Способ управления режимами бурения Советский патент 1991 года по МПК E21B44/02 

Изобретение относится к области бурения, преимущественно, к управлению режимами бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигателями.

Целью изобретения является расширение функциональных возможностей способа управления при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигателями, а также увеличение быстродействия и точности измерения параметров режима бурения наземными средствами за счет изменения направления сил сухого трения в таких скважинах.

На фиг. 1 изображена схема сил, действующих ria бурильную колонну в процессе бурения, на фиг. 2 - схема скоростей и сил трения, приложенных к элементу бурильной колонны; на фиг. 3 - графики зависимости осевых составляющих сил трения и моментов трения, приложенных к элементу бурильной колонны от соотношения окружной и осевой скоростей движения элемента бурильной колонны, на фиг. 4 - распределение осевых и окружных скоростей вдоль участка бурильной колонны; на фиг. 5 - процесс определения осевой нагрузки в зависимости от скорости подачи верхнего конца бурильной колонны и частоты вращения

о VI ел

2

Os

ротора буровой установки; на фиг, 6 - зависимости времени запаздывания воздействия сил трения в элементах колонны на осевую нагрузку от расстояния от устья скважины, отнесенного к длине бурильной колонны; на фиг. 7 - ёависимости протекания переходного процесса изменения три- бомеханической составляющей осевой нагрузки от времени, отнесенного к общей длине бурильной колонны на фиг. 8-общая структурная схема реализации трибомеха- ническ ого волнового способа управления режимами бурения; на фиг. 9 - графики, иллюстрирующие способ трибомеханиче- ского волнового управления режимами бу- рения; на фиг. 10 - общие блоки, входящие в состав трибомеханических устройств; на фиг. 11 - блок-схема устройства, реализующего способ трибомеханического волнового управления режимами бурения.

Управление, в том числе стабилизация, малоинерционных объектов управления, подверженных быстроменяющимся детерминированным либо случайным возмущениям, выводящим объект из состояния равновесия, требует выполнения двух необходимых условий:

быстрого измерения параметра управления;

быстрой реализации команд исполни- тельным элементом.

Динамическая система - забойный двигатель - долото - забой, когда в качестве двигателя для привода долота во вращение используется турбобур, как раз и является таким малоинерционным объектом. Это вызвано спецификой применения привода в пространстве, ограниченном малым диаметром скважины и особенностями внешней характеристики турбины, частота вращения которой сильно изменяется при изменении момента на долоте. Применяемые турбобуры имеют постоянную времени порядка 0,1 с.

Однако известные и реализованные на- земные устройства управления режимами бурения имеют принципиальный недостаток: отсутствие требуемого быстродействия для управления забойными двигателями.

Известные забойные устройства, избав- ленные от этого принципиального недостатка, имеют недостаток, заключающийся в сложности выполнения конструкции, надежной для работы в забойных условиях, что является препятствием при разработке и внедрении забойных устройств.

Изобретение представляет собой три- бомеханический волновой способ управления режимами бурения нефтяных и газовых скважин. Оно предназначено для быстродействующего управления энергетическим режимом бурения наклонно направленных и, так называемых, горизонтальных сква- жич, осуществляемого всеми существующими типами забойных двигателей, и отличается от известных устройств использованием для силового управления режимом бурения поворота в пространстве вектор рв сил трения колонны о стенки скважины FTKC.

Вектор FTKC является суммой векторов сил трения FTKCI на п отдельных участках бурильной колонны

FTKC

Тткс

0)

Величины FTKC всегда значительны при проводке наклонно направленных сквзжин (ННС) и горизонтальных скважин (ГС).

Это достигается управлением величиной одной из составляющих вектора сил трения FTKCI путем изменения частоты вращения бурильной колонны ротором (Урот при непрерывной подаче бурильной колонны в процессе бурения со скоростью

+Vn.

Данный способ трибомеханического волнового управления режимами бурения позволяет разработать устройства, обеспечивающее быстродействие, требуемое для управления при бурении забойными двигателями, путем использования наземных средств, по своему эффекту близкое к п-отен- циальным возможностям управления забойными, очень трудно реализуемыми техническими средствами.

Сущность способа управления режимами бурения заключается в следующем.

Для простоты изложения бурильную колонну (фиг. 1), являющуюся системой с распределенными по ее длине Iki массами, упругостью и трением о стенки скважины, представим в виде одинаково последовательно соединенных п звеньев с массой mi, продольной жесткостью kni (что соответству- ет однородной колонне) и трением колонны о стенки скважины FTKCI.

В процессе бурения наклонно направленных скважин (ННС) забойными двигателями (З.Д.) бурильную колонну допустимо вращать ротором с частотой на всех этапах бурения, исключая процессы бурения ориентируемыми компоновками низа бурильной колонны (КНБК), включающими в отечественной практике бурения кривой переводник либо турбинный отклонитель.

Ориентируемые КНБК регламентируется использовать в интервалах набора зенитного угла и при корректировании траектории ствола скважины.

Для управления траекториями ствола скважин в целях стабилизации, малоинтенсивного увеличения или уменьшения зенитного угла используются так называемые неориентируемые КНБК, включающие цент- рирующие приспособления, различные по диаметру и по удалению от долота.

Управление траекториями скважин применением неориентируемых КНБК достигается использованием гравитационной силы, не меняющей своего направления при повороте КНБКогносительно своей оси. Поэтому вращение бурильной колонны при использовании неориентированных КНБК допустимо и в ряде случае может быть благоприятно для процесса бурения. Ограничением вращению бурильной колонны является износ труб, что существенно сказывается при больших частотах вращения.

В отечественных условиях бурения ННС режим работы, допускающий О, преобладает во времени при проходке скважин, а следовательно, оптимальное управление режимами бурения в этих случаях определяет основной количественный показатель бурения - коммерческую скорость бурения VKOM и требуется для управления траекториями.

Поддержание энергетического режима бурения при работе с ориентированными КНБК важно больше не с точки зрения коммерческой скорости, а с точки зрения управления траекторией, ее корректировкой, причем является часто некритичной для уп- равления величиной.

Рассматривая задачу управления при возможности 0 (прот 0), остановимся на управлении режимами бурения при Прот 0, когда Про 0 недопустимо.

Для основных случаев управления, при которых технологически допустимо вращение бурильной колонны ротором с разными частотами, пр0т 0:

1) Все элементы бурильной колонны пе; ремещаются вниз (к забою) со скоростями VK(Z) 0, где z - координата, отсчитываемая от устья скважины по оси бурильной колонны и скважины.

Скорость V при z О, VK(0) Vn (2) называется скоростью подачи бурильной колонны.

Скорость VK при z 1кз, где 1Кз - длина колонны, находящейся на забое, Ук(1кз) Ve (3) называется скоростью механическо- го бурения.

СКОРОСТЬ VK ПРИ Z Z ltd

VK(KI) VK|-(4)

скорость перемещения 1-го элемента колонны, удаленного от устья скважины (z 0) на расстояние 1К| (фиг. 1). .

2). Все элементы бурильной колонны вращаются по часовой стрелке с частотами, определенными аналогично скоростям V, т.е.

(Ык(0) ,(5)

гдео)рот - частота вращения ротора буровой установки;

Шк(1кз) УД 0, (б) где (Од - частота вращения долота; ЈУк(1к|) ОДс (7)

частота вращения 1-го элемента бурильной колонны.

3)Между всеми1 элементами бурильной колонны и стенками скважины действуют силы трения, обозначаемые через

Рткс(О), РтксОкз), FIKC(|K|) FTKC.

4)Во всех элементах бурильной колонны действуют моменты трения, требуемые для преодоления сил трения FTKC

Мткс(О), МтксОкз). Мткс(1к|).

5)Каждый 1-й элемент бурильной колонны прижимается к стенкам скважины силами, в основном гравитационными, существенными при бурении ННС и горизонтальных скважин.

Учитывая, что трубы и стенки скважин - твердые тела, такой вид трения относится к сухому трению, трению скольжения. Для продолжения движения нужна сила для преодоления трения. Ее называют силой трения.

В довольно хорошем приближении можно считать, что сила трения пропорциональна нормальной силе, направленной по ноомали к поверхностям соприкосновения тел N и коэффициенту трения /л

F /it N(8)

где I мало зависит от величины скорости перемещения VKi, а вектор силы трения всегда направлен против относительного движения поверхностей.

Проведенные эксперименты показали, что при подъеме бурильной колонны одинаковой длины изменение скорости подъема в пределах 0,136-0,458 м/с в скважинах различной конфигурации не оказывает влияния на силы трения.

Поэтому для каждого 1-го элемента бурильной колонны будем считать справедливым выражение

FTKC ,«Kci NKC,(9)

где NKCI - нормальная сила прижатия 1-го элемента бурильной колонны к стенкам скважины;

коэффициент трения тел колонны и стенки скважины.

6)Каждый i-й элемент бурильной колонны участвует в движении вдоль оси скважи- ны со скоростью VKI и в плоскости, перпендикулярной оси скажины вокруг оси скважины диаметром d« либо оси бурильной колонны диаметром dK, в зависимости от вида вращения с линейной окружной скоростью

V0Kl -2 С0к1 -щЛГПк (10)

где d dcK при вращении колонны вокруг оси скважины;

d die при вращении вокруг оси колонны;

Пк - частота вращения элемента колонны в об/мин.

7)При движении 1-го элемента бурильной колонны независимо от соотношения величин

VKI 0 (движение элемента колонны от устья к забою скважины) и VOKI 0 (вращение элемента колонны по часовой стрелке):

а)коэффициенты трения //кс не изменяются по величине. Согласно исследованиям 0,2;

б)NKCI не изменяется по величине.

При сделанных допущениях 1-7 справедливо ниже изложенное, проиллюстрированное на фиг. 2.

На фиг. 2 показана схема, показывающая направления скоростей VKi и VOKI и сил трения FTKCI, приложенных к i-му элементу бурильной колонны (фиг, 1) при движении элемента к забою, принятому положительным Vn О (А.) и к устью скважины, принятому отрицательным Vn О (Б.).

В обоих случаях принято, что элемент колонны вращается по часовой стрелке, если смотреть от устья, и при этом согласно (10)

, WKI 0; пК| 0.

На фиг. 2 обозначено;

VKI - скорость осевого перемещения;

VOKI - скорость окружного перемеще- ния,рпределяемая выражением (10);

VKI - суммарный вектор скорости 1-го элемента колонны относительно стенок скважины;

jPri - угол между VKi и

FTKCI - общий сектор сил трения определяемых выражением (9);

FTGP осевая составляющая вектора сил трения FTKCI, влияющая на осевое усилие;

FTMI - окружная составляющая вектора сил трения FTKCI, влияющая на момент трения 1-го элемента колонны о стенки скважины MTKCi.

Из схемы, приведенной на фиг. 2 (А., следует

IVoKil ,,

- VM

ТУкТГ

(11)

Выразим осевую составляющую вектора сил трения FTGI и момент трения МТ| как 5 функцию общей силы трения FTKCi и скоростей VKi и VOKI

0

FTGI FTKCI cosarctg ,

VKI

MT| МТМакс1 slnarctg

VOKI 1/кТ

(12)

(13) (14)

где Мтмакс FTKC Г

На фиг, 3 приведены графики зависимостей

15

FrGLefG(MM М±.(м. I ткс Мтмакс

МТ|

fv(vv).

V T

Мтмакс

Изложенное позволяет сформулиро- 0 вать основное положение, на котором базируется сущность изобретения.

Изменением соотношения частоты вращения элементов колонны и их осевой скорости можно управлять одним из основных 5 параметров бурения осевым усилием, прижимающим долото к забою.

Как следует из того, что осевая составляющая сил трения FTGI, направленная вдоль оси бурильной колонны, может реаль- 0 но быть изменена от максимальной FTGI

FTKCI при v 0 до величины пример/ VK|

но равной FTGI 0,1 FTKcinpHVv 10.

При указанных изменениях соотноше- 5 ния vv моменты трения изменяются от МТ|

ОДОМТ| «0,99 Мтмакс.

Рассмотрим реальные значения соотно- - шения скоростей VK и V06 для широко используемых бурильных колонн с диаметром труб к 147 мм и при вращении колонны вокруг собственной оси (выражение 10).

При взятом в качестве примера реально имеющем место диапазоне скоростей бурения Ve 2-20 м/ч (и полагая VK Уб) для 5 изменения осевого усилия в 10 раз (см, (12)) и более частоту вращения колонны ротором Прот следует изменять в диапазонах, равных

приУе 2м/ч; 0 Прот 0-0,8 об/мин; при Ve 20 м/ч; Прот 0-8 об/мин.

Обеспечение указанного диапазона частот вращения пр0т реально осуществимо 5 при применении следующего привода для ротора.

Осевая составляющая сил трения для 1-го элемента бурильной колонны определяется выражением (12). Общая осевая составляющая сил трения бурильной колонны о стенки скважины рассматривается ниже при следующих допущениях.

1)Все элементы бурильной колонны перемещаются в одну сторону от устья к забою скважины

VKI(IKI) 0.

2)Все элементы колонны могут вращаться по часовой стрелке относительно собственной оси или оси скважины

VOKI(IKI) 0.

3)Инерционные силы пренебрежимо малы к сравнении с силами упругих деформаций, что равносильно (см. фиг. 1).

.

Для рассматриваемой задачи управления G (Vn, ЈУрот) нужно найти зависимость изменения осевой нагрузки на долото (осевого усилия на долото) G от двух параметров-величин, на которые удобно воздействовать наземными средствами:

скорости осевого перемещения верхнего конца бурильной колонны, называемой обычно скоростью подачи Vn

Vn VK (0);

частоты вращения верхнего конца бурильной колонны - частоты вращения ротора (Урот (Прот)

(Ырот ВД(0).

Для удобства последующего анализа определим справедливое для сделанных допущений распределение скоростей вдоль бурильной колонны.

Выделим участок колонны длиной к, у которого все действующие силы, в том числе и силы трения, сосредоточены на его концах а ближе к устью скважины и б дальше от устья к забою скважины (фиг. 4), и будем определять длину участка IK координатой z.

При заданных значениях скоростей на концах а и б распределение скоростей вдоль участка будет согласно выражениям (15) и (16)

VKZ VK

VOKZ V0

- z

IK

+ vK6 f ;

IK

+ V0K6 7

Kn Kn кг

(VKa - VK6), (18)

IKIK

Осевая сила упругости F0 на будет определяться выражением d Fo

dt

гдеКп ,

IK м

продольная жесткость участка колной 1к(фиг. 4).

Для определения зависимо Шрот) сначала рассмотрим бурильнну, условно состоящую из двух

(фиг. 5): нижнего, отсчитываемого от забоя, длиной 1К| с продольной жесткостью

Зт1 El

и верхнего длиной с продольной жесткостью

КП1

КП2

ST2E2 1к2

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

К верхней точке участка К2 приложена скорость подачи Vn. Нижняя точка участка IK| находится на забое и перемещается со скоростью, равной скорости бурения VG.

На участке действует сила, прижимающая долото к забою - осевая нагрузка на долото G.

На участке действует сила Ft, отличающаяся от G на величину силы сухого трения FT, которую считаем сосредоточенной на стыке обоих участков.

При направлении движения к забою (VK 0)

G FI-FT.(i9)

Рассмотрим возможность управления осевой нагрузкой G от ее начального состояния в момент времени t 0, при котором каким то образом установились скорости Vn, Ve, силы Fi, FT и G.

При сделанных допущениях получим

tt

G Kni /Vidt-Knix/V6dt, (20)

оо

где Vi - скорость точки стыка участков К1 и

1к2.

Fi Kfl2 /Vndt Kn2 / Vidt (2 I) оо

Из уравнений (19) - (21) получим выражение для G в виде

Кп1 Кп2 г . . . Кщ Кп2

G d+KnS J0 VndtFnT+ Kn2 x

x/VedtKn1

-- FT.

(22)

0КП1 + Kn2

Расчленим полученное выражение для G на две составляющие

G Gyg + Gyy,(23)

-Ј&&-. 1ъ«

КП1 КП2 Кп1 + Кп2

/ Vhdt

(24)

назовем деформационной составляющей управления нагрузкой на долото или деформационной нагрузкой, а

GyT , )

трибомеханической составляющей управления нагрузкой на долото или трибомеханической нагрузкой (oi греческого слова trlbos), обозначающего трение и, в связи с

понятием трибомеханика, охватывающего область приложения всех видов трения).

Выражения (23) - (25) показывают возможность силового управления осевой нагрузкой двумя способами деформационным и трибомеханическим, принципиально отличающимся по своим возможностям, ибо для первого необходимо изменение расстояния между точками колонны труб большой протяженности, что требует значительного времени, а второй может осуществляться передачей волны импульса крутильных колебаний колонны труб, на что требуется значительно меньше времени.В известных устройствах управления режимами бурения для изменения нагрузки на долото в основном использовалась деформационная составляющая, что не обеспечивало требуемого быстродействия, согласно изобретению предлагается использовать трибомеханическую составляющую в сочетании с деформационной.

Ниже показаны потенциальные возможности реализации управления сочетанием указанных двух способов.

Подставив в (25) в качестве силы трения FT, ее значение для 1-го элемента колонны из выражения (12), получим

г -КП1 р

GyT ТКСЧ

(26)

Кп1 + КП2 cos arctg Vv

VoKi

где Vv I -rH- I VOKI определено выражеVK

нием (10);

a FTKC - модуль вектора трения между i-м

элементом колонны и стенками скважины,

Ограничиваясь возможностями наземного расположения исполнительных элементов, как более реальными, для управления деформационной составляющей Gy9 (t) можно использовать традиционные устройства подачи верхнего конца бурильной колонны, обычно называемые устройства подачи долота (УПД) и осуществляющие управление скоростью подачи Vn(t).

Для управления трибомеханической составляющей GyT предлагается использовать совместное действие устройства управления частотой вращения ротора, именуемое в дальнейшем УУР, и устройства УПД,

Выше для простоты изложения было проведено рассмотрение для колонны, условно состоящей из двух однородных участков и силы трения, сосредоточенной в одной точке на стыке участков.

Для лучшего приближения к рассмотрению реальной бурильной колонны ее можно разбить на п однородных участков

1к1, 1(с2,..,1к1,...,1кп,

считая силы трения, распределенные по разному вдоль колонны, условно сосредоточенными на стыках участков 1к(м)- К|

FT1, FT2 FinВажно определить суммарное значение сил сопротивления, являющихся, в основном, силами сухого трения колонны о стенки скважины. При этом точная величина этой

силы не играет роли, важно, чтобы она была значима, а это можно определять путем простых экспериментов в промысловых условиях.

Из выражения (24) для деформационной

нагрузки при колонне, состоящей из двух участков, можно сделать вывод, что для колонны из п участков эти выражения можно представить в виде t

Gvg PI (Kni) / Vndt - (pi (Kni )x

о

x/V6dt (27).

о

Аналогично для трибомеханической на- грузки из (25), подставив вместо FT величину осевой составляющей сил трения FTGI согласно (12)

GyT -рз(Кпг)-Ф(РтсО, (28), где pi (Kni); Р2 (КП|) (Kni) - функции со- четания жесткостей отдельных п участков колонны; Ф(Ртс|} функция суммарного действия сил трения FTGI на п участках колонны, из которых каждая является функцией времени.

FTGl(t); FTG2(t) ... FrGi(t) ... FTGn(t)

или согласно (12) и (10)

FTGi(t) FTKCI cosarctg ( | | ) . (29)

При управлении с помощью УУР и УПД (t) изменяется воздействием на скорость подачи Vn (t), ftVi (t) - воздействием на частоту вращения ротора о)рот (t}.

Рассмотрим управление при условии малых изменений скорости подачи dVn(t)dQJpOT(t)Qm

d td tv ;

В этом случае при изменении ЮротДО, осуществляемого у устья скважины, изменения FTGI, входящее в Сут (см. (28)), будут на- ступать после прихода волны кручения от устья скважины к точке i колонны через время, требуемое для распространения волн кручения

55

tK| 7Г W

(31)

где 1К1 расстояние, отсчитываемое по колонне от устья до 1-й точки;

С - скорость распространения волн кручения, равная для стальных труб 3,4 х х103 м/с и для легкосплавных труб (ЛБТ) 3,132 103м/с.

Появившееся усилие FTQI будет воздействовать на осевую нагрузку G, ее трибоме- ханическую составляющую Сут через время, требуёмее для распространения волны продольной деформации

1 Окз - IKI)(32)

ГК|

Сп

где 1кЗ расстояние, отсчитываемое по колонне от забоя до i-й точки;

Сп - скорость распространения волн продольной деформации, равная для стальных труб 5,293 103м/с.

Проанализируем потенциальные возможности быстрого управления осевой нагрузкой путем изменения ее трибомеха- нической составляющей Сут воздействием на частоту вращения ротора о)рот.

При фронте изменения , близком к прямоугольному, скачкообразному, что реально осуществимо, мгновенно изменится FTGi при IK 0 и изменение Сут начнется через время

Т1 (кз - 0)/Сп,

затем начнут оказывать воздействие все ни- злежащие элементы колонны, причем время от воздействия 1-го элемента на Сут будет равно

Тк -р- 1к1 + р Окз

т

УК 1к1 / 1кз 1кз

Общее изменение трибомеханической составляющей нагрузки Сут будет результатом изменений осевых составляющих сил трения FTGI (т)всех п элементов бурильной колонны (фиг. 1 - 3), вступающих в действие через время запаздывания гк, зависящее от расположения элемента по длине колонны. Это время, отнесенное к общей длине колонны, будет равно

р- -р- ) + -р- . (34)

Ьк пwn

Так как порядковый номер элемента колонны I, отсчитываемый от устья скважины, пропорционален , то выражение (34) представляет зависимость времени запаздывания воздействия трения в элементах колонны от их расстояния от устья отнесенного к общей длине колонны к I . Эта зависимость в виде прямой линии показана на фиг. 6.

Для того, чтобы определить общее изменение трибомеханической нагрузки Сут через ее отдельные составляющие (28) при известном распределении вдоль колонны общих сил трения FTKCI (к) и в условиях (30),

10

15

20

следует просуммгоовать все значения сил FTKCI О) согласно (29). подставляя вместо (t) его значение через (i,m (t) с запаздыванием Гк, т.е.

(t) 0)рот (t - ГК), (35)

где Гк определяется выражением (34).

Однако, как указывалось выше, практически доступно для определения только общее значение общей силы трения равное

FTKC

п

FTKC У, FTKC,

поэтому будем определять среднее время изменения общего значения Gyr(t), исходя из выше изложенного и следующих соображений.

Согласно фиг. 7 после внесения изменения Шрот изменение Сут начинает происходить вследствие скручивания верхних сечений колонны с запаздыванием

Го р кз- Ln

Затем вступают в действие следующие

25 (по отношению к забою) сечения бурильной

колонны и так как Сп Ск, то наибольшее

запаздывание тэ будет от скручивания призабойного сечения колонны

Гз р кз30с

При описанном протекании переходного процесса изменение Gyi можно представить графиком фиг. 7, где по оси абсцисс отложено время t, а по оси ординат - изме35 нение трибомеханической нагрузки GyT(t) при скачкообразном изменении П)р0т (t) на

+ Л й)рот

v В начальный момент времени (t 0) начальные значения

о,

GVTO -FTKcCOsarctg x

(Урот о d

2 )

(

Vn

(36)

При t Г3

Сутз -FTKcCOsarctg x

( + АсОрот d ч х ( /„„2

V

по

(37)

0

5

Предполагается, что осевая скорость перемещения элементов колонны примерно равна неизменяющейся скорости подачи Vn Vno, т.е. VK.(t) Vno.

Второй линией показан переходный процесс при уменьшении на .

На графике фиг. 7 обозначено:

время чистого запаздывания г0 после приложения воздействия , которое равно

1

TQ- То I КЗ - 7 кз п П

(38)

(39)

Время окончания переходного процесса гэ, которое равно 1 Ск

Сказанное позволяет моделировать в грубом приближении бурильную колонну для передачи трибомеханического волнового воздействия апериодическим звеном первого порядка с запаздыванием dX2(t)

dt

KXi(t - т), где следует принимать

KXi(t) FTKC cosarctg ( AV f ) (41)

определяемое через (38). В качестве эквивалентной постоянной времени величину

Тт q JL и (уз - го).

Тт

+ X2(t)

(40)

(42)

Для реальных условий бурения на глубины

1кз ()-100м;

(3-6) Ю-3 0,57-1,14с; 25 () 103 0,89-1,78 с;

Т з - 4 3 - 4

-0,64) 0,09-0,18 с.

Полученные значения доказывают реальную возможность обеспечения трибоме- ханическим способом быстродействующего управления, необходимого для оптимального использования турбобуров.

Величина изменения осевой нагрузки как в сторону уменьшения, так и увеличения зависит только от изменения общей силы трения FTKC, наличие которой - обязательное условие работы системы управления.

Время запаздывания т3 не зависит от сечения труб, а только от их длины и материала (для ЛБТ оно в 1,13 раз больше, чем для стали).

Таким образом, трибомеханический волновой способ управления создает необходимые предпосылки для создания на его основе автоматического регулятора режима работы турбобура высокого быстродействия, что может обеспечить требуемую стаби- лизацию и безостановочную работу в областях, примыкающих к обычно неустойчивым областям работы динамической системы турбобур - долото - забой.

Описанный анализ сделан без учета сложных явлений, протекающих при переходных процессах в системах с распределенными постоянными и сухим трениями,

0

5

0

которыми являются колонны бурильных труб. Однако эти явления не могут сказаться на основном выводе о потенциальных возможностях разработки регуляторов высокого быстродействия.

Для примера произведем расчет требуемых приращений А о)рот и требуемого общего усилия трения FTKC.

Используем выражения (36) и (37) и предположим, что до начала воздействия на частоту вращения ротора скорость подачи Vn, равная скорости бурения Ve, составляла 20 м/ч, а частота вращения труб диаметром d die 0,147 м составляла 1 об/мин.

При таких условиях для уменьшения осевой нагрузки G за счет увеличения Gyr на 5 Т С достаточно при наличии общей силы трения FTKC 20 т.е. снизить частоту вращения с 1 до 0,5 об/мин.

Подытоживая изложенное, получим приближенное выражение для общей три- бомеханической нагрузки GyT при условиях

d Vn dtQpoT dt

5

0

5

0

5

0

5

dt в виде

GyT - FTKC cosarctg 4 М

t

VnTO (43)

«d-l T)- где FTKC - общая сила трения колонны длиной Кз о стенки скважины, м;

d - диаметр бурильных труб либо скважины, м;

ЮротМ - частота вращения ротора, рад/с;

Vn(t) - скорость подачи верхнего конца бурильной колонны, м/с;

гп - время распространения продольных колебаний,с

Тп -р кэ п

Сп - скорость распространения продольных колебаний, м/с (для стали 5,29 Л О3);

Тт - эквивалентная трибомеханическая постоянная времени

Тт -з4т():

Tk - время распространения крутильных колебаний,с

Тк -fr- кз , LK

Ск - скорость распространения крутильных колебаний (для стали 3,4 103 м/с).

При изменении длины бурильной колонны в диапазоне кз 0 6-Ю3 м диапазон изменения временных параметров составит

тп 0- 1,14с;

тк 0 - 1,78 с;

Тт 0-0,18 с.

Учитывая малые значения гп, гк, Тт для частных случаев колонн средней и малой длины при относительно медленных изменениях Шрот (т) и Vn(t), в том числе для установившихся режимов, можно, пренебрегая запаздыванием, использовать упрощенное уравнение для ), полученное из (43), положив TV, 0 ; Тт «О :

Gyr(t) -F1KC cosarctg х

,d . Шрот ( t ) .

Х12 Vn(t) jl4 j

Общее управление осевой нагрузкой G можно производить сочетанием трибомеха- нической составляющей Gyr(t) согласно (43) или (44) и деформационной Gyg (t) согласно (27)

Gy9(t) pi(Kni)/Vn(t) (Kni) JV6(t)dt

G(t) Gy9(t) + Gyr(t)(46)

Наличие двух составляющих Gyr и Gyg позволяет решать задачу быстрого бустер- ного управления за счет Gyr(t) (которое нель- зя реально получить за счет Gyg (t)) и задачу управления за счет Gyg(t), необходимого для увеличения диапазона работы исполнительных силовых элементов при изменении бу- римости пород в широких пределах.

Кроме того, управление за счет Gyg(t) позволяет обеспечить бустерные возможности при управлении с помощью Gyr(t).

Потенциальные возможности быстрого управления за счет трибомеханической на- грузки Gyr(t) следуют из (43) и (44) и были рассмотрены выше, ниже рассмотрим принцип сочетания управления с помощью Сут и

Gy9.

Для простоты будем рассматривать однородную колонну, для которой уравнение (45) превращается в более простое

Kn -j . Кп кз

Gyg(t) /Vndt- /Vedt.

П КЗ n

(47)

Для управления режимом работы турбобура требуется иметь возможность быстро изменять осевую нагрузку G примерно на 5т.с, особенно это важно в сторону уменьшения G.

Из выражения (43) следует, что для реализации быстрого управления G (требуется наличие трех условий:

достаточная общая сила трения колонны о стенки скважины

возможность быстрого управления частотой вращения ротора «рот(1);

наличие как бы бустерной силы трения FT бус

510

15

20

25 30

35

40

45

50

55

FT bvc FT« cosarctg ( ЈJ 4 ° -), (48)

обеспечивающей готовность для трибоме- ханического управления в сторону уменьшения и увеличения нагрузки.

При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин действуют значительные составляющие сил веса, прижимающие колонну к стенкам скважины РПкс. Возникающая при перемещении колонны относительно стенок скважины сила сопротивления определяется в основном силой трения равной

FTKC Рпкг,(49)

где fiKC 0,2.

Известно, что диапазон изменения РПкс (при неподвижной растянутой колонне) для колонн длиной от 1800 до 2760 м с максимальными искривлениями от 19 до 45° составляет Рпкс 57-124 т.е.

По данным измерений, проведенных на площадях Грознефти, на интервалах глубин 3391-3684 м при углах искривления границы изменения сил сопротивления перемещению колонны лежат в пределах 10,6-24 т.е.

По данным бурения наклонно направленных скважин (ННС) в Башкирии глубиной по стволу 2500 м отклонением от вертикали 600 м разность между весом на крюке при подьеме и спуске колонны была 120-(60-70) т.е.

Из приведенных данных следует, что при бурении ННС, а тем более горизонтальных скважин глубиной более 2000-2500 м весьма вероятно наличие общей силы трения FTKC 10 т.е.

Второе условие может быть обеспечено тиристорным управлением приводом ротора, имеющим постоянные времени порядка 0,1 -0,2с.

Для выполнения третьего условия необходимо поддерживать такое среднее соот- ноиЛние Шрот/Vn при изменяющихся условиях бурения, его скорости Ve, чтобы, можно было быстро увеличивая либо уменьшая от его среднего значения при медленно изменяющейся Vn, уменьшать либо увеличивать Сут.

Это обеспечивается, если при скорости подачи Vn, примерно равной скорости бурения Ve, сохраняется соотношение

d (Урот

cosarctg ()0,5 откуда

(50)

со

, , w -. (Урот 2

Atv)

1,7 где WPOT , рад/с; Vn MJC; d, м.

ИЛИ Прот (Knv) Vn (If)™3 7Г-)Vn

(52)

где Прот,об/мин; Уп,м/ч; d, м при d - 0,147;Прот 0,06 Vn .

Структурная схема (фиг. 8) обеспечивэ- ет трибомеханический волновой способ управления режимами бурения. В ее основу заложено наличие двух контуров управления энергетическим режимным параметром бурения у: быстродействующего - воздей- ствием на частоту вращения ротора пр0т и более медленного - воздействием на скорость подачи бурильной колонны Vn, изменяющую продольную деформацию бурильной колонны,

На схеме фиг. 8 обозначено: бурильная колонна 1 как силовой элемент, осуществляющий воздействие осевой нагрузкой G на динамическую систему; забойный двигатель - долото - забой 2 ; элемент 3 трибоме- ханической нагрузки Сут, описываемый выражением (44); элемент 4 деформационной нагрузки, описываемый выражением (45); устройство 5 подачи долота (УПД), управляющее скоростью подачи верхнего кон- ца колонны; устройство 6 управления частотой вращения ротора (УУР); элемент 7 сравнения скоростей окружной и осевой, вырабатывающий сигнал ошибки A(tiV) прот KnvVn; интегрирующий элемент 8 уставки скорости подачи Vn.

По схеме фиг. 8 оперативное бустерное управление обеспечивается устройством УУР за счет изменения прот(т.}, а более медленное управление, как бы запасающее бу- стерную силу трения FT бус (выражение (48)) - устройством УПД.

Для пояснения работы схемы примем в качестве энергетического управляемого параметра ly частоту вращения турбобура пт, а в качестве возмущения - изменение момента на долоте Мд (фиг. 9).

Пусть до внесения возмущения система находилась в равновесии при следующих значениях отдельных величин

Мд МД1;

1у1 ПтК

Vn V6 Vni;

G Gi Gygi + Gyri;

Прот1 Knv Vn1.

В момент времени t ti увеличился момент на долоте на (+) ДМд, который приводит к быстрому уменьшению частоты вращения турбобура пт. Сигнал ошибки (-) Дпт (или по схеме фиг. 8 (-) ) приведет с помощью УУР к быстрому уменьшению прот и осевой нагрузки G за счет уменьшения ее составляющей Gyr, что вызовет быстрое восстановление энергетического параметра Пт(1у) до значения, близкого к пп (график на

0

b

5

0

фиг. 9 предполагает апериодичность переходного процесса).

В связи с изменением величины про появляется сигнал ошибки A(nV), которая с помощью УПД приведет к уменьшению скорости подачи Vn (включая и возможность изменения знака Vn).

Для этого служит элемент управления уставкой скорости подачи, интегрирующий ошибку A(nV) и выдающий значение уставки

Vn3 /A(nV)dt.

о

Уменьшение Vn приведет к постепенному уменьшению Gyg, как бы восполняющей в общей нагрузке G долю GyT, которая будет постепенно уменьшаться, и бос уменьшением Суд увеличивается пт (ly) и уменьшается сигнал ошибки Лпт (Aly) на входе в УУР, а следовательно,увеличивается пр0т.

Переходный процесс будет продолжаться до момента времени t2, когда ошибки станут Д(пУ) 0; Апт 0.

В новом установившемся состоянии будут следующие значения отдельных величин Мд2 МД1 -t ЛМД; У2 Пт2гПт1; Vn V62

Vn2 Vni 1 AVn; G 62 Gyj2 + Gyr2; где

Суд2 Суд1 - А Суд, GyT Gyri; Прот2 KnV Vn2.

Если в момент времени произойдет уменьшение момента на долоте на АМД, процессы будут протекать в обратном порядке.

Таким образом, благодаря бустерному трибомеханическому контуру управления энергетический параметр 1У можно быстро стабилизировать, что особенно важно для турбинного бурения, чтобы не допустить попадания в неустойчивые области работы, а возможно и обеспечить стабильную работу в этих областях - областях малых частот вращения турбобура и долота нередко оптимальных для современных используемых долот.

Быстродействие управления режимами бурения, используя трибомеханический волновой способ силового воздействия на осевую нагрузку G, может быть обеспечено только при сочетании с быстрым измерением управляемого параметра. В качестве энергетического управляемого параметра 1у предлагается использовать;

для бурения с помощью турбобуров при наличии электрического приводного канала связи частоту вращения турбобура Пт,

для бурения с помощью винтовых забойных двигателей ВЗД-перепад давления на двигателе Раз, зависящий от момента на валу двигателя и долоте Мд;

для бурения с помощью электробуров - мощность, потребляемую электродвигателем N36 (за вычетом потерь), зависящую от момента на долоте;

для бурения турбобурами без информационного канала связи и для бурения всеми видами забойных двигателей - момент, потребляемый приводом вращения ротора

КОЛОННЫ бурИЛЬНЫХ Труб Мрот.

В первом случае запаздывание при передаче измерительного сигнала с забоя на поверхность тп 0, так как определяется скоростью передачи электрических сигналов по проводу.

Во втором случае запаздывание гп

жет быть доведено до гп , где Сг W

скорость передачи гидравлических импульсов по бурбвому раствору, Сг 1290 м/с.

В третьем случае тп - 0, как и для первого случая.

В четвертом случае, наиболее распространенном в отечественном бурении, величину момента на долоте предлагается определять следующим способом, опираясь на приведенные выше соображения.

При вращении бурильной колонны ротором в установившемся режиме прот О

МроТ Мд + МтСК + Мв, - (53)

где Мрот - момент, требуемый для вращения ротора, доступный для измерения на поверхности;

Мстк - общий момент трения колонны о стенки скважины;

Мв - момент, требуемый для преодоления трения в вертлюге.

Величину общего момента трения Мтск определим используя рассуждения, приведенные при определении общей трибомеха- нической нагрузки Сут (выражение (44)) и используя (13) и (14).

При наличии движения всех элементов колонны (в одном направлении)

оы 0; VKi О

среднее значение момента трения Мткс, которое нужно преодолевать приводу ротора, будет равно:

МТкс т FTKC slnarctg к

, d Црот ч (2-VnПодставив Мткс из (54) в (53), получим выражение для определения среднего момента на долоте Мд в установившемся режиме путем измерения наземных параметров

Мрот, Урот, Vn

Мд Мрот - Мтск - Мв Мрот

- Мв - | FTKC slnarctg ( Ј 21) (55)

Для измерения Мд проведем при данной ситуации в бурении два опыта в условиях ГУрот 0, Vn 0.

Из первого опыта при

(Урот Vn

находим

Мрог Мд1 + МВ1 + Мткс макс,

где

10..d c

Мткс макс - п гткс

Из второго опыта при

2 0)рот « Vn

15 находим

Мрот2 МД2 + МВ2 + О,

Вычитая из значения Мр0т1 значение Мр0т2 и полагая МД1 МД2, МВ1 Мва, находим

Мткс макс - Рткс-Мрот - Мрот2 (56) и., подставив МТкс макс в (55), получим

Мд Мрот - Мв - Мткс макс Slnarctg

25

с экспериментально определенным для данной ситуации значением МТКс макс.

Для определения момента на вертлюге Мв проделаем опыт по определению МротЗ

30 для той же ситуации, при которой определялось Мткс мае, но при моменте на долоте, близком к нулю (долото - над забоем с циркуляцией бурового раствора либо без циркуляции).

35 Получив из опыта значение Мр0тЗ Мротз 0 + Мв + Мткс MaKcSinarctg

()(58)

и зная Мткс макс, Ирот , Vn, измеренные на- 40 земными датчиками, находим значение момента на вертлюге Мв.

В дальнейшем до существенного изменения ситуации в части длины колонны, состояние вертлюга, геологических условий, 45 измеренные значения Мткс макс и Мв будем считать постоянными, известными, что по- зволяет определять среднее значение момента на долоте путем измерения наземными датчиками Мр0т, Ирот, Vn и под- 50 ставляя измеренные значения в выражение

Мд Мрот - Мв - Мткс.макс

(59)

sinarctg (Ј)

55Это уравнение справедливо для установившихся режимов и при медленных изменениях сирот (t); Vn(t); Ve(t); MA(t), а также для средних значений момента на долоте Мд, мгновенные значения которого при бурении

шарошечными долотами изменяются с большой частотой,

Для определения быстрых изменений Мд(т.) в процессе долбления, требуемых для диагностики состояния долот, а также для стабилизации работы турбобура, в том числе в областях, примыкающих к неустойчивым, целесообразно уменьшать значение момента трения, минимизируя Мткс.макс, обеспечив (если это возможно)

| й)рОТ« Vn.

Однако во всех случаях измерение момента на долте Мд(т.) по величине Mp0-r(t) будет протекать с запаздыванием, равным времени распространения волны крутильных колебаний по бурильной колонне

Тм

КЗ

Ск1

Определение осевой нагрузки на долото.

При движении всех элементов бурильной колонны в направлении к забою VKi О в установившемся режиме осевая нагрузка на долото определяется выражением

G QK - FTG - FK,(60)

где QK - вес бурильной колонны в буровом растворе, равный весу на крюке при долоте над забоем;

FTG- общая сила трения колонны о стенки скважины в осевом направлении;

FK - вес на крюке при долоте, прижатом к забою.

Из трех величин, составляющих выражение (60), QK и FK измеряются наземным датчиком веса на крюке.

Величина общей осевой силы трения FTKC равна, так называемой, бустерной силе трения Рт.бус согласно выражению (48). Поэтому, подставив в (60) вместо FT Рт.бус из (48), получим

G QK - FK - FTKC cosarcig s

d Шрот

Vn

f О Шрот ч

(61)

Определение общей силы трения FTKC в данной ситуации (один и тот же состав колонны, бурового раствора, участки скважины) можно провести, проделав два опыта при Vn 0 и G 0 (при долоте, находящемся над забоем).

Из первого опыта при - Шрот « Vn , подставив значения в (61), получим

О - Ок1 РкЧ - FTKC

Из второго опыта 2 %от Vn соответственно получим О QK2 F«2.

Так как в данной ситуации QK1 QK2, получим, используя результаты замеров двух опытов:

FTKC О.к1 - FK1 О.к2 - FKI. Такое определение FTKC предполагает,

что величина общей силы трения не зависит от нагрузки на долото GH.

Для определения зависимости FTKc при различных нагрузках на долото G следует провести следующую процедуру для данной ситуации.

Первый опыт при -„ Vn и G О

(долото над забоем) согласно (61) определя- ем по показаниям датчика веса вес колонны Q..

Второй опыт при Tj-Шрот Vrt и каком- то значении GI (долото прижато к забою) согласно (61)

G2 QK - FK2 - 0.

По показаниям датчика веса определяем Рк2 и, зная из первого опыта значение , QK FKI, находим G2, которое определяется только осевой деформацией колонны, вли- / яющей на силу тоения FTKc через образование волн в сжатой части колонны, прижимающих их к стенкам скважины.

Третий опыт при рот « Vn, измеряя

в самом начале значение веса на крюке FK3 пока величина осевой деформационной составляющей равной GI еще не изменилась и можно найти FTKC из (61), подставив вме- croG

G# 62.

В результате получим

FTKC QK - РкЗ - G2,

где QK - известно из первого опыта;

G2 - из второго опыта;

FK3 - по показаниям датчика веса из третьего опыта.

Проделав указанную процедуру при различных осевых нагрузках, можно найти,

как изменяется общая сила трения с изменением осевой нагрузки,

Таким образом, определив для данной ситуации бурения величину FTKC, можно затем по выражению (61) определять нагрузку

на долото G наземными средствами, измеряющими полный вес бурильной колонны в жидкости Q, вес на крюке FK, в процессе долбления частоту вращения ротора Шрот и скорость подачи Vn.

Изложенное справедливо для установившегося режима и медленных изменений Fi(t), tOporCt), Vn(t) и может использоваться для определения усредненных значений G. Следует заметить, что быстрое изменение осевой нагрузки G(t) за счет деформационной составляющей Суд маловероятно, а изменение за счет трибомеханической составляющей, зависящее от (t), может быть, в случае необходимости, учтено, так как Шротф известно.

Определение наземными средствами механической усредненной скорости бурения Ve.

Бурильная колонна рассматривается как составной упругий стержень, элементы которого перемещаются в осевом направлении с малыми ускорениями.

В этом случае для продольной деформационной составляющей нагрузки на долото Суд справедливы выражения d GV;

dt

(t) - V6(t) (62)

Суд(1) Копж /Vndt-K

on ж к

(63)

/ Vedt + С.

о

где С - постоянная интегрирования;

Копж общая продольная жесткость бурильной колонны, определяемая для однородной колонны выражением (18), а для любой составной колонны как отношение приращений продольной деформации ДСуд и разности продольных перемещений верхнего ASn и нижнего Д5б концов колонны ДСуд

К

опж

(64)

ASn-ASe Механическая скорость бурения пропорциональна общей нагрузке на долото С Суд + Сут и коэффициенту буримости Кб. мА

кгс

(65)

d ftfeor vi )l

(66)

Vn подД 1ЛГ

Учитывая, что QK, FK, FTKC, Ыр0т, лежат определению наземными средствами, для определения Ve достаточно определить коэффициент буримости Кб.

Для определения Кб проделаем два

опыта при Vn.

Согласно (66)

V6 - K6(Q - FK),(67)

так как действует деформационная составляющая нагрузки С Суд и справедливо выражение (63).

, Подставляя, получаем

V6-K6Gyfl K6(Qic-FK)

V6 K6G.

Подставляя в (65) значение G из (61), получим

V6 Кб(3к - F - FKTC cosarctg

0

5

0

5

0

5

0

5

0

5

/Vndt - Копж / К6(0К -FOdt + С.(68)

В этом уравнении два неизвестных Кб и Копж, которые можно определить опытным путем, давая в первом опыте приращение скорости подачи относительно начальной Vno(+ A Vni) и измеряя изменение во времени

(Ок - FK) f i(t)(69)

и аналогично во втором опыте другое по величине приращение

AVn AVn2, - измеряя изменение во времени

(Q - FK) fa(t)(70)

Из двух функций fi(t) и f2(t), зависящих от Кб и Копж, находим значения этих коэффициентов; после определения Кб значение механической скорости бурения определяется по выражению (66), зависящему только от наземных параметров Ок, Рк, а)р0т, Vn.

Реализация способа возможна:

для управления бурением всеми типами забойных двигателей по моменту на долоте и по нагрузке на долоте;

для управления режимом турбинного бурения по частоте вращения вала турбобура п, измеряемой с помощью проводной линии связи;

для управления режимом бурения с помощью электробуров и винтовых забойных двигателей.

Основные элементы управления и измерения параметров бурения расположены на поверхности, частично являются узлами буровой установки, которые применяются по новому назначению. Кроме того, используются дополнительные вычислительные измерительные блоки и блоки отображения информации.

Буровая установка (фиг. 10) оснащается ротором 9, приводимым во вращение устройством управления ротором 6, обеспечивающим режим управления частотой ротора Прот, задаваемой уставкой частоты пр0т.з. В установившемся режиме пр0т ПротЗ, где Протз может изменяться в диапазоне пр0тЗ 0- 150об/м.

При этом могут использоваться управляемые привод приводы ротора с тиристор- ным управлением, с применением обратных связей отдатчика 10 частоты вращения ротора, а в некоторых случаях для обеспечения работы в диапазоне очень малых частот Прот и угла положения ротора 11 (например, сёльсинного типа).

В случае применения систем следящего привода, базирующихся на двигателях постоянного тока, управляемых по схеме Г-Д

либо с помощью тиристоров, режим пр0т -Протз может обеспечиваться и без датчика 10 частоты.

Задаваемое значение Протз вырабатывается как функция ошибки между задавае- мыми значениями энергетического параметра управления Aly (например, момента на долоте Мд), либо Протз задается вручную с пульта 12 управления режимами бурения. Информация о режимах бурения отображается на блоке 13 отображения информации.

В силовой цепи ротора устанавливается датчик 14 момента. В качестве датчика 14 момента можно использовать как измерители механических усилий, так и параметры привода ротора, отражающие момент на приводном валу, например мощность или ток при использовании электрических приводов, давление при использовании гидравлических приводов. Это позволяет избежать установки отдельных сложных и ненадежных механических датчиков момента.

Буровая установка должна включать узел 5 подачи долота (УПД), обеспечивающий, как обязательное условие, возможность плавной подаии бурильной колонны в диапазоне скоростей Vn, превышающем ожидаемые скорости бурения VG (а желательно, и подъем бурильной колонны со скоростью -Vn).

Заданное значение уставки скорости подачи /Пз выдается (фиг. 11) в основном автоматическом режиме интегрирующим элементом 8 либо в ручном режиме с пульта 12 управления режимами бурения.

На интегрирующий элемент 8 подается разность сигналов частоты вращения ротора протот датчика 10 частоты и скорости подачи отдатчика 15 скорости подачи, образуемая элементом 7 сравнения.

Узел 5 подачи долота должен обеспечивать работу в режиме поддержания заданной скорости подачи Vn Vna, обеспечиваемой обратной связью от датчика 15 скорости подачи, либо без отдельного датчика, если такая возможность предоставляется схемой привода, как это указано для привода ротора.

Однако во всех случаях датчик 15 скорости подачи Vn, показывающий скорость поступательного перемещения бурильной колонны Vn, для работы системы необходим.

В качестве интегрирующего элемента 8 может быть использован любой известный элемент, осуществляющий интегрирование t

Vna / Д()и,

в частности, микродвигатель постоянного тока, у которого угол поворота вала t

Оъап /ИдвСЙ, °

а пда - пропорционально приложенному напряжению, в свою очередь пропорциональному ошибке между поступательной и окружной скоростями колонны ( Л()).

Остальные элементы, которые могут входить в общую схему, специфичные для отдельных модификаций устройств, опишем ниже при описании обобщенной блок-схемы, приведенной на фиг, 11. При описании модификаций под обобщенным энергетическим параметром ly будем понимать его различные значения:

момента на долоте Мд (измеряемого на- ззмными средствами);

осевой нагрузки на долото G;

частоты вращения долота п;

мощности, потребляемой электробуром NB;

момента на долоте, определяемого при бурении с помощью винтового забойного D двигателя Мдв.

С этой цель.о используются блок 16 вычислений, к которому подключены сигналы от всех датчиков, пульт 12 управления режи5

0

мами, с помощью которого осуществляется

переключение на работу в различных энергетических режимах, и блок 13 отображения информации о режимах бурения. Выходы блока 16 вычислений подключены к пульту 12 управления, а также к блоку 13 отображения (БОР), на пульте установлен переключатель режимов управления, с помощью которого на вход устройства 6 может пода-,, ваться разность между фактическим и за- даваемым сигналами энергетических параметров бурения:

моментов Д ly ДМ Мд - МДз;

осевой нагрузки на долото ДО G - Оз, ,

частоты вращения турбобура Д у Д п

п - п и

п из,

мощности, потребляемой электробуром Д|у Д N NB -NB3;

момента на долоте, определяемого при бурении с помощью винтовых забойных двигателей Д у Д Мдв Мдв - Мдвз.

Кроме того с пульта 12 управления можно осуществлять управление в ручном режи- ме, задаваемом значениями частоты вращения ротора пр0тЗ и скорости подачи

Vna.

На блок 13 отображения информации режимов бурения выводятся для визуального наблюдения во время долбления t функции MA(t); прот{г); Vn(t).

Рассмотрим варианты реализации три- бомеханического волнового бустерного (форсированного) управления режимом бурения, осуществляемого по моменту на долоте Мд, измеряемому наземными средствами.

В таком устройстве управление ведется по моменту на долоте Мд(), который в процессе бурения вычисляется по (59) блоком 16

Мд Мрот - Мв - Мткс макс х

sinarctg().

Для этого при данной ситуации в бурении, определяемой составом колонны и состоянием скважины в блоке 16, определяются значения Мткс.макс и Мв.

Значения (t) и Vn(t), требуемые для определения MA(t), поступают в блок 16 от датчиков 10 частоты вращения ротора и скорости подачи 15. Момент на роторе измеряется датчиком 14.

На пульте 12 управления имеются переключатель и рукоятки ручного управления (протз и Vna) - для проведения процедуры определения МТкс макс и Мв и автоматического управления моментом Мд(т.) по задаваемому значению Мдз.

В автоматическом режиме работы будет поддерживаться значение момента на долоте Мд, близкое к заданному с пульта управления Мдз, при всех изменениях режима бурения.

При изменении ситуации, например состава колонны после одного или нескольких наращиваний, процедуру определения и запоминания новых значений макс, а возможно и Мв, следует повторить.

Визуальный контроль частоты вращения ротора УротСО (протМ), скорости подачи Vn(t), момента на долоте Мд(г) производится с помощью блока 13 отображения информации режимов бурения. Оценивая воспроизводимые на экране функции Vn(t); Мд(т), можно судить также и о состоянии опор шарошечных долот, идентифицировать буримые породы по их механическим свойствам.

Специфической особенностью устройства управления по осевой нагрузке являются элементы, входящие в блок 16 вычисления, служащие для выработки сигнала G(t), пропорционального осевой нагрузке на долото наземными средствами измерения. Для этого к блоку 16 подключены сигналы от датчиков веса 17, частоты вращения ротора 10, скорости подачи 15. Переключателем на пульте 12 управления можно устанавливать заданное, значение осевой нагрузки G Сэ.

Элементы блока 16 вычислений (БВ), служащие для определения момента Мд(:) Непосредственно в этом варианте устройства, в автоматическом управлении не участ- вуют, а служат целям диагностики, в том числе состояния опор долота.

На блок 13 отображения информации выводятся для визуального наблюдения во время долбления t функции G(t); Vn(t); MA(t); npOT(t).

В данном устройстве управления ведется по осевой нагрузке на долоте G(t), которая в процессе бурения вычисляется по (61) блоком 16 вычисления G QK - FK - FTKC cosarctg

Ч)(61)

Для этого при данной ситуации в бурении, определяемой составом колонны и состоянием скважины в блоке 16, следует сначала определить значения FTKC и QK.

На пульте 12 управления имеются переключатель и рукоятки ручного управления (протз и Vna) для проведения процедуры определения FTKc и Q и автоматического управления осевой нагрузкой Q(t) по задаваемому значению G3.

В автоматическом режиме работы будет поддерживаться значение нагрузки на долото G, близкое к задаваемому с пульта управления G3, при всех изменениях режима бурения (в части буримости пород, энергоемкости системы долото - порода и др.), так как значение G вычисляется блоком 16, автематически учитывающим изменения Vn(t) и ftjpoT (t) (согласно (61), а силовое воздействие осуществляется устройствами управления ротором 6 и подачей 5 долота.

При изменении ситуации, например состава колонны, после одного или нескольких наращиваний процедуру определения и запоминания новых значений FTKC и QK следует повторить.

Визуальный контроль осевой нагрузки

на долоте G(t), скорости подачи Vn(t), момента на долоте Мд(г), частоты вращения ротора npor(t) производится с помощью блока 13 отображения информации режимов бурения.

По функциям G(t), Vn(t), Мд(т.) можно определять состояние долота, идентифицировать буримые породы, а также состояние в призабойной зоне.

Следующее трибомеханическое устройство осуществляет управление частотой вращения турбобуров п по информации о работе турбобура, полученной по проводному каналу связи.

Такое устройство дополнительно включает датчик 18 частоты вращения турбобура, состоящий из глубинной частоты 19 (фиг. 10), соединенного с валом турбобура 2, проводного электрического канала 20 связи и наземного приемника 21.

В отличие от устройств, описанных ранее, здесь, управляя непосредственно по глубинному параметру, не требуется для управления вычислительных операций.

На блок 13 отображения информации режимов бурения выводятся для визуального наблюдения во времени долблении t функции ПротМ; G(t); Vn(t); MA(t).

При бурении электробурами вращение долота производится асинхронными электрическими двигателями, питание к которым подводится секционным кабелем, вмонтированным в бурильные трубы. Это позволяет использовать в качестве энергетического параметра замеряемую на наземной поверхности мощность, потребляемую электробуром, за вычетом потерь в кабеле и двигателе, что широко используется в исследовательских целях и при управлении подачей долота при электробурении.

Так как асинхронные двигатели элект- робурой мало изменяют свою частоту вращения (либо это можно учесть), то управление по мощности N близко к управлению по моменту на долоте Мд.

Следующее трибомеханическое устройство для управления бурением электробурами осуществляет управление режимом бурения по мощности, потребляемой электробуром N36 с автоматическим вычитанием потерь.

Такое устройство включает датчик 22 мощности, потребляемой электробуром, и элементы в блоке 16, автоматически вычисляющие мощность (либо момент на долоте) NB, учитывал потери.

При использовании для вращения долота винтовых забойных двигателей (ВЗД) перепад давления на ВЗД Рв определяется моментом на валу, равным моменту на долоте Мд, и моментом трения в элементах ВЗД.

Поэтому в качестве энергетического параметра ly для управления режимом бурения винтовыми забойными двигателями используется перепад давления на ВЗД, измеряемый по изменению давления бурового раствора Р на входе его в скважину (бурильную колонну).

В этом случае устройство дополнительно включает датчик 23 давления бурового раствора на входе в бурильную колонну и вычислительные элементы в блоке 16, служащие для определения момента на долоте

по давлению Р, учитывая механические потери в ВЗД.

При бурении забойными двигателями особенно наклонно направленных скважин

измерение параметров режима бурения Мд, G, Уб либо не производится вообще (например, для Мд), либо производится с большими ошибками.

Устройство, базирующееся на трибоме0 ханическом способе, позволяет определять указанные параметры в блоке 16 в соответствии с выражениями (59), (61) и (66) при условии плавной подачи Vn 0 бурильной колонны.

5 Трибомеханический волновой способ управления режимами бурения обеспечивает быстродействующее энергетическое управление режимами бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин

0 забойными двигателями всех типов, используя наземные средства подачи и вращения бурильной колонны. При этом измерение момента на долоте, осевой нагрузки на долото и механической скорости бурения при

5 бурении наклонно направленных скважин с помощью турбобуров, электробуров, винтовых забойных двигателей наземными средствами производится без использования сложных телеметрических систем.

0

Формула изобретения Способ управления режимами бурения, основанный на задании значения управляемого параметра и осевой нагрузки, измере5 нии фактического значения осевой нагрузки, сравнении указанных величин и изменении скорости осевого перемещения бурильной колонны (скорости подачи), отличающийся тем, что, с целью расши0 рения функциональных возможностей способа управления при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигателями, а также увеличения быстродействия и точности измерения

5 параметров режима бурения наземными средствами, осуществляют вращение бурильной колонны и плавное осевое ее перемещение, измеряют частоту вращения ротора, скорость подачи бурильной колон0 ны, момент на роторе, частоту вращения долота, давление бурового раствора на входе в скважину, а при бурении электробуром - и потребляемую им мощность, по ко- торым определяют значения осевой

5 нагрузки и момента на долоте с учетом сил сухого трения колонны о стенки скважины, задают значение какого-либо из управляемых параметров - момента на долоте, частоту вращения долота или мощность, потребляемую электробуром, сравнивают

его с фактическим значением, определяют величинудразности и ее знак и при Л г 0 в зависимости от выбранного управляемого параметра производят увеличение или уменьшение частоты вращения ротора до устранения разности, при этом осуществляют сравнение величин, пропорциональных частоте вращения ротора и скорости подачи, и при их неравенстве изменяют скорость осевого перемещения колонны до устранения их разности.

Изобретение относится к бурению скважин и позволяет расширить функциональные возможности способа управления при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными движителями. Для этого вращают бурильную колонну и плавно перемещают ее верхний конец. При этом измеряют частоту вращения и момент ротора, скорость подачи колонны, частоту вращения долота, давление бурового раствора на входе в скважину, а при бурении электробуром - и его потребляемую мощность. По данным измерениям определяют осевую нагрузку и момент на долоте с учетом сил сухого трения колонны о стенки скважины. Задают значение управляемого параметра режима бурения, требующего поддержания. Для быстрого управления заданное значение параметра сравнивается с фактическим и определяется величина Ли знак их разности. Если Д 0,то в зависимости от выбранного управляемого параметра уменьшается или увеличивается частота вращения ротора При этом для сохранения диапазона регулирования осуществляется сравнение величин, пропорциональных частоте вращения ротора и скорости подачи. Возникающая разность ликвидируется изменением скорости осевого перемещения колонны - скорости подачи 11 ил. сл С

«/г/

Pite.f

bQxeafyaM/i Ъ

Ъ

ГМ1

А.

-V.

XI

arctgfi FTBL.

I FTKCI

T nti

УК-О У ока

Укд Votfi Физ

1675546

tin

Фи.6

ь

ff WJ,

в 2Пф

Сеть

Ю

Иро/пд

Фиг. 10