Способ управления режимами бурения

Способ управления режимами бурения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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 пр