本发明涉及钻井系统，更具体地，涉及一种用于减少振动影响的用于在地下形成井眼的井下钻井装置及其控制方法。
背景技术：
：在井下钻井条件下工作的电子零件(例如，随钻测量(mwd)或随钻测井(lwd)工具中的印刷电路板组件(pcba))在使用期限内会承受大量的振动应力，这可能会在部署期间引发失效。振动极具破坏性，并会因工具失效或钻井效率降低而延长非生产时间，由此严重影响钻井作业。因此，振动的监测和减少对于钻井优化来说是很重要的。井下振动本身或其与共振的结合可能会对钻井作业产生大量的负面影响，包括钻头性能的不良、井下扭矩的不稳定、钻柱部件的过度磨损、工具主体内和上的裂纹扩散、mwd/lwd工具中的电子器件的失效，以及顶部驱动器和其他钻井设备的损坏。除了这些不足之外，剧烈的振动还会通过减小钻速(rop)和降低井孔质量来影响钻井效率。所有这些因素都会来增加作业人员(以延长钻井时间的形式)和服务公司的总成本，后者将不得不花费大量的财力资源来进行维修和维护。因此，希望能提出一种可通过减少振动影响的方式来进行控制的钻井系统。技术实现要素：本发明提出了通过减少振动影响来提高井下钻井工具的可靠性的系统和方法。根据本发明的一个实施例，提出了一种用于减少振动的影响的井下钻井系统。该井下钻井系统包括：钻柱，其具有布置在其下部的井下钻具组合(bha)；方钻杆驱动器，其构造为将钻柱驱动到井眼中；顶部驱动器，其构造为使钻柱旋转；以及控制器，其构造为控制井下钻井系统。该bha包括布置在bha的端部以破碎地层的钻头，具有定子和转子以操作该钻头的井下马达，以及构造为能测量横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的测量短节。在该实施例中，控制器基于包括横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的钻井参数的钻井环境概况，并进一步基于通过钻井环境概况而得到的横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的振动模式和振动级来控制井下钻井系统。通过控制器，将振动级确定为预定的振动应力级中的一个，振动应力级可根据横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的实时测量结果来划分。在一个优选的实施例中，实时测量结果借由通信协议被发送到控制器。在该实施例的一方面，测量短节为独立设备，或者结合在随钻测量(mwd)工具和/或随钻测井(lwd)工具中。另外，测量短节可包括多个探针，以检测横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个。详细地说，多个探针包括设置在测量短节的外圆周表面中或上的多个探针组，各个探针组具有相对于测量短节的截面呈水平、向上倾斜或向下倾斜设置的探针。多个探针中的至少一个构造为通过探针马达或液压单元来伸出或改变方向，且由消耗材料、硬质金属材料或它们的组合制成。此外，多个探针中的至少一个具有蘑菇形或半球形的顶端部分。在该实施例的另一方面，基于以g_rms(重力加速度_均方根)为单位的横向振动的测量结果来确定横向振动的振动级。扭转振动的振动级基于参数s_1和s_2而确定，其中参数s_1为在一个测量周期内所检测到的最小rpm和最大rpm之间的归一化差值，如公式1这样计算：s_1＝(max_rpm–min_rpm)/(2×avg_rpm)。在此，当参数s_1大于或等于1.0且小于或等于1.2时，控制器对应于参数s_1的值来确定扭转振动的振动级，其表明井下钻井系统处于粘滑状态中。此外，当参数s_1大于或等于0.4且小于1.0时，控制器对应于参数s_1的值来确定扭转振动的振动级，其表明井下钻井系统处于扭转振荡状态中。此外，当参数s_1小于0.4时，控制器对应于参数s_1的值来确定扭转振动的振动级，其表明井下钻井系统处于正常状态中。此外，如果参数s_2为由钻柱的粘滑运动而导致井下钻井系统反转的时间百分比，则当参数s_2大于0.1时，控制器对应于参数s_2的值来确定扭转振动的振动级，其表明井下钻井系统处于反转状态中。最后，轴向振动的振动级基于以g_rms(重力加速度_均方根)为单位的轴向振动测量结果来确定。在该实施例的又一个方面，当井下钻井系统处于粘滑状态时，控制器基于在钻头与钻柱脱离之后钻柱继续旋转的结果来确定粘滑的起因为由钻头引起的、由钻柱引起的，还是它们的组合。当粘滑的起因是由钻柱引起的时，控制器指示一项或多项缓解操作，包括：将钻柱和钻头中的一个或多个的旋转速度提高到能克服粘滑摩擦力的rpm(每分钟转数)，并以更高的rpm继续钻进；进行扩孔以减少摩擦阻力；向钻井流体中添加润滑剂；以及在钻柱中增加扭矩降低短节。根据本发明的另一个实施例，提出了一种用于减轻振动影响的控制井下钻井系统的方法，该井下钻井系统具有钻柱、钻头和测量短节。控制井下钻井系统的方法包括：接收钻井环境概况，包括横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的钻井参数；确定横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的振动模式和振动级；当振动模式包括扭转振动时，基于其振动级来确定扭转振动状态；当扭转振动状态包括粘滑时，确定扭转振动状态的起因；以及基于钻井环境概况、振动模式、振动级、扭转振动状态和扭转振动状态的起因中的一个或多个来控制井下钻井系统。在该实施例中，测量短节包括检测横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的多个探针，其中，控制井下钻井系统包括使多个探针中的一个或多个的长度延伸，或改变多个探针中的一个或多个的方向。在该实施例的其他方面，振动级被确定为预定的振动应力级之一，预定的振动应力级基于横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的实时测量结果来划分。另外，横向振动的振动级基于以g_rms(重力加速度_均方根)为单位的横向振动的测量结果来确定。此外，扭转振动的振动级基于参数s_1和s_2来确定，其中参数s_1为在一个测量周期内所检测到的最小rpm和最大rpm之间的归一化差值，如公式1那样计算：s_1＝(max_rpm–min_rpm)/(2×avg_rpm)。在该实施例中，当参数s_1大于或等于1.0且小于或等于1.2时，基于与参数s_1的值相对应的扭转振动的振动级，将扭转振动状态确定为粘滑状态。此外，当参数s_1大于或等于0.4且小于1.0时，基于与参数s_1的值相对应的扭转振动的振动级，将扭转振动状态确定为扭转振荡状态。此外，当参数s_1小于0.4时，基于与参数s_1的值相对应的扭转振动的振动级，将扭转振动状态确定为正常状态。此外，参数s_2为因钻柱的粘滑运动而导致井下钻井系统反转的时间百分比。当参数s_2大于0.1时，基于与参数s_2的值相对应的扭转振动的振动级，将扭转振动状态确定为反转状态。最后，基于以g_rms(重力加速度_均方根)为单位的轴向振动测量结果来确定轴向振动的振动级。在该实施例的又一方面，当井下钻井系统处于粘滑状态时，基于在钻头与钻柱脱离之后钻柱继续旋转的结果来确定粘滑状态的起因为由钻头引发的、由钻柱引发的，还是它们的组合。如果粘滑的起因是由钻柱引起的，则控制井下钻井系统包括指示一项或多项缓解操作，包括：将钻柱和钻头中的一个或多个的旋转速度提高到能克服粘滑摩擦力的rpm(每分钟转数)，并以更高的rpm继续钻进；进行扩孔以减少摩擦阻力；向钻井流体中添加润滑剂；以及在钻柱中增加扭矩降低短节。附图说明通过下文中的详细描述与附图的结合更方便于理解本发明的教导。图1显示了根据本发明的一个实施例的井下钻井系统的示意图。图2显示了在本发明的井下钻井系统中的钻柱处所测量的三种井下振动模式。图3显示了根据本发明的一个实施例的用于对井下钻井系统进行控制的系统的示意图。图4a和图4b分别显示了根据本发明的一个实施例的井下钻井系统中的振动测量短节的侧视截面和俯视截面的示意图。图5显示了根据本发明的一个实施例的井下钻井系统的控制方法的流程图。具体实施方式下面将详细参考本发明的实施例，在附图中示出了这些实施例的例子。应当注意的是，在适用之处，在附图中使用相似或类似的附图标记来显示相似或类似的元件。附图仅出于说明目的而显示了本发明的实施例。本领域的技术人员能通过以下描述而想到不背离本发明的一般原理的替代性实施例。图1显示了根据本发明的一个实施例的井下钻井系统的示意图。井下钻井系统100具有位于地面上的井架1。方钻杆驱动器2将钻柱3输送到井眼5中。钻柱3的下部是井下钻具组合(bha)4，其包括安装有mwd工具9的钻铤8、lwd工具10、井下马达11、测量短节7和钻头6。钻头6会破坏井眼5中的地层，井下马达11具有使钻头6旋转的定子和转子。在钻井作业期间，井下钻井系统100可在旋转模式中工作，其中，钻柱3通过旋转台或顶部驱动器12(或旋转短节)而由地面开始旋转。井下钻井系统100还可在滑动模式中工作，其中，钻柱3不由地面开始旋转，而是由是钻头6旋转的井下马达11来驱动。钻井泥浆从地面处通过钻柱3被泵送到钻头6，被注入到钻柱3和井眼5的壁之间的环空中。钻井泥浆将钻屑从井眼5携带到地面处。为钻头6提供重量的钻铤8具有一系列的工具，包括用于测量倾斜度、方位角、井眼轨迹等的mwd工具9。在钻铤8或钻柱的其他位置处还包括lwd工具10，例如中子孔隙度测量工具和密度测量工具，它们用于确定地层特性，例如孔隙率和密度。这些工具电气式或无线式耦合在一起，由电池组或凭借钻井泥浆驱动的发电机来供电。所采集到的所有信息都凭借泥浆脉冲遥测系统或通过电磁传输而被传输到地面。在该实施例中，测量短节7位于井下马达11与钻头6之间，用于测量各种振动模式以及地层电阻率、伽马射线和井眼轨迹。数据通过嵌入在井下马达11中的电缆而被传输到mwd工具9或其他通信设备，或者可经由无线通信协议而被传输。井下马达11连接到地面处的可调节的弯曲壳体。由于弯曲壳体中的轻微弯曲，钻头6可钻出弯曲的轨迹。图2显示了在本发明的井下钻井系统中的钻柱处所测量的三种井下振动模式。钻柱3承受以下三种井下振动模式：沿着钻柱轴线发生的钻柱轴向振动(av)；横向于钻柱轴线发生的横向振动(lv)；沿着围绕钻柱轴线的旋转路径发生的扭转振动(tv)。数据还可被实时传输。所传输或记录的振动数据的值可用于形成振动环境概况。扭转振动(tv)通常称为“粘滑”，是钻柱3交替进行旋转加速和减速的现象。在“粘滞”阶段，钻头6和/或钻柱3的旋转停止，而“滑移”阶段会在形成足够的扭矩而导致钻杆继续旋转时发生。粘滑是由bha4和井孔5的相互作用和/或钻头6与正在被钻进的地层之间的相互作用所造成的。在使用没有切削深度控制的聚晶金刚石复合片(pdc)钻头时，粘滑现象最常发生，并且因岩性的变化而常常与地层相关。钻柱3承受两种类型的横向于钻井轴线的横向振动(lv)。其中之一是左/右横向移动或偏心旋转，这被称为涡动。横向振动是最具破坏性的振动模式，并需要立即控制。另一方面，涡动是非常稳定的现象，很难减缓。由于横向振动不容易在钻柱3上传播，因此不能在地面上明确观察到横向振动。相反，轴向振动平行于钻柱轴线，并在使用三牙轮钻头进行钻井时更为常见。轴向振动(av)可表现为钻压(wob)波动，并可在地面处被检测到。轴向振动会导致钻头损坏、rop减小、顶部驱动器损坏以及lwd/mwd失效。图3显示了根据本发明的一个实施例的用于对井下钻井系统进行控制的系统的示意图。井下钻井系统可以进一步包括控制器110，该控制器110基于包含横向振动、扭转振动和轴向振动的钻井参数的钻井环境概况来控制井下钻井系统100。通过根据本实施例的数据采集技术，钻井环境概况由多个探针7-2所捕获，并记录在测量短节7的存储器7-3中，该测量短节可结合在mwd或lwd工具中，或者可如图1和图3所示地独立安装。根据钻井环境概况，可得到和计算钻井振动模式、振动级和载荷条件，以提供将可靠性纳入井眼钻井过程的指导。这种钻井环境概况可被显示在显示器112上。根据来源于该概况的振动模式和振动级，作业人员可经由输入端子111给出指令以控制工作部件，例如井下钻井系统100的顶部驱动器12、方钻杆驱动器2和井下马达11，以便减少振动对系统产生的负面影响。这种控制还可通过控制器110自动执行，而无需作业人员的干预。振动级被确定为预定的振动应力级中之一，这些振动应力级基于横向振动、扭转振动和轴向振动的实时测量值进行划分。在一个优选实施例中，实时测量结果经由无线通信协议而被发送到控制器110。图4a和图4b分别显示了根据本发明的一个实施例的井下钻井系统中的振动测量短节的侧视截面和俯视截面的示意图。测量短节7包括用于检测横向振动、扭转振动和轴向振动的多个探针7-2。如图4a和图4b所示，多个探针7-2可包括四个布置在测量短节7的外圆周表面中或上的探针组。每个探针组具有三个探针，它们相对于测量短节7的截面分别向上倾斜45度、呈水平和向下倾斜45度。这些探针7-2可由探针马达7-1(见图3)或液压单元来驱动。根据振动测量结果，如图4b所示，这些探针7-2可以延伸和/或指向特定矢量，以消除或减小振动的影响。通过更新的振动测量结果，可以调节这4组探针7-2的配合，使它们延伸长度以施加力来影响振动力的矢量。这些探针7-2可由消耗材料或硬质金属材料或它们的组合制成。对于消耗材料而言，橡胶和环氧化合物的组合可用于在接触井眼时吸收振动和冲击。硬质金属材料可在振动期间起到硬干预的作用。探针7-2的顶端部分可具有蘑菇形或半球形的形状。图5显示了根据本发明的一个实施例的井下钻井系统的控制方法的流程图。钻井环境概况包括由各种测量工具(包括测量短节7)获取的多个钻井参数。在该实施例中，钻井环境概况包括横向振动、轴向振动、扭转振动(粘滑)和温度的钻井参数。如上文所述，这些横向振动、轴向振动和扭转振动可借由测量短节、通过安装在其中的多个探针而被测量。对于各个参数而言，根据预定的应力级来对归因于所选钻井参数的应力进行分类。表1-4示出了示例性的钻井参数及其示例性的应力级。表1示出了具有横向振动测量的预定应力级的示例性测量表。表1：横向振动级数横向振动(g_rms)00.0≦x<0.510.5≦x<1.021.0≦x<2.032.0≦x<3.043.0≦x<5.055.0≦x<8.068.0≦x<15.0715.0≦x横向振动级由0-7定义，并通过横向振动的测量值(x)的范围而得出，单位为g_rms(g_均方根)。加速度通常以单位“g”表示，这是地球的自然重力加速度(g约为9.91m/s2)。g的均方根(rms)值表明了多个加速度测量值的均值和离差，并表示出了在选定的振动周期内所承受的有害能量的值。由此，横向振动的1.5g_rms的测量值记录为应力级2。所有时间测量值均以小时为单位，至少显示小数点后两位。表2示出了具有扭转振动(粘滑)测量的预定压力级的示例性测量表。表2：扭转振动扭转振动级由0-7定义，并通过参数s_1和s_2而得出，这些参数与扭转振动的瞬时rpm测量相关。参数s_1为在一个测量周期内所检测到的最小rpm和最大rpm之间的归一化差值，如公式1所示：s_1＝(max_rpm–min_rpm)/(2×avg_rpm)参数s_2为井下工具因钻柱的粘滑运动而反转的时间百分比。在该实施例中，测量周期为7.5秒，并且所有时间测量值均以小时为单位，至少显示小数点后两位。表3示出了具有轴向振动测量的预定应力级的示例性测量表。表3：轴向振动级数轴向振动(g_rms)00.0≦y<0.510.5≦y<1.021.0≦y<2.032.0≦y<3.043.0≦y<5.055.0≦y<8.068.0≦y<15.0715.0≦y轴向振动级也由0-7定义，并通过轴向振动的测量值(y)的范围而得出，单位为g_rms(g_均方根)。g的均方根(rms)值表明了多个加速度测量值的均值和离差，并表示出了在选定的振动周期内所承受的有害能量的值。因此，轴向振动的1.5g_rms的测量值记录为应力级2。所有时间测量值均以小时为单位，至少显示小数点后两位。参照图5，井下钻井系统100的控制方法开始于接收钻井环境概况，该钻井环境概况包括来自于测量短节的横向振动、扭转振动和轴向振动的钻井参数(s110)。基于钻井环境概况，控制器110确定横向振动、扭转振动和轴向振动的振动模式和振动级(s120)。通过如上文所述的不同的计算而得出每种振动模式的振动级。如果振动模式包括扭转振动，则控制器110基于其振动级而进一步确定扭转振动的状态(s130和s140)。如表2所示，如果参数s_1大于或等于1.0并小于或等于1.2，则基于扭转振动的振动级(即，表2中的级5和6)而将扭转振动的状态确定为粘滑状态。如果参数s_1大于或等于0.4且小于1.0，则基于扭转振动的振动级(即，级2-4)而将扭转振动的状态确定为扭转振荡的状态。如果参数s_1小于0.4，则基于扭转振动的振动级(即，级0和1)而将扭转振动的状态确定为正常状态。最后，如果参数s_2大于0.1，则基于扭转振动的振动级(即，级7)而将扭转振动的状态确定为反转的状态。防止或减轻任何模式的振动的关键是了解和识别有害振动的来源，并采取预防或缓解措施，以避免或尽量减轻这种情况。防止或减轻粘滑的第一步为识别情况是钻头引起的粘滑(由于钻头与所钻进的地层之间的相互作用)、钻柱引起的粘滑(钻柱与井眼之间的相互作用)还是他们的结合。一旦确定，便可相应地采取补救措施。因此，在该实施例中，如果扭转振动的状态包括粘滑，则控制器进一步确定扭转振动的状态的起因(s150和s160)。基于钻井环境概况、振动模式、振动级，扭转振动的状态和扭转振动的状态的起因，控制器110控制井下钻井系统以减小振动的影响(s170)。确定起因的主要测试为在钻头6从钻柱3的底部脱离时继续旋转钻柱3。为此，在钻头6从钻柱3上拆下之后，控制器110指示方钻杆驱动器2来反向驱动(抬起)钻柱3，然后指示顶部驱动器12旋转钻柱3(见图3)。如果在钻头6脱离上述底部时粘滑停止了，则控制器110可以得出结论是钻头引起的粘滑。然而，如果在钻头6脱离上述底部时粘滑没有改变，则该粘滑完全是由钻柱引起的。另一方面，如果在钻头6脱离上述底部时粘滑仍然明显但强度降低了，则该振动可能是由钻头和钻柱引起的扭转振动的组合。当使用三牙轮钻头来钻井而发生粘滑时，粘滑通常是由钻柱引起的。减少或消除由钻柱引起的粘滑的关键在于降低井孔壁与钻柱3之间的摩擦阻力。用于减轻由钻柱引起的粘滑的方法包括但不限于：将钻柱3的旋转速度提高至能克服粘滑摩擦力的rpm，并以该较高的rpm继续钻井；进行扩孔以改善钻井条件，由此降低摩擦阻力；在钻井流体中添加润滑剂；以及在钻柱3中增加扭矩降低短节。如果钻机、井眼或其他限制因素会阻碍以上任何一项的实现，则替代方法为以尽可能低的rpm进行钻井，而不会显著折损rop或井眼清洁度。降低rpm又会减小扭转加速力和减速力，从而能在工具部件从粘滞状态转变为滑移状态(或相反的情况)时降低对工具部件的影响。由钻头引起的粘滑虽然对于三牙轮钻头而言并不常见，但确实会发生，并且其可能是一种警告，即：在继续钻进之前应对牙轮或轴承进行认真评估。由钻头引起的粘滑对于攻击性的pdc钻头而言更容易发生。虽然增加每分钟转数(rpm)和降低wob是减少冲击的第一道防线，但是通过攻击性的pdc钻头来牺牲高rop意味着在短时间内，钻进可能不得不以高级数的粘滑而继续进行。然而，如果粘滑持续存在，则可能会使钻头6和钻柱3损坏。因此，应谨慎使用攻击性较弱的钻头来作为缓解选项之一。然而，由泥浆马达的反扭矩所引起的粘滑似乎对于钻柱部件的损害较小。因此，可通过增加钻柱和泥浆马达的rpm来改善井下环境和rop。横向振动会对bha部件造成极大的破坏，并需要立即关注。横向振动与钻柱3的涡动和弯曲相关联，还与临界转速下的共振行为相关联。涡动是一种稳定现象，可通过rop降低、振动增加、高稳定扭矩和不存在粘滑来被识别。在减慢rpm的任何增加以使rop最大化的同时调整wob可以控制涡动。当钻头6开始新的切削图案时，通常会由岩性的变化或断裂而引起轴向振动。牙轮钻头所带来的轴向振动可能表明了钻头或牙轮的问题，而pdc钻头所带来的轴向振动可能表明了钻头泥包或切削结构严重磨损。对于高质量的pdc钻头而言，增加wob和减小rpm会引起扭转振荡，这将有助于减少轴向振动。如果轴向振动仍然存在，则应使钻头3从底部脱离，然后重新建立新的钻井图案。本发明的实施例已经得到了详细描述。通过考虑和实践本发明，其他实施例对于本领域技术人员来说将变得显而易见。因此，本说明书和附图仅欲被认为是示例性和说明性的，在随附的权利要求书中阐明了本发明的实际范围。当前第1页1 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技术特征：1.一种用于降低振动影响的井下钻井系统，包括：
钻柱，所述钻柱具有设置在其下部的井下钻具组合(bha)；
方钻杆驱动器，所述方钻杆驱动器构造为能将所述钻柱输送到井眼中；
顶部驱动器，所述顶部驱动器构造为能使所述钻柱旋转；以及
控制器；
其中，所述bha包括：
设置在所述bha的端部处的钻头，
井下马达，以及
构造为测量横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的测量短节；
其中，所述控制器基于包括横向振动、扭转振动或轴向振动中的一个或多个的钻井环境概况来控制所述井下钻井系统。
2.根据权利要求1所述的井下钻井系统，其特征在于，所述控制器基于所述横向振动、扭转振动或轴向振动中的一个或多个的振动模式和振动级来控制所述井下钻井系统，其中，所述振动级被确定为预定的振动应力级中的一个，所述预定的振动应力级基于所述横向振动、扭转振动或轴向振动中的一个或多个的实时测量结果来划分。
3.根据权利要求1所述的井下钻井系统，其特征在于，所述振动测量被结合到设置于bha中的随钻测量(mwd)工具或随钻测井(lwd)工具中。
4.根据权利要求1所述的井下钻井系统，其特征在于，所述测量短节包括多个探针，以检测所述横向振动、扭转振动或轴向振动中的一个或多个。
5.根据权利要求4所述的井下钻井系统，其特征在于，所述多个探针包括多个设置在所述测量短节的外周表面中或上的探针组，各个探针组具有相对于所述测量短节的截面水平设置、向上倾斜设置或向下倾斜设置的探针，其中，所述多个探针中的至少一个构造为通过探针马达或液压单元来伸出或改变方向。
6.根据权利要求2所述的井下钻井系统，其特征在于，所述扭转振动的振动级基于参数s_1和s_2来确定，其中，所述参数s_1为在一个测量周期内所检测到的最小rpm和最大rpm之间的归一化差值：
s_1＝(max_rpm–min_rpm)/(2×avg_rpm)。
7.根据权利要求6所述的井下钻井系统，其特征在于，在所述参数s_1大于或等于1.0并小于或等于1.2时，所述控制器对应于参数s_1的值来确定所述扭转振动的振动级，其表明所述井下钻井系统处于粘滑状态中。
8.根据权利要求6所述的井下钻井系统，其特征在于，在所述参数s_1大于或等于0.4并小于1.0时，所述控制器对应于参数s_1的值来确定所述扭转振动的振动级，其表明所述井下钻井系统处于扭转振荡状态中。
9.根据权利要求6所述的井下钻井系统，其特征在于，在所述参数s_1小于0.4时，所述控制器对应于参数s_1的值来确定所述扭转振动的振动级，其表明所述井下钻井系统处于正常状态中。
10.根据权利要求6所述的井下钻井系统，其特征在于，所述参数s_2为所述井下钻井系统因所述钻柱的粘滑运动而反转的时间百分比，其中，在所述参数s_2大于0.1时，所述控制器对应于参数s_2的值来确定所述扭转振动的振动级，其表明所述井下钻井系统处于反转状态中。
11.一种用于降低振动影响的控制井下钻井系统的方法，所述井下钻井系统具有钻柱、钻头和测量短节，所述方法包括：
接收钻井环境概况，所述钻井环境概况包括横向振动、扭转振动或轴向振动中的一个或多个的钻井参数；
确定所述横向振动、扭转振动或轴向振动中的一个或多个的振动模式和振动级；
在所述振动模式包括扭转振动时，基于扭转振动的振动级来确定所述扭转振动的状态；
在所述扭转振动的状态包括粘滑时，确定所述扭转振动的状态的起因；以及
基于所述钻井环境概况、振动模式、振动级、扭转振动状态和扭转振动状态的起因中的一个或多个来控制所述井下钻井系统。
12.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，所述振动级确定为预定的振动应力级中的一个，所述预定的振动应力级基于所述横向振动、扭转振动或轴向振动中的一个或多个的实时测量结果来划分。
13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述测量短节包括多个探针，以检测所述横向振动、扭转振动或轴向振动中的一个或多个，其中，控制所述井下钻井系统包括延伸所述多个探针中的一个或多个的长度，或改变所述多个探针中的一个或多个的方向。
14.根据权利要求11所述的方法，其特征在于，所述扭转振动的振动级基于参数s_1和s_2来确定，其中，所述参数s_1为在一个测量周期内所检测到的最小rpm和最大rpm之间的归一化差值：
s_1＝(max_rpm–min_rpm)/(2×avg_rpm)。
15.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，在所述参数s_1大于或等于1.0并小于或等于1.2时，基于与参数s_1的值相对应的扭转振动的振动级来确定扭转振动状态为粘滑状态。
16.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，在所述参数s_1大于或等于0.4并小于1.0时，基于与参数s_1的值相对应的扭转振动的振动级来确定扭转振动状态为扭转振荡状态。
17.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，在所述参数s_1小于0.4时，基于与参数s_1的值相对应的扭转振动的振动级来确定扭转振动状态为正常状态。
18.根据权利要求14所述的方法，其特征在于，所述参数s_2为所述井下钻井系统因所述钻柱的粘滑运动而反转的时间百分比，在所述参数s_2大于0.1时，基于与参数s_2的值相对应的扭转振动的振动级来确定扭转振动状态为反转状态。
19.根据权利要求15所述的方法，其特征在于，还包括：在所述井下钻井系统处于粘滑状态中时，基于在所述钻头相对于所述钻柱脱离之后所述钻柱继续旋转的结果来确定所述粘滑状态的起因为由钻头引起、由钻柱引起，还是由它们的组合引起。
20.根据权利要求19所述的方法，其特征在于，还包括：在所述粘滑的起因为由钻柱引起时，进行以下动作中的一个或多个：
使所述钻柱和所述钻头中的一个或多个的旋转速度增大至能克服粘滑摩擦力的rpm(每分钟转数)，并以更高的rpm继续进行钻进；
进行扩孔以减小摩擦阻力；
在钻井流体中添加润滑剂；或
在钻柱中增加扭矩降低短节。
技术总结一种用于降低振动影响的井下钻井系统，包括：具有井下钻具组合(BHA)的钻柱和构造为控制井下钻井系统的控制器。BHA包括构造为测量横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的测量短节。在该系统中，控制器基于包括横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的钻井参数的钻井环境概况，并进一步基于通过该钻井环境概况而得到的横向振动、扭转振动和轴向振动中的一个或多个的振动模式和振动级来控制井下钻井系统。
技术研发人员：詹晟
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司;中石化休斯顿研究开发中心
技术研发日：2019.12.02
技术公布日：2020.06.09
