Устранение скачкообразных колебаний бурового снаряда

Устранение скачкообразных колебаний бурового снаряда

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Уровень техники

Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, как правило, осуществляется из подземных пластов, находящихся на суше или на шельфе. Усовершенствование производимых под землей операций и процессов, используемых при извлечении углеводородов из подземного пласта, является комплексным. Как правило, операции, выполняемые под землей, включают ряд различных этапов, таких как, например, бурение скважины на выбранной буровой площадке, технологическая обработка скважины с целью оптимизации добычи углеводородов, а также выполнение необходимых этапов для добычи углеводородов из подземного пласта и их переработки.

Подземное буровое оборудование, такое как буровые долота, бурильные колонны, компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и/или скважинные инструменты при взаимодействии со стенкой скважины могут вызывать зацепление или заклинивание со стенкой скважины, что приводит к "прихвату" бурильной колонны. В случае "прихвата" бурового оборудования вращательное движение бурильной колонны прекращается или существенно замедляется. Несмотря на то, что буровое оборудование "прихвачено", бурильной колонне на поверхности продолжает передаваться вращающий момент, что приводит к скручиванию бурильной колонны. В случае если приложенный к бурильной колонне вращающий момент превышает силу статического трения бурового оборудования, происходит "проскальзывание" или отделение бурильной колонны от стенки скважины. Вследствие данного явления может снизиться срок службы скважинных компонентов, ухудшиться качество скважины, а также увеличиться время, затрачиваемое на бурение.

Краткое описание графических материалов

Некоторые конкретные типовые варианты реализации изобретения могут стать очевидными благодаря ссылке, в частности, на нижеследующее описание и прилагаемые графические материалы.

На фиг. 1 проиллюстрирована схема типовой буровой системы в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 2 проиллюстрирована структурная схема типовой системы обработки информации в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 3 проиллюстрирована структурная схема типовой системы управления в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 4 проиллюстрирован график типового профиля траектории в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 5 проиллюстрирован график типовой операции планирования траектории в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 6 проиллюстрирована структурная схема типового элемента системы онлайн-идентификации в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 7 проиллюстрирована структурная схема типового наблюдателя состояний системы в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 8 проиллюстрирована структурная схема типового контроллера бурения в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 9 проиллюстрирована схема типовой модели с сосредоточенными массами в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 10 проиллюстрирована структурная схема типовых динамических блоков, соответствующих модели системы бурового снаряда в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 11 проиллюстрирована функциональная схема типового первого шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 12 проиллюстрирована функциональная схема типового второго шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения.

На фиг. 13 проиллюстрирована функциональная схема типового третьего шага расчета с помощью метода бэкстеппинг в соответствии с аспектами данного изобретения.

При том, что варианты реализации данного изобретения были проиллюстрированы и описаны, а также определены посредством ссылки на типовые варианты реализации данного изобретения, данные ссылки не подразумевают ограничение объема изобретения, а также не должно предполагаться ни одно из таких ограничений. Для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из данного изобретения, будет очевидна возможность значительных модификаций, изменений и эквивалентов формы и функции описанного объекта изобретения. Проиллюстрированные и описанные типовые варианты реализации данного изобретения приводятся исключительно в качестве примеров и полностью не охватывают объем изобретения.

Подробное раскрытие изобретения

В рамках данного описания изобретения система обработки информации может содержать любое техническое средство или совокупность технических средств, выполненных с возможностью вычисления, классификации, обработки, передачи, приема, извлечения, генерации, коммутации, хранения, отображения, определения, обнаружения, записи, воспроизведения, обработки или использования любой формы информации, аналитических данных или данных для бизнеса, науки, управления или других целей. Например, системой обработки информации может быть персональный компьютер, сетевое устройство хранения данных или любое другое подходящее устройство, которые могут отличаться по размеру, форме, производительности, функциональности и цене. Система обработки информации может содержать оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), один или более вычислительных ресурсов, таких как центральный процессор (ЦП) или управляющую логику, реализованную аппаратно или программно, ПЗУ, и/или другие типы энергонезависимой памяти. Дополнительные компоненты системы обработки информации могут содержать один или более накопителей, один или более сетевых портов для связи с внешними устройствами, а также различные устройства ввода-вывода (I/O), например, клавиатуру, мышь и графический дисплей. Система обработки информации может также содержать одну или более шин, выполненных с возможностью передачи данных между различными аппаратными компонентами. Система обработки данных может также содержать один или более интерфейсных блоков, выполненных с возможностью передачи одного или более сигналов контроллеру, приводу или аналогичному устройству.

В контексте данного описания изобретения машиночитаемый носитель может включать любое техническое средство или совокупность технических средств, выполненных с возможностью хранения данных и/или команд в течение определенного периода времени. К машиночитаемым носителям могут относиться, например, но, не ограничиваясь этим, носители, такие как запоминающее устройство с прямым доступом (например, жесткий диск или накопитель на гибких магнитных дисках), запоминающее устройство с последовательным доступом (например, запоминающее устройство на магнитной ленте), компакт-диск, CD-ROM, DVD, ОЗУ, ПЗУ, электрически стираемая программируемая постоянная память (EEPROM) и/или флэш-память; а также среды передачи данных, такие как провода, оптические волокна, микроволны, радиоволны и другие электромагнитные и/или оптические среды передачи данных; и/или любая комбинация вышеперечисленного.

В данной заявке подробно описаны иллюстративные варианты реализации данного изобретения. Для ясности изложения в данном описании изобретения могут быть описаны не все особенности фактической реализации изобретения. Непременно следует принять во внимание, что при проектировании любого аналогичного фактического варианта реализации изобретения с целью достижения конкретных целей при реализации изобретения выбирают многочисленные решения, ориентированные на конкретный вариант реализации изобретения, которые для различных вариантов реализации изобретения будут различными. Кроме того, следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и затратной по времени, но, тем не менее, не будет представлять сложности для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из ознакомления с данным описанием изобретения.

С целью лучшего понимания сущности данного изобретения приводятся примеры конкретных вариантов реализации изобретения. Ни при каких условиях приведенные примеры не должны истолковываться с целью ограничения или определения объема изобретения. Варианты реализации данного изобретения могут быть применимы к горизонтальным, вертикальным, наклонным или иным нелинейным стволам скважин в подземных пластах любого типа. Варианты реализации изобретения наряду с эксплуатационными скважинами могут быть применимы к нагнетательным скважинам, включая углеводородные скважины. Варианты реализации изобретения могут быть реализованы с использованием инструмента, предназначенного для тестирования, поиска и отбора проб вдоль фрагментов породы. Варианты реализации изобретения могут быть реализованы с помощью инструментов, которые, например, могут перемещаться посредством проточного канала в колонне труб или с помощью каротажного кабеля, тросового каната, гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, скважинного робота или тому подобного.

Используемые в данной заявке термины "соединять" или "соединен" служат для описания непрямого или прямого соединения. Таким образом, если первое устройство соединено со вторым устройством, соединение может осуществляться через прямое соединение или посредством непрямого механического или электрического соединения с помощью других устройств и соединений. Аналогичным образом, используемый в данной заявке термин "коммуникационно соединенный" служит для описания либо прямого, либо непрямого коммуникационного соединения. Данное соединение может быть проводным или беспроводным соединением, таким как, например, Ethernet или локальная вычислительная сеть. Данные проводные и беспроводные соединения хорошо известны специалистам в данной области техники и поэтому не будут подробно обсуждаться в данной заявке. Таким образом, если первое устройство соединено с возможностью связи со вторым устройством, то соединение может осуществляться посредством прямого соединения или путем непрямого коммуникационного соединения с помощью других устройств и соединений.

При современных операциях бурения и добычи нефти необходима информация, связанная с параметрами скважины и состояниями ствола скважины. Существует несколько способов для сбора данных исследований в скважинах, включая каротаж в процессе бурения ("КПБ") и измерения во время бурения ("ИВБ"). В случае КПБ данные обычно собираются в процессе бурения, что позволяет избежать необходимости извлечения бурового снаряда для спуска кабельного каротажного прибора. Следовательно, КПБ позволяет бурильщику вносить точные изменения или исправления в режиме реального времени с целью оптимизации производительности, минимизируя при этом время простоя оборудования. ИВБ является термином, который служит для описания измерения состояния ствола скважины, относящегося к движению и положению бурового снаряда во время процесса бурения. КПБ в большей степени ориентирован на измерение параметра пласта. При том, что могут иметь место различия между ИВБ и КПБ, термины ИВБ и КПБ часто используются как взаимозаменяемые. В контексте данного описания изобретения термин КПБ будет использоваться с пониманием того, что этот термин служит как для описания сбора параметров пласта, так и для сбора информации, относящейся к движению и положению бурового снаряда.

На фиг. 1 проиллюстрирована схема типовой буровой системы 100 в соответствии с аспектами данного изобретения. Буровая система 100 может содержать буровую установку 102, установленную на поверхности 122, расположенную над стволом скважины 104 в пределах подземного пласта 106. Несмотря на то, что поверхность 122 на фиг. 1 проиллюстрирована как поверхность земли, в некоторых вариантах реализации изобретения буровая установка может быть расположена в море, при этом поверхность 122 будет включать буровую платформу. Буровой снаряд по меньшей мере частично может размещаться внутри ствола скважины 104. Буровой снаряд может содержать бурильную колонну 114, компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 108, буровое долото 110, а также верхний силовой привод или роторный стол 126. Бурильная колонна 114 может содержать множество сегментов бурильных труб, соединенных с помощью резьбового соединения. КНБК 108 может соединяться с бурильной колонной 114, а буровое долото 110 может соединяться с КНБК 108. Верхний силовой привод 126 может соединяться с бурильной колонной 114 и передавать вращающий момент и вращение бурильной колонне 114, вызывая вращение бурильной колонны 114. Вращающий момент и вращение, передаваемые бурильной колонне 114, могут передаваться КНБК 108 и буровому долоту 110, тем самым вызывая их вращение. Вращение бурового долота 110 с помощью верхнего силового привода 126 может привести к взаимодействию бурового долота 110 с пластом 106 или бурению пласта и увеличению протяженности ствола скважины 104. Также возможны другие схемы расположения бурового снаряда, которые будут приняты во внимание специалистами в данной области техники с учетом данного описания изобретения.

КНБК 108 может содержать инструменты, такие как элементы КПБ/ИВБ 116 и система телеметрии 112, которые могут соединяться с бурильной колонной 114. Элементы КПБ/ИВБ 116 могут содержать скважинные приборы, включая датчики 160, с помощью которых измеряют значения состояния ствола скважины. В процессе бурения с помощью данных приборов непрерывно или периодически могут контролироваться состояния ствола скважины, параметры режима бурения и другие данные пласта. Данные, генерируемые элементом КПБ/ИВБ 116, могут храниться в то время, когда приборы находятся в скважине, а позже при извлечении бурильной колонны могут восстанавливаться на поверхности. В некоторых вариантах реализации изобретения данные, генерируемые с помощью элемента КПБ/ИВБ 116, могут передаваться на поверхность с помощью системы телеметрии 112. Связь с поверхностью может обеспечиваться с помощью телеметрической системы 112 посредством различных каналов, в том числе проводных и беспроводных каналов связи, а также по гидроимпульсному каналу посредством бурового раствора в стволе скважины 104.

Бурильная колонна 114 может простираться вниз через колонную головку 150 в ствол скважины 104. Двухфланцевая колонная головка 150 может соединяться с однофланцевой колонной головкой 151, при этом верхний силовой привод 126 может соединяться с двухфланцевой колонной головкой 150. Однофланцевая колонная головка 151 может содержать часть, которая простирается в ствол скважины 104. В некоторых вариантах реализации изобретения однофланцевая колонная головка 109 может закрепляться в стволе скважины 104 с помощью цемента, и может функционировать совместно с двухфланцевой колонной головкой 108 и другим устьевым оборудованием, таким как противовыбросовый превентор (ПБ) (не показан) с целью предотвращения выброса на поверхность 103 избыточных значений давления из пласта 106 и ствола скважины 104.

Во время буровых работ с помощью насоса 152, расположенного на поверхности 122, из резервуара 153 может перекачиваться буровой раствор через верхний конец бурильной колонны 114. Как проиллюстрировано с помощью стрелок 154, буровой раствор может стекать внутрь бурильной колонны 114 через буровое долото 106, а затем в затрубное пространство скважины 155. Затрубное пространство скважины 155 образуется за счет вращения бурильной колонны 114 и закрепленного на ней бурового долота 110 в стволе скважины 104, и определяется как пространство между внутренней/внутренней стенкой или диаметром скважины 104 и внешней/наружной поверхностью или диаметром бурильной колонны 114. Затрубное пространство может простираться из ствола скважины 104 через однофланцевую колонную головку 151 в двухфланцевую колонную головку 150. Двухфланцевая колонная головка 150 может соединяться с жидкостным трубопроводом 156, благодаря которому обеспечивается гидравлическая связь между двухфланцевой колонной головкой 150 и резервуаром на поверхности 153. Буровой раствор может выходить из затрубного пространства скважины 155 и поступать в резервуар на поверхности 153 через жидкостный трубопровод 156.

В некоторых вариантах реализации изобретения по меньшей мере некоторые из буровых снарядов, содержащие бурильную колонну 114, КНБК 108 и буровое долото 110, могут быть подвешены на буровой установке 102 с помощью крюковой подвески 157. Суммарная сила, действующая на крюковую подвеску 157 по направлению вниз, может рассматриваться как нагрузка на крюк. Нагрузка на крюк может соответствовать весу бурового снаряда, за вычетом любой силы, за счет которой снижается вес. К силам, за счет которых снижается вес, относится трение вдоль стенки ствола скважины, а также силы, выталкивающие бурильную колонну, вызванные погружением бурильной колонны в буровой раствор. В случае если буровое долото 110 входит в контакт с нижней частью пласта 106, пласт будет компенсировать часть веса бурового снаряда, причем данное компенсированное значение может соответствовать нагрузке на долото бурового снаряда. Крюковая подвеска 157 может содержать указатель веса, отображающий величину веса, приложенного к крюковой подвеске 157, в данный момент времени. В некоторых вариантах реализации изобретения крюковая подвеска 157 может содержать лебедку или отдельная лебедка может соединяться с крюковой подвеской 157, причем лебедка может использоваться для изменения нагрузки на крюк/нагрузки на долото бурового снаряда.

В некоторых вариантах реализации изобретения буровая система 100 может содержать блок управления 124, расположенный на поверхности 122. Блок управления 124 может соединяться с возможностью связи с одним или более управляемыми элементами буровой системы 100, включая насос 152, крюковую подвеску 157, элементы КПБ/ИВБ 116 и верхний силовой привод 126. Управляемые элементы могут содержать буровое оборудование, рабочие состояния которого могут изменяться или модифицироваться с помощью электронных управляющих сигналов. Блок управления 124 может содержать систему обработки информации, с помощью которой может быть по меньшей мере частично реализована система управления или алгоритм по меньшей мере для одного управляемого элемента буровой системы 100.

В некоторых вариантах реализации изобретения блок управления 124 выполнен с возможностью приема входных сигналов от буровой системы 100 и формирования одного или более выходных управляющих сигналов для управляемого элемента. С помощью управляющего сигнала может быть вызвано изменение одного или более параметров режима бурения управляемого элемента. К типовым параметрам режима бурения относятся скорость бурения, нагрузка на долото и расход бурового раствора. Управляющие сигналы могут направляться к управляемым элементам буровой системы 100 в целом, или к отдельным активаторам, или другим управляемым механизмам управляемых элементов буровой системы 100. Например, верхний силовой привод 126 может содержать активатор, благодаря которому возможно изменение вращающего момента, передаваемого бурильной колонне 114. Кроме того, крюковая подвеска 157 может содержать активатор, соединенный с узлом лебедки, посредством которого возможно изменение величины веса, приложенного к лебедке. В некоторых вариантах реализации изобретения некоторые или все управляемые элементы буровой системы 100 могут содержать ограниченные, интегральные элементы управления или процессоры, выполненные с возможностью приема управляющего сигнала от блока управления 124 и формирования определенной команды для соответствующих активаторов или других управляемых механизмов.

В проиллюстрированном варианте реализации изобретения управляющие сигналы могут направляться к одному или более насосам 152, крюковой подвеске 157, элементам КПБ/ИВБ 116, и верхнему силовому приводу 126. Управляющий сигнал, направленный к насосу 152, может изменять скорость потока бурового раствора, перекачиваемого в бурильную колонну 114. Благодаря управляющему сигналу, направленному к крюковой подвеске 157, возможно изменение нагрузки на долото бурового снаряда путем увеличения или уменьшения веса бурового снаряда, удерживаемого лебедкой. С помощью управляющего сигнала, направленного к верхнему силовому приводу, возможно изменение частоты вращения бурильной колонны 114 путем изменения вращающего момента, приложенного к бурильной колонне 114. С помощью управляющего сигнала, направленного к элементам КПБ/ИВБ 116, возможна активация элементов КПБ/ИВБ 116 для проведения измерений свойств пласта 106 или возможно изменение типа или частоты измерений, выполняемых элементами КПБ/ИВБ 116. В контексте данного описания изобретения для специалистов в данной области техники будут очевидны другие типы управляющих сигналов.

На фиг. 2 проиллюстрирована структурная схема типовой системы обработки информации 200 в соответствии с аспектами данного изобретения. Система обработки информации 200 может использоваться, например, в составе системы управления или блока для бурового снаряда. Например, оператор буровой установки может взаимодействовать с системой обработки информации 200 с целью изменения параметров бурения или формирования управляющих сигналов для бурового оборудования, соединенного с возможностью связи с системой обработки информации 200. Система обработки информации 200 может содержать процессор или ЦП 201, который коммуникационно соединен с концентратором контроллера памяти или северным мостом 202. Концентратор контроллера памяти 202 может содержать контроллер памяти для направления информации к различным компонентам или от различных компонентов системной памяти в систему обработки информации, таким как ОЗУ 203, запоминающее устройство 206 и жесткий диск 207. Концентратор контроллера памяти 202 может соединяться с ОЗУ 203 и графическим процессором 204. Концентратор контроллера памяти 202 может также соединяться с контроллером-концентратором ввода-вывода или южным мостом 205. Концентратор ввода-вывода 205 соединен с элементами хранилища компьютерной системы, включая запоминающее устройство 206, который может содержать флэш-ПЗУ, содержащее базовую систему ввода-вывода (BIOS) компьютерной системы. Концентратор ввода-вывода 205 также соединен с жестким диском 207 компьютерной системы. Концентратор ввода-вывода 205 также выполнен с возможностью соединения с микросхемой суперконтроллера ввода-вывода 208, которая соединяется с несколькими портами ввода-вывода компьютерной системы, включая клавиатуру 209 и мышь 210. Система обработки информации 200 выполнена с возможностью дополнительно коммуникационно соединяться с одним или более элементами буровой системы посредством микросхемы 208.

Системы управления и способы, содержащие аспекты данного изобретения, могут использоваться с целью контроля параметров режима бурения и предотвращения нежелательных условий эксплуатации для буровой системы. Одним из примеров нежелательного условия эксплуатации для бурового снаряда являются колебания или вибрации, как правило, нелинейные, вызванные скачкообразными колебаниями бурильной колонны и возникшие в результате момента сил трения. Эти колебания могут привести к повреждению бурового снаряда, а также снижению скорости проходки во время бурения. При этом могут затрудняться измерение и регулировка момента сил трения. Как будет описано ниже, с помощью типовой системы управления возможно определение момента сил трения, действующего на бурильную колонну, в режиме реального времени или близкого к реальному времени с использованием моделей бурового снаряда и формирования сигнала управления для одного или более управляемых элементов буровой системы с целью предотвращения возникновения момента сил трения и, следовательно, скачкообразных колебаний.

Типовые системы управления могут содержать блок управления/систему обработки информации, комуникационно соединенную с элементом бурового снаряда или активатором или другим управляемым механизмом в управляемом элементе бурового снаряда. Например, блок управления может содержать по меньшей мере один вычислительный ресурс, интерфейсный блок, выполненный с возможностью передачи управляющего сигнала к элементу буровой системы (например, верхнему силовому приводу или активатору верхнего силового привода), а также машиночитаемый носитель, содержащий исполняемые команды, используемые для реализации одного из способов управления в соответствии с данным описанием изобретения. В других вариантах реализации изобретения система управления может содержать средства для вывода указания управляющего сигнала (например, монитор или другой дисплейный механизм и/или механизм акустической сигнализации, или любое другое устройство, применимое для вывода указания управляющего сигнала), благодаря которому оператор может выполнять такое указание управляющего сигнала с помощью ручного ввода в управляющий механизм для управления элементом буровой системы.

На фиг. 3 проиллюстрирована структурная схема типовой системы управления 300 в соответствии с аспектами данного изобретения. Система управления 300 может быть по меньшей мере частично реализована в составе системы обработки информации и может содержать элемент планирования траектории 301, контроллер бурения 302, элемент системы онлайн-идентификации 303 и наблюдатель состояний системы 304. Система управления 300 выполнена с возможностью приема команды 305 от оператора, которая в некоторых вариантах реализации изобретения может содержать команду рабочей точки, предназначенную для активации изменения параметра режима бурения из первого состояния или рабочей точки ко второму состоянию или рабочей точке. Команда 305 может направляться конкретному управляемому элементу буровой системы 306, отвечающему за параметр режима бурения (например, верхнему силовому приводу с целью изменения скорости бурения). Элемент планирования траектории 301 выполнен с возможностью приема команды 305 и формирования профиля траектории. Профиль траектории может приниматься контроллером бурения 302, который также выполнен с возможностью приема выходного сигнала от элемента системы онлайн-идентификации 303 и наблюдателя состояний системы 304. Контроллер бурения 302 выполнен с возможностью формирования управляющего сигнала по меньшей мере частично на основании профиля траектории, а также выходных сигналов элемента системы онлайн-идентификации 303 и наблюдателя состояний системы 304. Контроллер бурения выполнен с возможностью передачи управляющего сигнала управляемому элементу, что приводит к требуемым изменениям параметров режима бурения из первого состояния или рабочей точки ко второму состоянию или рабочей точке.

В некоторых вариантах реализации изобретения буровая система 306 может содержать один или более скважинных датчиков, генерирующих значения измерений, соответствующие одному или более параметрам режима бурения или других состояний ствола скважины. Выходные сигналы датчика 307 могут приниматься элементом системы онлайн-идентификации 303, наблюдателем состояний системы 304 и контроллером бурения 302. Кроме того, управляющий сигнал, формируемый контроллером бурения 302, может приниматься элементом системы онлайн-идентификации 303 и наблюдателем состояний системы 304. Выходные сигналы, как элемента системы онлайн-идентификации 303, так и наблюдателя состояний системы 304 по меньшей мере частично могут основываться на выходных сигналах датчика 307 и сформированном управляющем сигнале. Это может обеспечиваться благодаря замкнутому контуру обратной связи в системе управления 300.

В некоторых вариантах реализации изобретения для формирования выходных сигналов с помощью контроллера бурения 302, наблюдателя состояний системы 304, а также элемента системы онлайн-идентификации 303 могут использоваться модели бурового снаряда. Как будет описано ниже, типовые модели включают модели с сосредоточенными массами. Элемент системы онлайн-идентификации 303 выполнен с возможностью определения значений динамических свойств системы, которые трудно измерить или определить с помощью другого способа, например, момент сил трения и жесткость при кручении бурильной колонны, а также демпфирование, включенные в состав моделей блока управления. Наблюдатель состояний системы 304 выполнен с возможностью определения значений или "оценок состояния" для других переменных в моделях блока управления, которые также могут быть включены в модели блока управления. Контроллер бурения 302 выполнен с возможностью использования значений динамического свойства системы и оценок состояния для формирования управляющего сигнала с помощью метода бэкстеппинг с целью предотвращения скачкообразных колебаний, а также других нежелательных условий эксплуатации. Управляющий сигнал, сформированный контроллером бурения 302, может также использоваться для поддержания требуемой скорости вращения бурового долота бурового снаряда 306.

На фиг. 4 проиллюстрирован график типового профиля траектории в соответствии с аспектами данного изобретения. Как описано выше, элемент планирования траектории выполнен с возможностью приема команды от оператора буровой установки и формирования профиля траектории. В проиллюстрированных вариантах реализации изобретения команда содержит ступенчатую команду 301, причем команда переключается из первой рабочей точки ко второй рабочей точке практически мгновенно. В сущности, для данной ступенчатой команды требуется значительный выброс тока или напряжения, значения которых могут привести к насыщению активатора управляемого элемента буровой системы. Типовой элемент планирования траектории выполнен с возможностью формирования соответствующего профиля траектории 302, с помощью которого управляют управляемым элементом буровой системы из первой рабочей точки ко второй рабочей точке как можно быстрее без насыщения соответствующего активатора. Как можно увидеть, профиль траектории 302 может содержать гладкий профиль, который может быть представлен в виде полиномиальной функции, синусоидальной функции или любой другой гладкой функций, при этом данные функции будут очевидны для специалистов в данной области техники в контексте данного описания изобретения.

В некоторых вариантах реализации изобретения элемент планирования траектории выполнен с возможностью доступа к технологическим параметрам для управляемых элементов буровой системы, к которым будет направлена команда, причем профиль траектории может быть сформирован по меньшей мере частично на основании технологических параметров. Например, ступенчатая команда 301 может соответствовать параметру режима бурения, контролируемому конкретным управляемым элементом, например, скорость бурения контролируется верхним силовым приводом, а элемент планирования траектории может иметь доступ к технологическим параметрам, соответствующим управляемому элементу. При этом в некоторых вариантах реализации изобретения элемент планирования траектории также может быть выполнен с возможностью получения доступа к технологическим параметрам других управляемых элементов буровой системы, таких как насосы, крюковые подвески и т.д. при формировании профиля траектории. Элемент планирования траектории выполнен с возможностью дополнительно формировать второй профиль траектории для другого управляемого элемента буровой системы на основании первого профиля траектории.

На фиг. 5 проиллюстрирован график типовой операции планирования траектории в соответствии с аспектами данного изобретения. Как можно увидеть, график 500 содержит первый параметр режима бурения (нагрузка на долото, "ННД") на оси Y, а второй параметр режима бурения (скорость бурения в оборотах в минуту "ОВМ") на оси X. График 500 также содержит очерченную область 501, соответствующую комбинации первого и второго параметров режима бурения, при которых могут возникнуть нежелательные условия эксплуатации. Примером нежелательных условий эксплуатации является физическое разрушение элементов бурового снаряда или скачкообразные колебания. Комбинации могут определяться, например, с помощью моделей геологической среды, данных коррекции, динамической модели бурового снаряда, данных датчика или комбинации вышеперечисленного.

В проиллюстрированном варианте реализации изобретения очерченной областью 501 определяются комбинации скоростей бурения и нагрузок на долото, при которых, по всей вероятности, возникают скачкообразные колебания. Штриховая линия соответствует первому профилю траектории 502 для изменения скорости бурения от первой скорости бурения 503 до второй скорости бурения 504. Например, первый профиль траектории 502 может соответствовать команде управления, введенной оператором буровой установки. Как можно увидеть, при текущей нагрузке на долото, первый профиль траектории 502 переведет буровой снаряд в область скачкообразных колебаний 501. В соответствии с аспектами данного изобретения второй профиль траектории может быть сформирован по меньшей мере частично на основании первой траектории так, чтобы предотвратить смещение бурового снаряда в область скачкообразных колебаний 501. Второй профиль траектории может формироваться автоматически при формировании первого профиля траектории 502, а выходной сигнал для соответствующего управляемого элемента буровой системы, крюковой подвески в данном варианте реализации изобретения при подаче на выход первого профиля траектории. Первый профиль траектории 502 и второй профиль траектории проиллюстрированы схематически вместе как траектория 505, при которой как скорость бурения, так и нагрузка на долото изменяются одновременно для предотвращения смещения в область скачкообразного движения 501. В частности, рабочие точки 503 и 504 для нагрузки на долото могут быть одинаковыми до и после формирования профиля траектории.

На фиг. 6 проиллюстрирована структурная схема типового элемента системы онлайн-идентификации 600 в соответствии с аспектами данного изобретения. Как описано выше, элемент системы онлайн-идентификации 600 выполнен с возможностью определения динамических свойств системы, которые сложно измерить или определить. Данные динамические свойства системы могут содержать параметрические неопределенности, которые являются либо неизвестными константами или значениями, медленно изменяющимися во времени. К типовым параметрическим неопределенностям относятся инерция системы, жесткость при кручении, коэффициенты демпфирования, моменты сил трения/коэффициенты трения.

Элемент системы онлайн-идентификации 600 может содержать онлайн-модель 601, а также онлайн-обучаемый механизм 602. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения онлайн-модель 601 выполнена с возможностью приема в качестве входных сигналов управляющего сигнала, сформированного контроллером бурения, оценки состояний, сформированной наблюдателем состояний системы, и значения измерения датчика от датчика бурового снаряда. С помощью онлайн-модели 601 возможно формирование прогнозируемого значения измерения датчика на основании входных сигналов и идентифицированной параметрической величины. Прогнозируемое значение измерения датчика может соответствовать типу измерения датчика, принятого в качестве входного сигнала для элемента системы онлайн-идентификации 600. Идентифицированная параметрическая величина в онлайн-модели 601 может обновляться посредством процесса онлайн-обучения, с помощью которого стремятся скорректировать прогнозируемое значение измерения датчика онлайн-модели 601 в соответствии с входным сигналом значения измерения датчика. Идентифицированная параметрическая величина может быть получена от элемента системы онлайн-идентификации 600 и использоваться в контроллере бурения для формирования управляющего сигнала.

В некоторых вариантах реализации изобретения процесс онлайн-обучения может включать сравнение с помощью компаратора 603 прогнозируемого значения измерения датчика онлайн-модели 601 с входным сигналом значения измерения датчика. Выходной сигнал компаратора 603 может содержать погрешность прогнозирования в онлайн-модели 601. Погрешность прогнозирования может быть вызвана погрешностью в идентифицированной параметрической величине, используемой в онлайн-модели 601. В некоторых вариантах реализации изобретения погрешность прогнозирования может быть входным сигналом онлайн-обуча