CN105408574A - 用以优化钻井效率同时减少粘滑的方法 - Google Patents

Abstract

减少或消除井下的粘滑和振动可包括以防止、消除或减少粘滑和振动的方式来控制顶部驱动扭矩以便调整钻头角速度。控制方法和系统可包括对包括目标函数的一个或多个优化问题求解。所述目标函数可服从包括钻井系统的物理模型的条件。可不参考模型，而是替代地通过参考基于钻头角速度曲线的估计的粘滑频率来将所述目标函数减到最小。另外，可使用观察器来估计用于控制方法和系统的实际井下测量，诸如钻头角速度。

Description

用以优化钻井效率同时减少粘滑的方法

背景技术

本公开一般来说涉及地下钻井操作，且更具体来说，涉及稳定钻头、钻柱和/或井下工具以防横向振动和粘滑。

诸如石油和天然气等烃类通常从可能位于陆上或海上的地下地层中获得。地下操作的发展和从地下地层中除去烃类时所涉及的过程是复杂的。通常，地下操作涉及许多不同的步骤，诸如，例如，在所要井场钻探井筒，处理井筒以优化烃类的生产，以及执行必要步骤以生产和处理来自地下地层的烃类。

诸如钻头、钻柱、底部钻具组合件(BHA)和/或井下工具等地下钻井设备可用一定方式与钻孔壁接触，使得其变得被卡在或绊在钻孔壁中，从而导致钻柱“粘住”。当钻井设备“粘住”时，钻柱的旋转移动停止或严重地减少。尽管钻井设备被粘住，但扭矩仍在地面处施加至钻柱，从而导致钻柱扭转。一旦施加至钻柱的扭矩克服了钻井设备上的静摩擦力，钻井设备会“滑动”或从钻孔壁松开。因为若干理由，这种现象是有问题的，这些理由包括井下组件的使用寿命可能减小，钻孔的质量下降，以及钻井延迟。

附图说明

可通过部分参考以下描述和附图来理解本公开的一些具体示例性实施方案。

图1描绘根据本公开的方面的实例钻井系统。

图2是说明根据本公开的方面的实例顶部驱动扭矩控制系统的图。

图3是说明根据本公开的方面的实例模型预测控制器的图。

图4是说明根据本公开的方面的加权自适应和操作条件的图表。

图5是说明根据本公开的方面的实例极值搜索控制器的图。

图6是说明根据本公开的方面的实例极值搜索控制器的图。

尽管已经描绘和描述并且通过参考本公开的示例性实施方案定义了本公开的实施方案，但此类参考并不意味着对本公开的限制，并且不应推断此类限制。本领域技术人员以及受益于本公开的人员将想到，所公开的主题能够在形式和功能上存在相当多的修改、变更和等效形式。本公开的描绘和描述的实施方案仅仅是实例，而且并未详尽说明本公开的范围。

具体实施方式

为了本公开的目的，信息处置系统可包括任何手段或手段集合，其可操作以计算、分类、处理、发射、接收、检索、发起、切换、存储、显示、表明、检测、记录、再生、处置或利用任何形式的信息、情报，或数据以用于商务、科学、控制或其它目的。例如，信息处置系统可以是个人计算机、网络存储装置，或任何其它合适的装置，且其大小、形状、性能、功能性和价格可变化。信息处置系统可包括随机存取存储器(RAM)、一个或多个处理资源(诸如中央处理单元(CPU)或硬件或软件控制逻辑)、ROM和/或其它类型的非易失性存储器。信息处置系统的额外组件可包括一个或多个磁盘驱动器、用于与外部装置进行通信的一个或多个网络端口，以及各种输入和输出(I/O)装置，诸如键盘、鼠标和视频显示器。信息处置系统还可包括一个或多个总线，其可操作以在各种硬件组件之间传输通信。其还可包括一个或多个接口单元，所述接口单元能够将一个或多个信号传输至控制器、传动器或类似装置。

为了本公开的目的，计算机可读介质可包括可在一段时间内保留数据和/或指令的任何手段或手段的集合。计算机可读介质可包括(例如，但不限于)：存储媒体，诸如直接存取存储装置(例如，硬盘驱动器或软盘驱动器)、顺序存取存储装置(例如，磁带磁盘驱动器)、压缩光盘、CD-ROM、DVD、RAM、ROM、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)，和/或快闪存储器；以及通信媒体，诸如线、光纤、微波、无线电波和其它电磁和/或光学载波；和/或上述内容的任何组合。

本文中详细描述了本公开的说明性实施方案。为了清楚起见，在本说明书中可能并未描述实际实现方式的所有特征。当然，应了解，在开发任何此类实际实施方案时，做出众多实现方式特定的决定以实现特定实现方式目标，一个实现方式与另一实现方式的目标将不同。此外，应了解，此开发努力可能是复杂的且耗时的，尽管如此，其对于受益于本公开的本领域技术人员来说将为常规任务。

为了促进对本公开的较好理解，给出某些实施方案的以下实例。以下实例决不应解读为限制或限定本公开的范围。本公开的实施方案可适用于任何类型的地下地层中的水平、垂直、偏斜或以其它方式呈非线性的井筒。实施方案可适用于注入井以及生产井，包括烃类井。可使用制造成适合用于沿着地层的部分进行测试、检索和采样的工具来实现实施方案。可用(例如)可通过管柱中的流道或使用电缆、钢丝、连续油管、井下机器人或类似物的工具实现实施方案。

如本文中使用的术语“耦接”意在指间接或直接连接。因此，如果第一装置耦接至第二装置，那么该连接可通过直接连接或通过经由其它装置和连接的间接的机械或电连接。类似地，如本文中使用的术语“通信耦接”意在指直接或间接通信连接。此连接可以是有线或无线连接，诸如(例如)以太网或LAN。此类有线和无线连接对于本领域技术人员来说是众所周知的，且因此在本文中将不再进行详细论述。因此，如果第一装置通信耦接至第二装置，那么该连接可通过直接连接，或通过经由其它装置和连接的间接通信连接。

本公开一般来说涉及地下钻井操作，且更具体来说，涉及稳定钻头、钻柱和/或井下工具以防横向振动和粘滑。

在一些实施方案中，本公开提供用于通过调整顶部驱动施加在钻柱上的扭矩来控制经由钻柱耦接至顶部驱动的钻头的角速度的方法和系统。

现代石油钻井和生产操作要求与井下参数和条件相关的信息。井下信息收集有几种方法，包括随钻测井(“LWD”)和随钻测量(“MWD”)。在LWD中，通常在钻井过程期间收集数据，从而避免移除钻井组合件来插入电缆测井仪的任何需要。因此，LWD允许钻探工进行准确的实时修改或校正以优化性能，同时将停机时间减到最少。MWD是用于在钻井继续时测量关于钻井组合件的移动和位置的井下条件的术语。LWD较集中在地层参数测量上。尽管MWD与LWD之间可能存在区别，但术语MWD和LWD经常可互换地使用。为了本公开的目的，将使用术语LWD，其中理解是此术语涵盖地层参数的收集和与钻井组合件的移动和位置相关的信息的收集两者。

图1说明了根据本公开的方面的实例钻井系统。钻井系统100包括安装在地面122的钻机102，其位于地下地层106内的钻孔104上方。尽管地面122在图1中示出为陆地，但一些实施方案的钻机可位于海上，在这种情况下地面122将包括钻井平台。钻机102可包括耦接至钻柱114的顶部驱动126，钻柱114可如图1所示包括多个钻杆(例如，内杆120和外杆118)。地面122处的控制单元124可控制钻井设备中的至少一些，包括顶部驱动126的操作。控制单元124可包括控制系统(其又可以是或可包括信息处置系统)，控制系统可通信耦接至钻井设备中的至少一些，包括顶部驱动126。

在一些实施方案中，钻柱可进一步包括底部钻具组合件(BHA)108，其可包括耦接至外杆和内杆的工具，诸如LWD/MWD元件。LWD/MWD元件可包括井下仪器。当钻井在进行中时，这些仪器可连续地或间歇地监测预定钻井参数和地层数据，且通过某种遥测形式将信息传输至地面检测器。或者，数据可在仪器在井下时被存储，且在稍后取回钻柱时在地面处重新获得。钻柱114耦接至钻头110，使得钻头110经由钻柱114耦接至顶部驱动126。因此，顶部驱动126可将扭矩施加至钻柱114，钻柱114又将扭矩施加至钻头110，从而使其以钻头角速度旋转

在钻井过程期间的某一时刻或某些时刻，钻井组合件的所有或一部分(包括钻头110和钻柱114)可在与钻孔104的接触期间“粘住”，于是钻柱114和/或钻头110的旋转移动停止或严重地减少。尽管钻柱114(或其某一部分)和/或钻头110被粘住，扭矩仍可从顶部驱动126施加至钻柱114，从而使粘住部分上方的钻柱114扭转。一旦扭矩克服了粘住组件上的摩擦力，钻柱114和/或钻头110可能“滑动”或从钻孔壁104松开。此“滑动”和“粘住”动作可减少井下组件，包括钻头110、BHA108内的LWD/MWD测量元件的使用寿命，且使钻孔104的质量下降。

下文将相对于以下附图更详细地描述根据一些实施方案的控制方法。在各种实施方案中，此类方法可通过控制系统，诸如图1的控制单元124内包括的控制系统实现。控制系统可包括通信耦接至传动器(即，适合用于基于控制器发送的控制信号而对顶部驱动的扭矩输出实施物理变更的装置)的控制器，传动器耦接至顶部驱动。此外，根据一些实施方案的控制器可以是或可包括信息处置系统。因此，例如，控制器可包括至少一个处理资源，能够将控制信号传输至顶部驱动传动器的接口单元，以及计算机可读介质，其包括适合用于执行根据本公开的任何一个或多个控制方法的可执行指令。在其它实施方案中，控制系统可包括由于输出控制信号引导的构件(例如，监视器或其它显示机构，和/或听觉信号发送机构，或适合用于输出控制信号引导的任何其它装置)，使得操作者可经由对用于控制顶部驱动的控制机构的手动输入来实现此控制信号引导。

图2是说明根据一些实施方案的实例控制方法的过程控制框图。图2中说明的实例是利用优化控制元件201的闭环控制方法。优化控制元件可输出控制信号τ_in，且顶部驱动的控制可至少部分基于控制信号τ_in。也就是说，例如，顶部驱动可由控制信号τ_in控制，以便获得所要钻头角速度(例如，通过设置顶部驱动以将特定扭矩施加至钻柱的顶部)。因此，在一些实施方案中，控制信号τ_in可包括用于使顶部驱动实现的扭矩。在一些实施方案中，其可包括将通过传动器或类似装置施加在顶部驱动上的扭矩，以便实现通过顶部驱动施加至钻柱的所要扭矩)。控制过程可以是迭代的(例如，第一控制信号τ_in可控制顶部驱动以便获得第一钻头角速度，接着第二控制信号τ_in可控制顶部驱动以便获得第二钻头角速度，等等，如果有必要和/或需要的话)。

控制方法可进一步包括根据图2的框图中所示的传递函数来模型化物理动力学，所述传递函数根据框图说明的关系组合地可构成组合传递函数g₁(τ_in)。在图2的实例中，组合传递函数包括图2中说明的传递函数，其关于：(i)通过顶部驱动施加至钻柱的输入扭矩(如至少部分通过控制信号τ_in确定)；(ii)钻头上的摩擦扭矩τ_out(其可直接测量或基于图2的模型化动力学进行估计)；顶部驱动的角速度(其如图2所示还包括顶部驱动角速度和顶部驱动角度的改变速率)；以及钻头角速度(其如图2所示还包括钻头角速度和钻头角度θ的改变速率)。图2进一步说明框图内的传递函数的部分，其关于顶部驱动210、钻柱215和钻头220的动力学。在一些实施方案中，可根据被选择用来描述物理钻井系统的任何方法来模型化物理动力学。例如，钻井过程可模型化为质量-弹簧-阻尼系统，如根据图2的框图安排的传递函数所示。

另外，在一些实施方案中，控制方法可包括观察器205，如图2所示。观察器可根据模型化动力学(例如，如图2所示)基于系统中的任何数目的测量来估计钻头角速度所述测量可与钻头角速度相关。例如，其可至少部分基于通过顶部驱动施加至钻柱的扭矩(τ_in)来估计钻头角速度。在一些实施方案中，其可响应于顶部驱动将扭矩τ_in施加至钻柱而至少部分基于施加在顶部驱动上的反应扭矩来估计钻头角速度。在某些实施方案中，观察器可至少部分基于各种井下测量，诸如(例如)钻头角速度的先前样本来估计钻头角速度。此外，与先前测量的钻头角速度样本相关联的先前顶部驱动输入扭矩(例如，通过顶部驱动施加至钻柱以便产生先前测量的钻头角速度的扭矩)的测量可由观察器使用。在一些实施方案中，观察器可使用除了上述测量之外或替代于上述测量的其它测量，诸如：钻压、钻头扭矩和/或沿着钻柱的任何一个或多个点处的旋转速度(例如，如通过沿着钻柱的任何一个或多个点处的传感器进行测量)。在一些实施方案中，这些测量可结合模型使用以确定用于模型的各种参数(例如，摩擦系数，其可至少部分基于钻压和钻头扭矩测量来进行推断)。

在其它实施方案中，可直接测量钻头角速度或可基于控制输入将其模型化。将模型化的、测量的或估计的钻头角速度传输至优化控制元件201(例如，作为钻头角速度信号)，优化控制元件201又至少部分基于钻头角速度、钻头角速度设置点*和目标函数而产生控制信号τ_in(在一些实施方案中，其可以是优化问题的一部分)。

例如，图3说明包括优化问题301的优化控制元件201的实施方案。在根据图3所示的一些实施方案中，控制过程可使用模型预测控制(MPC)；也就是说，控制信号产生可至少部分基于模型预测控制算法。具体来说，此算法可包括正被控制的系统的动力学的物理模型。具体地说，在一些实施方案中，MPC控制可使用一个或多个模型以根据一个或多个操作条件动态地平衡钻井效率和粘滑消除。优化问题301可维持表征钻井过程的输入-输出关系的模型，例如顶部驱动的输入扭矩与所得钻头角速度之间的动力学模型(诸如从图2的系统的传递函数模型化衍生的g₁(τ_in)，如先前所论述)。优化问题301还可包括服从一个或多个约束的目标函数，应得出其最佳解。优化解可以是(例如)目标函数(服从一个或多个约束)的最小值或最大值。在一些实施方案中，一个或多个约束可包括顶部驱动的输入扭矩与所得钻头角速度之间的动力学模型。一些实施方案的目标函数可包括一个或多个项。目标函数的任何一个或多个项可描述包括顶部驱动和钻头的系统的物理方面。在一些实施方案中，每一项可描述顶部驱动、钻头和钻柱中的任何一个或多个的一个或多个物理动力学。在一些实施方案中，目标函数还可包括一个或多个惩罚项，其意在惩罚对目标函数服从的一个或多个约束的违反。例如，目标函数可包括钻柱旋转惩罚项，其用于惩罚钻柱的一部分以比最大角速度快的角速度进行的旋转，进而在目标函数的解中提供较慢角旋转或角旋转的较慢增大。下文更详细地论述约束。此外，在某些实施方案中，任何一个或多个项可与乘法加权因子相关联。

例如，一些实施方案的目标函数可采用以下形式：

$\min J=\underset{j=t}{\overset{j=t+N}{\Σ}}{W}_1\·{(\stackrel{\·}{\mathrm{\θ}}-\stackrel{\·}{\mathrm{\θ}}*)}^2+W_2\·{\left({\mathrm{\Δ\τ}}_{in,j}\right)}^2+W_3\·MSE$ (方程式1)

方程式1的目标函数是包括3项的成本函数：粘滑减少项，在此实例中是(其在方程式1的实例目标函数中是与钻头角速度设置点相比的钻头角速度的跟踪误差)，其与第一加权因子W₁相关联；扭矩输入平滑项，其在此实例中是(Δτ_in,j)²(描述通过顶部驱动施加至钻柱的扭矩的改变，使得较小改变可等同于较平滑的操作)，其与第二加权因子W₂相关联；以及钻井效率项，此处是机械比能MSE，其与第三加权因子W₃相关联。在一些实施方案中，MSE可以是钻头钻探每单位体积的地层岩石所需的能量。将MSE减到最小可因此导致最高效率(就每钻探体积使用的能量来说)。

在一些实施方案中，可对目标函数求解以得出将函数的值(例如，导致最小J的Δτ_in,j的值)减到最小的顶部驱动扭矩，进而指示将产生的最佳扭矩输入信号τ_in。因此，在所示实例中，将J减到最小可能需要将以下中的每一者减到最小：钻头角速度跟踪误差、扭矩的递增改变(进而导致较平滑的操作)和MSE(进而将向地层中钻探给定量所需的能量减到最小)。此外，目标函数(和因此其解)可服从一个或多个约束，包括顶部驱动的输入扭矩与钻头角速度之间的动力学模型。一些实施方案的约束可包括(例如)：

$(\stackrel{\·}{\mathrm{\θ}}-\stackrel{\·}{\mathrm{\θ}}*)=g_1\left({\mathrm{\τ}}_{in}\right)$ (方程式2)

$MSE=g_2({\mathrm{\τ}}_{in},\stackrel{\·}{\mathrm{\θ}})$ (方程式3)

$0\≤\stackrel{\·}{\mathrm{\θ}}\≤{\stackrel{\·}{\mathrm{\θ}}}_{max}$ (方程式4)

0≤τ_in≤τ_in,max(方程式5)

也就是说，与钻头角速度设置点相比的钻头角速度的跟踪误差可服从通过顶部驱动的输入扭矩与所得钻头角速度之间的动力学模型预测的钻头角速度的约束(方程式2)。机械比能MSE(其为效率指数)可以是描述钻井效率的经验函数(方程式3)(其可基于每钻探单位体积的能量的物理动力学的数据和/或数学描述而衍生)。钻头角速度和顶部驱动的扭矩输入可受对系统中的那些组件中的每一者的机械限制(诸如，例如，最大角速度、钻压，或为了安全和/或无损坏操作和类似物的其它参数)所约束(方程式4和5)。

在一些实施方案中，优化控制元件201还可包括模型适应305，其用于至少部分基于与顶部驱动、钻头和钻柱中的任何一个或多个相关联的操作数据来更新模型(例如，模型g₁(τ_in))以便获得更新的模型。这在一些例子中可能是所要的，其中模型包括不易于知道、测量或计算的项(诸如，在模型g₁(τ_in)中使用的图1的K、C和C_d,)，使得模型可更新以适应操作数据。操作数据可包括：响应于顶部驱动将扭矩τ_in施加至钻柱而施加在顶部驱动上的反应扭矩；钻头角速度的先前样本(其可实际地进行测量和/或通过例如观察器205进行估计)；钻压、钻头扭矩；在沿着钻柱的任何一个或多个点处(例如，通过沿着钻柱的这个(些)位置处的传感器)测量的旋转速度。在一些实施方案中，可使用先前测量和/或估计的顶部驱动的扭矩输入，其与所得钻头角速度(其也可以是先前测量和/或估计的)相关联。

此外，优化控制元件201可包括加权自适应元件310，其用于至少部分基于与钻头相关联的一个或多个操作条件来更新一个或多个加权因子以便将更新的加权因子包括在目标函数中。加权因子更新所基于的操作条件可包括上文关于模型更新论述的任何一个或多个操作条件。在一些实施方案中，模型和加权因子更新可基于基本上相同的操作条件(无论是测量的和/或估计的)。但在这些实施方案中的一些中，模型更新可导致对钻井系统的当前状态的较好估计，而加权因子更新可导致较好操作(例如，旨在减少粘滑，将每钻探单位体积使用的能量减到最小等的操作)。

如所指出，在某些实施方案中，可更新加权因子以便按需要强调或削弱与特定加权因子相关联的项。例如，在操作条件指示严重的粘滑正在或将要发生的情况下，与粘滑减少项相关联的加权因子可相应地减小，以便强调目标函数的该方面(进而在控制信号τ_in中强调粘滑减少)。同时，可将较少权重附加至钻井效率项，以便进一步将强调从钻井效率(例如，最大钻头角速度)移开且移向将粘滑减到最少(例如，通过减小钻头角速度)。

在一些实施方案中，加权自适应元件310可包括参考，或另外至少部分依赖于使粘滑与一个或多个操作条件相关的函数和/或模型。例如，图4说明包括钻压WOB与RPM(每分钟钻头转数，其可用作钻头角速度的替代表达)的图表的模型。图4还包括WOB和RPM的操作条件可能导致粘滑时的函数模型化(此函数可例如存储在一些实施方案的加权自适应元件310中)，且进一步包括说明点A、B和C，其指示可通过加权自适应元件310实施各种加权更新的实例操作条件。例如，在对应于点A的针对WOB和RPM的操作条件下，图4的模型指示存在严重的粘滑，且与粘滑减少项相关联的加权因子可相应地增大，以便强调粘滑减少，而与钻井效率相关联的加权因子可减小以便削弱钻井效率。在实例目标函数方程式1的项中，当操作条件在图4上的点A处时，将通过加权自适应元件310增大与粘滑减少项相关联的加权因子W₁，同时将减小与钻井能量效率项MSE相关联的加权因子W₃。继续参考方程式1以用于说明性目的，如果替代地当前钻井条件与图4的图表上的点B对准，那么操作条件模型仅指示较小粘滑(如果存在的话)，使得W₁和W₃的值可被选择，使得对减少粘滑和对增大钻井能量效率的控制努力大致相同。且如果替代地当前钻井条件与粘滑区域外的点C对准，那么可将W₁设置为极小的数以防止过程回到粘滑区域，同时将控制重点主要放在钻井能量效率上。

此外，加权因子的改变速率可能受限制，以便(例如)通过限制改变速率而确保钻井系统的稳定性。在一些实施方案中，加权因子的改变速率可受限制以满足用以约束钻井系统的总能量的李亚普诺夫函数。此可帮助防止权重的剧烈改变，权重的剧烈改变可能导致顶部驱动扭矩控制信号τ_in和钻头角速度的不期望的大振荡。一些实施方案的李亚普诺夫函数可以是表征钻井系统的稳定性的函数。此函数不必具有一般形式，而是可针对每一系统被专门设计。尽管如此，但在一些例子中，李亚普诺夫函数可采用二次型式，其由(例如)系统的总势能和动能组成。在李亚普诺夫函数用以约束钻井系统的总能量的实施方案中，接着，可能需要新的加权因子来满足相关联的李亚普诺夫函数不随时间增大的条件。用这种方式，然后，此类实施方案可确保系统的总势能和动能不随时间增大。

另外，优化控制元件201还可包括MPC内部状态更新元件315，其可用以较好地估计钻井系统的当前状态和/或预测系统的未来行为。当测量可获得时，将其应用于模型以用于状态更新。接着，可至少部分基于内部状态来产生控制信号。MPC内部状态更新元件315可因此辅助控制回路的迭代功能(例如，控制信号的输出导致一个或多个系统输出，诸如钻头角速度(即，RPM)，所述输出又被测量和/或估计，接着将测量和/或估计反馈至模型以用于产生与现在更新的模型状态相关联的控制信号。

鉴于以上公开内容，对本领域技术人员来说将显而易见的是，在一些实施方案中控制过程的操作可能是迭代的。也就是说，可至少部分基于钻头角速度设置点、第一钻头角速度和优化问题产生第一控制信号τ_in，优化问题包括(i)第一状态下的目标函数，和(ii)优化问题服从的一个或多个第一状态约束，此类约束包括顶部驱动的扭矩与所得钻头角速度之间的动力学模型；可至少部分基于第一控制信号来控制顶部驱动；可监测、测量、估计、模型化或用其它方式获得与钻头相关联的操作条件，和/或与顶部驱动、钻头和钻柱中的任何一个或多个相关联的操作数据；且可基于所述操作条件和操作数据中的任一者或两者更新模型和目标函数中的任何一个或多个-也就是说，可更新模型(诸如g₁(τ_in))，和/或可更新目标函数的加权因子W₁、W₂等。接着，可至少部分基于钻头角速度设置点、第二钻头角速度(例如，由因为第一控制信号而获得的顶部驱动扭矩导致的钻头角速度)和优化问题产生第二控制信号，优化问题包括(i)第二状态下的目标函数(例如，具有更新的加权因子W₁等)，和(ii)一个或多个第二状态约束(包括更新的模型)。当然，在更新期间模型和加权因子中的任一者或两者不从其第一状态改变，使得第二状态下的目标函数和/或第二状态约束与第一状态下的目标函数和约束没有不同(或没有显著不同)也许是可能的。此外，在钻井过程期间，必要时或需要时可重复过程。

图5说明根据其它实施方案的另一实例优化控制元件201，其不将优化问题的解包括在模型中。根据此实例的实施方案替代地可利用极值搜索控制(ESC)的形式，也就是说，控制信号产生可至少部分基于极值搜索控制算法。此类实施方案可包括通过控制如何组合一系列正弦波而在没有模型的情况下减轻、减少和/或消除粘滑。在一些实施方案中，这可包括目标函数501(类似于可用于根据图3的优化控制元件201的各种实施方案的目标函数，诸如方程式1，且因此包括如上文关于方程式1所描述的一个或多个项和/或惩罚项)。目标函数501可具有一个或多个梯度方向，使得函数可沿着那些梯度方向中的任何一个或多个减到最小。另外，目标函数501的每一项可包括加权因子。如同用于上文论述的模型预测控制实施方案的目标函数的加权因子一样，一些ESC实施方案的加权因子可至少部分基于任何一个或多个操作条件而更新。因此，根据一些实施方案的ESC可包括加权自适应元件605，如图6所示，其类似于图3的加权自适应元件310。加权自适应元件605使用测量的和/或估计的操作条件(图6中示出为钻头角速度/RPM测量)作为输入。因此，例如，尽管图5或图6中未示出，加权自适应元件605可另外使用τ_in信号(和/或实际上施加至钻柱的测量的顶部驱动扭矩)。且在一些实施方案中，加权自适应模块可使用任何其它输入测量和/或操作条件的估计，诸如本文中先前论述的那些。

根据图5或图6的实施方案的优化控制元件201可进一步包括粘滑频率估计器505，且根据此类实施方案产生的控制信号τ_in因此可至少部分基于估计的粘滑频率和目标函数，使得根据信号对顶部驱动的控制沿着一个或多个梯度方向中的任何一个或多个减小目标函数的值。

粘滑频率估计器505估计粘滑频率，使得控制信号τ_in可根据估计的频率抵制粘滑。具体来说，由于当粘滑发生时钻头的角速度可以是周期性的，因此可根据在一时间段内钻头的角速度曲线来估计粘滑频率。更具体来说，在一些实施方案中，可随时间对钻头角速度曲线执行傅里叶变换(也就是说，傅里叶级数可用以近似钻头的角速度)，这将粘滑信号分解成一系列正弦波。波的频率可以是粘滑频率的整数倍，使得粘滑频率估计器505可随时间对钻头角速度的傅里叶变换的信号执行频域分析(例如，功率谱分析)，以便估计主要粘滑频率ω₀。根据一些实施方案的通过信号产生器510产生的控制信号可以是(例如)：

${\mathrm{\τ}}_{in}=\underset{k=1}{\overset{k=m}{\Σ}}{a}_k{\mathrm{sink\ω}}_{0}t$ (方程式6)

在每一a_k是傅里叶级数系数(例如，从一时间段内的钻头的角速度曲线的傅里叶变换得到)的情况下，k是对应于第k个傅里叶级数系数的整数，ω₀是主要粘滑频率，且t是时间。

在一些实施方案中，ESC可通过将正弦信号添加至傅里叶级数系数a_k以便产生扰动而实现，如并入至方程式6且通过图5中的正弦信号产生器515示出。接着可(例如，通过解调)来计算目标函数501的梯度信息，同时通过信号产生器510通过系数a_k产生沿着计算的梯度方向使目标函数减小的控制信号τ_in。

本公开的各种实施方案的控制方法可通过响应于各种输入，包括(直接或间接)井下和其它操作条件而控制顶部驱动扭矩(和因此钻头角速度)来有利地减少或消除粘滑，同时使钻井效率达到最大。更具体地说，各种控制方法可用于根据与用于减少或消除粘滑类似或相同的机构来减少井下振动(诸如钻头处的振动)。因此，本文中各种实施方案中的一些的关于将粘滑减到最小(诸如关于图4的操作条件图表)的论述可同样适用于使用相同的原理在其它实施方案中大体上减少振动。例如，在振动源自与粘滑相同的或类似的源(例如，地层施加在钻头上的摩擦力)时，可用与本文中阐述的相同的或类似的方式控制振动。

因此，本公开非常适于达到所提到的目的和优点以及本文中固有的目的和优点。上文公开的特定实施方案仅为说明性的，因为本公开可用对于受益于本文中的教导的本领域技术人员来说是显而易见的不同但等效的方式修改和实践。此外，除了如所附权利要求书中所描述之外，无意限制本文中所示的构造或设计的细节。因此，明显地，上文公开的特定说明性实施方案可更改或修改，且所有这些变化视为在本公开的范围和精神内。而且，除非专利权所有人另外明确地和清楚地定义，否则权利要求书中的术语具有其一般的普通含义。如权利要求书中使用的不定冠词“一”在本文中被定义为指其介绍的元件中的一个或一个以上。

Claims (26)

1.一种在钻井过程期间控制经由钻柱耦接至钻头的顶部驱动的方法，其包括：

至少部分基于钻头角速度设置点、第一钻头角速度和优化问题来产生第一控制信号，所述优化问题包括第一状态下的目标函数，和所述第一状态下的所述目标函数服从的一个或多个第一状态约束，

其中所述一个或多个第一状态约束包括所述顶部驱动的输入扭矩与所得钻头角速度之间的动力学模型；

至少部分基于所述第一控制信号来控制所述顶部驱动，以便使所述钻头按第二钻头角速度旋转；

至少部分基于与所述顶部驱动、钻头和钻柱中的任何一个或多个相关联的操作数据来更新所述模型，以便获得更新的模型；

至少部分基于所述钻头角速度设置点、所述第二钻头角速度和所述优化问题来产生第二控制信号，所述优化问题包括第二状态下的目标函数，和所述第二状态下的所述目标函数服从的一个或多个第二状态约束，

其中所述一个或多个第二状态约束包括所述更新的模型；以及

至少部分基于所述第二控制信号来控制所述顶部驱动，以便使所述钻头按第三钻头角速度旋转。

2.如权利要求1所述的方法，其中所述目标函数包括一个或多个项，其中每一项与乘法加权因子相关联，且进一步其中每一项描述包括所述顶部驱动和所述钻头的系统的物理方面。

3.如权利要求2所述的方法，其中所述目标函数包括与第一加权因子相关联的粘滑减少项；与第二加权因子相关联的扭矩输入项；以及与第三加权因子相关联的钻井能量效率项。

4.如权利要求3所述的方法，其进一步包括至少部分基于与所述钻头相关联的一个或多个操作条件来更新所述第一、第二和第三加权因子中的一个或多个，使得所述第二状态下的所述目标函数包括更新的第一加权因子、更新的第二加权因子和更新的第三加权因子。

5.如权利要求4所述的方法，其中更新所述第一、第二和第三加权因子中的所述一个或多个，使得限制所述第一、第二和第三加权因子中的所述一个或多个的改变速率以满足李亚普诺夫函数以确保稳定性。

6.如权利要求4所述的方法，其中所述操作条件包括钻压和钻头角速度。

7.如权利要求6所述的方法，其中更新所述第一、第二和第三加权因子中的所述一个或多个，以便修改所述目标函数对钻井效率和粘滑防止中的任何一个或多个的强调。

8.如权利要求1所述的方法，其中产生所述第一控制信号包括得出所述第一状态下的所述目标函数的最小解；且其中产生所述第二控制信号包括得出所述第二状态下的所述目标函数的最小解。

9.如权利要求1所述的方法，其进一步包括：

至少部分基于与所述顶部驱动、钻头和钻柱中的任何一个或多个相关联的所述操作数据来进一步更新所述更新的模型，以便获得后续更新的模型，

至少部分基于所述钻头角速度设置点、所述第二钻头角速度和后续状态下的优化问题来产生后续控制信号，其中后续状态下的所述优化问题服从一个或多个后续状态约束，所述一个或多个后续状态约束包括所述后续更新的模型；

在所述钻井过程期间迭代地重复进一步更新所述更新的模型和产生所述后续控制信号，以便计算一系列控制信号；以及

基于所述控制信号系列来控制所述顶部驱动。

10.如权利要求1所述的方法，其中通过观察器估计所述第一、第二和第三钻头角速度中的任何一个或多个。

11.一种在钻井过程期间控制经由钻柱耦接至钻头的顶部驱动的方法，其包括：

至少部分基于第一时间段内的所述钻头的第一角速度曲线来估计第一粘滑频率；

至少部分基于所述估计的第一粘滑频率和具有一个或多个梯度方向的目标函数来产生第一控制信号，使得所述第一控制信号沿着所述一个或多个梯度方向中的任何一个或多个减小所述目标函数的值；

至少部分基于所述第一控制信号来控制所述顶部驱动，以便使所述钻头在第二时间段内按第二角速度曲线旋转；

至少部分基于所述第二时间段内的所述第二角速度曲线来估计第二粘滑频率；

至少部分基于所述估计的第二粘滑频率和所述目标函数来产生第二控制信号，使得所述第二控制信号沿着所述一个或多个梯度方向中的任何一个或多个减小所述目标函数的所述值；

至少部分基于所述第二控制信号来控制所述顶部驱动，以便使所述钻头在第三时间段内按第三角速度曲线旋转。

12.如权利要求11所述的方法，其中估计所述第一粘滑频率包括对所述第一时间段内的所述钻头的所述第一角速度曲线执行傅里叶变换，以便获得第一傅里叶变换的信号，以及对所述第一傅里叶变换的信号执行频域分析以便确定所述第一粘滑频率，且

其中估计所述第二粘滑频率包括对所述第二时间段内的所述钻头的所述第二角速度曲线执行傅里叶变换，以便获得第二傅里叶变换的信号，以及对所述第二傅里叶变换的信号执行频域分析以便确定所述第二粘滑频率。

13.如权利要求12所述的方法，其中所述第一控制信号包括一个或多个傅里叶系数。

14.如权利要求13所述的方法，其中所述第一控制信号的产生进一步至少部分基于添加至所述傅里叶系数的正弦信号。

15.如权利要求11所述的方法，其中所述目标函数包括一个或多个项，其中每一项描述包括所述顶部驱动和所述钻头的系统的物理方面。

16.如权利要求15所述的方法，其中所述目标函数包括粘滑减少项、扭矩输入项和钻井能量效率项。

17.一种系统，其包括：

顶部驱动，其通过钻柱耦接至钻头；

顶部驱动传动器，其耦接至所述顶部驱动；以及

控制器，其通信耦接至所述顶部驱动传动器，其中所述控制器包括

至少一个处理资源，

接口单元，其能够将控制信号传输至所述顶部驱动传动器，以及

计算机可读介质，其包括可执行指令，所述指令在被执行时使所述至少一个处理资源执行以下操作

接收钻头角速度设置点信号和钻头角速度信号，

至少部分基于所述钻头角速度设置点信号、所述钻头角速度信号和第一状态下的目标函数的最小解来产生第一控制信号，其中所述目标函数包括一个或多个项，其中每一项描述所述顶部驱动、钻头和钻柱中的任何一个或多个的一个或多个物理动力学，且

使所述接口单元将所述第一控制信号传输至所述顶部驱动传动器；

其中所述顶部驱动响应于所述第一控制信号而将扭矩量施加至所述钻柱。

18.如权利要求17所述的系统，其中所述第一控制信号是进一步至少部分基于模型预测控制算法产生的。

19.如权利要求18所述的系统，其中所述目标函数服从一个或多个约束，所述一个或多个约束包括所述顶部驱动的输入扭矩与所得钻头角速度之间的动力学模型。

20.如权利要求19所述的系统，其中所述目标函数包括与第一加权因子相关联的粘滑减少项；与第二加权因子相关联的扭矩输入项；以及与第三加权因子相关联的钻井能量效率项。

21.如权利要求20所述的系统，其中所述计算机可读介质进一步包括可执行指令，所述指令在被执行时使所述至少一个处理资源执行以下操作

在所述顶部驱动将所述扭矩量施加至所述钻柱之后更新所述第一、第二和第三加权因子中的一个或多个，以便获得第一更新的加权因子、第二更新的加权因子和第三更新的加权因子中的任何一个或多个，其中所述第一、第二和第三加权因子中的所述一个或多个是至少部分基于与所述钻头相关联的一个或多个操作条件更新的，

至少部分基于所述钻头角速度设置点信号、所述钻头角速度信号和第二状态下的目标函数的最小解来产生第二控制信号，所述第二状态下的所述目标函数包括所述第一更新的加权因子、所述第二更新的加权因子和所述第三更新的加权因子中的任何一个或多个，且

使所述接口单元将所述第二控制信号传输至所述顶部驱动传动器。

22.如权利要求19所述的系统，其中所述计算机可读介质进一步包括可执行指令，所述指令在被执行时使所述至少一个处理资源执行以下操作

至少部分基于与所述顶部驱动、钻头和钻柱中的任何一个或多个相关联的操作数据来更新所述顶部驱动的输入扭矩与所得钻头角速度之间的所述动力学模型，以便获得更新的模型，

至少部分基于所述钻头角速度设置点信号、所述钻头角速度信号和第二状态下的所述目标函数的最小解来产生第二控制信号，所述第二状态下的所述目标函数服从一个或多个第二状态约束，且所述第二状态约束包括所述更新的模型，且

使所述接口单元将所述第二控制信号传输至所述顶部驱动传动器。

23.如权利要求17所述的系统，其中所述第一控制信号是进一步至少部分基于极值搜索控制算法产生的。

24.如权利要求23所述的系统，其中所述计算机可读介质进一步包括可执行指令，所述指令在被执行时使所述至少一个处理资源执行以下操作

至少部分基于第一时间段内的所述钻头的第一角速度曲线来估计第一粘滑频率，且

至少部分基于所述估计的第一粘滑频率来产生所述第一控制信号。

25.如权利要求24所述的系统，其中所述可执行指令在被执行时使所述至少一个处理资源通过以下操作来估计所述第一粘滑频率

对所述第一时间段内的所述钻头的所述第一角速度曲线执行傅里叶变换，以便获得第一傅里叶变换的信号，以及

对所述第一傅里叶变换的信号执行频域分析以便确定所述第一粘滑频率。

26.如权利要求25所述的系统，其进一步包括可执行指令，所述指令在被执行时使所述至少一个处理资源执行以下操作

估计第二粘滑频率，其中所述第二粘滑频率是至少部分基于第二时间段内的所述钻头的第二角速度曲线估计的，所述第二时间段在所述顶部驱动响应于所述第一控制信号将所述扭矩量施加至所述钻柱之后开始，

至少部分基于所述钻头角速度设置点信号、所述钻头的所述第二角速度曲线以及所述估计的第二粘滑频率来产生第二控制信号，且

使所述接口单元将所述第二控制信号传输至所述顶部驱动传动器。