[**]

В заявке описан блок управления для управления процессом бурения и способы, при осуществлении которых составляющие движения тела могут быть разложены на составляющие волны, причем волна, распространяющаяся в направлении исполнительного механизма и/или привода, компенсируется исполнительным механизмом. В результате предотвращается отражение энергии на исполнительном механизме. Используя два датчика, можно рассчитать отдельно волну, распространяющуюся в направлении исполнительного механизма, и волну, распространяющуюся в направлении от исполнительного механизма, так что могут быть определены характеристики волны, распространяющейся в направлении исполнительного механизма, и характеристики волны, распространяющейся в направлении от исполнительного механизма, для управления в соответствии с этой информацией приводом бурильной колонны.

(57) Реферат / Формула:

В заявке описан блок управления для управления процессом бурения и способы, при осуществлении которых составляющие движения тела могут быть разложены на составляющие волны, причем волна, распространяющаяся в направлении исполнительного механизма и/или привода, компенсируется исполнительным механизмом. В результате предотвращается отражение энергии на исполнительном механизме. Используя два датчика, можно рассчитать отдельно волну, распространяющуюся в направлении исполнительного механизма, и волну, распространяющуюся в направлении от исполнительного механизма, так что могут быть определены характеристики волны, распространяющейся в направлении исполнительного механизма, и характеристики волны, распространяющейся в направлении от исполнительного механизма, для управления в соответствии с этой информацией приводом бурильной колонны.

---

(19)
Евразийское
патентное
ведомство
(21) 201370047 (13) A1
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки 2013.09.30
(22) Дата подачи заявки
2011.09.21
(51) Int. Cl. E21B 44/00 (2006.01)
(54) ПОДАВЛЕНИЕ КОЛЕБАНИЙ В ТОНКОМ ТЕЛЕ, В ЧАСТНОСТИ ПОДАВЛЕНИЕ
КРУТИЛЬНЫХ КОЛЕБАНИЙ В БУРИЛЬНЫХ КОЛОННАХ ГЛУБИННЫХ СКВАЖИН
(31) 102010046849.5
(32) 2010.09.29
(33) DE
(86) PCT/EP2011/066419
(87) WO 2012/041745 2012.04.05
(71) Заявитель:
ТЕХНИШЕ УНИВЕРЗИТЕТ ХАМБУРГ-ХАРБУРГ; ТУТЕХ ИННОВАЦИОН ГМБХ (DE)
(72) Изобретатель:
Штайдль Михаэль, Кройцер Эдвин
(DE)
(74) Представитель:
Соболев А.Ю. (RU)
(57) В заявке описан блок управления для управления процессом бурения и способы, при осуществлении которых составляющие движения тела могут быть разложены на составляющие волны, причем волна, распространяющаяся в направлении исполнительного механизма и/или привода, компенсируется исполнительным механизмом. В результате предотвращается отражение энергии на исполнительном механизме. Используя два датчика, можно рассчитать отдельно волну, распространяющуюся в направлении исполнительного механизма, и волну, распространяющуюся в направлении от исполнительного механизма, так что могут быть определены характеристики волны, распространяющейся в направлении исполнительного механизма, и характеристики волны, распространяющейся в направлении от исполнительного механизма, для управления в соответствии с этой информацией приводом бурильной колонны.
ПОДАВЛЕНИЕ КОЛЕБАНИЙ В ТОНКОМ ТЕЛЕ, В ЧАСТНОСТИ, ПОДАВЛЕНИЕ КРУТИЛЬНЫХ КОЛЕБАНИЙ В БУРИЛЬНЫХ КОЛОННАХ ГЛУБИННЫХ
СКВАЖИН
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится к подавлению колебаний в тонком теле с использованием датчиков, в частности, к подавлению крутильных колебаний в бурильных колоннах глубинных скважин.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Колебания могут быть описаны волновым уравнением, которое часто применяют для тонкого удлиненного тела. Примеры таких колебаний включают колебания бурильной колонны, продольные колебания буровой штанги или крутильные колебания бурильной колонны. Длинные тонкие тела особенно подвержены крутильным колебаниям из-за малой величины отношения диаметра к длине, особенно когда вращающие моменты передаются через тело. Они возникают в оборудовании различных типов, например, в длинных приводных валах. Особенно предельными случаями являются бурильные колонны в глубинных скважинах, используемые для бурения на газ или нефть, а также в геотермальных проектах. Общая длина таких бурильных колонн может достигать нескольких километров, так что отношение диаметра колонны к ее длине часто меньше такого отношения для человеческого волоса, поскольку внешний диаметр колонны составляет всего лишь несколько сантиметров. На Фиг. 1 показана общая схема бурильной колонны глубинной скважины. Бурильная колонна может приводиться, например, верхним силовым приводом, расположенным на верхнем конце колонны. На нижнем конце колонны находится буровое долото, а именно, буровое долото с промышленными алмазами на режущих кромках, которые разрушают породу. Сильные крутильные колебания, связанные с прерывистым перемещением долота или частей бурильной колонны, могут возникать в колонне благодаря вращающим моментам, действующим извне по длине колонны, и в особенности из-за нелинейной характеристики трения между породой и буровым долотом. Эти эффекты проявляются в остановке бурового долота, в то время как привод продолжает вращаться с постоянной скоростью. Это приводит к сильному скручиванию колонны, пока сила, действующая на долото, не станет достаточно большой для его высвобождения. Скорость вращения долота после высвобождения часто может вдвое превышать скорость вращения привода, и колонна будет вращаться в противоположном направлении после прохождения положения
равновесия. В результате буровое долото снова приходит в мертвую точку. Эти колебания нежелательны, поскольку они замедляют процесс бурения и создают дополнительную большую нагрузку на буровую штангу.
Подавление этих крутильных колебаний долгое время было темой исследований в области механики. Все попытки решения проблемы подавления крутильных колебания имеют по меньшей мере один из нижеуказанных недостатков.
С одной стороны, необходимо получать измерения по всей длине бурильной колонны. На основе этих измерений могут быть определены активные типы колебаний бурильной колонны. Используя полученные результаты, могут использоваться различные подходы к демпфированию крутильных колебаний. Примеры публикаций по этой теме: Е. Kreuzer и О. Kust, "Анализ крутильных колебаний длинных колонн с использованием соответствующего ортогонального разложения", "Archive of Applied Mechanics", 67 (1996), № 1, 68-80, и E. Kreuzer и M. Steidl, "Волновой подход к адаптивному подавлению автоколебаний в бурильных колоннах", опубл. в "Proceedings of Applied Mathematics and Mechanics", 2010. В публикации Kreuzer и Steidl, содержащей обзор состояния решения проблемы крутильных колебаний в Институте механики и инженерной океанографии, рассматривается преобразование мгновенных активных типов волн в распространяющиеся волны для их компенсации на верхнем силовом приводе. Для этого, во-первых, необходимы измерения по всей длине бурильной колонны, во-вторых, управление непрерывного действия невозможно, и для стабилизации можно осуществлять лишь управление с положительной обратной связью. Такой способ не подходит, если бурильная колонна неустойчива в диапазоне скоростей, содержащем заданную скорость ее вращения.
С другой стороны, полная динамика движения бурильной колонны неизвестна. Поэтому управление не может быть настроено для мгновенной реакции системы, и, соответственно, способы работают лучше или хуже в зависимости от реальной динамики движения колонны. Публикации по этому вопросу включают: J.D. Jansen и L. Van den Steen, "Активное демпфирование крутильных автоколебаний в бурильных колоннах нефтяных скважин", "Journal of Sound and Vibration", 179 (1995), 647 - 668, и R.W. Tucker и С. Wang, "Об эффективном подавлении крутильных колебаний в буровых системах", "Journal of Sound and Vibration", 224 (1999), 101 - 122. В различных источниках указывается, что так называемая система "управления сопротивлением" или "мягкого вращающего момента", представленная Jansen и Van den Steen, в которой используются измерения тока и напряжения электродвигателя для осуществления характеристики пассивного гасителя колебаний с помощью исполнительного механизма, используется в
настоящее время. В подходе, представленном Tucker и Wang, используются измерения "контактного вращающего момента" между бурильной колонной и верхним силовым приводом. В этом способе некоторые частоты поглощаются лучше, а другие хуже.
Вышеуказанные системы не могут подавлять сингулярные возмущения, например, фронт волны, вызванный высвобождением долота.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Главной целью настоящего изобретения является минимизация колебаний, в частности крутильных колебаний, в бурильных колоннах глубинных скважин.
Настоящее изобретение относится к блоку управления для подавления колебаний с использованием датчиков, к соответствующему способу, к компьютерной программе и к машиночитаемому носителю, охарактеризованных в независимых пунктах формулы изобретения, зависимые пункты которой описывают конкретные варианты осуществления изобретения.
В изобретении предлагается блок управления для подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков, причем блок управления содержит: первый входной интерфейс для приема первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости от первого датчика; второй входной интерфейс для приема второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости от второго датчика; выходной интерфейс для передачи управляющего сигнала на привод, соединенный с телом; контур управления, обеспечивающий формирование управляющего сигнала на выходном интерфейсе с использованием волнового уравнения и модели крутильных колебаний в буровой штанге, причем управляющий сигнал формируется на основе первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, и второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, а также расстояния между первым датчиком и вторым датчиком.
Исполнительным механизмом, который может быть использован для этого блока управления, может быть электродвигатель верхнего силового привода, который находится на верхнем конце бурильной колонны. Колебания могут возникать на буровом долоте или в разных местах бурильной колонны. Например, буровое долото или какая-то часть бурильной колонны может быть зажата стенками скважины. Под информацией об угловом движении, в частности под информацией об угловой скорости, понимаются данные, которые позволяют определить угловую скорость бурильной колонны в месте нахождения соответствующего датчика. Данные могут представлять собой импульсы,
например, поступающие из оптического датчика, и по этим данным можно определить угловую скорость, с заданным количеством импульсных генераторов по длине бурильной колонны. В частности, может быть использован датчик-преобразователь, выходная информация которого позволяет определять угловую скорость путем интегрирования. Конечно, информация об угловой скорости может также содержать непосредственное указание угловой скорости, в форме пропорциональной величины или измеренной величины, которая уже получена в явном виде.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения обеспечивается блок управления, содержащий первый датчик для обеспечения первых результатов измерений и второй датчик для обеспечения вторых результатов измерений, причем первый датчик соединен с первым входным интерфейсом, и второй датчик соединен со вторым входным интерфейсом.
В настоящем изобретении также предлагается буровой инструмент, содержащий исполнительный механизм, привод бурового станка, бурильную колонну и вышеописанный блок управления для подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков, так что привод бурового станка соединен с одной стороной буровой штанги, и первый и второй датчики установлены на буровой штанге на расстоянии d друг от друга, и привод бурового станка соединен с выходным интерфейсом блока управления.
Таким образом, для определения динамических характеристик движения и стабилизации всей системы достаточно только двух датчиков, установленных возле исполнительного механизма, а именно, возле привода. Крутильные колебания, в частности колебания связанные с прерывистым движением долота, могут подавляться более эффективно по сравнению с известными техническими решениями. Кроме того, предлагаемый способ очень дешев, поскольку в нем необходимо использоваться лишь два датчика, и исключается необходимость в измерениях по всей длине бурильной колонны. Предлагаемый контур управления позволяет повысить скорость бурения скважины, причем в этом случае снижаются нагрузки, действующие на бурильную колонну. Техническое решение, предлагаемое в настоящем изобретении, может использоваться в любой системе, предназначенной для бурения глубинных скважин,
В одном из вариантов осуществления бурового инструмента первый датчик и второй датчик установлены в той части бурильной колонны, которая находится выше уровня земной поверхности.
Таким образом, имеется постоянный доступ к датчикам, и все оборудование измерений и управления расположено таким образом, что к нему имеется удобный доступ
без необходимости использования длинных сигнальных линий. Кроме того, в этом случае могут минимизироваться паразитные влияния, которые могут возникать из-за помех между датчиками и приводом.
В соответствии с одним из вариантов осуществления бурового инструмента первый датчик установлен на таком расстоянии от привода бурового станка, которое по существу соответствует произведению скорости распространения волны крутильных колебаний на бурильной колонне и времени задержки управляющего сигнала, поступающего на привод бурового станка, а второй датчик установлен на расстоянии d ниже первого датчика по бурильной колонне.
При таком расположении может быть скомпенсирована задержка управляющего сигнала, поступающего на привод. При определении расстояния d при необходимости могут быть учтены и другие факторы, влияющие на задержку. Иначе говоря, управляющий сигнал передается на исполнительный механизм блоком управления в режиме реального времени относительно волны, распространяющейся вверх, когда эта волна проходит по части бурильной колонны между первым датчиком и исполнительным механизмом, так что управляющее воздействие на исполнительный механизм может происходить в момент времени, очень близкий к моменту времени поступления в него волны.
В соответствии с одним из вариантов бурового инструмента бурильная колонна выполнена с возможностью перемещения в продольном направлении относительно первого датчика и второго датчика.
Таким образом, бурильная колонна может продвигаться в скважину, в то время как датчики остаются в фиксированном положении на буровой вышке, когда бурильная колонна перемещается относительно вышки в продольном направлении. Это полезное свойство, особенно, когда привод, в частности вращающий привод, также остается в фиксированном положении на буровой вышке, при этом сохраняется постоянное расстояние между датчиками, и бурильная колонна непрерывно смещается в процессе вращения.
В одном из вариантов осуществления изобретения буровой инструмент является буровым инструментом, предназначенным для бурения глубинных скважин.
Предлагаемый в изобретении блок управления также может быть использован даже при глубинном бурении, в частности при бурении с морских платформ или при бурении геотермальных скважин.
В настоящем изобретении также предлагается способ подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков,
включающий: получение первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, от первого датчика; получение второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, от второго датчика; формирование и передачу управляющего сигнала на привод, соединенный с телом, на основе первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, и второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, а также расстояния между первым датчиком и вторым датчиком с использованием волнового уравнения и модели крутильных колебаний в бурильной колонне.
Хотя теоретически возможно, исходя из соображений экономии, не выполнять измерения вдоль всей длины бурильной колонны, и очень мало информации может быть передано из бурильной колонны. Таким образом, внешние воздействия, вызывающие крутильные колебания, как правило, не могут быть измерены, и текущее состояние колебаний по длине бурильной колонны также неизвестно. Предлагаемый в настоящем изобретении способ может обеспечивать поглощение всех имеющих значение частот, и, кроме того, необходимо получение только информации об угловом движении, в частности, информации об угловой скорости.
В настоящем изобретении также предлагается компьютерная программа, при выполнении которой процессором обеспечивается осуществление способа по настоящему изобретению.
В настоящем изобретении также предлагается машиночитаемый носитель, на котором записана компьютерная программа по настоящему изобретению.
Важная идея изобретения заключается в том, что динамика движения тонкого тела раскладывается на две составляющие волны, так что волна, распространяющаяся в направлении исполнительного механизма и/или привода, компенсируется исполнительным механизмом. В этом случае предотвращается отражение энергии на исполнительном механизме, и система ведет себя так, как будто она продолжается бесконечно за исполнительным механизмом. Используя два датчика, можно рассчитать отдельно волну, распространяющуюся в направлении исполнительного механизма, и волну, распространяющуюся в направлении от исполнительного механизма, так что могут быть определены характеристики приближающейся волны и характеристики удаляющейся волны для управления в соответствии с этой информацией приводом бурильной колонны.
Следует иметь в виду, что варианты осуществления изобретения, описанные ниже, в равной степени могут быть применены к устройству, к способу, к компьютерной программе и к машиночитаемому носителю.
Безусловно, отдельные признаки могут быть объединены, так что в некоторых случаях могут быть достигнут положительный результат, который превышает сумму результатов, обеспечиваемых этими признаками по отдельности.
Эти и другие особенности настоящего изобретения объясняются и иллюстрируются со ссылками на некоторые варианты его осуществления, рассмотренные ниже.
ПЕРЕЧЕНЬ ФИГУР ЧЕРТЕЖЕЙ И ИНЫХ МАТЕРИАЛОВ
Ниже описываются некоторые варианты осуществления изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано:
На Фиг. 1 - общая схема бурильной установки, содержащей бурильную колонну, датчики и привод;
На Фиг. 2 - блок-схема контура системы динамического управления для расчета распространяющихся крутильных волн.
СВЕДЕНИЯ, ПОДТВЕРЖДАЮЩИЕ ВОЗМОЖНОСТЬ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
На Фиг. 1 представлена общая схема бурильной установки, содержащей бурильную колонну, датчики и привод. Бурильная установка 1, показанная на Фиг. 1, содержит буровую вышку 2, на которой предусмотрен исполнительный механизм, привод 10 бурового станка, с помощью которого может быть приведена в действие бурильная колонна 20 с буровым наконечником 50, прикрепленным к другому концу бурильной колонны 20, который находится в буровой скважине 3. Верхняя часть показана на Фиг. 1 в увеличенном виде. Привод 10 бурового станка, например, электродвигатель, вращает бурильную колонну 20, на которой установлены датчики, а именно, два датчика 30 и 40. Эти датчики 30, 40 обеспечивают измерения переменных, которые позволяют определить информацию об угловом движении, в частности, об угловой скорости бурильной колонны 20 в месте нахождения датчика. Датчики расположены на расстоянии d друг от друга, и между ними расположена часть 21 бурильной колонны. Датчики передают информацию измерений по соответствующим сигнальным линиям 130, 140 в блок 100 управления. В блоке 100 управления информация измерений обрабатывается, и в соответствии с этой
информацией по сигнальной линии 110 управления в привод 10 бурового станка передается управляющий сигнал.
На Фиг. 2 представлена блок-схема контура системы 100 динамического управления для расчета распространяющихся крутильных колебаний. Блок 100 управления, схема которого представлена на Фиг. 2, содержит первый входной интерфейс 131 для приема первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости от первого датчика, второй входной интерфейс 141 для приема второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости от второго датчика, и выходной интерфейс 111 для передачи управляющего сигнала на привод бурильной колонны, соединяемой с приводным устройством. Интерфейсы соединены с контуром 150 управления, который обеспечивает формирование управляющего сигнала на выходном интерфейсе 111 в соответствии с первой информацией об угловом движении, в частности информацией об угловой скорости, со второй информацией об угловом движении, в частности информацией об угловой скорости, а также с расстоянием между первым датчиком 30 и вторым датчиком 40, с использованием волнового уравнения и модели крутильных колебаний в буровой штанге. Затем управляющий сигнал, задающий, например, угловую скорость, подается в двигатель и/или в привод 10.
Бурильная установка 1, содержащая привод 10 бурового станка, бурильную колонну 20 и блок управления для подавления крутильных колебаний в бурильной колонне и/или в тонком удлиненном теле, содержит первый датчик 30 и второй датчик 40, расположенные на бурильной колонне 20 на расстоянии d друг от друга, и привод 10 бурового станка соединен с выходным интерфейсом 111 блока 100 управления. Первый датчик 30 и второй датчик 40 расположены в той части бурильной колонны 20, которая находится выше уровня 4 земной поверхности, так что к ним имеется удобный доступ. Расстояние d должно по меньшей мере превышать отношение скорости распространения волны на бурильной колонне к частоте дискретизации. При частоте выборки 1000 Гц и скорости распространения волны 2000 м/с расстояние между датчиками должно быть не меньше 2 метров. Чем выше частота дискретизации, тем меньше может быть расстояние между датчиками. Если первый датчик 30 установлен на таком расстоянии от привода 10 бурового станка, которое по существу соответствует произведению скорости с распространения волны крутильных колебаний по бурильной колонне 20 и времени задержки управляющего сигнала, поступающего на привод 10 бурового станка, а второй датчик 40 установлен на расстоянии d ниже первого датчика, то время задержки ускоряющей волны, достигающей привода, может компенсировать задержку
управляющего сигнала. При расчете расстояния первого датчика от привода безусловно могут быть учтены и другие переменные, влияющие на величину задержки. Бурильная колонна может смещаться в продольном направлении относительно первого датчика 30 и второго датчика 40, например, путем установки импульсных генераторов, перемещающихся в продольном направлении, или других индикаторов положения на бурильную колонну, проходящую в продольном направлении.
Обработка поступающей информации будет описана ниже, в частности со ссылками на Фиг. 2, на которой одинаковыми ссылочными позициями обозначены одинаковые или сходные элементы.
Ниже со ссылками на Фиг. 1 и 2 раскрываются теоретические принципы предлагаемого в настоящем изобретении блока управления и соответствующего способа, в которые составляющие движения тонкого удлиненного тела (например, бурильной колонны), описываемое волновым уравнением, в частности нежелательные колебания, могут быть разложены, на основе информации, поступающей от двух датчиков, на две волны, распространяющиеся в двух противоположных направлениях. При таком разложении можно смоделировать способ управления, который позволяет осуществлять компенсацию для волны, распространяющейся в направлении исполнительного механизма, расположенного на конце системы. В этом случае предотвращается отражение волны в систему, и большая часть энергии вредных колебаний выводится из системы. В то же время не имеет значения, каким образом возбуждаются колебания, и сколько режимов они имеют. Следует добавить, что датчики могут быть установлены очень близко к исполнительному механизму, и все-таки способ подавления крутильных колебаний обеспечивает стабилизацию всей системы. Использование способа подавления крутильных колебаний, раскрытого в настоящей заявке, может обеспечить решение обеих вышеуказанных проблем. В этом случае больше не требуются измерения вдоль всей бурильной колонны, и в то же время динамические характеристики колебаний, имеющие значение для способа подавления колебаний, могут быть точно рассчитаны по информации всего лишь от двух датчиков, установленных в непосредственной близости от привода. Соответственно, способ подавления крутильных колебаний работает в точном соответствии с текущим режимом работы системы. В случае бурильной колонны нагрузки, действующие по длине колонны, обычно неизвестны и широко изменяются в процессе бурения, так что решающее значение имеет то, что блок управления адаптируется к текущему режиму работы системы. В случае бурильной колонны необходимы два датчика для измерения угла закручивания и/или угловой скорости колонны непосредственно на приводе, а также немного ниже привода (например, ниже на 2 метра, см. Фиг. 1). Обе
точки измерений расположены над уровнем наземной поверхности, и поэтому к ним имеется удобный доступ.
Идея способа подавления крутильных колебаний основывается на том, что скорость распространения крутильной волны является неопределенной величиной. Кроме того, скорость распространения волны не зависит от ее частоты. Крутильные колебания в буровой штанге описываются волновым уравнением:
(5Л2 ф(х, t))/(5t)A2 =сл2 (5Л2 ф(х, t))/(5x)A2.
(1)
Общее решение волнового решения имеет вид:
ф(х, t) = ffx - ct) + gfx + ct),
(2)
где ф(х, t) - угол закручивания в функции от длины х, и параметр с - скорость распространения волны в материале. При этом сА2 = G/p, where G - модуль сдвига, и р -плотность материала.
Пусть длина рассматриваемой конструкции равна /е, и ниже будет рассматриваться короткая секция 0 < х < 1 конструкции, причем: le > 1. Предполагается, что в пределах рассматриваемой секции не действуют никакие внешние вращающие моменты. Кроме того, измерение скорости Q(x = 0) = Q0 вращения должно осуществляться в точке х = 0, и измерение скорости Q(x = 1) = Q1 вращения должно осуществляться в точке х = 1. Расстояние d между датчиками в этом случае равно 1. Однако, используя соответствующее масштабирование, могут быть заданы любые другие расстояния d. Предполагается, что информация измерений поступает непрерывно, и в ней нет помех и ложных сигналов. Эти измерения могут интерпретироваться как граничные условия рассматриваемой секции, изменяющиеся во времени. Кроме того, вводится параметр т
ст = 1 и/или т = 1/с (3)
то есть, т соответствует времени распространения волны между двумя точками
измерений. Исходя из общего решения и определяя скорости волны а: = - fx - ct) и 0: =
д д
(может это учитываться также и в тексте на немецком языке? gj-f + ct) (подстд^ляя общее решение в граничные решения, изменяющиеся во времени):
QO(t) = a(-ct) + p(+ct), (4) Ql(t) = a(l -ct)+p(l + ct). (5) Считая известной скорость распространения и учитывая уравнение (3), можно получить следующие выражения:
a(l - ct) = a(-c(t - т)), (6) P(c(t-T)) = P(l + c(t-2T)). (7) Из уравнения (4) и уравнения (7) получается:
Q0(t - т) = a(-c(t - т)) + р(1 + c(t - 2т)). (8) Это в свою очередь позволяет получить:
a(-c(t - т)) = Q0(t - т) - р(1 + c(t - 2т)). (9)
Из уравнения для Ql(t) с учетом уравнения (6) получается:
Ql(t) = a(l - ct) + р(1 + ct) = a(-c(t - т)) + p(l + ct). (10)
Подставляя уравнение (9) в уравнение (10) можно получить окончательно:
Ql(t) = Q0(t - т) - р(1 + c(t - 2т)) + р(1 + ct). (11)
То есть, величину Р(1 + ct) можно вычислить по двум измеренным величинам Q0 и
Q1, а также по ее значению 2т секунд назад:
р(1 + ct) = Ql(t) - Q0(t - т) + р(1 + c(t - 2т)). (12)
Если начальные значения известны, например, система начинает движение из
состояния покоя, ф(х, 0) = 0 и Q(x, 0) = 0, то:
a(x = 0,t = 0) = 0, (13) а(х= l,t = 0) = 0, (14) P(x = 0,t = 0) = 0, (15) р(х= l,t = 0) = 0. (16) Соответственно, а(х = 0, t), а(х = 1, t), Р(х = 0, t) и Р(х = 1, t) могут быть определены
с использованием измерений Q0 и Q1.
Для вычисления искомых переменных в соответствии с вышеприведенными
уравнениями выполнена система, блок-схема которой приведена на Фиг. 2. Два
передаточных блока на схеме являются элементами задержки со временем т задержки.
Для упрощения схемы используются следующие обозначения: а(х = 0, t) = аО, а(х = 1, t) = al, P(x = 0,t) = p0, P(x=l,t) = pi.
Осуществлялось моделирование системы в режиме реального времени, в которой в качестве входных данных использовались измеренные угловые скорости Q0 и Q1. Под
реальным временем здесь понимаются граничные условия, в которых проход контура регулирования продолжается меньше времени между двумя последовательными выборками в процессе дискретизации. Затем для управления заданной скоростью исполнительного механизма используется ускоряющая волна РО = Qctrl, и, таким образом, она компенсируется в исполнительном механизме, в результате чего обеспечивается отвод энергии из колебаний.
В случае бурильной колонны система настраивается не в отношении нулевой скорости, а в отношении фиксированной скорости вращения, которая задается оператором установки для большей части режимов работы. Соответственно, нежелательные крутильные колебания происходят не в области нулевой скорости, а в области заданной скорости вращения. Поэтому сигнал, вырабатываемый вышеописанной системой, фильтруется с помощью фильтра верхних частот, имеющего очень низкую частоту среза, так что система подавления крутильных колебаний может быть использована для разных скоростей вращения и/или может также быть использована для переключения между двумя скоростями вращения. Кроме того, система, описанная в теоретической части описания для непрерывно поступающей информации датчиков, при реальной реализации должна работать с дискретными данными, то есть, информация датчиков поступает только в дискретные моменты времени. Это может приводить к очень высоким уровням частотных шумов в вышеописанной динамической системе, однако их легко отфильтровать, используя подходящий фильтр низких частот с очень высокой частотой среза. Частотный диапазон, соответствующий динамике движения бурильной колонны, при этом не затрагивается фильтрами и полностью сохраняется.
В одном из вариантов осуществления изобретения бурильная колонна может иметь длину, например, 10 метров. В качестве датчиков могут быть использованы датчики углового положения с разрешением 25 бит (с интерполяцией) и/или с физическим разрешением 12 бит. Блок управления может быть выполнен в форме программного обеспечения на компьютере, использующем четырехядерный процессор и программное приложение Lab View RealTime.
Следует понимать, что настоящее изобретение кроме использования в системах бурения глубоких скважин может быть также использовано и с другими схемами привода, в которых могут возникать крутильные колебания.
Следует иметь в виду, что указание "содержит" не исключает содержания дополнительных элементов или этапов способа, и указание элемента или стадии в единственном числе не исключает использования нескольких элементов или этапов.
Ссылочные позиции используются исключительно в целях облегчения понимания существа изобретения и вариантов его осуществления и никоим образом не должны рассматриваться как ограничения, так что объем охраны изобретения определяется его формулой.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Блок управления для подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков, содержащий:
первый входной интерфейс (131) для приема первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, от первого датчика;
второй входной интерфейс (141) для приема второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, от второго датчика;
выходной интерфейс (111) для передачи управляющего сигнала на привод, соединенный с телом;
контур (150) управления, выполненный с возможностью формирования управляющего сигнала на выходном интерфейсе (111) на основе первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, и второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, а также расстояния между первым подсоединенным датчиком (30) и вторым подсоединенным датчиком (40), с использованием волнового уравнения и модели колебаний, в частности крутильных колебаний в буровой штанге.
2. Блок управления по п. 1, содержащий первый датчик (30) для обеспечения первых результатов измерений и второй датчик (40) для обеспечения вторых результатов измерений, при этом первый датчик соединен с первым входным интерфейсом (131), и второй датчик соединен со вторым входным интерфейсом (141).
3. Буровой инструмент, содержащий:
привод (10) бурового станка; бурильную колонну (20); и
блок управления для подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков по любому из пп. 1-2;
при этом привод бурового станка соединен с одной стороной бурильной колонны для ее вращения,
при этом первый датчик (30) и второй датчик (40) установлены на бурильной колонне на расстоянии d друг от друга, и привод (10) бурового станка соединен с выходным интерфейсом (111) блока (100) управления.
4. Буровой инструмент по п. 3, в котором первый датчик (30) и второй датчик (40) установлены в той части бурильной колонны (20), которая находится над уровнем (4) земной поверхности.
5. Буровой инструмент по любому из пп. 3-4, в котором первый датчик (30) установлен на таком расстоянии от привода (10) бурового станка, которое по существу соответствует произведению скорости с распространения волны крутильных колебаний по бурильной колонне (20) и времени задержки управляющего сигнала, поступающего на привод (10) бурового станка, и второй датчик (40) установлен на расстоянии d ниже первого датчика.
6. Буровой инструмент по любому из пп. 3-5, в котором бурильная колонна выполнена с возможностью смещения в продольном направлении относительно первого датчика (30) и второго датчика (40).
7. Буровой инструмент по любому из пп. 3-6, используемое для глубинного бурения.
8. Способ подавления колебаний, в частности крутильных колебаний в тонком теле, с использованием датчиков, включающий:
получение первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, от первого датчика;
получение второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, от второго датчика;
формирование и передачу управляющего сигнала на привод, соединенный с телом, на основе первой информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, и второй информации об угловом движении, в частности информации об угловой скорости, а также расстояния между первым датчиком (30) и вторым датчиком (40), с использованием волнового уравнения и модели колебаний, в частности крутильных колебаний в бурильной колонне.
9. Компьютерная программа, которая при ее выполнении процессором обеспечивает осуществление способа по п. 8.
10. Машиночитаемый носитель, на котором записана компьютерная программа по п. 9.
-2-
-2-
41-
41-
41-
41-
41-
43-