Способ управления режимами бурения
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
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (505 Е 21 В 44/00
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ - К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4702545/03 (22) 24.05.89 (46) 07,09,91, Бюл. М 33 (75) М.Г.Эскин (53) 622.24(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР
М 250803, кл. Е 21 В 45/00, 1967.
Вольгемут Э,А. и др. Устройства подачи долота для бурения нефтяных и газовых скважин. — M. Недра, 1969. (54) СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ
БУРЕНИЯ (57) 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 расИзобретение 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 направлениясил сухого трения в таких скважинах, „„. Ж „„1675546 А1 твора 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 Ь W О, 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.
На фиг. 1 изображена схема сил, действующих на 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 колонньг; 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
1675546 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 — зависимости протекания переходного процесса изменения трибомеханической составляющей осевой нагрузки от времени, отнесенного к общей длине бурильной колонны; на фиг. 8-общая структурная схема реализации трибомеханического волнового способа управления режимами бурения; на фиг. 9 — графики, иллюстрирующие способ трибомеханического волнового управления режимами бурения; 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 иэ состояния равновесия, требует выполнения двух необходимых условий: быстрого измерения параметра управления; быстрой реализации команд исполнительным 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 наземные устройства управления режимами бурения имеют принципиальный недостаток: отсутствие требуемого быстродействия для управления забойными двигателями.
Известные забойные устройства, избавленные от moro 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 трибомеханический волновой способ управления режимами бурения нефтяных и газовых скважин. Оно предназначено для быстро/
20 действующего управления энергетическим режимом бурения наклонно направленных и, так называемых, горизонтальных скважин, осуществляемого всеми существующими типами забойных двигателей, и отличается от известных устройств использованием для силового управления режимом бурения поворота в пространстве векторов сил трения колонны о стенки сква-. жины Гт«.
Вектор Fr«является суммой векторов сил трения Г ы на и отдельных участках бурильной колонны и иткс = 1т«! (1) Величины F>«всегда значительны при проводке наклонно направленных скважин (ННС) и горизонтальных скважин (ГС).
Это достигается управлением величиной одной из составляющих вектора сил трения Fxxcl путем изменения частоты вращения бурильной колонн ы ротором с/>р» при непрерывной подаче бурильной колонны в процессе бурения со скоростью
+ п
Данный способ трибомеханического волнового управления режимами бурения позволяет разработать устройства, обеспечивающие быстродействие, требуемое для управления при бурении забойными двигателями, путем использования наземных средств, по своему эффекту близкое к потенциальным 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 !ц массами, упругостью и трением о стенки скважины, представим в виде одинаково последовательно соединенных и звеньев с массой вь
45 продольной жесткостью k/ ((что соответствует однородной колонне) и трением колонны о стенки скважины Г/«ь
В процессе бурения наклонно направленных скважин (HHC) забойными двигателями (З.Д,) бурильную колонну допустимо вращать ротором с частотой сор» на всех этапах бурения, исключая процессы бурения ориентируемыми компоновками низа бурильной колонн ы (КН БК), включающими в отечественной практике бурения кривой переводник либо турбинный отклонитель.
Ориентируемые К БК регламентируется испольэовать в интервалах набора зенитного yraa. и при корректировании траектории ствола скважины.
1675546
CKop0cTb V» при г = z! = I»! к(!»!) = VK! (4) Для управления траекториями ствола скважин в целях стабилизации, малоинтенсивного увеличения или уменьшения зенитного угла используются так называемые неориентируемые КНБК, включающие центрирующие 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 шрот > О, преобладает во времени при проходке скважин, а следовательно, оптимальное управление режимами бурения в этих случаях определяет основной количественный показатель бурения — коммерческую скорость бурения V«M 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 управления величиной, Рассматривая задачу управления при воэможнОсти юрот > О (прот > О), Остановим" ся на управлении режимами бурения при прот = О, когда проТ»,0 недопустимо.
Для основных случаев управления, при которых технологически допустимо вращение бурильной колонны ротором с разными частотами, прот > 0:
1) Все элементы бурильной колонны перемещаются вниз (к забою) со скоростями
Чк(z) > О, где z — координата, отсчитываемая от устья скважины по оси бурильной колонны и скважины.
Скорость V» при z = О, V»(0) = V (2) называется скоростью подачи бурильной колонны.
СКОРОСТЬ VK ПРИ 2 = !кд, ГДЕ !кз ДЛИНа колонны, находящейся на забое, Чк(!»3) =
=Vs (3) называется скоростью механического бурения. скорость перемещения i-ro элемента колонны, удаленного от устья скважины (z - О) на расстояние I»! (фиг. 1).
2). Все элементы бурильной колонны
5 вращаются по часовой стрелке с частотами, определенными аналогично скоростям Ч», т.е. (Ок(0) = oT) О, (5) где шрот — частота вращения ротора буровой
10 установки; гт!к (!кз) = шд > О, (6) где и!д — частота вращения долота; сй((!кi) =- вк! (7) частота вращения!-ro элемента бурильной колонны.
3) Между всеми элементами бурильной колонны и стенками скважины действуют силы трения, обозначаемые через F «
Рткс(0), иткс(!кз), F1Kc(IKI) = иткс!
4) Во всех элементах бурильной колонны действуют моменты трения, требуемые для преодоления сил трения F>«
Мткс(0) Мткс(!кэ), Мткс(!к!).
5) Каждый i-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 нормали к поверхностям соприкосновения тел N и коэффициенту трения,и
40 F=è N (8) где и мало зависит от величины скорости перемещения V»i, а вектор силы трения всегда направлен против относительного движения поверхностей, 45 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 I-го элемента бурильной колонны будем считать справедливым выражение иткс! = / кс! кс!, (9) где N«! — нормальная сила прижатия i-го элемента бурильной колонны к стенкам с к важи н ъ|, и,;„- коэффициент трения тел колонны и стенки скважины.
1675546
6) Каждый l-й элемент бурильной колонны участвует в движении вдоль оси скважины со скоростью V»l и в плоскости, перпендикулярной оси скажины вокруг оси скважины диаметром dc» либо оси бурильной колонны диаметром d», e зависимости от вида вращения с линейной окружной скоростью
Чок! LOKI = — Л 11»!
d d
2 60 (10) где d = d«при вращении колонны вокруг оси скважины;
d = d» при вращении вокруг оси колонны; пк! — частота вращения элемента колонны в об/мин.
7) При движении i го элемента бурильной колонны независимо от соотношения величин
V»l > 0 (движение элемента колонны от устья, к забою скважины) и Чок! > 0 (вращение элемента колонны по часовой стрелке): а) коэффициенты трения р«не изменяются по величине, Согласно исследованиям
p»c - 0,2; б) N»c! не изменяется по величине.
При сделанных допущениях 1 — 7 справедливо ниже изложенное, проиллюстрированное на фиг. 2.
На фиг. 2 показана схема, показываюЩаЯ НаПРаВЛЕНИЯ СКОРОСтЕй V»l И Чок! И СИЛ трения иткс!, приложенных к !-му элементу бурильной колонны (фиг, 1) при движении элемента к забою, принятому положительным Vo > 0 (А.) и к устью скважины, принятому отрицательным Vo < 0 (Б.), В обоих случаях принято, что элемент колонны вращается по часовой стрелке, если смотреть от устья, и при этом согласно (10) о.!к! > 0; пк! > О.
На фиг. 2 обозначено:
V»! — скорость осевого перемещения;
VoKI — скорость окружного перемещения, определяемая выражением (10);
V»l* — суммарный вектор скорости 1-го элемента колонны относительно стенок скважины; у! — угол между Чк! и Чк!*;
Fòêñ! — общий сектор сил трения определяемых выражением (9);
FzGi — осевая составляющая вектора сил трения encl влияющая на осевое усилие;
FTHM! — окружная составляющая вектора сил трения F7»cl, влияющая на момент трения i-го элемента колонны о стенки скважины Мткс!, Из схемы, .приведенной на фиг., 2,А„ следует
tg PrI = =>v
Vo»i 1 (11) к!
Выразим осевую составляющую вектора сил трения F G! и момент трения Мт! как
5 функцию общей силы трения иткс! и скоростей Чк! и Чок!
Чок! .
FUNGI = !-ткс! соэагстЦ Ч, (12)
Ч
Чок!
10 Мт! ™.тмакс! sinarc На фиг, 3 приведены графики зависимостей 15 FUNGI = fG (Р г ) И = м(v ) Мт! ! ткс! Мт макс! = l-(>>- ) Мт макс! Изложенное позволяет сформулиро20 вать основное положение, на котором базируется сущность изобретения. Изменением соотношения частоты вращения элементов колонны и их осевой скорости можно управлять одним из основных 25 параметров бурения осевым усилием, прижимающим долото к забою. Как следует из того, что осевая составляющая сил трения FUNGI, направленная вдоль оси бурильной колонны, может реаль30 но быть изменена от максимальной FTGI = =Foci ПрИ р = = 0 дО ВЕЛИЧИНЫ ПрИМЕр1/ок! V»I но равной Рта! =0,1 FT»cl при >v =10, При укаэанных изменениях соотношения рт моменты трения изменяются от Мт! = 0 до Мт! = 0,99 Мтмакс. Рассмотрим реальные значения соотно- шения скоростей Ч» и Чог 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 Чг, = 2-20 м/ч (и полагая Чк = Чб) для 45 изменения осевого усилия в 10 раз (см, (12)) и более частоту вращения колонны ротором прот следует изменять в диапазонах, равных при Чь = 2 м/ч; прот = 0 — 0,8 об/мин; при VII = 20 м/ч; прот = 0 8 об/мин, Обеспечение указанного диапазона частот вращения прот реально осуществимо при применении следующего привода для ротора. Осевая составляющая сил трения для i-ro элемента бурильной колонны определяется выражением(12). Общая осевая состав1675546 10 ляющая 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 V»>(I»t) > O. 2) Все элементы колонны могут вращаться по часовой. стрелке относительно собственной оси или оси скважины Чо»1(1»1) . > О. 3) Инерционные силы пренебрежимо малы к сравнении с силами упругих деформаций, что равносильно (см. фиг; 1). d V»l ml — - О. dt Для рассматриваемой задачи управления 6 (Чп, шрот) 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 Vtt Vn = V» (О); частоты вращения верхнего конца бурильной колонны — частоты вращения ротора гт рот (прот) Шрот = Юс(0) Для удобства последующего анализа определим справедливое для сделанных допущений распределение скоростей вдоль бурильной колонны. Выделим участок колонны длиной I», 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 I» координатой z. При заданных значениях скоростей на концах а и б распределение скоростей вдоль участка будет согласно выражениям (15) и (16) V z = V»a . + Чкб —, (15) ! » 2 z ! к к Iê z z Vo»z = Чока + Чокб (16) к к Осевая сила упругости Fo на участке I» будет определяться выражением dFo dt = Кп* (V»a Чкб), (17) где Кп = —, — (18) Кп кг с ! к М продольная жесткость участка колонны длиной I» (фиr. 4). Для определения зависимости G (Чп, сорот) сначала рассмотрим бурильную колонну, условно состоящую из двух участков t t Fl = Кп2*,/ Vndt — Кп2 * ) Vldt. (2 !) о о Из уравнений (19) — (21) получим выражение для G в виде т Ь Кп1*Кп2* г Кп1 * Кп2 д = !!„!! !т о Расчленим полученное выражение для G на две составляющие 45 G = Gyg + Сут, Ki!1 * Кп2 * t где Gl!g К + К J V(1 Кп1 " + Кп2 * t — — V6CIt (24) 50 Knl *+ Кп2 * назовем деформационнсй составляющей управления нагрузкой на долото или деформационной нагрузкой, а Gут Кп1 55 Kal " + Кп2 " 40 (23) (25) трибомеханической сост авпя ющей управления нагрузкой на доло о или трибомеханической нагрузкой (о греческого слова trIbos), обозначающего трение и, в связи с (фиг. 5): нижнего, отсчитываемого от забоя, длиной I»l с продольной жесткостью Stl E кп! *= к1 5 и верхнего длиной I»z с продольной жесткостью К т т2 Е2 Кп2 = (»2 К верхней точке участка I»2 приложена скорость подачи Vn Нижняя точка участка1» находится на забое и перемещается со скоростью, равной скорости бурения Чб, На участке I»l действует сила, прижимающая долото к забою — осевая нагрузка на 15 долото G На участке I»2 действует сила F l, отличающаяся от G на величину силы сухого трения Ft, которую считаем сосредоточенной на стыке обоих участков, При направлении движения к забою (V» > О) 6 = Fl — Ft. (19) . Рассмотрим возможность управления осевой нагрузкой G от ее начального состояния в момент времени t =- О, при котором каким то.образом установились скорости Чп, Чб, силы Fl, Ft u G. При сделанных допущениях получим t t 30 G = Кп1* ) Vldt Кп1 f Veldt, (20) о о где Ч вЂ” скорость точки стыка участков к и »2. 1675546 понятием трибомеханика, охватывающего область приложения всех видов трения), Выражения (23) — (25) показывают возможность силового управления осевой нагрузкой двумя способами — 5 деформационным и трибомеханическим, принципиально отличающимся по своим возможностям, ибо для первого необходимо изменение расстояния между точками колонны труб большой протяженности, что 10 требует значительного времени, а второй может осуществляться передачей волны импульса крутильных колебаний колонны труб, на что требуется значительно меньше времени.. 15 В известных устройствах управления режимами бурения для изменения нагрузки на долото в основном использовалась деформационная составляющая, что не обеспечивало требуемого быстродействия, 20 согласно изобретению предлагается использовать трибомеханическую составляющую в сочетании с деформационной, Ниже показаны потенциальные возможности реализации управления сочета- 25 нием указанных двух способов. Подставив в (25) в качестве силы трения Ft, ее значение для 1-го элемента колонны из выражения (12), получим Кп1 " 30 Оут — K. + К иткс к ° cos arctg я, (26) Нокг где ь = — Чы определено выражеНк нием (10); 35 а иткс — модуль вектора трения между i-м элементом колонны и стенками скважины, Ограничиваясь возможностями наземного расположения исполнительных элементов, как более реальными, для 40 управления деформационной составляющей Оуэ (t) можно испольэовать традиционные устройства подачи верхнего конца бурильной колонны, обычно называемые устройства подачи долота (УПД) и осуществля- 45 ющие управление скоростью подачи V.(t) Для управления трибомеханической составляющей Оу, предлагается использовать совместное действие устройства управления частотой вращения ротора, именуемое 50 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 и однородных участков! к1 )к2 !к1 !кп считая силы трения, распределенные по разному вдоль колонны, условно сосредотОЧЕННЫМИ На СтЫКаХ УЧаетКОВ !к(-1} — !к F,1,F,2„... РI,...,F . Важно определить суммарное значение сил сойротивления, являющихся, в основном, силамисухоготрения колонны остенки 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 и участков эти выражения можно представить в виде 1 GY9 = у"-1(Кп!*) f НпоС - p2 (Kni )х о t Х V5dt (27). о Аналогично для трибомеханической нагрузки из (25), подставив вместо Ft величину осевой составляющей сил трения FtGI согласно (1 2) ОУт = — P3 (Кп)*) Ф (FUNGI), (28), ГДЕ тР1 (Kni*): PZ (Knl*);P3 (Kni*) — ФУНКЦИИ СОчетания жесткостей отдельных п участков колонны; ©(FtGI) — функция суммарного действия сил трения FtGI на и участках колонны, из которых каждая является функцией времени. Рт61(1), Ет62(Т) ." ГтЯ(1) ... Ртбп(т) или согласно (12) и (10) FtGI(t) = Fygpl cosarctg (Мк 1 d VKI 1 2 — ), (29) При управлении с помощью УУР и УПД V„l (т) изменяется воздействием на скорость подачи Vn (t), м,l (t) — воздействием на частоту вращения ротора в от (t} Рассмотрим управление при условии малых изменений скорости подачи — - « - yPI dt dt В этом случае при изменении spot(t), осуществляемого у устья скважины, изменеНИя FtGI, ВХОдящЕЕ В Оут (СМ. (28)), будут Наступать после прихода волны кручения от устья скважины к точке i колонны через время, требуемое для распространения волн кручения Ск (31) ГДЕ !к1 — РаССтОЯНИЕ, ОтСЧИтЫВаЕМОЕ ПО КОлонне от устья до 1-й точки; 1675546 Ск — скорость распространения волн кручения, равная для стальных труб 3 4 х х10 м/с и для легкосплавных труб (ЛБТ) э 3,132 10 м/с. Появившееся усилие Frai будет воздей- 5 ствовать на осевую нагрузку G, ее трибомеханическую составляющую Gy через время. требуамее для распространения волны продольной деформации +Ki = — (Iкз — 1к1) (32) Сп где 1кз — расстояние, отсчитываемое по колонне от забоя до i-й точки; Cn — скорость распространения волн продольной деформации, равная для сталь- 15 ных труб 5,293 10 м/с. Проанализируем потенциальные возможности быстрого управления осевой нагрузкой путем изменения ее трибомеханической составляющей Оут воздействием 20 на частоту вращения ротора а >от. При фронте изменения вр,т, близком к прямоугольному, скачкообразному, что реально осуществимо, мгновенно изменится F>ai при 1к = 0 и изменение Оут начнется 25 через время A = (1кз — О)/Сп, затем начнут оказывать воздействие все низлежащие элементы колонны, причем время от воздействия 1-ro элемента на Оут будет равно тк =- — 1к! + — (1кз — 1к!). 1 1 (ЗЗ) Ск Си Общее изменение трибомеханической составляющей нагрузки Оут будет реэульта- 35 том изменений осевых составляющих сил трения FTai (т)всех п элементов бурильной колонны (фиг. 1 — 3), вступающих в действие через время запаздывания тк, зависящее от расположения элемента по д ине колонны. 40 Это время, отнесенное к общей длине колонны, будет равно tê* = — = — (— — — ) + — (34) тк 1к! 1 1 1 1кз 1кз Ск Сп Сп Так как порядковый номер элемента ко- 45 лонны i, отсчитываемый от устья скважины, пропорционален 1к /1кз, то выражение (34) представляет зависимость времени запаздывания воздействия трения в элементах колонны от их расстояния от устья отнесенного к общей длине колонны 1к*= 1к /Iкз. Эта зависимость в виде прямой линии показана на фиг. 6. Для того, чтобы определить общее из- 55 менение трибомеханической нагрузки GyT через ее отдельные составляющие (28) при известном распределении вдоль колонны общих сил трения FTKc) (1к) и B условиях (30), 1 то= to*I кз = 1кз =tn т и (38) следует просумм оовать все значения сил иткс (1к) соглас чо (29), подставляя вместо иМ (t) его значение через вро (t) с запаздыванием тк, т,е. в, (t) = вр» (t — г„), (35) где гк определяется выражением (34), Однако, как указывалось выше, практически доступно для определения только общее значение общей силы трения равное иткс п иткс = Гткск поэтому будем определять среднее время изменения общего значения Gy (т), исходя из выше изложенного и следующих соображений. Согласно фиг. 7 после внесения изменения в от изменение Оут начинает происходить вследствие скручивания верхних сечений колонны с запаздыванием to — 1кз Сп Затем вступают в действие следующие (по отношению к забою) сечения бурильной колонны и так как Cn > С, то наибольшее запаздывание гз будет от скручивания призабойного сечения колонны 1 тз= 1кз Ск При описанном протекании переходного процесса изменение G» можно представить графиком фиг, 7, где по оси абсцисс отложено время t, а по оси ординат — изменение трибомеханической нагрузки Gy>(t) при скачкообразном изменении врот (t) на + фот В начальный момент времени (t =- О) начальные значения Врот = фот.о, Gyro = FTKcc0Sarctg х Воот.о d ) (36) При t = з Оутз = ткссозагстц х I* — " — " I (и Vno 2 Предполагается, что осевая скорость перемещения элементов колонны примерно равна неизменяющейся скорости подачи Чп = Vno, т,е. VKi(t) = Vnc. Второй линией показан переходный процесс при уменьшении в » на -Aup<». На графике фиг. 7 обозначено: время "чистого" запаздывания tp после приложения воздействия Лврот(), которое равно 1675546 16 (42) Время окончания переходного процесса тэ, которое равно 1 тэ =т э* l»3 — С l»3 — t» (39) К Сказанное позволяет моделировать в грубом приближении бурильную колонну для передачи трибомеханического волнового воздействия апериодическим звеном первого порядка с запаздыванием т - - - - + хК ) = = KXt(t — t) (40) где следует принимать KX)(t) = иткс cosarctg (— ) (41) от т д V„ t 2 то определяемое через (38), В качестве эквивалентной постоянной времени величину Тт =-Э д (тэ то) Для реальных условий бурения на глубины ! Кэ = (3 — 6) 10 м; гп = то= 5 9 (3 — 6) 10 = 0,57 — 1,14 с; „о — з т к = т э = (3 —.6) 10 = 0,89-1;78 с; к э Т= 4 (хк — Тп)= 3 4 (0,32— 1 1 — 0,64) =0,09 — 0,18 с. Полученные значения доказывают реальную возможность обеспечения трибомеханическим способом быстродействующего управления, необходимого для оптимального использования турбобуров. Величина изменения осевой нагрузки как в сторону уменьшения, так и увеличения зависит только от изменения Ь ворот и общей силы трения иткс, наличие которой— обязательное условие работы системы управления. Время запаздывания тэ 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 стабилизацию 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, которыми являются колонны бурильных труб. Однако эти явления не могут сказаться на основном выводе о потенциальных возможностях разработки регуляторов высоко5 ro быстродействия. Для примера произведем расчет требуемых приращений Л сорот и требуемого общего усилия трения иткс. Используем выоажения (36, и (37) и 10 предположим, что до начала воздействия на частоту вращения ротора скорость подачи Чп, равная скорости бурения V5, составляла 20 м/ч, а частота вращения труб диаметром d = б» = 0,147 м составляла 1 об/мин, 15 При таких условиях для уменьшения осевой нагрузки 6 за счет увеличения G на 5 т-с достаточно при наличии общей силы трения FT»c = 20 т,с. снизить частоту вращения с 1 до 0,5 об/мин. 20 Подытоживая изложенное, получим приближенное выражение для общей трибомеханической нагрузки Оут при условиях d /и . о о рот dt dt 25 в виде d от т п G т = 1 ткс cosarctg(— у 2 Vä т «(1- ), (43) где иткс — общая сила трения колонны дли-. ной I»3 о стенки скважины, м;. d — диаметр бурильных труб либо скважины, м; арот(т) — частота вращения ротора, рад/с; V (t) — скорость подачи верхнего конца бурильной колонны, м/с; п — время распространения продольных колебаний, с 40 1 Тп = — кэ. Сп C> — скорость распространения продольных колебаний, м/с (для стали 5,29 l03); Тт — эквивалентная трибомеханическая 45 постоянная времени 3 — 4 (к тк — время распространения крутильных колебаний, с 1 тк = — кэ, С» С» — скорость распространения крутильных колебаний (для стали 3,4 10 м/с). При изменении длины бурильной колон55 ны в диапазоне !»э = 0 — 6 10 м диапазон з изменения временных параметров составит оп=0 — 1,14 с; юк= 0 —. 1,78 с; TT-- 0 — 0,18 с. 1675516 55 откуда Учитывая малые значения тп, гк, Тт для частных случаев колонн средней и малой длины при относительно медленных изменениях c0por (t) и Vn(t), в том числе для установившихся режимов, можно, пренебрегая запаздыванием, использовать упрощенное уравнение для Gygt), полчченное из (43), положив тп =0; T =0: Оут(т) = иткс cosarctg x х(2 ) . (44) Общее управление осевой нагрузкой G можно производить сочетанием трибомеханической составляющей Gy(t) согласно (43) или (44) и деформационной Gyg (t) согласно (27) т Gyg(t) = rP; (К i*) f Vn(t)dto t t (Кпю*) fVe(t)dt (45) о а() = Gyg(t)+ О„,(1) (46) Наличие двух составляющих GyT u Gyg позволяет решать задачу быстрого бустерного управления эа счет GyT(t) (которое нельзя реально получить за счет Gyg (t)) и задачу управления за счет Gyg(t), необходимого для увеличения диапазона работы исполнительных силовых элементов при изменении буримости пород в широких пределах. Кроме того, управление за счет Gyg(t) позволяет обеспечить бустерные возможности при управлении с помощью GyT(t). Потенциальные возможности быстрого управления за счет трибомеханической нагрузки G (t) следуют из (43) и (44) и были рассмотрены выше, ниже рассмотрим принцип сочетания управления с помощью Gyt u Gyg. Для простоты будем рассматривать однородную колонну, для которой уравнение (45) превращается в более простое Gyg(t) = — f Vn d t — — f Ve б с . {47) Кп Кп К3 о К3 Для управления режимом работы турбобура требуется иметь воэможность быстро изменять осевую нагрузку G примерно на 5т.с, особенно это важно в сторону уменьшения G. Иэ выражения (43) следует, что для реализации быстрого управления G (t) требуется наличие трех условий: достаточная общая сила трения колонны о стенки скважины FTK, возможность быстрого управления частотой вращения ротора o)po>(t); наличие как бы бустерной силы трения Ft бус 50 (1 (й>от t т eyo = f ткс cosarctg (ту -- -- — ), (48) чn обеспечивающей готовность для трибомеханического управления в сторону уменьшения и увеличения нагрузки. При бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин действуют значительные составляющие сил веса, прижимающие колонну к стенкам скважины Fnwc, Возникающая при перемещении колонны относительно стенок скважины сила сопротивления определяется в основном силой трения равной иткс = / кс рпкс, (49) где ркс = 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 Fn<с = 57 — 124 т.с. По данным измерений, проведенных на площадях Грознефти, на интервалах глубин 3391 — 3684 м при углах искривления 9 — 30 границы изменения сил сопротивления перемещению колонны лежат в пределах 10,6 — 24 т.с. 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.с. Из приведенных данных следует, что при бурении ННС, а тем более горизонтальных скважин глубиной более 2000-2500 м весьма вероятно наличие общей силы трения иткс > 10 т,с. Второе условие может быть обеспечено тиристорным управлением приводом ротора, имеющим постоянные времени порядка 0,1 — 0,2 с. Для выполнения третьего условия необходимо поддерживать такое среднее соотношение 40po IVn и ри изменяющихся условиях бурения, его скорости Ve, чтобы можно было быстро увеличивая либо уменьшая а от от его среднего значения при медленно изменяющейся Vn, уменьшать либо увеличивать GyT. Это обеспечивается, если при скорости подачи Vn, примерно равной скорости бурения Ve, сохраняется соотношение cosarctg (-2 — ) =0,5 (50) d Щот чп А (- у-) = = — 1,7 (51) где юц„т, рад/с; Ч, +; d, м. 19 1675546 9 1() -з или прот =(Knv) Чп = („)Vn (52) где прот,об/мин; Vn,ì/ч; d, м при d = 0,147;прот = 0,06 Vn Структурная схема (фиг, 8) обеспечивает трибомеханический волновой способ управления режимами бурения. В ее основу заложено наличие двух контуров управления энергетическим режимным параметром бурения ly. быстродействующего — воздействием нэ частоту вращения ротора прот и более медленного — воздействием на скорость подачи бурильной колонны Ч,, изменяющую продольную деформацию бурильной колонны, На схеме фиг. 8 обозначено;,бурильная колонна 1 как силовой элемент, осуществляющий воздействие осевой нагрузкой 6 на динамическую систему; забойный двигатель — долото — забой 2; элемент 3 трибомеханической нагрузки Gyt, описываемый выражением (44); элемент 4 деформационной нагрузки, описываемый выражением (45); устройство 5 подачи долота (УПД), управляющее скоростью подачи верхнего конца колонны; устройство 6 управления частотой вращения ротора (УУР); элемент 7 сравнения скоростей окружной и осевой, вырабатывающий сигнал ошибки Л пЧ) = =прот — KnvVni 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 бустерную силу трения F, ay< (вцрэжение (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; ly1 = Пт1; Vn = Чб =Чп11 G = 61 = Gyg1 + 6ут1; прот1 = Knv Чп1 ° В момент времени t = t1 увеличился момент на долоте нэ (+) ЛМд, который приводит к быстрому уменьшению частоты вращения турбобура пт, Сигнал ошибки (— ) Лпт (или по схеме фиг. 8 (— ) hi ) приведет с помощью УУР к быстрому уменьшению прот и осевой нагрузки 6 за счет уменьшения ее составляющей Gyt, что вызовет быстрое восстановление энергетического параметра Пт(1у) ДО ЗНаЧЕНИЯ, бЛИЗКОГО К Пт1 (ГРафИК На 55 фиг. 9 предполагает апериодичность переходного процесса). В связи с изменением величины про, появляется сигнал ошибки 3(пЧ), которая с помощью УПД приведет к уменьшению скорости подачи Чп (включая и возможность изменения знака Чп), Для этого служит элемент управления уставкой скорости подачи, интегрирующий ошибку Л(п\/) и выдающий значение уставки Чпз = 3 6InV)dt о Уменьшение Vn приведет к постепенному уменьшению Gyg, как бы восполняющей в общей нагрузке 6 долю Оут, которая будет постепенно уменьшаться, и бас уменьшением 6уд увеличивается пт (Iy) и уменьшается сигнал ошибки Лпт (Ау) на входе в УУР, а следовательно, увеличивается пр„. Переходный процесс будет продолжаться до момента времени t2, когда ошибки станут A(nV) =0; Лпт= О, В новом установившемся состоянии будут Следующие значения отдельных величин Мд2 = Мд1 + Л Мд Iy2 = пт2 пт1; Чп = Ч62 = Vn2 = Vn1+AVn, G = G2 = 6уу2+ 6ут2; гДЕ 6уд2 = буд1 — Л 6уд, 6ут2"бут1 прот2 = Knv Чп2. Если в момент времени произойдет уменьшение момента на долоте на ЛМд, процессы будут протекать в обратном порядке, Таким образом, благодаря бустерному трибомеханическому контуру управления энергетический параметр iy 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 ly предлагается использовать: для бурения с помощью турбобуров при наличии электрического приводного канала связи частоту вращения турбобура nt, для бурения с помощью винтовых забойныхдвигателей ВЗД вЂ” перепаддавления на двигателе Рвз, зависящий от момента на валу двигателя и долоте Мд, для бурения с помощью электробуров— мощность, потребляемую электродвигате21 1675546 22 лем Nsь (эа вычетом потерь), зависящую от момента на долоте; для бурения турбобурами беэ информационного канала связи и для бурения всеми видами забойных двигателей — момент, по- 5 требляемый приводом вращения ротора колонны бурильных труб Мрот. B первом случае запаздывание при heредаче измерительного сигнала с забоя на поверхность tn- О, так как определяется 10 скоростью передачи электрических сигналов по проводу. Во втором случае запаздывание гл может быть доведено до tn= -,—, где Cr— ! кз г скорость передачи гидравлических импульсов по буровому раствору, С 1290 м/с. В третьем случае tn О, как и для первого случая. В четвертом случае, наиболее распрост- 20 раненном в отечественном бурении, величину момента на долоте предлагается определять следующим способом, опираясь на приведенные выше соображения. При вращении бурильной колонны ро- 25 тором в установившемся режиме прот > О Мрот = Мд+ Мтск+ Ms, - (53) где Мрот — момент, требуемый для вращения ротора, доступный для измерения на поверхности; Мстк — общий момент трения колонны о стенки скважины; Ms — момент, требуемый для преодоления трения в вертлюге. Величину общего момента трения Мтск 35 определим используя рассуждения, приведенные при определении общей трибомеханической нагрузки G!tT (выражение (44)) и используя (13) и (1 4). При наличии движения всех элементов 40 колонны (в одном направлении) C0gi> О;Чк!>О среднее значение момента трения Мткс, которое нужно преодолевать приводу ротора, будет равно: Мткс = — иткс 3!пагсс9 х 2 (— ",„") (54) Подставив Мткс из (54)-в (53), получим выражение для определения среднего момента на долоте Мд в установившемся режиме путем измерения наземных параметров Мрот, м!рот Vn 55 Это уравнение справедливо для установившихся режимов и при медленных изменениях шрот (т); Vn(t); V5(t); Мд(т), а также для средних значений момента на долоте Мд, мгновенные значения которого при бурении Мд = Мрот — Мтск — Мв = Мрот — Ms — — т=ткс Sif1arCtg (тт — ) (55) д CI Щот 2 Vn Для измерения Мд проведем при данной ситуации в бурении два опыта: в условиях (т от > О, Vn > О. Из первого опыта при Щот » Vn 2 находим Мрот = Мд1 + Ms1 + Мткс макс, где Мткс макс = — иткс. Иэ второго опыта при о — шрот « Vn 2 находим Мрот2 = Мд2+ Мв2 + О. Вычитая из значения Мрот1 значение Мрот2 и полагая Мд! = Мд2; Мв1 = Мв2, НВходим Мткс.макс = — иткс = Мрот1 Мрот2 (56) 2 и, подставив Мткс.МВКс в (55), получим Мд = Мрот — Ms — Мткс.макс slnarctg (57) с экспериментально определенным для данной ситуации значением Мткс.макс Для определения момента на вертлюге М проделаем опыт по определению Мротз для той же ситуации, при которой определялось Мткс.мас., но при моменте на долоте, близком к нулю (долото — над забоем с циркуляцией бурового раствора либо без циркуляции). Получив из опыта значение Мротз Мротз = О + Ms + Мткс.максэ!пагст9 к (CI Язот т) (58) И ЗНаЯ Мткс.макс, о!рот, Vn, ИЗМЕРЕННЫЕ Наземными датчиками, находим значение момента на вертлюге Мв. В дальнейшем до существенного изменения ситуации в части длины колонны, состояние вертлюга, геологических условий, измеренные значения Мткс.макс и Ms будем считать постоянными, известными, что позволяет определять среднее значение момента на долоте путем измерения наземными датчиками Мрот, Шрот, Vn и подставляя измеренные значения в выражение Мд = Мрот Мв Мткс.макс sinarct9 (- — ") (59) 2 VVnn 1675546 шарошечными долотами изменяются с большой частотой, Для определения быстрых изменений Мд(1) 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). б — o>p» «Чп, 2 Однако во всех случаях измерение момента на долте Мд(т) по величине Mp»(t) будет протекать с запаздыванием, равным времени распространения волны крутильных колебаний по бурильной колонне кз Хм = —, Ск Определение осевой нагрузки на долото При движении всех элементов бурильной колонны в направлении к забою V i > 0 в установившемся режиме осевая нагрузка на долото определяется выражением 6 = Gê — FTG — Fê, (60) где Q» — вес бурильной колонны в буровом растворе, равный весу на крюке при долоте над забоем; FTc; — общая сила трения колонны о стен, ки скважины в осевом направлении; FK — вес на крюке при долоте, прижатом к забою. Из трех величин, составляющих выра жение (60), Q» и F измеряются наземным датчиком веса на крюке. Величина общей осевой силы трения FTK равна, так называемой, "бустерной" силе трения Рт.гус согласно выра>кению (48). Поэтому, подставив в (60) вместо Гт Гт.бус из (48), получим 6 = Ок — Ек иткс созагс1я" (61) Определение общей силы трения Е,кс в данной ситуации (один и тот же состав колонны, бурового раствора, участки скважины) можно провести, проделав два опыта при Чп > 0 и 6 = 0 (при долоте, находящемся над забоем). Из первого опыта при — ri>p» «Vn, 2 подставив значения в (61), получим 0 = Gê1 — Fê1 — Fr.c. о Иэ второго опыта — о>,„, » V, соответ2 ственно получим 0 = Ок2; Ек2. Так как в Данной ситУаЦии G« = Ок2, получим, используя результаты замеров двух опытов: иткс = Ок1 к1 = Qr2 к1 5 Такое определение F>«предполагает, что величина общей силы трения не зависит от нагрузки на долото GH Для определения зависимости иткс при различных нагрузках на долото G следует 10 провести следующую процедуру для данной ситуации. о Первый опыт при — врот» Чп и G = 0 (долото над забоем) согласно (61) определя15 ем по показаниям датчика веса вес колонны Ок= F« Второй опыт при — а>»» V и какомCl 2 то значении G1 (долото прижато к забою) 20 согласно (61) G2 = Gê — Fê2 — О. По показаниям датчика веса определяЕМ Рк2 И, ЗНаЯ Из ПЕРВОГО ОПЫта ЗНаЧЕНИЕ, Gê = FK1, НаХОдИМ 62, КОтарОЕ ОПрЕдЕЛяЕтСя 25 только осевой деформацией колонны, вли- яющей на силу тоения F>«через образование волн в сжатой части колонны, прижимающих их к стенкам скважины. CI Трегий опыт при — сор» «Vn, измеряя 2 в самом начале значение веса на крюке Ркз пока величина осевой деформационной составляющей равной G1,åùå не изменилась и можно найти Ракс из (61), подставив вме35 сто6 GÓ G2, В результате получим иткс = Ок Ркз 62, где Gк — известно из первого опыта; 40 G2 — из второго опыта; Екэ — по показаниям датчика веса иэ третьего опыта. Проделав указанную процедуру при различных осевых нагрузках, можно найти, 45 как изменяется общая сила трения с изменением осевой нагрузки, Таким образом, определив для данной ситуации бурения величину F>«, можно затем по выражению (61) определять нагрузку 50 на долото G наземными средствами, измеряющими полный вес бурильной колонны в жидкости Q, вес на крюке F< в процессе долбления частоту вращения ротора крот и cK0pOcTb подачи Чп. 55 Изложенное справедливо для установившегося режима и медленных изменений к(т), Np»(t), Vn(t) и может использоваться для определения усредненных значений G. Следует заметить, что быстрое изменение осевой нагрузки G(t) за счет деформаци25 1675546 26 анной составляющей Оуд маловероятно, а изменение за счет трибомеханической составляющей, зависящее от врот (t), может быть, в случае необходимости, учтено, так как вроф) известно, Определение наземными средствами механической усредненной скорости бурения Чб. 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 Оуд справедливы выражения - Кол*(Чг(а) — Ve(t)) (62) dG Gyp(t) = Копж f Vndt Копж к о "J Veldt+ С, (63) о где С вЂ” постоянная интегрирования; Копж общая продольная жесткость бурильной колонны, определяемая для однородной колонны выражением (18), а для любой составной колонны как отношение приращений продольной деформации hGy и разности продольных перемещений верхнего h, Sn и нижнего Л Яб концов колонны копж д h,G„ . (64) Механическая скорость бурения пропорциональна общей нагрузке на долото G = Оуд + Оут и коэффициентУ бУРимости Кб, мЬ кгс Чб = КбО. (65) Подставляя в (65) значение О иэ (61), получим Чб = Кб(0к Ек Ектс совагсСЯ к х(р )) (66) Учитывая, что Ок, F», Еткс, tt)po, Vn подлежат определению наземными средствами, для определения Чб достаточно определить коэффициент буримости Кб. Для определения Кб проделаем два d опыта при — врот» Vn. Согласно (66) Чб Кб(0 Ек), (67) так как действует деформационная составляющая нагрузки G = Gya и справедливо выражение (63)., Подставляя, получаем Чб =. КбОуд = Кб(0к Ек) =, t t = Кб(Копж .(Vndt Копж . Кб(Ок о о — F»)dt+ С). (68) В этом уравнении два неизвестных Кб и K«)», которые можно определить опытным путем, давая в первом опыте приращение скорости подачи относительно начальной Vno(+ ЛЧп)) и измеряя изменение во време(0к Ек) - ft(t) (69) и аналогично во втором опыте другое по величине приращение ЛЧП= ЛЧп2, измеряя изменение во времени (Ок Ек) = f2(t) (70) из двух функций 1)(1) и f2(t), зависящих От Кб И Kon®, НаХОдИМ ЗНаЧЕНИя ЭТИХ КОЭффИциентов; после определения Кб значение механической скорости бурения определяется по выражению (66), зависящему только QT Ha3eMHvx параМеТроВ Ок, F», и рот, Чп. 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 и, измеряемой с помощью проводной линии связи; для управления режимом бурения с помощью электробуров и винтовых забойных двигателей. Основные элементы управления и изме35 рения 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, обеспечи45 вающим режим управления частотой ротора прот, задаваемой уставкой частоты прот,з. В установившемся режиме прот = протз, где протз может изменяться в диапазоне протз = =0 — 150 об/м, При этом могут использоваться управляемые привод приводы ротора с тиристор. ным управлением, с применением обратных связей от датчика 10 частоты вращения ротора, а в некоторых случаях для обеспечения работы в диапазоне очень малых частот прот и угла положения ротора 11(например, сельсинного типа), В случае применения систем следящего привода, базирующихся на двигателях постоянного тока, управляемых по схеме à — Д 1675546 либо с помощью тиристоров, режим пи,т = в частности, микродвигатель постоянного =п итз может обеспечиваться и без датчика тока, у которого угол поворота вала т 10 частоты. вал= )Пдвот Задаваемое значение npQ 3 вырабатывается как функция ошибки между задавае- а пдв — пропорционально приложенному на5 мыми значениями энергетического пряжению, в свою очередь пропорциональпаРаметРа УпРавлениЯ А у (напРимеР, мо- ному ошибке между поступательной и "а до"оте Мл) л ".бо пя" 3»À II окружной скоростями колонны (Q(„V)) aPy IHye o nynI Ta 12 ynPaIIneHva PexvMaMH OcTanbHbIe aneweHTbI KOTopbIe voryT входить в общую схему. специфичные для отображается на блоке 13 отображения ин- отдельных модификаций устройств, опишем формации. ниже при описании обобщенной блок-схеВ силовой Цепи РотоРа УстанавливаетсЯ мы, приведенной на фиг, 11. При описании датчик 14 момента. В качестве датчика 14 модификаций под обобщенным энергетичемомента можно испольэовать как измеРите- ским параметром будем понимать его разли механических Усилий, так и паРаметРы личн,е нач ния, привода ротора, отражающие момент на момента на долоте Мд (измеряемого наприводном валу. например мощность или з мными средствами) ток при использовании электрических при- осевой нагрузки на долото g воРов, давление при использовании гидрав- 20 частоты вращения долота и; лических привоДов, Эта позволЯетизбежать мощности, потребляемой электробуром установки отдельных сложных и ненадежных механических датчиков момента. момента на долоте, определяемого при уроваЯ Установка Должна aanIo"IaTb бурении С помощью винтового забойного узел 5 подачи долота (УПД), обеспечиваю- 25 в„га ля М щий, как обязательное условие, возмож- С этой цель д используются блок 16 выность плавной подачи бУРильной колонны в числений, к которому подключены сигналы Диапазоне скоРостеЙ Vn, превыша(ОЩем От всехдатчиков, пульт12 управления режи ожидаемые скорости бурения Чб (а жела- мами, с помощью которого осуществляется тельно, и подъем бУРильной колонны со ско- 30 переключение на работу в различных энерростью — Чи). гетических режимах, и блок 13 отображения Заданное значение Уставки скоРости информации о режимах бурения. Выходы пода и /из выдаетсЯ (фиг. 11) в основном блока 16 вычислений подключены к пульту автоматическом Режиме интегРиРУющим 12 управления, а также к блоку 13 отображеэлементом 8 либо в Ру ном Режиме с пУльта 35 ния (ВОр), на пульте установлен переключа12 управления режимами бурения, тель режимов управления, с помощью На интегрирУющий э"емент подаетсЯ которого на вход устройства 6 может подаРазность сигналов частоты вРащениЯ Рото- ваться разность Ь„между фактическим и заРа пРот от датчика 10частоты и скоРости даваемым сигналами энергетических подачи от датчика 15 скорости подачи, обра- 40 параметров бурения. зуемая элементом 7 сравнения. моментов Л!у = МЯ = Мд — Мдз, Узел 5 подачи долота должен обеспечи- осевой нагрузки на долото Aly = Л6 = вать работу в режиме поддержания заданн ОЙ скорости и ОДдчи \/и = из, частоты вращения турбобура Л)у = Лп = обеспечиваемой обратной связью от датчи- 45 ка 15 с орости подачи, либо без отдельного мощности, потребляемой электробуром датчика, если такая возможность предоставляется схемой привода, как это указано момента на долоте, определяемого при для привода ротора. бурении с помощью винтовых забойных Однако во всех случаях датчик 15 скоро- 50 .сти подачи Vn, показывающий скорость поКроме того с пульта 12 управления можСТУпатель О" пеРемеЩениЯ бУРильной ноосуществлятьуправление в Ручном Режиколо ы Vn, длЯ Раьоты системы необхо- ме задаваемом значениями частоты дим. вращения ротора пр, з и скорости подачи В качестве интегрирующего элемен-à 8 55 может быть использова - любой известный На блок 13 отображения нфор а ии ЭЛЕМЕНТ, ОСУЩЕСтВЛЯЮЩИй ИНтЕГРИРОВаНИЕ режимов бурения выводятся я взуа„о г го наблюдения во время долбления t функции Mn(t); прот{1), Vn(t). 29 1675546 5 15 Рассмотрим варианты реализации трибомеханического 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(т), который в процессе бурения вычисляется по (59). блоком 16 Мд = Мрот Мв Мткс.макс х sinarctg (+ - - - - - ). п Для этого при данной ситуации в бурении, определяемой составом колонны и состоянием скважины в блоке 16, определяются значения Мткс.макс и Мв. Значения эрот (t) и V,(t), требуемые для определения Мд(), поступают в блок 16 от датчиков 10 частоты вращения рото ра и скорости подачи 15. Момент на роторе. измеряется датчиком 14, На пульте 12 управления имеются переключатель и рукоятки ручного управления (прот3 и Vns) — ДлЯ пРовеДениЯ пРоЦеДУРы определения Мткс,макс и Мв и автоматического управления моментом Мд(с) по задаваемому значению Мдз. В автоматическом режиме работы будет поддерживаться значение момента на долоте Мд, близкое к заданному с пульта управления Мда, при всех изменениях режима бурения. При изменении ситуации, например состава колонны после одного или нескольких наращиваний, процедуру определения и заПОМИНаНИЯ НОВЫХ ЭНаЧЕНИй Мт»с.ма»с, д ВОЗможно и Мв, следует повторить. Визуальный контроль частоты вращеНИЯ POTOP3 Npm(t) (Прот(т)), СКОРОСТИ ПОДаЧИ Vn(t), момента на долоте Мд(т) 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 = G, Элементы блока 16 вычислений (68), служащие для определения момента Мд(т) непосредственно в этом варианте устройства, в автоматическом управлении не участвуют, 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); Мд(т); Прот(т). В данном устройстве управления ведется по осевой нагрузке на долоте G(t), которая в процессе бурения вычисляется по(61) блоком 16 вычисления G = Q» F» Еткс COSarCtg, (д Я>от т) (61) Для этого при данной ситуации в бурении, определяемой составом колонны и состоянием скважины в блоке 16, следует сначала определить значения Рткс и 0». На пульте 12 управления имеются переключатель и рукоятки ручного управления (прот3 и Vnz) ДлЯ пРовеДениЯ пРоЦеДУРы определения Fò»ñ и 0» и автоматического управления осевой нагрузкой Q(t) по задаваемому значению G3. 8 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, автоматически учитывающим изменения V„(t) и врот (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 FT»c и Q» сле-. дует повторить. Визуальный контроль осевой нагрузки на долоте G(t), скорости подачи V,(t), момента на долоте Мд(), частоты вращения ротора npo>(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. 32 1675546 10 15 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 прот(1); G(t), Нп(с); Мл(т), При бурении электробурами вращение долота производится асинхронными электрическими двигателями, питание к которым подводится секционным кабелем, вмонтированным в бурильные трубы. Зто 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 электробуров 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 N>e с автоматическим вычитанием потерь, Такое устройство включает датчик 22 мощности, потребляемой электробуром, и элементы в блоке 16, автоматически вычисляющие мощность (либо момент на долоте) N>, учитывал потери, При использовании для вращения долота винтовых забойных двигателей (ВЗД) перепад давления на ВЗД РБ 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 перепаддавления на ВЗД, измеряемый по изменению давления бурового раствора P 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, Нг либо не производится вообще (например, для Мд), либо производится с большими ошибками. Устройство, базирующееся на трибомеханическом способе, позволяет определять указанные параметры в блоке 16 в соответствии с выражениями (59), (61) и (66) при условии плавной подачи Vn > 0 бурильной колонны. Трибомеханический волновой способ управления режимами бурения обеспечивает быстродействующее энергетическое управление режимами бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин 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 бурении наклонно направленных скважин с помощью турбобуров, электробуров, винтовых забойных двигателей наземными средствами производится без использования сложных телеметрических систем. Формула изобретения Способ управления режимами бурения, основанный на задании значения управляемого параметра и осевой нагрузки, измерении фактического значения осевой нагрузки, сравнении указанных величин и изменении скорости осевого перемещения бурильной колонны (скорости подачи), о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью расширения функциональных возможностей способа управления при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигателями, а также увеличения быстродействия и точности измерения параметров режима бурения наземными средствами, осуществляют вращение бурильной колонны и плавное осевое ее перемещение, измеряют частоту вращения ротора, скорость подачи бурильной колонны, момент на роторе, частоту вращения долота, давление бурового раствора на входе в скважину, а при бурении электробуром — и потребляемую им мощность, по которым определяют значения. осевой 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 1675546 34 4) )v, >рп гг rr +w mr »„ Д. У,-о Fr6r его с фактическим значением, определяют величинуаразности и ее знак и при Л Ф О в зависимости от выбранйого управляемого параметра производят увеличение или уменьшение частоты вращения ротора до 5 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. 1675546 1675546 1675546 1675546 1675546 Составитель В, Шилов Редактор А, Шандор Техред M.Moðãåíòàë Корректор Т. Малец Заказ 2987 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101
