемой скорости (
Figure 00000052
Figure 00000052
) в скважине на основании динамической модели; и транспортировку рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования в местоположение и скоростью на поверхности на основании
Figure 00000058
Figure 00000058
и
Figure 00000052
Figure 00000052
. Необязательно, Вариант реализации изобретения A может дополнительно содержать одно или более из следующего: Элемент 1: отличающийся тем, что инструмент для позиционирования представляет собой спаренную систему подъема; Элемент 2: отличающийся тем, что состояние рабочей колонны выбирается из группы, состоящей из деформации рабочей колонны, крутящего момента, приложенного к рабочей колонне, скорости вращения рабочей колонны, ускорения движения рабочей колонны, перемещаемой в ствол скважины, скорости движения рабочей колонны, перемещаемой в ствол скважины, положения рабочей колонны, усилия, прикладываемого для перемещения рабочей колонны вдоль ствола скважины, и любой их комбинации; Элемент 3: способ, дополнительно включающий: измерение состояния в скважине с помощью скважинного датчика, расположенного в стволе скважины, при этом входные данные для динамической модели дополнительно включают состояние в скважине; Элемент 4: отличающийся тем, что моделирование колонны скважинных труб с помощью динамической модели включает оценку колонны скважинных труб в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс; Элемент 5: отличающийся тем, что контроллер включает скважинный контроллер положения и скорости и контроллер рабочей колонны, причем способ дополнительно включает: расчет команды (
Figure 00000001
Figure 00000001
) усилия на подвижную головку инструмента для позиционирования с помощью контроллера рабочей колонны; при этом расчет
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
также основан на
Figure 00000001
Figure 00000001
и выполняется скважинным контроллером положения и скорости; расчет набора команд (
Figure 00000054
Figure 00000054
) позиционирования на поверхности и набора команд (
Figure 00000055
Figure 00000055
) скорости на поверхности на основании
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
с помощью контроллера рабочей колонны; и при этом транспортировка рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования осуществляется в соответствии с
Figure 00000054
Figure 00000054
и
Figure 00000055
Figure 00000055
; Элемент 6: Элемент 5 и отличающийся тем, что скважинный контроллер положения и скорости содержит модуль наблюдения, модуль оценки профиля усилия, модуль планирования скорости и контроллер, и при этом расчет требуемого положения и скорости рабочей колонны в скважине, выполняемое скважинным контроллером положения и скорости, включает: расчет текущего расчетного положения (
Figure 00000003
Figure 00000003
) и расчетной скорости (
Figure 00000004
Figure 00000004
) с помощью модуля наблюдения на основании набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс, состояния на поверхности и команды усилия на подвижную головку; расчет профиля (
Figure 00000047
Figure 00000047
) напряжения колонны и прогнозируемой силы трения (
Figure 00000048
Figure 00000048
) для рабочей колонны с помощью модуля оценки профиля усилия на основании
Figure 00000003
Figure 00000003
и
Figure 00000004
Figure 00000004
; расчет
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
для рабочей колонны с помощью модуля планирования скорости на основании
Figure 00000047
Figure 00000047
и
Figure 00000048
Figure 00000048
; расчет положения (
Figure 00000054
Figure 00000054
) на поверхности и скорости (
Figure 00000055
Figure 00000055
) на поверхности рабочей колонны с помощью контроллера для получения
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
; преобразование
Figure 00000054
Figure 00000054
и
Figure 00000055
Figure 00000055
в набор команд (
Figure 00000054
Figure 00000054
) положения на поверхности и набор команд (
Figure 00000055
Figure 00000055
) скорости на поверхности; Элемент 7: отличающийся тем, что моделирование колонны скважинных труб включает моделирование движения j-го участка колонны скважинных труб в соответствии с уравнением (1); а также Элемент 8: отличающийся тем, что динамическая модель использует фильтр Калмана. Приведенные в качестве примера комбинации могут включать, но не ограничиваются ими, два или более Элементов 1-4 в сочетании; один или более Элементов 1-4 в сочетании с Элементом 5 и, необязательно, с Элементом 6; один или более Элементов 1-4 в сочетании с Элементом 7; один или более Элементов 1-4 в сочетании с Элементом 8; Элемент 8 в сочетании с Элементом 5 и, необязательно, с Элементом 6; Элемент 8 в сочетании с Элементом 7; а также два или более Элементов 5-8 в сочетании.
[42] Вариант реализации изобретения B представляет собой систему скважин, содержащую: рабочую колонну, проходящую в ствол скважины, проникающий в подземный пласт; инструмент для позиционирования, соединенный с рабочей колонной в местоположении на поверхности скважинной системы; поверхностный датчик, который измеряет характеристику поверхностного состояния, выбранную из группы, состоящей из состояния рабочей колонны, давления в стволе скважины, температуры в стволе скважины и любой их комбинации; контроллер, соединенный с возможностью связи с инструментом для позиционирования и поверхностным датчиком, при этом контроллер содержит энергонезависимый материальный машиночитаемый носитель данных, содержащий программу команд, которые предписывают компьютерной системе запуск программы команд для: осуществления Варианта реализации изобретения A необязательно с одним или более Элементами 1-8.
[43] Вариант реализации изобретения C представляет собой энергонезависимый материальный машиночитаемый носитель данных, содержащий программу команд, которая предписывает компьютерной системе запуск программы команд для: осуществления Варианта реализации изобретения A необязательно с одним или более Элементами 1-8.
[44] Вариант реализации изобретения D представляет собой скважинную систему, содержащую: рабочую колонну, проходящую в скважину, проникающую в подземный пласт; инструмент для позиционирования, соединенный с рабочей колонной в местоположении скважинной системы на поверхности; поверхностный датчик, который измеряет характеристику поверхностного состояния, выбранную из группы, состоящей из: состояния рабочей колонны, давления в стволе скважины, температуры в стволе скважины и любой их комбинации; контроллер, соединенный с возможностью связи с инструментом для позиционирования и поверхностным датчиком, при этом контроллер содержит энергонезависимый материальный машиночитаемый носитель данных, содержащий программу команд, которые предписывают компьютерной системе запуск программы команд для: моделирования колонны скважинных труб с помощью динамической модели посредством контроллера с использованием состояния на поверхности и геометрии ствола скважины в качестве входных данных динамической модели; расчета требуемого положения (
Figure 00000051
Figure 00000051
) в скважине и требуемой скорости (
Figure 00000052
Figure 00000052
) в скважине на основании динамической модели; и перевода рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования в положение и скорость на поверхности на основании
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
.
[45] Вариант реализации изобретения E является энергонезависимым материальным машиночитаемым носителем данных, содержащим программу команд, которые предписывают компьютерной системе запуск программы команд для: моделирования колонны скважинных труб с помощью динамической модели посредством контроллера с использованием состояния на поверхности и геометрии ствола скважины в качестве входных данных динамической модели; расчета требуемого положения (
Figure 00000051
Figure 00000051
) в скважине и требуемой скорости (
Figure 00000052
Figure 00000052
) в скважине на основании динамической модели; и перевода рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования в положение и со скоростью на поверхности на основании
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
.
[46] Варианты реализации изобретения D и E могут необязательно содержать одно или более из следующего: Элемент 9: отличающийся тем, что инструмент позиционирования представляет собой спаренную систему подъема; Элемент 10: отличающийся тем, что состояние рабочей колонны выбрано из группы, состоящей из: деформации рабочей колонны, крутящего момента, приложенного к рабочей колонне, скорости вращения рабочей колонны, ускорения движения рабочей колонны, перемещаемой в ствол скважины, скорости рабочей колонны, перемещаемой в ствол скважины, положения рабочей колонны, усилия, прикладываемого для перемещения рабочей колонны вдоль ствола скважины, и любой их комбинации; Элемент 11: отличающийся тем, что контроллер содержит: скважинный контроллер положения и скорости и контроллер рабочей колонны, а также программу команд, которые дополнительно предписывают компьютерной системе запуск программы команд для: расчета команды (
Figure 00000001
Figure 00000001
) усилия на подвижную головку инструмента для позиционирования с помощью контроллера рабочей колонны; при этом команда для расчета
Figure 00000059
Figure 00000059
и
Figure 00000052
Figure 00000052
также основана на
Figure 00000001
Figure 00000001
и выполняется скважинным контроллером положения и скорости; расчета набора команд (
Figure 00000054
Figure 00000054
) позиционирования на поверхности и набора команд (
Figure 00000055
Figure 00000055
) скорости на поверхности на основании
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
с помощью контроллера рабочей колонны; и команда для переноса рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования дается в соответствии с
Figure 00000054
Figure 00000054
и
Figure 00000055
Figure 00000055
; Элемент 12: Элемент 11 и отличающийся тем, что скважинный контроллер положения и скорости содержит модуль наблюдения, модуль оценки профиля усилия, модуль планирования скорости и контроллер, и при этом команда для расчета требуемого положения и скорости рабочей колонны в скважине, выполняемого скважинным контроллером положения и скорости, включает: расчет текущего расчетного положения (
Figure 00000003
Figure 00000003
) и расчетной скорости (
Figure 00000004
Figure 00000004
) с помощью модуля наблюдения на основании набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс, поверхностных условий и команды усилия на подвижную головку; расчет профиля (
Figure 00000047
Figure 00000047
) напряжения колонны и прогнозируемой силы трения (
Figure 00000048
Figure 00000048
) при возмущении для рабочей колонны с помощью модуля оценки профиля усилия на основании
Figure 00000003
Figure 00000003
и
Figure 00000004
Figure 00000004
; расчет
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
для рабочей колонны с помощью модуля планирования скорости на основании
Figure 00000047
Figure 00000047
и
Figure 00000048
Figure 00000048
; расчет положения (
Figure 00000054
Figure 00000054
) на поверхности и скорости (
Figure 00000055
Figure 00000055
) движения рабочей колонны на поверхности с помощью контроллера для получения
Figure 00000051
Figure 00000051
и
Figure 00000052
Figure 00000052
; и преобразование
Figure 00000054
Figure 00000054
и
Figure 00000060
Figure 00000060
в набор команд (
Figure 00000054
Figure 00000054
) позиционирования на поверхности и набор команд (
Figure 00000055
Figure 00000055
) скорости на поверхности; Элемент 13: отличающийся тем, что команда для моделирования колонны скважинных труб с помощью динамической модели в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс, учитывающего скважинные усилия, содержит команды для моделирования движения j-го участка колонны скважинных труб в соответствии с уравнением (1); а также Элемент 14: отличающийся тем, что команда для динамического моделирования колонны скважинных труб в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс, учитывающего скважинные усилия, использует фильтр Калмана. Приведенные в качестве примера комбинации могут включать, но не ограничиваются ими, Элементы 9 и 10 в сочетании; один или оба Элемента 9 и 10 в сочетании с Элементом 11 и, необязательно, с Элементом 12; один или оба Элемента 9 и 10 в сочетании с Элементом 13; один или оба Элемента 9 и 10 в сочетании с Элементом 14; а также два или более Элементов 11-14 в сочетании.
[47] Если не указано иное, все числа, отображающие количества ингредиентов, свойства, такие как молекулярный вес, условия реакции и так далее, используемые в данном описании и связанной формуле изобретения, следует понимать как модифицированные во всех случаях термином «около». Соответственно, если не указано иное, числовые параметры, изложенные в нижеследующем описании и прилагаемой формуле изобретения, являются аппроксимациями, которые могут варьироваться в зависимости от требуемых свойств, которые должны быть получены с помощью вариантов реализации по данному изобретению. По меньшей мере и не в качестве попытки ограничить применение доктрины эквивалентов к объему формулы изобретения, каждый числовой параметр должен по меньшей мере толковаться в контексте количества приведенных значимых цифр и с использованием обычных методов округления.
[48] В данном документе представлены один или более приведенных в качестве примера вариантов реализации изобретения, включающих варианты реализации изобретения, раскрытые в данном документе. С целью ясности изложения в данной заявке описаны и проиллюстрированы не все отличительные признаки физической реализации. Понятно, что при разработке физического варианта реализации изобретения, включающего варианты реализации данного изобретения, для достижения целей разработчика, таких как соответствие связанным с системой, связанным с бизнесом, связанным с правительством и другим ограничениям, которые изменяются в соответствии с осуществлением и время от времени, должны быть приняты многочисленные специальные решения в отношении осуществления. Несмотря на то, что работы разработчика могут быть трудоемкими, такие работы, тем не менее, будут обычной задачей для специалистов в данной области техники, которые будут извлекать пользу из данного раскрытия изобретения.
[49] Несмотря на то, что композиции и способы описаны в данном документе в контексте «включения» различных компонентов или этапов, композиции и способы кроме того могут «состоять главным образом из» или «состоять из» различных компонентов и этапов.
[50] Таким образом, данное изобретение хорошо подходит для достижения указанных, а также присущих ему целей и преимуществ. Конкретные варианты реализации изобретения, описанные выше, являются только иллюстративными, так как данное изобретение может быть модифицировано и реализовано различными, но эквивалентными способами, очевидными специалисту в данной области техники благодаря идеям, изложенным в данном документе. Кроме того, не предусматривается никаких ограничений для элементов конструкции или конструкции, показанных в данном документе, кроме как описано ниже в формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения, описанные выше, могут быть изменены, комбинированы или модифицированы, и считается, что все такие вариации находятся в рамках объема и сущности данного изобретения. Изобретение, иллюстративно описанное в данном документе, может соответствующим образом применяться на практике при отсутствии любого элемента, который конкретно не описан в данном документе, и/или любого необязательного элемента, описанного в данном документе. Хотя композиции и способы описаны в терминах «содержащие», «состоящие» или «включающие» различные компоненты или этапы, композиции и способы также могут «состоять, по существу, из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Все числа и диапазоны, раскрытые выше, могут изменяться на некоторую величину. Всякий раз, когда раскрывается числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон, попадающий в пределы диапазона, раскрывается конкретно. В частности, каждый диапазон значений (в виде “от около а до около b", или, равносильно, "от приблизительно а до приблизительно b", или, равносильно, "от приблизительно a-b"), раскрытый в данном документе, следует описывать как определяющий каждое число и диапазон, включенные в более широкий диапазон значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свое простое, обычное значение, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Более того, применяемая в формуле изобретения форма единственного числа предполагает наличие одного или более выражаемых в ней элементов.

Claims (58)

1. Способ позиционирования рабочей колонны в скважине, включающий:
транспортировку рабочей колонны вдоль ствола скважины, проникающего в подземный пласт, с использованием инструмента для позиционирования, который управляет движением и усилием рабочей колонны на поверхности, причем инструмент для позиционирования соединен с контроллером;
измерение поверхностного состояния, выбранного из группы, состоящей из состояния рабочей колонны, давления в стволе скважины, температуры в стволе скважины и любой их комбинации;
моделирование скважинной колонны с помощью динамической модели посредством контроллера с использованием поверхностных условий и геометрии ствола скважины в качестве входных данных динамической модели;
расчет команды
Figure 00000061
усилия на подвижную головку инструмента для позиционирования;
расчет требуемого положения
Figure 00000062
в скважине и требуемой скорости
Figure 00000063
в скважине на основании динамической модели и команды
Figure 00000064
;
и транспортировку рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования с использованием положения на поверхности и скорости на поверхности, основанных на
Figure 00000065
и
Figure 00000066
.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что инструмент для позиционирования представляет собой спаренную систему подъема, и при этом состояние рабочей колонны выбирают из группы, состоящей из: деформации рабочей колонны, крутящего момента, приложенного к рабочей колонне, скорости вращения рабочей колонны, ускорения рабочей колонны, перемещаемой в ствол скважины, скорости движения рабочей колонны, перемещаемой в ствол скважины, положения рабочей колонны, усилия, приложенного для перемещения рабочей колонны вдоль ствола скважины, и любой их комбинации.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий измерение скважинного состояния с помощью скважинного датчика, расположенного в стволе скважины, при этом входные данные для динамической модели дополнительно включают указанное скважинное состояние, при этом моделирование колонны скважинных труб с помощью динамической модели включает оценку колонны скважинных труб в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что контроллер включает скважинный контроллер положения и скорости и контроллер рабочей колонны, причем способ дополнительно включает расчет набора команд
Figure 00000067
положения на поверхности и набора команд
Figure 00000068
скорости на поверхности на основании
Figure 00000069
и
Figure 00000070
с помощью контроллера рабочей колонны, и при этом транспортировка рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования осуществляется в соответствии с
Figure 00000071
и
Figure 00000072
, при этом скважинный контроллер положения и скорости содержит модуль наблюдения, модуль оценки профиля усилия, модуль планирования скорости и контроллер, при этом расчет требуемого положения и скорости движения рабочей колонны в скважине, выполняемый скважинным контроллером положения и скорости, включает:
расчет текущего расчетного положения
Figure 00000073
и расчетной скорости
Figure 00000074
с помощью модуля наблюдения на основании набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс, условия на поверхности и команды усилия на подвижную головку;
расчет профиля ([σj]) напряжения колонны и прогнозированной силы трения
Figure 00000075
при возмущении для рабочей колонны с помощью модуля оценки профиля усилия на основании
Figure 00000076
расчет
Figure 00000077
и
Figure 00000078
для рабочей колонны с помощью модуля планирования скорости на основании [σj] и
Figure 00000079
;
расчет положения
Figure 00000080
на поверхности и скорости
Figure 00000081
движения рабочей колонны на поверхности с помощью контроллера для получения
Figure 00000082
преобразование
Figure 00000083
в набор команд
Figure 00000084
положения на поверхности и набор команд
Figure 00000085
скорости на поверхности.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что моделирование колонны скважинных труб включает моделирование движения j-го участка колонны скважинных труб в соответствии с уравнением (1)
Figure 00000086
где mj представляет собой массу j-го участка рабочей колонны;
xj представляет собой расстояние смещения j-го участка рабочей колонны, измеренное с номинального положения;
kj представляет собой постоянную осевой упругости j-го участка рабочей колонны;
bj представляет собой коэффициент осевого затухания j-го участка рабочей колонны;
Figure 00000087
представляет собой сосредоточенную силу трения;
Fg представляет собой силу тяжести;
FP представляет собой силу, вызванную разностью давлений между внутренней и внешней частью рабочей колонны;
ΔTj представляет собой изменение кинетической энергии;
Figure 00000088
представляет собой длину j-го участка рабочей колонны, при этом динамическая модель использует фильтр Кальмана.
6. Скважинная система, содержащая:
рабочую колонну, проходящую в ствол скважины, проникающий в подземный пласт;
инструмент для позиционирования, соединенный с рабочей колонной в поверхностном местоположении скважинной системы;
поверхностный датчик, который измеряет поверхностное состояние, выбранное из группы, состоящей из: состояния рабочей колонны, давления в стволе скважины, температуры в стволе скважины и любой их комбинации;
контроллер, соединенный с возможностью связи с инструментом для позиционирования и поверхностным датчиком, при этом контроллер содержит энергонезависимый материальный машиночитаемый носитель данных, содержащий программу команд, которые предписывают компьютерной системе запуск программы команд для:
моделирования колонны скважинных труб с помощью динамической модели посредством контроллера с использованием поверхностного состояния и геометрии ствола скважины в качестве входных данных динамической модели;
расчета команды
Figure 00000089
усилия на подвижную головку инструмента для позиционирования;
расчета требуемого положения
Figure 00000090
в скважине и требуемой скорости
Figure 00000091
в скважине на основании динамической модели и команды
Figure 00000092
;
и перевода рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования с использованием положения на поверхности и скорости на поверхности, основанных на
Figure 00000093
и
Figure 00000094
.
7. Скважинная система по п. 6, отличающаяся тем, что инструмент для позиционирования представляет собой спаренную систему подъема и при этом состояние рабочей колонны выбирается из группы, состоящей из: деформации рабочей колонны, крутящего момента, приложенного к рабочей колонне, скорости вращения рабочей колонны, ускорения рабочей колонны, перемещаемой в ствол скважины, скорости движения рабочей колонны, перемещаемой в ствол скважины, положения рабочей колонны, усилия, приложенного для перемещения рабочей колонны вдоль ствола скважины, и любой их комбинации.
8. Скважинная система по п. 7, отличающаяся тем, что контроллер содержит скважинный контроллер положения и скорости и контроллер рабочей колонны и программу команд, которые дополнительно предписывают компьютерной системе запуск программы команд для расчета набора команд
Figure 00000095
положения на поверхности и набора команд
Figure 00000096
скорости на поверхности на основании
Figure 00000097
и
Figure 00000098
с помощью контроллера рабочей колонны, и при этом команда для транспортировки рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования соответствует
Figure 00000099
и
Figure 00000100
, и при этом скважинный контроллер положения и скорости содержит модуль наблюдения, модуль оценки профиля усилия, модуль планирования скорости и контроллер, при этом команда для расчета требуемого положения и скорости движения рабочей колонны в скважине, выполняемого скважинным контроллером положения и скорости, включает:
расчет текущего расчетного положения
Figure 00000101
и расчетной скорости
Figure 00000102
с помощью модуля наблюдения на основании набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс, условия на поверхности и команды усилия на подвижную головку;
расчет профиля ([σj]) напряжения колонны и прогнозированной силы трения
Figure 00000103
при возмущении для рабочей колонны с помощью модуля оценки профиля усилия на основании
Figure 00000104
и
Figure 00000105
;
расчет
Figure 00000106
и
Figure 00000107
для рабочей колонны с помощью модуля планирования скорости на основании [σj] и
Figure 00000108
;
расчет положения
Figure 00000109
на поверхности и скорости
Figure 00000110
движения рабочей колонны на поверхности с помощью контроллера для получения
Figure 00000111
и
Figure 00000112
и
преобразование
Figure 00000113
и
Figure 00000114
в набор команд
Figure 00000115
положения на поверхности и набор команд
Figure 00000116
скорости на поверхности.
9. Скважинная система по п. 7, отличающаяся тем, что команда для моделирования колонны скважинных труб с помощью динамической модели в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс, учитывающего скважинные силы, содержит команды для моделирования движения j-го участка колонны скважины в соответствии с уравнением (1)
Figure 00000117
где mj представляет собой массу j-го участка рабочей колонны;
xj представляет собой расстояние смещения j-го участка рабочей колонны, измеренное с номинального положения;
kj представляет собой постоянную осевой упругости j-го участка рабочей колонны;
bj представляет собой коэффициент осевого затухания j-го участка рабочей колонны;
Figure 00000118
представляет собой сосредоточенную силу трения;
Fg представляет собой силу тяжести;
FP представляет собой силу, вызванную разностью давлений между внутренней и внешней частью рабочей колонны;
ΔTj представляет собой изменение кинетической энергии;
Figure 00000119
представляет собой длину j-го участка рабочей колонны, при этом команда для динамического моделирования колонны скважинных труб в виде набора взаимосвязанных точечных сосредоточенных масс, учитывающего скважинные усилия, использует фильтр Калмана.
10. Энергонезависимый материальный машиночитаемый носитель данных, содержащий программу команд, которая предписывает компьютерной системе запуск программы команд для:
моделирования колонны скважинных труб с помощью динамической модели посредством контроллера с использованием поверхностного состояния и геометрии ствола скважины в качестве входных данных динамической модели;
расчета команды
Figure 00000120
усилия на подвижную головку инструмента для позиционирования;
расчета требуемого положения
Figure 00000121
в скважине и требуемой скорости
Figure 00000122
в скважине на основании динамической модели и команды
Figure 00000123
;
транспортирования рабочей колонны с помощью инструмента для позиционирования с использованием положения на поверхности и скорости на поверхности, основанных на
Figure 00000124
и
Figure 00000125
.
RU2019103398A 2016-09-22 2016-09-22 Скважинная система позиционирования с использованием компенсации усилий RU2728141C1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2016/053019 WO2018056975A1 (en) 2016-09-22 2016-09-22 Downhole positioning control system with force compensation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2728141C1 true RU2728141C1 (ru) 2020-07-28

Family

ID=61691081

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019103398A RU2728141C1 (ru) 2016-09-22 2016-09-22 Скважинная система позиционирования с использованием компенсации усилий

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10883340B2 (ru)
NO (1) NO20190094A1 (ru)
RU (1) RU2728141C1 (ru)
WO (1) WO2018056975A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108625781B (zh) * 2018-05-21 2020-03-17 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 一种用于连续管侧钻水平井的刚性钻具的应用方法
US11525351B2 (en) * 2019-04-11 2022-12-13 Walter Phillips Wellbore friction measurement, method and apparatus
US10655405B1 (en) * 2019-08-15 2020-05-19 Sun Energy Services, Llc Method and apparatus for optimizing a well drilling operation
GB202002753D0 (en) * 2020-02-27 2020-04-15 Norwegian Univ Of Science And Technology Determination of drillstring parameters and associated control
CN111521178B (zh) * 2020-04-28 2021-01-15 中国人民解放军国防科技大学 基于管长约束的钻探用定位定向仪孔内定位方法
US11952881B2 (en) * 2021-12-15 2024-04-09 Noralis Limited Method for drilling with projections based on adjusted Kalman Filters
CN115574815B (zh) * 2022-11-18 2023-05-23 西安玉衡导航科技有限公司 一种非可视环境导航系统、方法、计算机设备及存储介质

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1675546A1 (ru) * 1989-05-24 1991-09-07 М.Г.Эскин Способ управлени режимами бурени
US20110015862A1 (en) * 2009-07-15 2011-01-20 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for wellbore survey using inertial sensors
US20120123757A1 (en) * 2009-08-07 2012-05-17 Mehmet Deniz Ertas Methods to Estimate Downhole Drilling Vibration Indices From Surface Measurement
US20120179428A1 (en) * 2009-01-16 2012-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for completion optimization
US20150105912A1 (en) * 2012-07-12 2015-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods of drilling control
WO2015084405A1 (en) * 2013-12-06 2015-06-11 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling wellbore drilling systems

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7819183B2 (en) 2008-06-16 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Work string controller
US9428961B2 (en) * 2014-06-25 2016-08-30 Motive Drilling Technologies, Inc. Surface steerable drilling system for use with rotary steerable system
US10746013B2 (en) * 2015-05-29 2020-08-18 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole test signals for identification of operational drilling parameters

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1675546A1 (ru) * 1989-05-24 1991-09-07 М.Г.Эскин Способ управлени режимами бурени
US20120179428A1 (en) * 2009-01-16 2012-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for completion optimization
US20110015862A1 (en) * 2009-07-15 2011-01-20 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for wellbore survey using inertial sensors
US20120123757A1 (en) * 2009-08-07 2012-05-17 Mehmet Deniz Ertas Methods to Estimate Downhole Drilling Vibration Indices From Surface Measurement
US20150105912A1 (en) * 2012-07-12 2015-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods of drilling control
WO2015084405A1 (en) * 2013-12-06 2015-06-11 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling wellbore drilling systems

Also Published As

Publication number Publication date
WO2018056975A1 (en) 2018-03-29
US10883340B2 (en) 2021-01-05
US20190257176A1 (en) 2019-08-22
NO20190094A1 (en) 2019-01-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2728141C1 (ru) Скважинная система позиционирования с использованием компенсации усилий
AU2013403373B2 (en) Drilling automation using stochastic optimal control
EP2798150B1 (en) Systems and methods for automatic weight on bit sensor calibration and regulating buckling of a drillstring
US10138722B2 (en) Well protection systems and methods
AU2013400712B2 (en) Estimation and calibration of downhole buckling conditions
US9822629B2 (en) Behind pipe evaluation of cut and pull tension prediction in well abandonment and intervention operations
CN110291269B (zh) 钻出和操作s形状的井
RU2638072C2 (ru) Устранение скачкообразных колебаний бурового снаряда
US20230151725A1 (en) Determination of Drillstring Parameters and Associated Control
US11111770B2 (en) Automated steering using operating constraints
Frafjord Friction Factor Model and Interpretation of Real Time Data
Ogundare et al. Tubular lockup prediction in deviated wells using markov chains
Kerunwa et al. Investigation of the viscous fluid effect on torque and drag modeling in highly deviated wells
WO2024035758A1 (en) Methods for real-time optimization of coiled tubing cleanout operations using downhole pressure sensors