Способ управления режимами бурения

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИРЕСПУБЛИК 675 А 5 Е 21 ЕНИЯ В Изобретен ния, преимуще мами бурения горизонтальны телями,Целью изобр ние функциональ ба управлениянаправленных и забойными двига ние быстродейст параметров реж средствами за сч сил сухого трениете ны гори вия иима ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИПРИ ГКНТ СССР ОПИСАНИЕ ИЗ ОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВ(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 газовыхскважин. - М.: 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 расе относится к области буре- твенно, к управлению режи- наклонно направленных и скважин забойными двигая является расширевозможностей способурении наклонно зонтальных скважин ми, а также увеличеточности измерения бурения наземными менения направления . ких скважинах,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 ЬО, 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 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 вращения9 10-зили прот =(Кпч) Чп = ( 1 )Чп (52) где прот,об/мин; Чп,м/ч; О, мпри б = 0,147;прот = 0,06 ЧСтруктурная схема (фиг, 8) обеспечивает трибомеханический волновой способ управления режимами бурения, В ее основу заложено наличие двух контуров управления энергетическим режимным параметром бурения 1 у. 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 6 ут, 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 ЛпЧ) = =прот - КпчЧп, интегрирующий элемент 8 уставки скорости подачи Чп.По схеме фиг, 8 оперативное бустерное управление обеспечивается устройством УУР за счет изменения прот(г), а более медленное управление, как бы запэсающее бустеРнУю силУ тРениЯ Рт бус (вЦРэжение (48 - устройством УПД,Для пояснения работы схемы примем в качестве энергетического управляемого параметра 1 у 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 величинМд= Мд 1;1 у 1 = Пт 1Чп = Чб =Чп 16 = 61 = буд 1 + бут 1Прот 1 = Кпч Чп 1В момент времени с =11 увеличился момент на долоте нэ (+) ЛМд, который приводит к быстрому уменьшению частоты вращения турбобура пт, Сигнал ошибки ( - ) Лпт(или по схеме фиг. 8( - ) Л 1 х) приведет с помощью УУР к быстрому уменьшению прот и осевой нагрузки 6 за счет уменьшения ее составляющей 6 ут, что вызовет быстрое восстановление энергетического параметра Пт(1 у) ДО ЗНаЧЕНИЯ, бЛИЗКОГО К Пт 1 (ГРафИК На 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 фиг, 9 предполагает апериодичность переходного процесса),В связи с изменением величины про, появляется сигнал ошибки фпЧ), 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 = 361 Мй,оУменьшение Чп приведет к постепенному уменьшению буд, как бы восполняющей в общей нагрузке 6 долю бут, которая будет постепенно уменьшаться, и бас уменьшением буд увеличивается пт (1 у) и уменьшается сигнал ошибки Лпт (Л 1 у) на входе в УУР, а следовательно, увеличивается прот.Переходный процесс будет продолжаться до момента времени т 2, когда ошибки станут Л(пЧ) =0; Лпт= О,В новом установившемся состоянии будут следующие значения отдельных величин Мд 2 = Мд 1 + Л Мд 1 у 2 = пт 2 пт 1 Чп = Чб 2 = Чп 2 = Чп 1+ ЛЧп 6 = 62 = буу 2 + бут 2; ГДЕ буд 2 = буд 1 - Л 6 уд, 6 ут 2"бут 1; Прот 2 = КпЧ Чп 2Если 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 1 у 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 6, может быть обеспечено только при сочетании с быстрым измерением уп ра еляемого параметра. В качестве энергетического управляемого параметра 1 у предлагается использовать:для бурения с помощью турбобуров при наличии электрического приводного канала связи частоту вращения турбобура пт,для бурения с помощью винтовых забойныхдвигателей ВЗД - перепаддавления на двигателе Раз, зависящий от момента на валу двигателя и долоте Мд,для бурения с помощью электробуров - мощность, потребляемую электродвигателем Йаб (эа вычетом потерь), зависящую отмомента на долоте;для бурения турбобурами беэ информационного канала связи и для бурения всемивидами забойных двигателей - момент, потребляемый приводом вращения ротораколонны бурильных труб МротВ первом случае запаздывание при передаче измерительного сигнала с забоя наповерхность тп - О, так как определяется 10скоростью передачи электрических сигналов по проводу,Во втором случае запаздывание гп может быть доведено до тп= -, - , где Ст -1 кзгскорость передачи гидравлических импульсов по буровому раствору, Ст - 1290 м/с.В третьем случае тп -т О, как и для первого случая.В четвертом случае, наиболее распространенном в отечественном бурении, величину момента на долоте предлагаетсяопределять следующим способом, опираясьна приведенные выше соображения.При вращении бурильной колонны ротором в установившемся режиме прот0Мрот = Мд+ Мтск+ Мв, - (53)где Мрот - момент, требуемый для вращенияротора, доступный для измерения на поверхности;30Мстк - общий момент трения колонны остенки скважины;Мв - момент, требуемый для преодоления трения в вертлюге.Величину общего момента трения Мтск 35определим используя рассуждения, приведенные при определении общей трибомеханической нагрузки Оут (выражение (44 ииспользуя (13) и (14)При наличии движения всех элементов 40колонны (в одном направлении)С 0 к0; ЧкОсреднее значение момента трения Мткс, которое нужно преодолевать приводу ротора,будет равно;45дМткс = - иткс 3)пдгст 9 Х2(54)Подставив Мткс из (54). в (53), получим 0выражение для определения среднего момента на долоте Мд в установившемся режиме путем измерения наземных параметровМрот, й 1 рот, Чп 55 Это уравнение справедливо для установившихся режимови при медленных изменениях врот (т); Чп(ф Чб(т); Мд(т), а также для средних значений момента на долоте Мд, мгновенные значения которого при бурении Мд = Мрот Мтск Мв = МротМв -- иткс 8 пагс 19 () (55)д б 6 фот2 2 Чп Для измерения Мд проведем при данной ситуации в бурении два Опыта: в условиях йотО, Чп О,Из первого опыта приО- шротЧп2находимМрот = Мд 1+ Мв 1+ Мткс макс,гдедМткс макс = - иткс2Иэ второго опыта приб- Й 1 ротЧп2находимМрот 2 = Мд 2+ Мв 2+ О,Вычитая из значения Мрот 1 значениеМрот 2 и полдгаЯ Мд 1 = Мд 2 Мв 1 = Мв 2, ндходим бМткс.макс = - иткс = Мрот 1 - Мрот 2 (56)2И, ПОДСтдВИВ Ыткс.макс В (55), ПОЛУЧИММд Мрот Мв Мткс.макс 81 пдгст 9 к(57)с экспериментально определенным для данНОЙ СИтуаЦИИ ЭНаЧЕНИЕМ Мткс.макс.Для определения момента на вертлюгеМв проделаем опыт по определению Мротздля 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 МротзМротэ = 0+ Мв + Мткс.макс 31 пдгст 9 к(58)И ЗНая Мткс.макс, ц 1 рот, Чп, ИЗМЕРЕННЫЕ Наземными датчиками, находим значение момента на вертлюге МвВ дальнейшем до существенного изменения ситуации в части длины колонны, состояние вертлюга, геологических условий,измеренные значения Мткс.макс и Мв будемсчитать постоянными, известными, что позволяет определять среднее значение момента на долоте путем измеренияназемными датчиками Мрот, тцрот, Чп и подставляя измеренные значения в выражениеМд = Мрот Мв Мткс.макск эпагсщ ( -ф-"-) (59)2шарошечными долотами изменя 1 отся сбольшой частотой,Для определения быстрых измененийМд(1) в процессе долбления, требуемых длядиагностики состояния долот, а также длястабилизации работы турбобура, в том числе в областях, примыкающих к неустойчивым, целесообразно уменьшать значениемомента трения, минимизируя Мткс.макс,, обеспечив (если это возможно).б- ирот сс Ч,2Однако во всех случаях измерение момента на долте Мд(т) по величине Мрот(т)будет протекать с запаздыванием, равнымвремени распространения волны крутильных колебаний по бурильной колоннекзХм = - ,СкОпределение осевой нагрузки на долотоПри движении всех элементов бурильной колонны в направлении к забою Чк0 в установившемся режиме осевая нагрузка на долото определяется выражением6 = Ок - Ета - Ек, (60) где Ок - вес бурильной колонны в буровом растворе, равный весу на крюке при долоте над забоем;Ета - общая сила трения колонны о стен, ки скважины в осевом направлении;Ек - вес на крюке при долоте, прижатом к забою.Из трех величин, составляющих выражение (60), Ок и Ек измеряются наземным датчиком веса на крюке,Величина общей осевой силы трения Еткс равна, так называемой, "бустерной" силе трения Ет,бус согласно выракению (48). Поэтому, подставив в (60) вместо Ет Ет.бус из (48), получим6 = Ок - Ек - Еткс созагс 1 ц(61) Определение общей силы трения Еткс в данной ситуации (один и тот же состав колонны, бурового раствора, участки скважины) можно провести, проделав два опыта при Чп0 и 6 = 0 (при долоте, находящемся над забоем).с 1Из первого опыта при - гдрот Чп,2подставив значения в (61), получим0 = Ок 1 - Ек 1 - Еткс.бИэ второго опыта - оп т Ч, соответ 2ственно получим 0 = Ок 2 - ; Ек 2.Так как в Данной ситУаЦии Ок 1 = Ок 2,получим. используя результаты замеровдвух опытов:Еткс = Ок 1 - Ек 1 = Ок 2 - Ек 1.5 Такое определение Еткс предполагает,что величина общей силы трения не зависитот нагрузки на долото 6 н,Для определения зависимости Еткс приразличных нагрузках на долото 6 следует10 провести следующую процедуру для даннойситуациибПервый опыт пои - врот Чп и 6 = 0(долото над забоем) согласно (61) определя 15 ем по показаниям датчика веса вес колонныОк = Ек 1бВторой опыт при - арот Чп и каком 2то значении 61 (долото прижато к забою)20 согласно (61)62 = Ок - Ек 2 - О.По показаниям датчика веса определяем Ек 2 и, зная из первого опыта значение,Ок = Ек 1, НаХОдИМ 62, КОтарОЕ ОПрЕдЕЛяЕтСя25 только осевой деформацией колонны, вли-яющей на силу тпения Гткс через образование волн в сжатой части колонны,прижимающих их к стенкам скважины,б30Трегий опыт при - шротЧп, измеряя2в самом начале значение веса на крюке Екзпока величина осевой деформационной составляющей равной 61,еще не измениласьи можно найти Еткс из (61), подставив вме 35 стоб6 У 62,В результате получимЕткс = Ок - Екз 62,где Ок - известно из первого опыта;40 62 - из второго опыта;Екз - по показаниям датчика веса изтретьего опыта.Проделав указанную процедуру приразличных осевых нагрузках, можно найти,45 как изменяется общая сила трения с изменением осевой нагрузки,Таким образом, определив для даннойситуации бурения величину Еткс, можно затем по выражению (61) определять нагрузку50 на долото 6 наземными средствами, измеряющими полный вес бурильной колонны вжидкости О, вес на крюке Ев процесседолбления частоту вращения ротора крот исорось пода Ч,.55 Изложенное справедливо для установившегося режима и медленных измененийЕк(1), орот(т), Чп(т) и может использоватьсядля определения усредненных значений 6.Следует заметить, что быстрое изменение осевой нагрузки 6(т) за счет деформацианной составляющей Оуд маловероятно, а изменение за счет трибомеханической составляющей, зависящее от врот (1), 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- Копи)Чп)й) - Ч 6)1 )62) бООуд = Копж )гЧпй - Копж ко" Чбб+ С, (63)огде 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 Масуд и разности продольных перемещений верх- НЕГО Ь Яп И НИЖНЕГО Ь Яб КОНЦОВ КОЛОННЫКппж УЛО. (64)Механическая скорость бурения пропорциональна общей нагрузке на долото О = Оуд+ Оут и коэффициентУ бУРимости Кб, мЬкгсЧб= КбО. (65)Подставляя в (65) значение О иэ (61), получимЧб = КбОк Ек - Ектс совагсщ хх ( "р ) (66)Учитывая, что Ок, Ек, Еткс, шрот, Чп подлежат определению наземными средствами, для определения Чб достаточно определить коэффициент буримости Кб.Для определения Кб проделаем двабопыта при - Шрот Чп.2Согласно (66)Чб = Кб(О Ек) (67) так как действует деформационная составляющая нагрузки О = Оуд и справедливовыражение (63).= КбКопж,(ЧпОт Копж,Г Кб(Око о- Ек)от + С) (68)В этом уравнении два неизвестных Кб иКопж, которые можно определить опытнымпутем, давая в первом опыте приращениескорости подачи относительно начальнойЧпо(+ ЛЧпт) и измеряя изменение вовреме(Ок - Ек) - М) (69)и аналогично во втором опыте другое повеличине приращениеЛЧп = ЛЧп 2,измеряя изменение во времени(Ок Ек) = т 2(т)(70)из двух функций Цс) и 12(с), зависящихОт Кб И Копж, НаХОдИМ ЗНаЧЕНИя ЭТИХ КОзффИциентов; после определения Кб значениемеханической скорости бурения определяется по выражению (66), зависящему толькоот наземных параметров Ок, Ек йрот, Чп.Реализация способа возможна:для управления бурением всеми типамизабойных двигателей по моменту на долотеи по нагрузке на долоте;для управления режимом турбинногобурения по частоте вращения вала турбобура и, измеряемой с помощью проводной ли 30 нии связидля управления режимом бурения с помощью электробуров и винтовых забойныхдвигателей.Основные элементы управления и измерения параметров бурения расположены наповерхности, частично являются узлами буровой установки, которые применяются поновому назначению, Кроме того, используются дополнительные вычислительные измерительные блоки и блоки отображенияинформацииБуровая установка (фиг. 10) оснащаетсяротором 9, приводимым во вращение устройством управления ротором 6, обеспечи 45 вающим режим управления частотой роторапрот, задаваемой уставкой частоты прот,з. Вустановившемся режиме прот = протз, гдепротз может изменяться в диапазоне протз ==0 - 150 об/м,При этом могут использоваться управляемые привод приводы ротора с тиристор. ным управлением, с применением обратныхсвязей от датчика 10 частоты вращения ротора, а в некоторых случаях для обеспеченияработы в диапазоне очень малых частотпрот и угла положения ротора 11(например,сельсинного типа),В случае применения систем следящегопривода, базирующихся на двигателях постоянного тока, управляемых по схеме Г - Д=протз может обеспечиваться и без датчика тока, у которого угол поворота вала10 частоты.0 еал=, пдвй,Задаваемое значение протз вырабатывается как функция ошибки между задэвае- а пд - пропорционально приложенному на 5мыми значениями энергетического пряжению, в свою очередь пропорциональпэраметра управления АУ (например мо- ному ошибке между поступательной имента на долоте Мд), либо пр:тз задается окружной скоростями колонны(ЛпЧ.вручную с пульта 12 управления режимами Остальные элементы, которые могутбурения. Информация о Режимах бурен входить в общую схему, специфичные дляотображается на блоке 13 отображения ин- отдельных модификаций устройств, опишемформации, ниже при описании обобщенной блок-схеВ силовой цепи ротора устанавливается мы, приведенной на фиг, 11. При описаниидатчик 14 момента, В качестве датчика 14 модификаций под обобщенным энергетичемомента можно испольэовать как измерите- ским параметром 1 у будем понимать его разли механических усилий, так и параметры личные значения;привода ротора, отражающие момент на момента на долоте Мд (измеряемого наприводном валу, например мощность или земными средствами);ток при использовании электрических при- осевой нагрузки на долото 6;воров, давление при использовании гидрав 20 частоты вращения долота и;лических приводов, Эта позволяет избежать мощности, потребляемой электробуромустановки отдельных сложных и ненадежных механических датчиков момента. момента на долоте, определяемого приБуровая установка должна включать бурении С помощью винтового забойногоузел 5 подачи долота (УПД), обеспечиваю двигателя Мдв,щий, как обязательное условие, возмож- С этой цельд используются блок 16 выность плавной подачи бУРильной колонны в числений, к которому подключены сигналыдиапазоне скоростей Чл превышаощем от всехдатчиков, пульт 12 управления режиожидаемые скорости бурения Чб (а жела- мами, спомощью которого осуществляетсятельно, и подъем бурильной колонны со ско переключение на работу в различных энерростью - Чл). гетических режимах, и блок 13 отображенияЗаданное значение уставки скоРости информации о режимах бурения. Выходыподачи Члз выдается (фиг. 11) в основном блока 16 вычислений подключены к пультуавтоматическом режиме интегрирующим 12 управления, а также к блоку 13 отображеэлементом 8 либо в ручном режиме с пУльта 35 ния (Бор), на пульте установлен переключа 12 управления режимами бурения, тель режимов управления, с помощьюНа интегрирующий элемент 8 подается которого на вход устройства 6 может подаразность сигналов частоты вращения Рото- ваться разность Ьу между фактическим и зара протот датчика 10 частотыискорости даваемым сигналами энергетическихподачи от датчика 15 скорости подачи, обра параметров бурения;зуемая элементом 7 сравнения. моментов Ьу= ЬМ = Мд - Мдз,Узел 5 подачи долота должен обеспечи- осевой нагрузки на долото Ьу = Ьб =вать работу в режиме поддержания заданн Ой с ко рости и ОДд ч и Чп - Чпэ частоты вращения турбобура Л у = Ь иобеспечиваемой обратной связью от датчика 15 скорости подачи, либо без отдельного мощности, потребляемой электробуромдатчика, если такая возможность предоставляется схемой привода, как это указано момента на долоте, определяемого придля привода ротора. бурении с помощью винтовых забойныхОднако во всех случаях датчик 15 скоро двигателей Л у = Ь Мдв = Мдв - Мдвз.сти подачи Чп, показывающий скорость по- Кроме того с пульта 12 управления можступательного перемещения бурильнои ноосуществлятьуправление в ручном режиколонны Чи, для Работы системы неоохо- ме, задаваемом значениями частотыдим, вращения ротора протз и скорости подачиВ качестве интегрирующего элемента 8 55может быть использован любой известный На блок 13 отображени инф ма ииэлемент, осуществляющий интегрирование режимов оурения выводятся для визуального наблюдения во время долбления 1 функцИИ Мд(Т), Прот Чп(Т), 29167554630Рассмотрим 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 16Мд = Мрот Мв Мткс.макс кГ 81 пдгс 19 ( р-ф - ),ЧпДля этого при данной ситуации в бурении, определяемой составом колонны и состоянием скважины в блоке 16, определяются значения Мткс.макс и Мв.Значения врот (т) и Чо(т), требуемые для определения Мд, 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 Чпз) - 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 Мда, при всех изменениях режима бурения.При изменении ситуации, например состава колонны после одного или нескольких наращиваний, процедуру определения и за- ПОМИНаНИЯ НОВЫХ ЭНаЧЕНИй Мткс.макс д ВОЗ- можно и Мв, следует повторить.Визуальный контроль частоты вращения ротора иэот(т) (прот(1, скорости подачи Чо(т), момента на долоте Мд(т) производится с помощью блока 13 отображения информации режимов бурения. Оценивая воспроизводимые на экране функции Чл(1); 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 6(т), 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 6 = 6 а, 5 101520 2530 35 40 45 50 По функциям 6 Чп(т), 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. Элементы блока 16 вычислений (БВ), служащие для определения момента Мр(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 т функции 6(т); Чп(т); Мд(т); Прот(т).В данном устройстве управления ведется по осевой нагрузке на долоте 6(т), которая в процессе бурения вычисляется по(61) блоком 16 вычисления6 = Ок - Гк Еткс СоэаГСт 9 "(61)Для этого при данной ситуации в бурении, определяемой составом колонны и состоянием скважины в блоке 16, следует сначала определить значения иткс и 0,На пульте 12 управления имеются переключатель и рукоятки ручного управления (протз и Чпз) ДлЯ пРовеДениЯ пРоЦеДУРы ОпРЕДЕЛЕНИЯ иткс И С 1 к И аатОМатИЧЕСКОГО УПравления осевой нагрузкой 0(т) по задаваемому значению 6 З.В автоматическом режиме работы будет поддерживаться значение нагрузки на долото 6, близкое к задаваемому с пульта управления 6 З, при всех изменениях режима бурения (в части буримости пород, энергоемкости системы долото - порода и др.), так как значение 6 вычисляется блоком 16, автоматически учитывающим изменения Чо(т) и врот (т) (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 иткс и Ок сле-. дует повторить.Визуальный контроль осевой нагрузки на долоте 6(т), скорости подачи Чп(т), момента на долоте Мд(т), частоты вращения ротора прот(т) розодся с поощю блока 13 отображения информации режимов бурения.10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 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 иназемного приемника 21.В отличие от устройств, описанных ранее, здесь, управляя непосредственно поглубинному параметру, не требуется для управления вычислительных операций,На блок 13 отображения информациирежимов бурения выводятся для визуального наблюдения во времени долблении т функции прот(1) бф Нп(с); Мл(1),При бурении электробурами вращениедолота производится асинхронными электрическими двигателями, питание к которымподводится секционным кабелем, вмонтированным в бурильные трубы. Зто позволяет использовать в качестве энергетическогопараметра замеряемую на наземной поверхности мощность, потребляемую электробуром, за вычетом потерь в кабеле идвигателе, 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), тоуправление по мощности М близко к управлению по моменту на долоте Мд.Следующее трибомеханическое устройство для управления бурением электробурами осуществляет управление режимомбурения по мощности, потребляемой электробуром гчзб с автоматическим вычитаниемпотерь,Такое устройство включает датчик 22мощности, потребляемой электробуром, иэлементы в блоке 16, автоматически вычисляющие мощность (либо момент на долоте)й, учитывая потери,При использовании для вращения долота винтовых забойных двигателей (ВЗД) перепад давления на ВЗД Ро определяетсямоментом на валу, равным моменту на долоте Мд, и моментом трения в элементахВЗД,Поэтому в качестве энергетического параметра 1 у для управления режимом бурения винтовыми забойными двигателямииспользуется перепаддавления 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 буровогораствора на входе в бурильную колонну ивычислительные 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, О, Нь 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 Чп0 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 щ и й с я 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, сравнивают33 1675546 34 4Жащ абеб его с фактическим значением, определяют величинудразности и ее знак и при Ь Ф 0 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.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 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 трибомеханический волновой способ управления оежимами бурения нефтяных и газовых скважин. Оно предназначено для быстро/ действующего управления энергетическим режимом бурения наклонно направленных и, так называемых, горизонтальных скважин, осуществляемого всеми существующи ми типами забойных двигателей, иотличается от известных устройств использованием для силового управления режимом бурения поворота в пространстве векторов сил трения колонны о стенки сква-.10 жины итксВектор Р, является суммой векторовсил трения иткс на и отдельных участках бурильной колонныи15 иткс иткс (1)Величины иткс всегда значительны припроводке наклонно направленных скважин (ННС) и горизонтальных скважин (ГС).Это достигается управлением величиной одной из составляющих вектора сил трения иткс/ путем изменения частоты вращения бурильной колонн ы ротором вр/ при непрерывной подаче бурильной колонны в процессе бурения со скоростью 25 +Данный способ трибомеханическоговолнового 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 45продольной жесткостью Ь (что соответствует однородной колонне) и трением колонны о стенки скважины Г//сьВ процессе бурения наклонно направленных скважин (ННС) забойными двигателями (З.Д,) бурильную колонну допустимо вращать ротором с частотой сорот 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 испольэовать в интервалах набора зенитного угла. и при корректировании траектории ствола скважины.1675546 Реда кт андор Заказ 2987 Тираж ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКН113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101 Составитель Техред М.Мо Шилов нтал Корректор Т. МалецСкорость Чк при г = г = 1 кЧк(1 к) = Чк(4) Для управления траекториями стволаскважин в целях стабилизации, малоинтен.сивного увеличения или уменьшения зенитного угла используются так называемыенеориентируемые КНБК, включающие центрирующие приспособления, различные подиаметру и по удалению от долота,Управление траекториями скважин применением неориентируемых КНБК достигается использованием гравитационной силы,не меняющей своего направления при повороте КНБКогносительно своей Оси, Поэтомувращение бурильной колонны при использовании неориентированных КНБК допустимо и в ряде случае может бытьблагоприятно для процесса бурения. Ограничением вращению бурильной колонны является износ труб, что существенносказывается при больших частотах вращения.В оТечественных условиях буренияННС режим работы, допускающий шротО,преобладает во времени при проходке скважин, а следовательно, оптимальное управление режимами бурения в этих случаяхопределяет основной количественный показатель бурения - коммерческую скоростьбурения Чком и требуется для управлениятраекториями.Поддержание энергетического режимабурения при работе с ориентированнымиКНБК 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 привозможнОсти шрот0 (прот0), Остановим"ся на управлении режимами бурения припрот = О, когда прот0 недопустимо.Для основных случаев управления, прикоторых технологически допустимо вращение бурильной колонны ротором с разнымичастотами, прот0:1) Все элементы бурильной колонны перемещаются вниз (к забою) со скоростямиЧк(г)О, где г - координата, отсчитываемаяот устья скважины по оси бурильной колонны и скважины.Скорость Ч при г = О, Чк(0) = Чп (2)называется скоростью подачи бурильнойколонны,Скорость Чк при г = 1 кз где 1 кз - длинаколонны, находящейся на забое, Чк(кз) ==Чб (3) называется скоростью механического бурения. скорость перемещения 1-го элемента колонны, удаленного от устья скважины (г - 0) нарасстояние 1 к (фиг, 1).2), Все элементы бурильной колонны5 вращаются по часовой стрелке с частотами,Определенными аналогично скоростям Ч,т.е.вк(0) = йрот ) О, (5)где шрот - частота вращения ротора буровой10 установки;гик(1 кз) = шдО, (6)где мд - частота вращения долота;сйс(1 к) = жк (7)частота вращения 1-го элемента бурильной15 колонны.3) Между всеми элементами бурильнойколонны и стенками скважины действуютсилы трения, обозначаемые через Гткситкс(0), иткс(1 кз), Рткс(1 к) = иткс,20 4) Во всех элементах бурильной колонны действуют моменты трения, требуемыедля преодоления сил трения итксМткс(0) Мткс(1 кз), Мткс(1 к).5) Каждый-й элемент бурильной колон 25 ны прижимается к стенкам скважины силами, в основном гравитационными,существенными при бурении ННС и горизонтальных скважин,Учитывая, что трубы и стенки скважин -ЗО твердые тела, такой вид трения относится ксухому трению, трению скольжения. Для. продолжения движения нужна сила для преодоления трения, Ее называют силой трения,З 5 В довольно хорошем приближенииможно считать, что сила трения пропорциональна нормальной силе, направленной понормали к поверхностям соприкосновениятел М и коэффициенту трения,и40 Р= Р 11 (8)где р мало зависит от величины скоростиперемещения Чк, а вектор силы трения всегда направлен против относительного движения поверхностей,45 Проведенные эксперименты показали,что при подъеме бурильной колонны одинаковой длины изменение скорости подъема впределах 0,136 - 0,458 м/с в скважинах различной конфигурации не оказывает влиянияна силы трения,Поэтому для каждого 1-го элемента бурильной колонны будем считать справедливым выражениеиткс = ксМкс (9)где Мхс - нормальная сила прижатия 1-гоэлемента бурильной колонны к стенкамс к важи н ы,Ркс- КоэффИЦИЕНт ТРЕНИЯ тЕЛ КОЛОННЫи стенки скважины.6) Каждый 1-й элемент бурильной колонны участвует в движении вдоль оси скважины со скоростью Чк и в плоскости,перпендикулярной оси скажины вокруг осискважины диаметром иск либо оси бурильной колонны диаметром ск, в зависимостиот вида вращения с линейной окружной скоростью1 0Чок = - як = - Лпк2 60(10)где б = Оса при вращении колонны вокругоси скважины;б = бпри вращении вокруг оси колонны;пк - частота вращения элемента колонны в об/мин.7) При движении 1-го элемента бурильной колонны независимо от соотношениявеличинЧк0 (движение элемента колонны отустья, к забою скважины) и Чок0 (вращение элемента колонны по часовой стрелке):а) коэффициенты трения,икс не изменяются по величине, Согласно исследованиям,икс " 0,2б) Мкс не изменяется по величине,При сделанных допущениях 1 - 7 справедливо ниже изложенное, проиллюстрированное на фиг. 2.На фиг. 2 показана схема, показывающая направления скоростей Чк и Чок и силтрения Еткс, приложенных к -му элементубурильной колонны (фиг, 1) при движенииэлемента к забою, принятому положительным Чо0 (А,) и к устью скважины, принятому отрицательным Чп0 (Б.),В обоих случаях принято, что элементколонны вращается по часовой стрелке, если смотреть от устья, и при этом согласно(10)шк 0;пк О,На фиг. 2 обозначено:Чк - скорость осевого перемещения;Чок - скорость окружного перемещения, определяемая выражением (10);Чк - суммарный вектор скорости 1-гоэлемента колонны относительно стенокскважины;рт - угол между Чк и Ч,;Еткс - общий сектор сил трения определяемых выражением (9);Етв - осевая составляющая вектора силтрения Еткс, влияющая на осевое усилие;Етм - окружная составляющая векторасил трения Еткс, влияющая на момент трения 1-го элемента колонны о стенки скважины Мткс,Из схемы,.приведенной на фиг., 2,Аследует т 9 фт = = фчИок(11)кВыразим осевую составляющую вектора сил трения Етв и момент трения Мт как5 функцию общей силы трения Еты и скоростей Чк и ЧокЧок .Етг; = Еткссозагс 19 Ч, (12)ЧкЧок10 Мт = Мтмакс в пагст 9 -у(13)кгде Мтмакс = Еткс (14)На фиг, 3 приведены графики зависимостей15 Етб-- 1 я ( Ру ) и м( м )МтГткс Мт макси = м(Уч )Мт максИзложенное позволяет сформулиро 20 вать основное положение, на котором базируется сущность изобретения.Изменением соотношения частоты вращения элементов колонны и их осевой скорости можно управлять одним из основных25 параметров бурения осевым усилием, прижимающим долото к забою.Как следует из того, что осевая составляющая сил трения Ет;, направленнаявдоль оси бурильной колонны, может реаль 30 но быть изменена от максимальной Етг; ==Еткс при= = 0 до величины пример 1/окЧкно равной Етв = 0,1 Еткс при и =10,При указанных изменениях соотношения ич моменты трения изменяются от Мт =0 до Мт = 0,99 МтмаксРассмотрим реальные значения соотно. шения скоростей Чи Чоб для, широко используемых бурильных колонн с диаметромтруб к = 147 мм и при вращении колоннывокруг собственной оси (выражение 10).При взятом в качестве примера реальноимеющем место диапазоне скоростей бурения Чб = 2-20 м/ч (и полагая Чк = Чб) для45 изменения осевого усилия в 10 раз (см,(12 и более частоту вращения колонны ротором прот следует изменять в диапазонах,равныхпри Чб = 2 м/ч;прот = 0 - 0,8 об/мин;при Чб = 20 м/ч;прот = 0-8 об/мин,Обеспечение указанного диапазона частот вращения прот реально осуществимопри применении следующего привода дляротора.Осевая составляющая сил трения для3-го элемента бурильной колонны определяется выражением(12). Общая осевая состав 1675546 10ляющая сил трения бурильной колонны остенки скважины рассматривается нижепри следующих допущениях.1) Все элементы бурильной колонны перемещаются в одну сторону от устья к забоюскважиныЧк(1 к 1)О.2) Все элементы колонны могут вращаться по часовой. стрелке относительнособственной оси или оси скважиныЧок(к 1) . О.3) Инерционные силы пренебрежимомалы к сравнении с силами упругих деформаций, что равносильно (см. фиг; 1).Чп 11 - -+ О.с 1Для рассматриваемой задачи управлениЯ 6 (Чп, шрот) нУжно найти зависимостьизменения осевой нагрузки на долото (осевого усилия на долото) 6 от двух параметров-величин, на которые удобновоздействовать наземными средствами:скорости осевого перемещения верхнего конца бурильной колонны, называемойобычно скоростью подачи ЧпЧп = Чк (0);частоты вращения верхнего конца бурильной колонны - частоты вращения ротора Шрот (Прот)Шрот = Шк(0),Для удобства последующего анализаопределим справедливое для сделанных допущений распределение скоростей вдольбурильной колонны.Выделим участок колонны длиной 1 к, укоторого все действующие силы, в том числеи силы трения, сосредоточены на его концах а ближе к устью скважины и б дальше отустья к забою скважины (фиг. 4), и будемопределять длину участкакоординатой 2.При заданных значениях скоростей наконцах а и б распределение скоростейвдоль участка будет согласно выражениям(15) и (16)Чкг = Чка . + Чкб -(15)к 21 к Г,1 к г г,Чоки = Чока + Чокб -(16)1 к ГкОсевая сила упругости Ео на участке 1будет определяться выражениемс Ео +с 1= Кп (Чка Чкб), (1 7)где Кп = - , - (18)к Кп кгск Мпродольная жесткость участка колонны длиной 1 к (фиг. 4).Для определения зависимости 6 (Чп,шрот) сначала рассмотрим бурильную колонну, условно состоящую из двух участков1Е = Кп 2Чпсс - Кп 2Ч 1 с 1. (2 )о оИз уравнений (19) - (21) получим выражение для 6 в видеКп 1 Кп 2 г Кп 1 ф Кп 2а г- хтоРасчленим полученное выражение для6 на две составляющие45 6 = 6 у 9+ 6 ут,Ки 1Ки 2где 6 у 9 -К 3 Чи с с -Кп 1 ф+ Кп 2оКп 1. п 2г Чб(24)50Кп ф+ Кг 2 фназовем деформационнсй составляющейуправления нагрузкой на долото или деформационной нагрузкой, абутКи 1 ф55 Ки 1 ф + Ки 2 а 40(25) трибомеханической сос 1 апля ющей управления нагрузкой на доло 1 о или трибомеханической нагрузкой (ог греческого слова тгооз), обозначающего трение и, в связи с(фиг. 5): нижнего, отсчитываемого от забоя,длинойк с продольной жесткостьюБт Е 1Кп =к 15 и верхнего длиной 1 к 2 с продольной жесткостьюф Вт 2 Е 2Кп 2 =1 к 2К веРхней точке Участка 1 к 2 пРиложена10 скорость подачи Чп Нижняя точка участка 1 к 1находится на забое и перемещается со скоростью, равной скорости бурения Чб,На Участкек 1 ДействУет сила, пРижимающая долото к забою - осевая нагрузка на15 долото 6,На Участке 1 к 2 ДействУет сила Е 1, отличающаяся от 6 на величину силы сухого тренияЕт, которую считаем сосредоточенной настыке обоих участков,20 . При направлении движения к забою(Ч, О)6= Е 1 - Ет (19)Рассмотрим возможность управленияосевой нагрузкой 6 от ее начального состо 25 яния в момент времени т = О, при которомкаким то.образом установились скорости Чп,Чб, силы Е 1, Ет и 6.При сделанных допущениях получим30 6 = Кп 1Ч 1 й - Кп 1Чбс 1 т, (20)о огде Ч 1 - скорость точки стыка участков к 1 и1 к 2понятием трибомеханика, охватывающего 1 к 1 к 2, 1 к" 1 кпобласть приложения всех видовтрения), считая силы трения, распределенные поВыражения (23) - (25) показывают воз- разному вдоль колонны, условно сосредоможность силового управления осевой на- точенными на стыках участков 1 кл-т) - 1 кгРУзкой двУмЯ способами - 5 Ет 1, Ет 2 Еть, Гтп.деформационным и трибомеханическим, Важно определить суммарное значениепринципиально отличающимся по своим сил сойротивления, являющихся, в основвозможностям, ибо для первого необходи- ном, силами сухого трения колонны о стенкимо изменение расстояния между точками скважины. При этом точная величина этойколонны труб большой протяженности, что 10 силы не играет роли, важно, чтобы она былатребует значительного времени, а второй значима, а это можно определять путемможет осуществляться передачей волны им- простых экспериментов в промысловых успульса крутильных колебаний колонны ловиях,труб, на что требуется значительно меньше Из выражения (24) для деформационной15 нагрузки при колонне, состоящей из двухВ известных устройствах управления участков, можно сделать вывод, что для корежимами бурения для изменения нагрузки лонны из и участков эти выражения можнона долото в основном использовалась де- представить в видеформационная составляющая, что не обеспечивало требуемого быстродействия, 20согласно изобретению предлагается истпользовать трибомеханическую составляю- хЧбот Р 7).щ ю в сочетании с деформационной,щуюНиже показаны потенциальные воз- Аналогично для трибомеханической наможности реализации управления сочета грузки из Р 5) дг зки из 25), подставив вместо Ет величинуосевой составляющей сил трения Етв сонием указанных двух способов.По ставив в (25) в качестве силы трения гласно ( 2)гласно (12одстЕт, ее значение для 1-го элемента колонны извыражения 12), получим где тр 1 (Кп); ф 2 (Кю);уз (Кы) - функции соК 30 четания жесткостей отдельных п участковп 1т"ут -- К Еткс кКпт+ Кп 2колонны; Ф(Етв) - функция суммарного деи(26) ствия сил трения Етв на и участках колонны,соз агсщЪ ( )из которых каждая является функциеи врегде й =- 1 Чок определено выраже- мени.Чокь35 Ет 61(1), Ет 6211)Ет 6(1)Етбп(т)нием (10);или согласно (12) и (10)а Гткс - модуль вектора трения между 1-мМкМк 1 бэлементом колонны и стенками скважины, Ет(т) = Еты созагст 9 (2 ), (29)кОграничиваясь возможностями наземПри управлении с помощью иУУР УПДного раного асположения исполнительных элементов, как более реальными, для к40 Ч (т) изменяется воздействием на скоростьподачи Чп (т), Мо (1) - воздействием на частоуправления деформационной составляющей О 9 (1) можно испольэовать традицион- У Р Р дрт в ащения ротораврот(т.УРассмотрим управление при условииные устройства подачи верхнего концаб о называемые ус- малых изменений скорости подачибурильной колонны, о ычно назывтройства подачидолота(УПД)иосуществля б Чпб йьот(30)б ГтЬот 11ющие управление скоростью подачи Чп(с),В этом слУчае пРи изменении шрот 1 т),Для управления трибомеханической составляющей бут предлагается испольа ется использовать осуществляемого уустья скважины, изменеевО см, 28,б насовместное действие устройства управле- ния Етв, входящее в ут (см, ( , удут нания частотой вращения ротора, именуемоер ора именуемое 50 ступать после прихода волны кручения отв дальней е УУР, у ро ства УПД, устья скважины кточке 1 колонны через вреВыше для простоты изложения было мя, требуемое для распространения волнпроведено рассмотрение для колонны, ус- крученияловно состоящей из двух однородных участков и силы трения, сосредоточенной в однои55Т- 1 к 11К с К (31)точке на стыке участков.б жения к расгмотре- где и - расстояние, отсчитываемое по коДля лучшего при лижения книю реальной бурильной колонны ее можно лонне от устья до 1-й точки;разбить на и однородных участковСк - скорость распространения волн кручения, равная для стальных труб 3,4 х х 10 м/с и для легкосплавных труб (ЛБТ)э3,132 10 м/с.ПОЯвившеесЯ Усилие Етв бУДет возДей ствовать на осевую нагрузку О, ее трибомеханическую составляющую Оут через время. требуемее для распространения волны продольной деформациитк = - (1 кз - 1 к) (32)10Спгде 1 кз - расстояние, отсчитываемое по колонне от забоя до 1-й точки;Сп - скорость распространения волн продольной деформации, равная для сталь ных труб 5,29310 м/с.Проанализируем потенциальные возможности быстрого управления осевой нагрузкой путем изменения ее трибомеханической составляющей Оут воздействием 20 на частоту вращения ротора врот.При фронте изменения врот, близком к прямоугольному, скачкообразному, что реально осуществимо, мгновенно изменится Етв при 1 к = 0 и изменение Оут начнется 25 через времят 1 = (кз - О)/Сп,затем начнут оказывать воздействие все низлежащие элементы колонны, причем время от воздействия 1-го элемента на Оут будет 30 равнотк = - 1 к + - (1 кз 1 к 1)1 1(ЗЗ)Ск СпОбщее изменение трибомеханическойсоставляющей нагрузки Оут будет реэультатом изменений осевых составляющих силтрения Етс (т)всех и элементов бурильнойколонны (фиг. 1 - 3), вступающих в действиечерез время запаздывания т, зависящее отрасположения элемента по длине колонны, 40Это время, отнесенное к общей длине колонны, будет равнотк = - = - ( --- ) + - (34)+ тк 1 к 1 1 11 кз 1 кз Ск Сп СпТак как порядковый номер элемента колонны 1, отсчитываемый от устья скважины,пропорционален 1 к/1 кз, то выражение (34)представляет зависимость времени запаздывания воздействия трения в элементахколонны от их расстояния от устья отнесенного к общей длине колонны 1 к= 1 к /1 кз. Этазависимость в виде прямой линии показанана фиг. 6,Для того, чтобы определить общее из менение трибомеханической нагрузки Оут через ее отдельные составляющие (28) при известном распределении вдоль колонны общх сил трения Еткс (1 к) и в усох (30), 1то= то 1 кз = 1 с - 1 кз =тпт п(38) следует просумм Оовать все значения сил Еткс (1 к) соглас чо (29), подставляя вместо иМ (с) его значение через орот (1) с запаздыванием тк, т,е.вк (1) = врот (т - г,), (35) где гк определяется выражением (34),Однако, как указывалось выше, практически доступно для определения только общее значение общей силы трения равное ЕткспЕткс =- Етксь поэтому будем определять среднее время изменения общего значения Оуф), исходя из выше изложенного и следующих соображений,Согласно фиг, 7 после внесения изменения врот изменение Оут начинает происходить вследствие скручивания верхних сечений колонны с запаздыванием1 То - 1 кзСпЗатем вступают в действие следующие (по отношению к забою) сечения бурильной колонны и так как СиСк, то наибольшее запаздывание гз будет от скручивания призабойного сечения колонны1 Тз - 1 кзСкПри описанном протекании переходного процесса изменение Оу можно представить графиком фиг, 7, где по оси абсцисс отложено время с, а по оси ординат - изменение трибомеханической нагрузки Оуф) при скачкообразном изменении врот (с) на + Л Врот,В начальный момент времени (1 = О) начальные значения Врот = Врот.о, Оуто = ЕткссовдгсСЯ хВрот.о О ) (36) При т =гзОутз = - Еткссозагстц х (,у,аЧпо 2Предполагается, что осевая скорость перемещения элементов колонны примерно равна неизменяющейся скорости подачи Ч, = Чио, т,е. Чк(т) = Чпо,Второй линией показан переходный процесс при уменьшении врна -Лврот, На графике фиг. 7 обозначено: время "чистого" запаздывания то после приложения воздействия Ьуот(т), которое равно(40) Время окончания переходного процесса тз, которое равно1тэ =гэ кз = С кз - т к (39)СкСказанное позволяет моделировать в 5грубом приближении бурильную колоннудля передачи трибомеханического волнового воздействия апериодическим звеномпервого порядка с запаздываниемБ а= КХ 1(т - 4,где следует приниматьКХ 1(т) = Е, созагстд , Ч 2(41) 15то определяемое через (38),В качестве эквивалентной постояннойвремени величинуТ, = -(тз - то).1(42) 20Для реальных условий бурения на глубиныкэ =(3 - .6) 10 м;- 3гп = То= (3 - 6) 10 = 0,57 - 1,14 с; 2510тк = тэ = (3 - 6) 10 = 0,89-1;78 с;3 э 4Т = 4 (хк - хп) = 3 4 (0,321 1- 0,64) =0,09 - 0,18 с,30Полученные значения доказывают реальную возможность обеспечения трибомеханическим способом быстродействующегоуправления, необходимого для оптимального использования турбобуров.Величина изменения осевой нагрузкикак в сторону уменьшения, так и увеличения,зависит только от изменения Ь ворот и общей силы трения Рко, наличие которой -обязательное условие работы системы управления.Время запаздывания тз не зависит отсечения труб, а только от их длины и материала (для ЛБТ оно в 1,13 раз больше, чем 4для стали),Таким образом, трибомеханическийволновой способ управления создает необходимые предпосылки для создания на егооснове автоматического регулятора режимаработы турбобура высокого быстродействия, что может обеспечить требуемую стабилизацию и безостановочную работу вобластях, примыкающих к обычно неустойчивым областям работы динамической системы турбобур - долото - забой.Описанный анализ сделан без учетасложных явлений, протекающих при переходных процессах в системах с распределенными постоянными и сухим трениями, с(1-), (43) где Гткс - общая сила трения колонны дли-. ной кз о стенки скважины, м;с - диаметр бурильных труб либо скважины, м;арот(т) - частота вращения ротора, рад/с;Чп(т) - скорость подачи верхнего конца бурильной колонны,м/с;гп - время распространения продольных колебаний, с1Тп = - кзСпСп - скорость распространения продольных колебаний, м/с(для стали 5,2910 з);Тт - эквивалентная трибомеханическая постоянная времени1Тт =, (гк - ти); 3 - 4тк - время распростных колебаний, с1к = - кзСкСк скорость рдспрных колебаний (для стаПриизменениидлины в диапазоне кэ = Оизменения временныхтп= 0-1,14 с;к= 0 - , 1,78 С;Тт= 0 - 0,18 с. ения крутильостранения крутильли 3,410 м/с).ны бурильной колон+ 610 м диапазонэпараметров составит 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 Л алло и требуемого общего усилия трения Гоко.Использчем выоажения (36, и (37) и предположим, что до начала воздействия на частоту вращения ротора скорость подачи Чп, равная скорости бурения Чб, составляла 20 м/ч, а частота вращения труб диаметром с = бк = 0,147 м составляла 1 об/мин,При таких условиях для уменьшения осевой нагрузки 6 за счет увеличения Оут на 5 т с достаточно при наличии общей силы трения иткс = 20 т,с, снизить частоту вращения с 1 до 0,5 об/мин.Подытоживая изложенное, получим приближенное выражение для общей трибомеханической нагрузки Оу при условиях д Чп б Шротбт бт в видеУчитывая малые значения тп, гк, Тт для частных случаев колонн средней и малой длины при относительно медленных изменениях вро (т) и чп(т), в том числе для установившихся режимов, можно, пренебрегая запаздыванием, использовать упрощенное уравнение для Оуг(1), полчченное из (43), положив 7 п = 0; Тт = 0:бут(1) = Г 1 кс созагст 9 хх(2у ) . (44) Общее управление осевой нагрузкой О можно производить сочетанием трибомеханической составляющей бу(т) согласно (43) или (44) и деформационной Оуд (с) согласно (27)сОуф) = сР; (Кю),Г Чп(т)йоР 1 (Кп) 1 чб(т)От (45)о0(т) = бу+ бу,(т) (46)Наличие двух составляющих Оут и Оуд позволяет решать задачу быстрого бустерного управления эа счет бут(т) (которое нельзя реально получить за счет Оуд (т и задачу управления за счет Оуд(т), необходимого для увеличения диапазона работы исполнительных силовых элементов при изменении буримости пород в широких пределах.Кроме того, управление за счет Оуд(т) позволяет обеспечить бустерные возможньсти при управлении с помощью Оут(т).Потенциальные возможности быстрого управления за счет трибомеханической нагрузки бут(т) следуют из (43) и (44) и были рассмотрены выше, ниже рассмотрим принцип сочетания управления с помощью бут и Оуд,Для простоты будем рассматривать однородную колонну, для которой уравнение (45) превращается в более простоеОуд(т) = - 5 Чп г 1 т -- 5 Чб б с . (47)Кп Кпо1Для управления режимом работы турбобура требуется иметь воэможность быстро изменять осевую нагрузку б примерно на5 т.с, особенно это важно в сторону уменьшения О.Иэ выражения (43) следует, что для реализации быстрого управления б (1) требуется наличие трех условий:достаточная общая сила трения колонны о стенки скважины Гткс,возможность быстрого управления частотой вращения ротора врот(т);наличие как бы бустерной силы трения Гт бус(1 (ЛотГт бус = ткс соэагс 19 ( 7 -), (48)чпобеспечивающей готовность для трибомеханического управления в сторону уменьшения и увеличения нагрузки.При бурении наклонно направленных игоризонтальных скважин действуют значительные составляющие сил веса, прижимающие колонну к стенкам скважины ГпксВозникающая при перемещении колонныотносительно стенок скважины сила сопротивления определяется в основном силойтрения равнойГткс = СксГпкс, (49)где ркс = 0,2,Известно, что диапазон изменения Гпк,(при неподвижной растянутой колонне) дляколонн длиной от 1800 до 2760 м с максимальными искривлениями от 19 до 45" составляет Гпкс = 57-124 т.с,По данным измерений, проведенных наплощадях Грознефти, на интервалах глубин3391 - 3684 м при углах искривления 9 - 30границы изменения сил сопротивления перемещению колонны лежат в пределах10,6 - 24 т.с.По данным бурения наклонно направленных скважин (ННС) в Башкирии глубиной по стволу - 2500 м отклонением отвертикалИ 600 м разность между весом накрюке при подьеме и спуске колонны была120 - (60 - 70) т.с.Из приведенных данных следует, чтопри бурении ННС, а тем более горизонтальных скважин глубиной более 2000-2500 мвесьма вероятно наличие общей силы трения Гткс10 т,с.Второе условие может быть обеспеченотиристорным управлением приводом ротора, имеющим постоянные времени порядка0,1 - 0,2 сДля выполнения третьего условия необходимо поддерживать такое среднее соотношение аротИп при изменяющихсяусловиях бурения, его скорости чб, чтобыможно было быстро увеличивая либо уменьшая шрот от его среднего значения при медленно изменяющейся чп, уменьшать либоувеличивать бут,Это обеспечивается если при скоростиподачи Чп, примерно равной скорости бурения чб, сохраняется соотношениесоэагст 9 ( 2 - ) ==0,5 (50)С 3 Сиротчп