[go: up one dir, main page]

CN104040111B - 减轻钻孔设备中的粘滑振荡的方法、装置和电子控制器 - Google Patents

减轻钻孔设备中的粘滑振荡的方法、装置和电子控制器 Download PDF

Info

Publication number
CN104040111B
CN104040111B CN201280064468.6A CN201280064468A CN104040111B CN 104040111 B CN104040111 B CN 104040111B CN 201280064468 A CN201280064468 A CN 201280064468A CN 104040111 B CN104040111 B CN 104040111B
Authority
CN
China
Prior art keywords
drilling
speed
bottom hole
hole assembly
drive system
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
CN201280064468.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104040111A (zh
Inventor
安德烈·威尔特曼
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Electroproject BV
Original Assignee
Engie Electroproject BV
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 Engie Electroproject BV filed Critical Engie Electroproject BV
Publication of CN104040111A publication Critical patent/CN104040111A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104040111B publication Critical patent/CN104040111B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • 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
    • G05B13/04—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
    • G05D19/00—Control of mechanical oscillations, e.g. of amplitude, of frequency, of phase
    • G05D19/02—Control of mechanical oscillations, e.g. of amplitude, of frequency, of phase characterised by the use of electric means

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Medical Informatics (AREA)
  • Evolutionary Computation (AREA)
  • Artificial Intelligence (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
  • Apparatuses For Generation Of Mechanical Vibrations (AREA)
  • Catching Or Destruction (AREA)

Abstract

为了当在地球岩层中钻探钻孔时减轻钻孔设备(10)中的粘滑振荡，通过用于计算机仿真的计算模型对钻孔设备(10)进行建模(31)。所述模型包括对钻孔设备(10)的具体机械和物理行为加以表示的元素。在钻孔设备(10)的仿真粘滞模式下，将物理量加载到元素上，所述物理量表示在从粘滞模式转变至滑动模式之前钻孔设备(10)的初始状态。根据这种转变的仿真，记录钻孔设备(10)驱动系统(15)和底孔组件(11)的旋转速度的时间响应，并且确定底孔组件(11)的旋转驱动速度为零的驱动系统(15)的旋转速度的下限。

Description

减轻钻孔设备中的粘滑振荡的方法、装置和电子控制器
技术领域
本发明通常涉及用于在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备。更具体地，本发明涉及在钻孔的同时减轻这种钻孔设备中的粘滑振荡的方法、装置和电子控制器以及配备有并且根据这种方法、装置和电子控制器的钻孔设备。
背景技术
术语钻孔通常是指垂直地、水平地和/或使用钻孔索(drill string)偏斜地对地钻孔操作的结果，所述钻孔索包括在其下部端部处的钻头(drill bit)。在钻孔索的上部端部或顶部端部处，通过驱动系统在地面处驱动钻孔索，称作顶部驱动或者轮盘(rotarytable)。通过电动机或者任意其他类型的驱动电动机来驱动顶部驱动或者轮盘，向钻孔中的钻头提供旋转运动。
典型地，钻孔索是多个彼此螺纹连接的管状物或导管的狭长结构，并且可以具有几百米或几千米的长度。
钻孔索的下部部分称作底孔组件BHA，并且包括较重的厚壁导管，称作钻环(drillcollar)，钻头置于钻环处。
钻孔索是中空的，因此钻探泥浆可以向下泵浦到底孔组件并且通过钻头中喷嘴，以用于润滑目的。钻探泥浆循环回到环形套筒(annulus)，即钻孔索的外周界和钻孔壁之间的空间，用于将钻屑(cuttings)从钻头传输到地面。
可以针对许多不同目的来钻探钻孔，包括抽取水或其他液体(例如油)或者气体(例如天然气)，例如作为地球技术调查、环境场地评估、矿产勘查、温度测量的一部分，或者作为安装码头或地下管线的引导孔(pilot hole)。
底孔组件沿扭力方向是刚性的，因为它相对较短并且厚壁，并且在 使用中经历由于压缩力导致的横向偏转。钻孔索由于其较长的长度和相对较小的壁厚而是非常柔软的结构，使得在钻探期间，在钻孔设备中，具体地在钻孔索中引起各种振动。在旋转钻孔索和底孔组件的情况下，可以引起扭力、轴向以及纵向或横向振动。
轴向振动可以引起钻头弹起，这可能损坏钻冠(bit cutter)和轴承。横向振动非常有破坏性，并且当底孔组件撞击钻孔的壁时产生较大的震动。横向振动可以驱动系统相反的回旋，产生高频率大数量弯矩(bending moment)波动，导致了部件的高速率和连接疲劳。组件中的不平衡可以引起钻孔索的离心感应弯曲，这可能产生正向回旋并且导致部件的单侧磨损。其中，扭力振动导致了钻孔索沿着钻孔的粘滑运动或振动。
粘滑是由钻头和/或接触地球岩层或钻孔内壁的钻孔索的表面之间的摩擦力引起的现象。所述表面替代地可以在摩擦力的相应变化下彼此粘滞或者彼此滑动。在极端情况下，摩擦可能变得太大，使得钻头(即底孔组件)临时变成完全停顿，称作粘滞模式。在粘滞模式期间，驱动系统继续旋转驱动速度或运动卷起钻孔索。如果在钻孔索中增加的扭矩大到足以克服摩擦力，底孔组件开始再次旋转，称作滑动模式。然而，这可能引起钻头的突然跳跃或者钻孔移动的角加速度的步进式增加，并且可能导致钻孔的过度磨损。粘滞和滑动模式可以彼此跟随，在振荡方式下相当快地彼此跟随。
如果由于其中感应的旋转振荡导致的钻孔索开始建立负扭矩(即与驱动系统的旋转方向相比沿相反方向的扭矩)，粘滑也是引起设备故障的主要来源。当负扭矩超过摩擦力阈值时，导管连接将倾向于旋松。
当粘滑发生时，影响到钻探工艺的效力，使得可能将计划的钻探操作延迟多达数日，承担罚款等风险。
因此在各种情况下，要求控制钻孔设备中的粘滑振荡的效果，从而尽可能减轻上述问题。
减轻粘滑现象已经成为了许多研究和专利公开的主题。例如，国际专利申请WO2010/063982建议通过操作具有设置在粘滑振荡频率处或附近的最小值的扭转波的频率依赖反射系数的速度控制器，基于频率或波 传播传输线方法来衰减粘滑振荡。
这种已知方法的问题在于在底孔组件变成完全停顿的粘滞模式下，频率逼近不能正确地描述钻孔设备的物理行为，这是因为底孔组件的速度明显等于零。另外，实际上底孔组件按照相对较低的速度旋转，使得进行足够精确的正弦波形逼近更加困难，并且因为实际的钻孔系统表现出非线性行为。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备中减轻粘滑振荡的方法。
本发明的另一个目的是提供一种在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备中减轻粘滑振荡的装置。
本发明的再一个目的是提供一种控制在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备中减轻粘滑振荡的旋转驱动系统的旋转速度的电子控制器。
本发明的又一个目的是提供一种根据所述方法和/或配备有所述装置或电子控制器操作的用于在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备。
在说明书和权利要求中，当结合粘滑振荡使用时的术语“减轻”必须解释为包括控制、缓解、减小、软化、调和、消除等类似含义，最终并包括避免粘滑振荡。
在第一方面，提出了一种用于在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备中减轻粘滑振荡的方法。所述钻孔设备包括：钻孔索，具有底孔组件和耦合至旋转驱动系统的顶部端面；以及速度控制器，用于控制驱动系统的旋转驱动速度。
所述方法包括步骤：
-操作速度控制器，使得在通过钻孔设备钻探钻孔时，驱动速度大于驱动速度下限，其中所述驱动速度下限根据以下步骤确定：
-通过用于计算机仿真的等效计算模型对钻孔设备进行建模，
-用对钻孔设备的初始状态加以表示的物理量来加载模型的元素，使得底孔组件从粘滞模式转变为滑动模式，
-在加载模型中对底孔组件从粘滞模式转变到滑动模式加以表示 的转变进行仿真，
-根据对底孔组件的旋转驱动速度加以表示的所述仿真步骤将张弛动力学特性(relaxation dynamics)登记到模型中，以及
-根据张弛动力学特性确定驱动速度下限，作为底孔组件的旋转驱动速度为零的驱动速度。
所述方法基于这样的思想：必须在时域而不是频域中对钻孔设备中的粘滑振荡进行分析，以便考虑从粘滞模式到滑动模式的步进式转变。
通过向对实际钻孔设备加以表示的计算机模型的元素应用物理量，使得在从粘滞模式到滑动模式的转变之前所述物理量符合钻孔设备的初始状态，可以对钻孔设备中的转变效果进行仿真、测量和可视化。
通过根据这样加载的对底孔组件的中断-释放事件进行仿真的钻孔设备的模型来施加阶跃响应，即从粘滞模式到滑动模式的突然转变，已经观察到系统典型地示出了动态系统的时间行为或张弛动力学特性。也就是说，出现转变状态，其中底孔组件的旋转速度经历相对于恒稳态的过冲、接着是下冲。如果由于下冲值导致底孔组件的旋转速度变为零或近似为零，发生粘滑。这就是底孔组件旋转速度变为零或近似为零的再次发生，引起了钻孔设备中的粘滑振荡。
通过根据施加阶跃响应在加载的系统中登记张弛动力学特性，确定了驱动系统的最小旋转速度或临界速度，在所述速度下底孔组件的旋转速度等于零。设置驱动系统的旋转速度保持大于下限或者临界速度，使得底孔组件的旋转速度保持大于零。
利用根据本发明的方法，按照最优方式评估和选择速度控制器的参数，在所述最优方式下整体系统的动力学行为将极其鲁棒，从而在通过钻孔设备钻探钻孔的同时减轻了粘滑振荡。
在实施例中，操作速度控制器，使得驱动系统的稳定操作期间的驱动速度尽可能低、但是大于临界速度。这允许操作者在保持相对高钻压WOB的情况下低速度的钻探，同时尽可能地减轻粘滑和回旋，这是因为在底孔组件的相对较低的旋转速度下几乎很难发生回旋。
在最简单的实施例中，执行仿真，使得对钻孔设备的初始状态加以表示的物理量包括预缠绕钻孔索，作为底孔组件的粘滞模式的结果。
已经观察到驱动电动机、钻孔索和底孔组件的机械性质以及速度控制器的性质的建模可以导致确定针对多个钻探操作的足够精确的临界驱动速度。在建模包括对实际地球岩层的表示以及用于钻探目的的钻探泥浆或泥渣的情况下获得驱动系统的旋转速度的下限的更精确确定，在所述实际地球岩层中钻探钻孔。
也就是说，通过在要钻探的实际钻孔的建模时考虑实际地球岩层和钻探泥浆或泥渣的影响，可以对钻孔设备的时间行为进行更加精确的仿真，整体上导致系统的临界速度和时间响应的更精确确定。
在第一近似中，可以使用钻孔索的线性计算机仿真模型。已经发现这种线性模型提供的实际结果在于：对于计算机处理能力和存储容量不太严格要求。在大多数情况下，钻孔索的二阶线性模型就足够。
出于本发明的目的，可以从用于动态系统的计算机仿真的已知计算模型范围内选择仿真模型，以便尽可能精确地对钻孔设备的动力学特性进行仿真。
在实施例中，使用电学等效电路图作为计算机仿真模型。然而，同样地可以使用等效非线性机械模型或者状态矢量空间模型或动态仿真模型。
确定驱动速度下限作为底孔组件的旋转驱动速度为零的驱动速度的步骤可以包括：通过使用自适应物理量和模型参数来重复加载、仿真和登记步骤的进一步优化操作。
应该理解的是每次当延长具有另外一个或多个管状截面的钻孔索时，钻孔设备的动力学特性并且具体地钻孔索的动力学特性将改变。因此，为了保持战胜粘滑，每次在钻孔设备的一部分已经修改之后，理想地重复对粘滞模式、滑动模式进行仿真和确定驱动系统的旋转速度的下限的步骤。不言而喻的是，将根据这样确定的驱动系统的旋转速度下限值来操作速度控制器。
本领域普通技术人员应该理解的是遇到新的地球岩层或者在钻探期间钻孔索的路径偏离时也需要对于钻孔设备的其他改进，以重新建立更新的旋转驱动速度的下限。当然，依赖于所使用的仿真模型。
在实施例中，其中速度控制器包括具有比例动作P和积分动作I的 PI控制器，可以设置P和I以当施加阶跃响应时降低驱动速度下限。通过在通过钻孔设备钻探钻孔的同时施加设置的积分动作来操作速度控制器。
已经观察到本发明允许利用与降低的积分动作组合的补偿机械惯性的较低临界速度下驱动系统的操作，同时有效地减轻了粘滑的发生。因此，钻孔设备的旋转操作速度的范围通过这种措施而增加。
在另一实施例中，速度控制器包括附加积分动作。设置这种附加积分动作，以在施加阶跃响应时加速底孔组件的驱动速度的设置，其中在通过钻孔设备钻探钻孔的同时施加设置的积分操作来操作速度控制器。
这种附加积分动作有助于当遇到延长的粘滞情况时加速驱动电动机，其中钻孔索将更快地缠绕以立刻根据粘滞模式产生底孔组件的中断-释放事件。
在实施例中，与建模为扭簧的钻孔索的弹簧常数或弹簧硬度成正比地设置附加积分动作。
在另一个实施例中，提供了驱动系统的惯性补偿。惯性补偿在通过钻孔设备钻探钻孔的同时作用于驱动系统的旋转速度的加速度。这种惯性补偿有助于在中断-释放事件之后直接加速钻孔索。
可以在与钻孔设备分离和/或远程的计算机仿真系统中执行上述建模、加载、仿真、登记和确定步骤，例如与速度控制器在线连接的计算机系统。
可以预先获得构成仿真模型的几个元素的参数值，并且将其电学地存储在表等中和/或根据本领域普通技术人员已知的钻孔设备的近似模型来计算。
在另一个方面，提出了一种在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备中减轻粘滑振荡的装置。所述钻孔设备包括：钻孔索，具有底孔组件和耦合至旋转驱动系统的顶部端面；以及速度控制器，用于控制驱动系统的旋转驱动速度。速度控制器适用于操作驱动系统，使得在通过钻孔设备钻探钻孔的同时，驱动速度大于驱动速度下限。
所述装置还包括用于计算机仿真的系统，设置为：
-通过用于计算机仿真的等效计算模型对钻孔设备进行建模，
-用对钻孔设备的初始状态加以表示的物理量加载模型的元素，使得底孔组件从粘滞模式转变为滑动模式，
-在加载模型中对底孔组件从粘滞模式转变到滑动模式加以表示的转变进行仿真，
-根据对底孔组件的旋转驱动速度加以表示的所述仿真步骤在模型中登记张弛动力学特性(relaxation dynamics)，以及
-根据张弛动力学特性确定驱动速度下限，作为底孔组件的旋转驱动速度为零的驱动速度。
用于计算机仿真的系统设置为应用上述本发明的方法，并且可以物理地定位为与钻孔设备相分离，即速度控制器，例如远程计算机仿真系统。远程计算机仿真系统可以用于控制的速度控制器在线相连，以保持驱动系统的旋转速度大于确定的下限。
用于计算机仿真的系统可以连接至电子图书馆，包括实际钻孔设备、地球岩层、钻探泥浆等的机械、电学和其他系统数据，用于确定驱动系统的旋转速度下限。可以提供用于仿真数据的输入和输出的控制界面，例如用于通过钻孔操作者确定旋转速度下限。
在装置的实施例中，速度控制器包括具有比例动作P和积分动作I的PI控制器以及提供附加积分动作的控制器，所述附加积分动作用于在通过钻孔设备钻探钻孔的同时操作驱动系统加速设置底孔组件的驱动速度，具体是从粘滞模式进入到滑动模式时。
在装置的另一个实施例中，速度控制器包括惯性补偿器，设置为操作驱动系统的旋转速度的加速度，用于在通过钻孔设备钻探钻孔的同时提供驱动系统的惯性补偿，具体地当从粘滞模式进入滑动模式时。
惯性补偿器提供驱动系统的质量补偿，使得在中断-释放事件之后直接更加迅速地加速钻孔索。
在装置的实施例中，速度控制器是实现为PI I控制器的电子控制器。
在另一个方面，本发明提出了一种在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备中控制旋转驱动系统的旋转驱动速度的电子控制器，所述钻孔设备包括：钻孔索，具有底孔组件和耦合至旋转驱动系统的顶部端面，其中所 述电子控制器包括驱动速度限制装置，所述驱动速度限制装置包括存储器，用于存储从根据本发明的方法获得的驱动速度的驱动速度下限。将速度限制装置设置为限制驱动系统的旋转速度等于或大于确定的临界速度。
在实施例中，电子控制器包括具有比例动作P和积分动作I的PI控制器，用于操作驱动系统，并且包括：控制单元，所述控制单元提供附加积分操作，用于操作驱动系统加速底孔组件的旋转速度或驱动速度的设置；和/或惯性补偿器，设置为在通过钻孔设备钻探钻孔的同时操作驱动系统的驱动速度的加速度，用于提供驱动系统的惯性补偿，具体地当从粘滞模式进入滑动模式时。电子控制器整体上可以指定为PII控制器。
本发明还提出了一种用于在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备，所述钻孔设备包括：钻孔索，具有驱动底孔组件的底部端面和耦合至旋转驱动系统的顶部端面；以及通过控制驱动速度的旋转速度来减轻钻孔设备中的粘滑振荡的装置，如本申请所公开的。
钻孔设备可以是利用根据本发明的减轻粘滑振荡的方法、装置和电子控制器的任一个而更新的新设备或钻孔设备的任一个。
根据参考附图的以下详细描述将更好地理解本发明的上述和其他特征和优点。在附图中，相似的参考数字表示执行相同或相当功能或操作的相同部分或部件。
尽管展示的示例涉及使用MATLABTM作为计算机仿真软件程序的特定计算机仿真模型，在本申请的发明内容部分中公开的方法、装置、电子控制器和钻孔设备不必解释为局限于这种类型的模型和计算机仿真软件程序。相反，本发明可以应用于对动态系统的时间行为进行仿真的任意商用计算机仿真程序，例如CASPOCTM。
附图说明
图1是用于在地球岩层中钻探钻孔的现有技术钻孔设备的示意性表不。
图2示出了钻孔设备的底孔组件上粘滑的典型旋转速度对扭矩曲 线。
图3是形成用于对根据本发明的图2的钻孔设备的粘滑条件的计算机仿真的计算模型的示意性等效电路图。
图4示出了针对调谐的系统设置，从粘滞模式转变到滑动模式的、针对图3的模型获得的驱动系统和底孔组件的旋转速度的仿真时间行为。
图5示出了针对根据本发明的系统设置、从粘滞模式转变到滑动模式的、针对图3的模型获得的驱动系统和底孔组件的旋转速度的仿真时间行为。
图6示出了根据本发明确定临界速度的简化流程图。
图7示出了针对根据本发明的不同系统设置获得的、从粘滞模式转变到滑动模式的、针对图3的模型获得驱动系统和底孔组件的旋转速度的仿真时间行为。
图8示出了形成包括附加积分动作的、根据本发明的图1的钻孔设备的粘滑条件的用于计算机仿真的计算模型的示意性等效电路图。
图9示出了针对三个仿真从粘滞模式转变到滑动模式的、针对图8的模型获得的驱动系统的旋转速度的仿真时间行为。
图10示出了针对三个仿真从粘滞模式转变到滑动模式的、针对图8的模型获得的底孔组件的旋转速度的仿真时间行为。
图11是根据本发明配置和操作的钻孔设备的示意性表示，具有用于控制驱动系统的旋转速度的电子PII控制器。
具体实施方式
图1按照示意性方式示出了用于在地球岩层中钻探钻孔的钻机(drilling rig)的典型钻孔设备10。用于钻探这些钻孔的切削工具称作钻头17，并且在钻孔索12的底部端面13处与底孔组件BHA11相连。在钻孔索的顶部端面14处，钻孔索12耦合至旋转驱动系统15。
钻孔索12包括中空管状物或钻孔管道的长度，端对端的螺纹连接在一起。典型的钻孔索是几千米长，例如0-10km，并且钻孔管道可以具有约100-300mm的外径和约10-50mm的壁厚。BHA11包括较重的管道， 所述较重的管道可以具有约250-500mm的外径和约100mm的壁厚，例如称作钻环。BHA的长度典型地在100-300m的范围。钻孔索12与其长度相比非常细长。
尽管未示出，在实际钻探作业中，通过钻孔索12的钻探管道将钻探泥浆泵浦到钻头17，用于冷却和润滑钻头17。通过钻探泥浆流过在钻孔索12的外径和钻孔(未示出)之间形成的环状物，将来自钻探操作的钻屑送回到地面上。
底孔组件11包括数个传感器、发射器16和定向钻具(directional tool)，用于导引底孔组件11以在地球岩层中沿一定方向钻探钻孔，例如垂直、水平或以一定角度偏离以及当然它们的组合。
驱动系统15包括旋转驱动系统电动机15，也称作顶部驱动或旋转台，用于旋转钻孔索12、BHA11并且因此驱动钻头17。目前，驱动系统电动机通常是电子电动机，例如通过功率转换器供电的800kW感应电动机。然而，本发明同样适用于同步机、拉绒DC机、柴油机、液压马达等。尽管没有明确地示出，在驱动系统电动机18和钻孔索12之间可以连接变速箱，具有具体的齿轮减速或者一定范围的齿轮减速。
在使用中，在其顶部端面14处，用绞车向上拉动钻孔索12。在底部端面13处，BHA11利用钻头17置于地球岩层处。钻孔索12的细长钻探管道恒定拉伸，而部分压缩BHA11的厚壁下部。钻探管道中的拉伸避免了管道截面的扭曲。然而由于细长的结构，钻探管道截面的扭转刚性相对较小。BHA11沿扭转方向是刚性的，但是由于作用于钻头17上的压缩力导致遇到了横向偏转。
在包括显示器或其他数据输出装置(未示出)和诸如键盘、触摸屏等(未示出)之类的输入装置的控制台19处显示钻探数据和信息，通过中间速度控制器20，钻孔机据此可以控制驱动系统15的旋转速度和/或驱动系统15的扭矩限制，用于控制钻头17的旋转速度。
实际上，已经研发和使用了几种类型的速度控制器20，其控制操作符合众所周知的PI控制器，操作用于提供一种比例动作P和一种积分动作I。例如在电子驱动系统电动机18的情况下，速度控制器20可以设置为根据任意或所有测量变量来操作反馈，例如驱动电动机电流、驱动电动机 的旋转速度以及驱动电动机电流和旋转速度的波动。例如，这用于通过控制这些变量的任一个或两者来控制驱动系统15中的能量流。
尽管驱动系统15可以按照不同的模式操作，例如所谓的自旋模式和编排(make-up)模式，本发明涉及钻探模式，在钻探模式期间钻孔机的目标在于通过推动和转动钻头17、并且利用钻探泥浆或泥渣冲刷钻孔来从地球岩层或地质岩系研磨或切割掉材料。
实验示出了钻头17的相对恒定的旋转速度对于有效的地层穿透、低钻探磨损、几乎无回旋振动和底孔组件11的良好操纵条件而言是优选的。共同的静态旋转钻探速度可以是比100rpm略高，在钻头17上激励的驱动扭矩依赖于设置的钻压WOB。
在钻探期间，作为钻孔索12和/或钻头17与钻孔中的地质岩系及其周围物的机械接触的结果，钻孔索12和钻头17遇到摩擦力的波动。作用于钻头17和钻孔索的底部端部部分13上的摩擦力感应出摩擦扭矩，由于钻孔索12的钻探管道的扭转灵活性，所述摩擦扭矩可以引起扭转粘滑振动，所述钻探管道主要将其自己表现为具有具体的弹簧常数或弹簧刚性Ks[Nm/rad]的扭转弹簧。由于其显著的惯性Jd(kgm2)，驱动系统15并不会立即对这种摩擦力波动作出反应。
作为其结果，在钻头17的稳定工作期间，摩擦的增加引起钻头17减速，并且在大多数极端的情况下，钻头17可能变成完全停顿。当钻头17变成停顿或者近似停顿时，称作粘滞模式，由速度控制器20控制的驱动系统15将继续旋转并且驱动钻孔索12。因为底孔组件11不会充分的旋转，钻孔索12的弹簧状行为引起钻孔索12缠绕，据此底孔组件11的扭矩增加到克服中断-释放摩擦的级别为止。在这一时间点，底孔组件11和钻头17开始继续旋转，称作滑动模式。
图2中所示的非线性曲线作为示例表示了在钻头的粘滑操作期间钻头上的摩擦扭矩Tb[Nm]随着其旋转速度ωb(rad/s)的变化。由于其演示特性，在图2中没有指示参数的具体值。
在完全停顿时，即在粘滞模式下ωb＝0，Ts表示克服了粘滞模式下摩擦的驱动扭矩值，也称作中断-释放扭矩。在钻头的合理旋转速度下稳 定状态的扭矩标记为Td。有效的假设是Ts≈2Td。可以假设Td和Ts都按照几乎线性的模式依赖于钻压。
从图2中，可以设想粘滑动力学特性。如果在稳定操作期间的钻头和/或钻孔索，即钻头扭矩Td遇到增加的摩擦，钻头减速，直到钻头上的驱动扭矩Tb增加、并且达到钻头中断-释放的Ts为止。作为其结果，钻头的旋转速度猛增并且钻头上的扭矩降低，直到值Td太小而无法克服摩擦、并且钻头减速为止，使得粘滑周期继续重复。
注意，钻头不必变成完全停顿，即ωb＝0rad/s，但是可以减速到小到例如0.1rad/s的角向旋转速度。
已经观察到这种粘滑振荡对于钻头的操作寿命非常有害，钻孔操作的有效性整体上是钻孔设备中的严重振动的主要原因，导致了增大的损坏和无法插入构成钻孔索的钻探管道的风险。
重要的观察结果是不存在恒定的粘滑振荡频率。已经观察到当缓慢地减小钻孔索的顶部端面的速度时，在粘滑模式下，连续的钻头旋转速度突变之间的时间增加。这可以理解的是当顶部端面速度降低时，钻孔索更加缓慢地缠绕，使得达到中断-释放扭矩的时间也增加。钻头或底孔组件的这种非线性行为和最高到零(包括零)的非常低的旋转速度抑制了用于解决粘滑现象的可靠频率或波方案。
图3是包括形成用于对根据本发明的图2的钻孔设备的粘滑条件的计算机仿真的计算模型的电子元件的示意性等效电路图。
在图3的模型中，将主要操作为扭转弹簧的钻孔索12建模为具有电感值L2＝1/KS[H]的电感器L2。将驱动系统15的惯性建模为具有电容值C1＝Jd[F]的电容器C1。将底孔组件的惯性建模为具有电容值C2＝Jb的电容器C2，其中Jb是低空组件11的惯性。在图3的模型中，电感器L2串联连接电容器C1和C2。
将速度控制器20建模为传统的PI控制器，包括由DC电压源V0表示的参考速度源ω0，具有电压值V0＝ω0[V]，并且通过中间并联电感器/电阻器电路与电容器C1和电感器L2的串联连接，即电感器L1具有对积分I动作加以表示的电感值L1＝1/K1[H]，等效于刚性K1[Nm/rad]，电阻器R1具有 对比例动作1/P加以表示的电阻值R1[Ω]，等效于由速度控制器20提供的Cf[Nms/rad]的阻尼。
在图3的模型或等效电路图中，驱动系统15的旋转速度ωd等于电容器C1两端的电压V1，并且底孔组件11的旋转速度ωb等于电容器C2两端的电压V2。通过具有电流值I2[A]的电流源I2对在底孔组件11上施加的扭矩Tb进行建模。
在图3中从粘滞模式转变到滑动模式时，开关S断开，提供电流I2在电容器C2流动。这表示BHA加速中的步骤，从停顿开始。当V2变为零时，开关S接通。当由I2表示的扭矩超过Td时，开关S断开。
图4示出了针对调谐的系统设置、从粘滞模式转变到滑动模式的、针对图3的模型获得的驱动系统15和底孔组件11的旋转速度的仿真时间行为。时间t[s]沿水平轴进行，而电压V[V]或旋转速度ω沿垂直轴进行。图4的曲线中通过水平虚线21来表示等于零的电压或旋转速度。
在图4所示的仿真中，以下的值应用于图3的几种电子部件：
V0＝4V ÷ ω0＝4rad/s
C1＝2000F ÷ Jd＝2000kgm2
C2＝500F ÷ Jb＝500kgm2
L1＝0,0005H ÷ K1＝2000Nm/rad
L2＝0,002H ÷ Ks＝500Nm/rad
R1＝0,0005Ω ÷ Cp＝2kNms/rad
l2＝5KA ÷ Td＝5kNm
假设5kNm的泥渣扭矩，由等效电路图中5kA的I2表示。通过与电容器C2并联的开关S2对引起粘滑模式的地球岩层进行建模。这一开关S2的接通(即导电)位置仿真了等于零的电压V2，其等效于底孔组件的零速度ωb，即钻头17的完全停顿。
上述设置表示当在向含钙地球岩层中钻探直的垂直钻孔时钻孔设备10的表示。本领域普通技术人员应该理解的是其他设置也是切实可行的，例如针对仿真的泥渣扭矩的不同值。
根据本发明，假设在表示10kNm扭矩的初始条件下预先缠绕钻探弹 簧12，刚好在粘滞模式终止并且转变为滑动模式之前。在图3的调谐电学模型中，这由加载到电感器L2上的10kA的初始电流Ii表示。在图3中通过点划线示出了这种初始电流Ii。根据引言部分，向元件L2(即模型中的电感器)加载物理量，即10kA的初始电流。
通过断开开关S来仿真从粘滞模式到滑动模式的转变，即开关处于其不导电位置。然而当利用预先缠绕的绳索进行仿真时，可以将S看作是在t＝0断开，因此不需要对开关操作进行仿真。
根据驱动系统15的旋转速度ωd＝V1(即图4中的虚线)以及底孔组件11的旋转速度ωd＝V2(即，图4中的实线)的仿真行为，可以立即发现在t＝0从粘滞模式转变成滑动模式之后，底孔组件11的旋转速度与零相交(由参考数字29和22表示)，并且甚至反向了旋转速度(即由参考数字23表示的负电压V2)。
为了减轻粘滑，根据图4中的张弛动力学特性，底孔速度ωb应该不靠近零，并且当然应该不小于零，如V2所示。
如果不发生粘滞模式，显然在稳态模式下，驱动系统的旋转速度和底孔组件的旋转速度等于所施加的参考旋转速度V0。
图5示出了针对与图4模型的元素的相同系统设置和负载、从粘滞模式转变到滑动模式的、针对图3的模型获得的驱动系统的旋转速度V1(即虚线)和底孔组件的旋转速度V2(即实线)的仿真时间行为，即在电感器L2中施加10kA的电流。现在将速度控制器20的参考旋转速度ω0设置为6rad/s，即V0＝6V。
根据该仿真，可以看出底孔组件的旋转速度(即V2)不再与零相交，并且甚至远大于零。在图5的转变时段期间V2的曲线的圆点24确定了驱动系统的下限或者临界旋转速度ωc，由此底孔组件11的旋转速度不会与零值线21相交。
利用上述设置和等效电路，例如通过在ωc等于最小参考旋转速度ω0＝6rad/sec的临界旋转速度下操作速度控制器20，保持底孔组件11的旋转速度ωb足够高，以防止钻孔设备进入粘滑模式。
在图6中通过根据本发明方法的流程图，30示意性地说明了用于确定驱动系统的旋转速度的下限(即，临界速度)的步骤。假设流程的方 向是从模块的顶部到底部。通过相应的箭头表示其他方向。
作为第一步骤，通过用于计算机仿真的等效计算机模型对地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备10进行建模，即模块31“选择计算机仿真模型，并且应用对实际钻孔设备加以表示的部件值”。
钻孔设备包括数个部分，包括钻孔索12、底孔组件11、旋转驱动系统15和用于控制钻头17的旋转速度的速度控制器20。所选择的模型包括对这种钻孔设备10的实际机械和物理行为加以表示的元素，并且向模型的每一个部件分配与相应部件所表示的一部分钻孔设备的机械和物理性质相对应的值。在优选实施例中，所述模型是图3所示类型的线性电学等效电路图，据此可以根据速度控制器20的操作和驱动系统15的旋转速度来确定底孔组件11的旋转速度的时间行为。
接下来如模块32所示，“加载具有物理量初始状态的元素”，向模型的每一个部件分配与初始条件相对应的值。在这种情况下，刚好在底孔组件11的中断-释放时刻之前加载与钻孔设备的机械和物理状态相对应的初始条件。
利用模块33“对粘滞模式的终止进行仿真”，在模型中对中断-释放时刻(即，粘滞模式的终止)进行仿真。如上面参考图3所示，这种仿真可以包括开关S的断开，将其从接通(即导电状态)到断开或不导电状态。这引起了模型中的等效于BHA加速的阶跃变化的阶跃响应行为。一旦BHA速度超过顶部驱动速度，钻孔索扭矩将开始下降。
如图4和图5所示，例如，使用适当初始条件的仿真模型非常适用于在中断-释放时刻之后对底孔组件11的动力学特性进行仿真。尽管在这些图中示出了例如底孔组件和驱动系统的旋转速度的图形记录，还可以提供响应的数值或其他表示。模块34“根据仿真登记张弛动力学特性”。
根据对底孔组件的旋转驱动速度加以表示的已登记张弛动力学特性，确定了下冲的下限。在时间响应的图形表示中，这是动力学特性曲线的最低值，即图3的曲线V2的位置23和24。模块35“确定底孔组件的旋转速度下限”。
现在根据记录的张弛动力学特性来确定驱动系统15的最小旋转速 度或临界速度，所述最小旋转速度或临界速度防止底孔组件11的旋转速度变成零或小于零，模块36“根据底孔组件的旋转速度下限来确定驱动系统的旋转速度下限”。
钻孔设备、即速度控制器20在观察如上所述确定的临界速度的同时操作，使得驱动系统15的旋转速度保持大于下限。模块37“观察驱动系统的旋转系统的下限来操作速度控制器”。
在钻探期间，钻孔索12将被更多的钻探管道延伸，并且钻头的方向和所遇到的地球岩层的材料性质会改变，因此驱动系统的临界速度可能改变。
判决模块38“设备/环境改变？”提供这种变化的条件。在肯定情况下，判决模块38的输出“是”，将针对变化的条件确定临界速度，即步骤31-37。如果钻孔设备中的变化仍然太小而不能证明临界速度的新的确定，即模块38的输出“否”，钻孔设备将继续用设置的驱动速度钻探钻孔，即基于模块37。
当进入粘滞模式并且必须在钻孔索处施加以具有平滑操作的钻压中存在变化时，判决是否再次确定临界速度可以是基于例如钻孔索12长度的感测值。
在模块35、36中确定驱动速度下限之前或当时，可以通过使用自适应物理量和模型参数重复模块32、33、34中的加载、仿真和登记步骤来施加优化，如判决模块39所示，“进一步优化？”，输出“是”。
图7示出了针对与图5相同的系统设置的、从粘滞模式到滑动模式的转变的、针对图3的模型获得驱动系统的旋转速度V1(即虚线)和底孔组件的旋转速度V2(即，实线)的仿真时间行为，然而具有较高的L1值，L1＝0.001H，即PI控制器的刚性减小K1＝1000Nm/rad。
如可以观察到的，K1的较低值，即由速度控制器20提供的降低的I动作导致了底孔组件11的旋转速度的不太陡峭的动态响应，即在电压V2的值来看小得多的下冲，因此驱动系统15减小很多的临界速度保持V2曲线的圆点25大于零。也就是说，在图7的仿真中，大约ω0＝3rad/sec的参考旋转速度足以避免底孔组件的旋转速度近似为零甚至变成零。
从图7可以理解，如果速度控制器20包括具有比例动作P和积分 动作I的PI控制器，通过减少积分动作，可以在通过钻孔设备钻探钻孔的同时减小临界速度，从而有效地减轻减小的操作旋转速度下的粘滑振荡。
然而，实际中钻孔设备的操作者尝试保持尽可能稳定的钻探操作，这意味着尽可能少的修改速度控制器的设置参数以及在中断-释放时刻之后钻孔设备到其恒稳态的尽可能短的设置时间。另外，操作者可以在驱动系统的尽可能大旋转速度范围内操作钻孔设备，旋转速度的上限由驱动系统的机械限制来确定，旋转速度的下限由临界速度确定，如上所述。
为了在减轻粘滑振荡的同时获得驱动系统的减小设置时间和较宽范围的旋转速度，在图8的等效电路图中，对速度控制器的附加积分动作进行仿真。这种附加积分动作由积分器A1表示，积分器的输出通过加法器∑连接至电流源I1的控制输入，电流源的电流I1与流过电感器L2的电流相加，即钻孔索的等效扭矩。对了建模的目的，测量通过L1的电流由电流变压器T示意性地表示。
积分器A1的输入等于通过L1的电流。积分器A1控制I1，通过根据积分I动作在钻孔索中采用平均扭矩，使得通过L1的电流平均为零。当底孔组件11上的扭矩增加时，即当进入粘滞模式时，这种附加积分动作主导性地操作。
当钻探钻孔时，实际如在钻孔设备的模型中仿真的积分动作来操作速度控制器。
在另一实施例中，同样在图8中示意性地示出，如惯性补偿器A2所示实现惯性补偿。在通过钻孔设备钻探钻孔的同时，惯性补偿器A2基于驱动系统的旋转速度的加速度操作。惯性补偿器A2的输出经由加法器∑控制电流源I1。
在使用中，惯性补偿器A2控制电流I1与驱动系统15的加速度(即通过C1的电流)与因子的乘积成正比，通过电荷Q有效地偏置电容器C1，所述电荷具有减小电容器C1的有效电容的效果。
在机械方面，将与驱动系统的加速度成正比的扭矩注入到钻孔索12的顶部端面14。这种附加的扭矩有效地减小了钻孔索经历的驱动系统15 的惯性。因此，惯性补偿器A2提供驱动系统的惯性减小。较低的惯性在中断-释放时刻更加迅速地加速顶部驱动。因此限制了钻孔索中的张力下降。
当钻探钻孔时，操作速度控制器施加如在钻孔设备的模型中仿真的另一附加积分动作。
附加积分动作的效果可以通过针对速度控制器的多个设置、驱动系统的旋转速度以及钻孔设备的旋转速度的时间响应来示出，
图9示出了驱动系统的旋转速度的时间响应或张弛动力学特性，并且图10示出了底孔组件的旋转速度的时间响应或张弛动力学特性
虚线是根据图3的模型和负载的对于钻孔设备的仿真时间响应，并且PI速度控制器具有如下部件设置：
C1＝2000F ÷ Jd＝2000kgm2
C2＝500F ÷ Jb＝500kgm2
L1＝0,00005H ÷ K1＝20kNm/rad
L2＝0,002H ÷ Ks＝500Nm/rad
R1＝0,00005Ω ÷ Cp＝20kNms/rad
点划线是根据商用现有技术的控制速度控制器的方法针对钻孔设备的仿真时间响应，由被称作的美国专利5,117,926公开。与图3的电路图相比的相关部件设置是：
C1＝2000F ÷ Jd＝2000kgm2
C2＝500F ÷ Jb＝500kgm2
L1＝0,0005H ÷ K1＝2000Nm/rad
L2＝0,002H ÷ Ks＝500Nm/rad
R1＝0,0022Ω ÷ Cp＝450Nms/rad
实线是根据图3的模型的针对钻孔设备的仿真时间响应，并且PII控制器包括由积分器A1和惯性补偿器A2提供的附加积分动作，如上所述操作。作为在中断-释放时刻操作的附加积分结果的有效部件设置是：
C1＝500F ÷ Jd＝500kgm2
C2＝500F ÷ Jb＝500kgm2
L1＝0,004H ÷ K1＝250Nm/rad
L2＝0,002H ÷ Ks＝500Nm/rad
R1＝0,00118Ω ÷ Cp＝850Nms/rad
在机械方面中，虚线表示非常刚性的驱动系统。点划线表示具有基于驱动系统的电动机电流(扭矩)的反馈的驱动系统，而实线表示根据本发明的补偿驱动系统。
在如图9和图10所示的两个仿真中，根据本发明，假设刚好在粘滞模式终止并且转变成滑动模式之前，利用对底孔组件上10kNm的扭矩加以表示的初始条件来预先缠绕钻孔索12。在图3的调谐电子模型中，通过L1和L2中10kA的初始电流来表示。
在图10中，通过圆圈标记了针对三次仿真的底孔组件的仿真旋转速度的最低值，分别由针对虚线、点划线和实线曲线的参考数字26、27、28来表示。如上所述，这些最低值表示在从粘滞模式释放的事件中保持这些点26、27、28大于零所要求的驱动系统的临界速度。
刚性情况(即虚线曲线)要求驱动系统的旋转速度大于约19.6rad/s。情况下具有11.4rad/s的临界速度，并且根据本发明的补偿情况只要求0.6rad/s的最小旋转驱动速度，以在所使用的系统假设情况下从粘滑情况恢复。
从图9和图10可以看到与其他设置相比，根据本发明的已补偿系统(即实线)能够非常快速的恢复，即非常短的转变时间。具体地，附加积分器A1的动作支持在粘滞模式下更快速地达到中断-释放扭矩，而不会牺牲临界速度。惯性补偿器A2有助于加速驱动系统，如图9所示，保持临界速度足够慢，使得钻孔设备能够在较宽的旋转速度范围内操作。
图11示意性地示出了装置40，用于根据本发明在地球岩层中钻探钻孔的同时减轻钻孔设备10中的粘滑振荡。除了图1所示的钻孔设备10之外，提供了用于计算机仿真41的系统。仿真系统41包括计算机或处理装置42、诸如键盘、触摸屏等之类的输入接43，所述输入接口用于选择钻孔设备的计算机仿真模型、并且用于设置对钻孔设备10的驱动 系统15和底孔组件11的操作进行仿真的参数初始值。在输出接口44处提供钻孔设备的仿真时间响应，例如图形显示器、打印机或绘图仪或者数据评估单元，用于对仿真的响应进行评估以提供钻孔设备的临界速度。根据本发明的仿真模型、参数和初始值以及用于确定临界速度的仿真响应和其他相关数据也可以存储在分离的数据库45中或者从分离的数据库45中得到，从仿真系统41可以访问所述分离的数据库。数据库45可以远离仿真系统的，并且通过例如通信网络46相连。
仿真系统41包括适当的软件和硬件，配置为通过用于计算机仿真的计算模型对钻孔设备10建模；在这种模型中对底孔组件11的粘滞模式进行仿真；并且在滑动模式之前将对钻孔设备10的初始状态加以表示的物理量应用于模型；通过终止粘滞模式，在模型中对底孔组件11的滑动模式进行仿真；以及根据滑动模式的这种仿真来确定驱动系统15的旋转速度的下限，在所述旋转速度下限，底孔组件11沿相同的方向旋转，即不会颠倒其旋转方向并且保持旋转速度大于零。
除了速度控制器20之外，根据本发明的电子控制器50包括还速度限制装置47，具有用于存储下限的存储器，即如上所述通过仿真系统41从时间响应仿真中获得的驱动系统的临界旋转速度。电子控制器50通过数据连接或电信网络48连接仿真系统41。
电子控制器50可以设计为电子PI控制器或者具有控制单元49的PI控制器，所述控制单元提供根据上述积分器A1操作的附加积分操作。在实施例中，惯性补偿器51也实现在速度控制器50中，并且配置为根据驱动电动机18的加速度而操作，如双线52所示并且参考图8进行讨论。速度控制器50整体上可以实现为PII控制器。
在图3的等效电路图中，通过如所示连接的单一电感器L2来对钻孔索建模。为了本发明的目的，钻孔索的不同部分可以通过对钻孔索的一些惯性加以表示的具有适当电感值的电感器L和具有适当电容值的电容器C来建模，例如其中电感器L串联连接至电感器L2，并且电容器C从L2和L的连接节点连接至接地端或大地E。可以对几个这些部分进行建模，考虑不同的地球岩层性质、钻孔索在地球岩层中的路径、钻孔管道的机械性质等等。
当在钻孔设备的模型的元素中加载初始条件时，可以在几个电感器L、L2、A1中施加不同的初始电流，并且如果需要可以将电容器相应地充电至初始电压。
另外，如本领域普通技术人员应该理解的，如上所述根据本发明的方法、装置、电子控制器提供几种参数设置和所施加的初始值和物理量对钻孔深度不操作的影响的研究。这是为了在钻探钻孔的同时确定用于实现钻孔设备的所需行为的电子控制器的最优参数设置，具体地用于减轻粘滑振荡。
本邻域普通技术人员应该理解的是可以对底孔组件和驱动系统进行建模，并且可以用适当的物理量(即，电流和电荷)加载相应的电路元件，用于更加详细地对相应的初始条件进行仿真。
因此，本发明不局限于如上所述的实施例，并且可以无需创造性努力、在不脱离所附权利要求所公开的本发明范围的情况下，由本领域普通技术人员进行改进和提高。

Claims (20)

1.一种用于在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备(10)中减轻粘滑振荡的方法，所述钻孔设备(10)包括：钻孔索(12)，具有底孔组件(11)和耦合至旋转驱动系统(15)的顶部端面(14)；以及速度控制器(20)，用于控制所述驱动系统(15)的旋转驱动速度，所述方法包括步骤：
-操作(37)所述速度控制器(20)，使得在通过所述钻孔设备(10)钻探钻孔时，所述驱动速度大于驱动速度下限，其中所述驱动速度下限根据以下步骤确定：
-通过用于计算机仿真的等效计算模型对所述钻孔设备(10)进行建模(31)，
-用对所述钻孔设备(10)的初始状态加以表示的物理量加载(32)所述模型的元素，使得所述底孔组件从粘滞模式转变为滑动模式，
-在所述加载的模型中对表示所述底孔组件(11)从粘滞模式转变到滑动模式的转变进行仿真(33)，
-根据对所述底孔组件(11)的旋转驱动速度加以表示的所述仿真步骤在所述模型中登记(34)张弛动力学特性，以及
-根据所述张弛动力学特性确定(36)所述驱动速度下限，作为所述底孔组件(11)的所述旋转驱动速度为零的驱动速度。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述仿真(33)步骤包括根据对所述底孔组件(11)从粘滞模式转变到滑动模式的所述转变加以表示的所述加载的模型来施加阶跃响应。
3.根据任一前述权利要求所述的方法，其中操作(37)所述速度控制器(20)，使得在所述驱动系统(15)的恒稳态操作期间的所述驱动速度尽可能小地大于所述驱动速度下限。
4.根据权利要求1所述的方法，其中对所述钻孔设备(10)的所述初始状态加以表示的所述物理量包括预先缠绕钻孔索(12)，作为所述底孔组件(11)的粘滞模式的结果。
5.根据权利要求1所述的方法，其中所述建模(31)包括实际地球岩层的表示和其中钻探所述钻孔的钻探泥浆的表示。
6.根据权利要求1所述的方法，其中所述等效计算模型是电学等效电路图、状态空间模型或动态仿真模型。
7.根据权利要求1所述的方法，其中在已经修改了所述钻孔设备的一部分之后重复(38)所述驱动速度下限的所述确定(36)。
8.根据权利要求2所述的方法，其中所述速度控制器(20)包括具有比例动作P和积分动作I的PI控制器，其中所述P和I设置为当施加所述阶跃响应时降低所述驱动速度下限，并且在通过所述钻孔设备(10)钻探钻孔的同时施加所述设置的积分动作来操作所述速度控制器。
9.根据权利要求8所述的方法，其中所述速度控制器(20)包括附加积分动作(A1；49)，其中所述附加积分动作设置为在施加所述阶跃响应时加速所述底孔组件(11)的所述驱动速度的设置，并且在通过所述钻孔设备(10)钻探钻孔的同时施加所述积分动作来操作所述速度控制器(20)。
10.根据权利要求9所述的方法，其中与被建模为扭簧的所述钻孔索(12)的弹簧常数或弹簧硬度成正比地设置所述附加积分动作(A1；49)。
11.根据权利要求8所述的方法，其中所述速度控制器(20)包括惯性补偿(A1；51)，所述惯性补偿操作所述驱动系统(15)的驱动速度的加速度，用于在通过所述钻孔设备(10)钻探钻孔的同时提供所述驱动系统(15)的惯性补偿。
12.根据权利要求1所述的方法，其中在与所述钻孔设备(10)分离的用于计算机仿真的系统(41)中执行所述建模(31)、加载(32)、仿真(33)、登记(34)和确定(36)步骤。
13.一种在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备(10)中减轻粘滑振荡的装置(40)，所述钻孔设备(10)包括：钻孔索(12)，具有底孔组件(11)和耦合至旋转驱动系统(15)的顶部端面(14)；以及速度控制器(20)，用于向所述驱动系统(15)提供参考扭矩，其中所述速度控制器(20)设置为操作所述驱动系统(15)，使得在通过所述钻孔设备(10)钻探钻孔的同时，所述驱动速度大于驱动速度下限，并且还包括用于计算机仿真的系统(41)，被设置为：
-通过用于计算机仿真的等效计算模型对所述钻孔设备(10)进行建模(31)，
-用对所述钻孔设备(10)的初始状态加以表示的物理量来加载(32)所述模型的元素，使得所述底孔组件(11)从粘滞模式转变为滑动模式，
-在加载模型中对所述底孔组件(11)从粘滞模式转变到滑动模式加以表示的转变进行仿真(33)，
-根据对所述底孔组件(11)的旋转驱动速度加以表示的所述仿真步骤在所述模型中登记(34)张弛动力学特性，以及
-根据张弛动力学特性确定(36)所述驱动速度下限作为所述底孔组件(11)的所述旋转驱动速度为零的驱动速度。
14.根据权利要求13所述的装置(40)，其中所述速度控制器(20)包括具有比例动作P和积分动作I的PI控制器以及提供附加积分动作的控制单元(49)，所述附加积分动作用于在通过所述钻孔设备(10)钻探钻孔的同时操作所述驱动系统(15)加速设置所述底孔组件(11)的所述驱动速度。
15.根据权利要求14所述的装置(40)，其中所述速度控制器(20)包括：惯性补偿器(51)，设置为操作驱动系统(15)的旋转速度的加速度，用于在通过所述钻孔设备(10)钻探钻孔的同时提供所述驱动系统(15)的惯性补偿。
16.根据权利要求14或15所述的装置(40)，其中所述速度控制器(20)是实现为PII控制器的电子控制器。
17.一种用于在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备(10)中控制旋转驱动系统(15)的旋转驱动速度的电子控制器(50)，所述钻孔设备(10)包括：钻孔索(12)，具有底孔组件(11)和耦合至所述旋转驱动系统(15)的顶部端面(14)，其中所述电子控制器(50)包括驱动速度限制装置(47)，所述驱动速度限制装置包括存储器，用于存储根据权利要求1至12中任一项所述的方法获得的所述驱动速度的驱动速度下限。
18.根据权利要求17所述的电子控制器(50)，包括：具有比例动作P和积分动作I的PI控制器，用于操作所述驱动系统(15)，并且包括：控制单元(49)和惯性补偿器(51)的至少一个，所述控制单元(49)提供附加积分操作，用于操作所述驱动系统(15)加速设置所述底孔组件(11)从粘滞模式进入滑动模式时的所述驱动速度；所述惯性补偿器(51)设置为在通过所述钻孔设备(10)钻探钻孔的同时操作所述驱动系统(15)的驱动速度的加速度，用于提供所述驱动系统的惯性补偿。
19.根据权利要求18所述的电子控制器(50)，其中所述电子控制器实现为PII控制器。
20.一种用于在地球岩层中钻探钻孔的钻孔设备(10)，所述钻孔设备(10)包括：钻孔索(12)，具有底孔组件(11)和耦合至旋转驱动系统(15)的顶部端面(14)，以及根据权利要求13-16中任一项所述的在钻孔设备(10)中减轻粘滑振荡的装置(40)。
CN201280064468.6A 2011-10-25 2012-10-24 减轻钻孔设备中的粘滑振荡的方法、装置和电子控制器 Active CN104040111B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161551074P 2011-10-25 2011-10-25
NL2007656 2011-10-25
US61/551,074 2011-10-25
NL2007656A NL2007656C2 (en) 2011-10-25 2011-10-25 A method of and a device and an electronic controller for mitigating stick-slip oscillations in borehole equipment.
PCT/NL2012/050739 WO2013062409A1 (en) 2011-10-25 2012-10-24 A method of and a device and an electronic controller for mitigating stick-slip oscillations in borehole equipment

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104040111A CN104040111A (zh) 2014-09-10
CN104040111B true CN104040111B (zh) 2017-02-22

Family

ID=48168129

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280064468.6A Active CN104040111B (zh) 2011-10-25 2012-10-24 减轻钻孔设备中的粘滑振荡的方法、装置和电子控制器

Country Status (12)

Country Link
US (1) US10138721B2 (zh)
EP (1) EP2776666B8 (zh)
JP (1) JP6156941B2 (zh)
CN (1) CN104040111B (zh)
AU (1) AU2012329620C1 (zh)
BR (1) BR112014009690B8 (zh)
CA (1) CA2853276C (zh)
HR (1) HRP20161091T1 (zh)
MX (1) MX355485B (zh)
NL (1) NL2007656C2 (zh)
RU (1) RU2616032C9 (zh)
WO (1) WO2013062409A1 (zh)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9297205B2 (en) 2011-12-22 2016-03-29 Hunt Advanced Drilling Technologies, LLC System and method for controlling a drilling path based on drift estimates
US11085283B2 (en) 2011-12-22 2021-08-10 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for surface steerable drilling using tactical tracking
US8596385B2 (en) 2011-12-22 2013-12-03 Hunt Advanced Drilling Technologies, L.L.C. System and method for determining incremental progression between survey points while drilling
US8210283B1 (en) 2011-12-22 2012-07-03 Hunt Energy Enterprises, L.L.C. System and method for surface steerable drilling
WO2014055352A1 (en) * 2012-10-03 2014-04-10 Shell Oil Company Optimizing performance of a drilling assembly
US9435187B2 (en) 2013-09-20 2016-09-06 Baker Hughes Incorporated Method to predict, illustrate, and select drilling parameters to avoid severe lateral vibrations
US10062044B2 (en) * 2014-04-12 2018-08-28 Schlumberger Technology Corporation Method and system for prioritizing and allocating well operating tasks
US11106185B2 (en) 2014-06-25 2021-08-31 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for surface steerable drilling to provide formation mechanical analysis
US9428961B2 (en) 2014-06-25 2016-08-30 Motive Drilling Technologies, Inc. Surface steerable drilling system for use with rotary steerable system
US9759829B2 (en) * 2015-02-28 2017-09-12 Glenn Dale Chubak System and method for geophysical data collection
US10563461B2 (en) 2015-10-12 2020-02-18 Halliburton Energy Services, Inc. Hybrid drive for a fully rotating downhole tool
NL2016859B1 (en) * 2016-05-30 2017-12-11 Engie Electroproject B V A method of and a device for estimating down hole speed and down hole torque of borehole drilling equipment while drilling, borehole equipment and a computer program product.
US11933158B2 (en) 2016-09-02 2024-03-19 Motive Drilling Technologies, Inc. System and method for mag ranging drilling control
CN106545327B (zh) * 2016-12-09 2017-11-28 北京四利通控制技术股份有限公司 智能司钻钻机控制系统
WO2019033039A1 (en) 2017-08-10 2019-02-14 Motive Drilling Technologies, Inc. APPARATUS AND METHODS FOR AUTOMATIC SLIDE DRILLING
US10830033B2 (en) 2017-08-10 2020-11-10 Motive Drilling Technologies, Inc. Apparatus and methods for uninterrupted drilling
CN108303561B (zh) * 2017-11-21 2024-04-05 中国地质大学（北京） 一种适用于矿山巷道超前地质预报的随钻测量装置
US11199242B2 (en) 2018-03-15 2021-12-14 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Bit support assembly incorporating damper for high frequency torsional oscillation
AR123395A1 (es) 2018-03-15 2022-11-30 Baker Hughes A Ge Co Llc Amortiguadores para mitigar vibraciones de herramientas de fondo de pozo y dispositivo de aislamiento de vibración para arreglo de fondo de pozo
US11208853B2 (en) 2018-03-15 2021-12-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Dampers for mitigation of downhole tool vibrations and vibration isolation device for downhole bottom hole assembly
US11448015B2 (en) 2018-03-15 2022-09-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Dampers for mitigation of downhole tool vibrations
WO2020101812A1 (en) * 2018-11-16 2020-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Advisory system for stick-slip mitigation in drilling systems
US11466556B2 (en) 2019-05-17 2022-10-11 Helmerich & Payne, Inc. Stall detection and recovery for mud motors
US11519227B2 (en) 2019-09-12 2022-12-06 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Vibration isolating coupler for reducing high frequency torsional vibrations in a drill string
CN114531894A (zh) 2019-09-12 2022-05-24 贝克休斯油田作业有限责任公司 扭转振荡的粘性振动阻尼
CN111291499B (zh) * 2020-03-04 2023-08-01 岭南师范学院 一种基于多体动力学的瓦斯抽采钻机建模方法
CN113530495A (zh) * 2020-04-13 2021-10-22 北京达科轩传动技术有限公司 一种游梁式抽油机非匀速驱动方式
CN111723536B (zh) * 2020-06-16 2022-10-04 岭南师范学院 一种瓦斯抽采钻机系统的多体动力学分析方法
US11965400B2 (en) 2021-01-17 2024-04-23 Well Master Corporation System and method to maintain minimum wellbore lift conditions through injection gas regulation
US11746628B2 (en) 2021-01-17 2023-09-05 Well Master Corporation Multi-stage downhole tool movement control system and method of use
US11319785B1 (en) 2021-01-17 2022-05-03 Well Master Corporation Downhole tool movement control system and method of use
US11885212B2 (en) 2021-07-16 2024-01-30 Helmerich & Payne Technologies, Llc Apparatus and methods for controlling drilling

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1054813A (zh) * 1990-02-20 1991-09-25 国际壳牌研究有限公司 控制钻孔设备振动的方法和系统
CN1317069A (zh) * 1998-09-09 2001-10-10 国际壳牌研究有限公司 确定钻柱刚度的方法
CN101408100A (zh) * 2008-11-25 2009-04-15 天水电气传动研究所有限责任公司 电动钻机转盘柔性扭矩控制方法及其系统
CN201301701Y (zh) * 2008-11-25 2009-09-02 天水电气传动研究所有限责任公司 电动钻机转盘柔性扭矩控制系统
WO2010063982A1 (en) * 2008-12-02 2010-06-10 National Oilwell Varco, L.P. Method and apparatus for reducing stick-slip

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1737107A1 (ru) * 1990-05-28 1992-05-30 Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по автоматизированному электроприводу в промышленности, сельском хозяйстве и на транспорте Система автоматического управлени электротормозной машиной буровой лебедки
EP0870899A1 (en) * 1997-04-11 1998-10-14 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Drilling assembly with reduced stick-slip tendency
US6785641B1 (en) * 2000-10-11 2004-08-31 Smith International, Inc. Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization
US6585041B2 (en) * 2001-07-23 2003-07-01 Baker Hughes Incorporated Virtual sensors to provide expanded downhole instrumentation for electrical submersible pumps (ESPs)
JP4309089B2 (ja) * 2002-02-14 2009-08-05 富士重工業株式会社 車両の駆動力伝達制御装置
GB2413202B (en) * 2003-01-17 2006-06-28 Halliburton Energy Serv Inc Integrated drilling dynamics system and method of operating same
US8489375B2 (en) * 2007-10-22 2013-07-16 Schlumberger Technology Corporation Formation modeling while drilling for enhanced high angle for horizontal well placement
BR122012029014B1 (pt) * 2008-12-02 2019-07-30 National Oilwell Varco, L.P. Mecanismo de controle de perfuração de um poço e controlador eletrônico
US8818779B2 (en) * 2009-12-21 2014-08-26 Baker Hughes Incorporated System and methods for real-time wellbore stability service
US9366131B2 (en) * 2009-12-22 2016-06-14 Precision Energy Services, Inc. Analyzing toolface velocity to detect detrimental vibration during drilling
US20110214919A1 (en) * 2010-03-05 2011-09-08 Mcclung Iii Guy L Dual top drive systems and methods
US8955602B2 (en) * 2010-11-19 2015-02-17 Letourneau Technologies, Inc. System and methods for continuous and near continuous drilling
AU2011101765A4 (en) * 2010-12-22 2016-02-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Controlling vibrations in a drilling system

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1054813A (zh) * 1990-02-20 1991-09-25 国际壳牌研究有限公司 控制钻孔设备振动的方法和系统
CN1317069A (zh) * 1998-09-09 2001-10-10 国际壳牌研究有限公司 确定钻柱刚度的方法
CN101408100A (zh) * 2008-11-25 2009-04-15 天水电气传动研究所有限责任公司 电动钻机转盘柔性扭矩控制方法及其系统
CN201301701Y (zh) * 2008-11-25 2009-09-02 天水电气传动研究所有限责任公司 电动钻机转盘柔性扭矩控制系统
WO2010063982A1 (en) * 2008-12-02 2010-06-10 National Oilwell Varco, L.P. Method and apparatus for reducing stick-slip

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
钻机旋转系统的自适应PID控制策略;李琳 等;《石油学报》;20110115;第32卷(第1期);全文 *
钻柱的粘滑振动规律分析;牟海维 等;《石油机械》;20110310;第39卷(第3期);全文 *

Also Published As

Publication number Publication date
JP2014534369A (ja) 2014-12-18
WO2013062409A1 (en) 2013-05-02
EP2776666B1 (en) 2016-06-01
AU2012329620A1 (en) 2014-05-15
RU2616032C9 (ru) 2017-07-24
BR112014009690B8 (pt) 2021-05-25
EP2776666B8 (en) 2016-08-03
MX2014004985A (es) 2014-10-24
US10138721B2 (en) 2018-11-27
AU2012329620C1 (en) 2017-11-23
AU2012329620B2 (en) 2017-08-03
CN104040111A (zh) 2014-09-10
CA2853276A1 (en) 2013-05-02
BR112014009690B1 (pt) 2021-02-09
EP2776666A1 (en) 2014-09-17
NL2007656C2 (en) 2013-05-01
HRP20161091T1 (hr) 2016-10-21
JP6156941B2 (ja) 2017-07-05
CA2853276C (en) 2021-03-02
RU2616032C2 (ru) 2017-04-12
US20140284105A1 (en) 2014-09-25
RU2014115864A (ru) 2015-12-10
BR112014009690A2 (pt) 2018-03-20
MX355485B (es) 2018-04-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104040111B (zh) 减轻钻孔设备中的粘滑振荡的方法、装置和电子控制器
CN109642455B (zh) 用于估算钻井时井眼钻进设备的井下速度和井下转矩的方法和装置、井眼钻进设备和计算机程序产品
RU2644372C2 (ru) Способ и устройство для определения рабочих параметров вычислительной модели скважинного оборудования, электронный контроллер и скважинное оборудование
Kamel et al. Modeling and analysis of stick-slip and bit bounce in oil well drillstrings equipped with drag bits
Leonard A first-principles directional drilling simulator for control design
Saldivar Márquez et al. Field Observations and Empirical Drilling Control
BR112018074752B1 (pt) Método para a estimativa de pelo menos uma velocidade de fundo de poço e torque em fundo de poço do equipamento de perfuração, dispositivo para a estimativa de pelo menos uma velocidade de fundo de poço e torque em fundo de poço e equipamento para a perfuração de poço

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
CB02 Change of applicant information

Address after: Amsterdam

Applicant after: ENGIE Electrical Engineering Company Limited

Address before: Amsterdam

Applicant before: Koff Li Aikebo Ci Co., Ltd

COR Change of bibliographic data
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant