Теоретичні основи автоматичного управління процесом буріння

Процес обертового буріння свердловин характеризується незалежними і залежними параметрами. До незалежних параметрів процесу буріння відносяться осьове навантаження на долото, частота його обертання і витрата промивальної рідини. Від цих параметрів режиму буріння, а також від механічних властивостей гірських порід, конструкції і стану долота залежать такі параметри як обертовий момент і швидкість проходки.

Задачею автоматизації процесу буріння є автоматичне регулювання незалежних параметрів у функції зміни механічних властивостей гірських порід і стану бурильного інструмента (долота і бурильних труб). При цьому режим буріння повинен забезпечувати максимальну швидкість проходки. Це досягається раціональним поєднанням навантаження на долото, його частоти обертання і витрати промивальної рідини.

При ручному управлінні процесом буріння навантаження на долото регулюється зміною подачі бурильного інструменту за допомоги гальмівного пристрою лебідки. Подача інструменту здійснюється зменшенням зусилля на стрічках гальмівного барабана. При цьому бурильні труби разом з бурильним інструментом під дією сили тяжіння опускається вниз (подача бурильного інструменту) до того часу, поки бурильник не загальмує барабан лебідки. При подачі бурильного інструменту осьове навантаження східчасто збільшується. У міру розбурювання гірських порід і відповідно поглиблення долота осьове навантаження зменшується. Відпускаючи гальмо лебідки, бурильник знову здійснює подачу. При цьому, очевидно, подача здійснюється не плавно, а східчасто.

Частоту обертання бурильного інструменту при роторному способі буріння можна змінювати ступенево, змінюючи передачу від приводу до ротора. При бурінні електробуром змінювати частоту обертання складніше, оскільки для цього потрібне використання частотних перетворювачів. При турбінному бурінні частота обертання залежить від навантаження на долото. Витрату промивальної рідини можна також змінювати ступенево зміною сорочок бурового насоса.

Дослідження показують, що найефективнішим при бурінні з нерегульованим приводом є автоматизація подачі долота. Автоматичне регулювання подачі долота забезпечує регулювання навантаження на нього, що приводить до відповідної зміни швидкості проходки при необхідному режимі промивання вибою свердловини.

Розглянемо характер зміни проходки у функції зміни навантаження на долото при ручній і автоматичній подачах бурильного інструменту. При ручній подачі бурильник на короткий час звільняє гальмо барабана, який за цей відрізок часу робить поворот на певний кут. При цьому бурильний інструмент опускається, і частина ваги колони передається на вибій, збільшуючи навантаження на долото. У міру довбання породи долотом останнє опускається, осьове навантаження на нього, а отже, і момент, передаваний через бурильні труби і долото, зменшуються до нульового значення. Цей цикл зображений на рис.8.15, де АБ - початкове навантаження на вибій при звільненні гальма, АВ - проходка. Площа трикутника АБВ пропорційна роботі, виконаній долотом за період розглянутого циклу. Візьмемо на цій діаграмі точку К, причому АК=АБ/2. Якщо з точки К паралельно осі абсцис провести лінію КЛ, то площа прямокутника АКЛВ буде рівна площі трикутника АБВ. Отже, за аналогією до попередніх міркувань, така ж робота може бути виконана долотом при навантаженні і крутному моменті вдвічі меншими, якщо їх підтримувати під час всього циклу постійними.

Якщо початкове навантаження АБ весь час підтримувати постійним, то робота долота при тих же граничних зусиллях бурильного інструменту і всього устаткування буде в 2 рази більшою, ніж при періодичній подачі долота. Знос всього устаткування, обумовлений постійним навантаженням, на відміну від змінних динамічних навантажень, характерних для ручної подачі, буде меншим. Таким чином, автоматична подача бурильного інструменту забезпечує збільшення механічної швидкості, відносне зниження крутного моменту в бурильних трубах, зменшення зносу долота, і відповідне збільшення проходки.

Для управління осьовим навантаженням можна впливати на переміщення верхнього або нижнього кінця бурильної колони. В першому випадку пристрій подачі долота (ППД) розташовується на поверхні. Такі пристрої називаються наземними пристроями подачі долота. В другому випадку ППД встановлюються в свердловині поблизу вибою і називаються вони глибинні пристрої подачі долота.

Рисунок 8.15 – Графік зміни навантаження на вибій G і проходки S при ручній і автоматичній подачах долота

Схема управління процесом буріння зображена на рис.8.16. Бурильник, спостерігаючи покази приладу при відхиленні навантаження на долото, з метою приведення її до заданого значення переміщає на величину S рукоятку гальма лебідки. При цьому змінюються зусилля F гальмівних колодок на шків барабана лебідки, подача інструменту і осьове навантаження на долото. При зменшенні гальмівного зусилля збільшуються подача і осьове навантаження на долото. При збільшенні зусилля подача і осьове навантаження зменшуються. Таким чином, роль бурильника зводиться до переміщення рукоятки управління гальмом лебідки у функції зміни показів приладу (зміни навантаження на долото). При цьому бурильник приводить навантаження на долото у відповідність з навантаженням, заданим геолого-технічним нарядом на буріння. За допомогою гальма він управляє подачею S бурильного інструменту, яка визначається виразом:

, (8.2)

де - коефіцієнт пропорційності, показуючий, яке переміщення інструменту приходиться на одиницю відхилення навантаження на долото;

G - відхилення осьового навантаження від заданого значення.

Управління за формулою (8.2) можна здійснити автоматично, якщо бурильника на рис.8.16, а замінить виконавчий механізм (привід), впливаючий на гальмо бурової лебідки (рис.8.16, б), керований первинним перетворювачем. В цьому випадку буде схема автоматичного регулювання за відхиленням.

Зіставляючи схеми рис. 8.16 а і б бачимо, що система автоматичного управління замкнута, на відміну від розімкненої при ручному управлінні. Зворотний зв'язок в цій замкнутій системі здійснюється первинним перетворювачем, яким служить трансформатор тиску гідравлічного індикатора ваги або первинний перетворювач електричного індикатора ваги. Вхідною величиною для управління приводом служить значення навантаження на долото.

Оскільки потужність сигналу первинного перетворювача в більшості випадків може виявитися недостатньою для управління приводом, у схему вводять проміжну ланку підсилення (рис. 8.17). Окрім розглянутих елементів в цій схемі передбачені блок порівняння і задавач. За допомогою задавача встановлюють навантаження на долото, яке має автоматично підтримуватися регулятором подачі. Блок порівняння виконує функцію вироблення управляючого сигналу, пропорційного різниці між існуючою і заданою навантаженнями на долото. В даному випадку саме розузгодження є джерелом дії, спрямованої на його усунення. При автоматичному управлінні подачею долота бурильна колона використовується як передавальна ланка. Тому для успішного розв`язання задачі автоматизації процесу буріння важливо дослідити статичні і динамічні характеристики бурильної колони, її вплив на процес буріння.

Бурильна колона в процесі буріння перебуває під дією осьових сил і крутних моментів, як розподілених по довжині, так і прикладених в окремих точках. На нижньому кінці колони прикладені осьова реакція в вибою і реактивний крутний момент долота, а по довжині розподілені сили ваги, інерційні, а також в'язкого і сухого тертя. Всі ці сили, діючи на колону, призводять до того, що порушується узгодження в переміщеннях верхнього і нижнього кінців і різко знижується точність вимірювання осьового навантаження на долото наземними вимірниками, погіршується якість управління процесом буріння.

а)

(Вхід)

б)

Рисунок 8.16 – Схеми ручного (а) і автоматичного (б) керування подачею долота

G=G1-G0

Рисунок 8.17 – Схема автоматичного регулятора подачі долота

Вивчення динамічних характеристик велося різними дослідниками як на механічних, так і на електричних моделях. При цьому колона бурильних труб розглядалася як пружний розтягнутий стрижень, схильний до подовжніх і крутильних коливань. В результаті отримані наступні залежності:

(8.3)

, (8.4)

, (8.5)

, (8.6)

Де Р - розтягуюча сила в перетині колони; m - маса бурильних труб; S - ордината уздовж осі колони; V- поздовжня швидкість точки колони; t - час; - сила в'язкого тертя на одиницю довжини колони; - сила сухого тертя на одиницю довжини колони; g - прискорення вільного падіння; EF - жорсткість перетину колони; М - крутний момент в перерізі колони; - момент інерції колони; - кутова швидкість в перерізі колони; - момент в'язкого тертя на одиницю довжини колони; - момент сухого тертя на одиницю довжини колони; G - крутильна жорсткість колони.

Зважаючи на невелику довжину стислої частини колони в порівнянні з розтягнутою (), вся колона вважається розтягнутою. Зважаючи на малу різницю в діаметрах свердловини і колони в порівнянні з її довжиною, можна прийняти, що вісь колони співпадає з віссю свердловини.

Проведені на механічній і електричній моделях дослідження динаміки бурильної колони як передавальної ланки системи автоматичного регулювання подачі долота показали, що бурильна колона спотворює передавані через неї механічні імпульси і тому є джерелом збурюючих дій при автоматичному регулюванні подачі долота. Вплив сил сухого тертя колони об стінки свердловини особливо сильно проявляється в перехідних режимах. При цьому фактичне осьове навантаження на долото може відрізнятися від виміряного на поверхні на величину сили сухого тертя.

Сили сухого тертя поздовжнього руху колони на порядок більші сил сухого тертя обертального руху. Це, можливо, є наслідком «зависання» колони, упираючись виступами замкових з'єднань об стінки свердловини.

Щоб краще зрозуміти роботу пристроїв подачі долота, представимо колону бурильних труб у вигляді пружини, жорсткість і вага якої рівні жорсткості і вазі реальної колони (рис.8.18), а маса зневажливо мала. Така модель дозволить спрощено виразити залежність між повільними змінами переміщень, швидкостей і зусиль у верхній і нижній точках бурильної колони. При цьому не враховуються інерційні зусилля, що виникають при переміщенні частин колони, що володіють масою. Модель не враховує також сил тертя між частинами колони, стінками свердловини і буровим розчином, що є достатньо справедливим в тих випадках, коли бурильні труби обертаються. При цьому основна складова сил тертя знімається крутним моментом, що обертає бурильну колону. При турбінному бурінні і бурінні за допомогою електробура, коли бурильна колона нерухома, вказане допущення справедливе тільки для вертикальних свердловин глибиною не більше 2-3 тис. м.

Для прийнятої схеми справедливі такі співвідношення:

; (8.7)

; (8.8)

, (8.9)

де - осьове навантаження на долото; G₀ - повна сила ваги бурильної колони; G - сила ваги бурильної колони, вимірювана на її верхньому кінці (на гаку); - переміщення відповідно верхнього і нижнього кінців колони; L - довжина бурильної колони; - швидкості верхнього і нижнього кінців колони.

Перетворивши (8.9) в , ми бачимо, що значення швидкості повинне бути більше максимального значення , щоб був запас швидкості, рівний для деформації колони з метою зміни навантаження на долото. Співвідношення (8.7) і (8.8) показують, що для управління осьовим навантаженням Gд при заданій довжині бурової колони L і її вазі G₀ можна впливати на переміщення верхнього або нижнього кінця бурильної колони.

Наземні ППД можуть працювати у функції підтримки постійності однієї з наступних величин: осьового навантаження на долото, частоти обертання долота або струму електробура. Осьове навантаження на долото G_Д створюється частиною ваги бурильної колони, тобто шляхом перерозподілу, величин G₀ і G (див. формулу 8.7). Це здійснюється переміщенням верхнього кінця бурильної колони за допомогою ППД. При цьому нижній кінець бурильної колони опускається із швидкістю , рівною механічній швидкості буріння:

(8.10)

де k - коефіцієнт буримості, залежний від міцності породи, типу долота, кількості і якості промивальної рідини;

а - коефіцієнт, що залежить від типу долота і властивостей породи;

t - поточний час механічного буріння;

n - частота обертання долота;

- показник для порід твердих і середньої твердості близький до одиниці;

а - показник, що змінюється в діапазоні 0, 3-0, 8 і зростає з зменшенням твердості породи.

Рисунок 8.18 – Схема колони бурильних труб

У інтервалах однорідної породи в короткі відрізки часу встановлюється постійна механічна швидкість проходки. Прийнявши, що в цих інтервалах величина постійна і , одержимо

. (8.11)

Підставивши з (8.11) в (8.12), одержимо:

. (8.12)

При сталому режимі швидкість подача верхнього кінця колони рівна механічній швидкості буріння . Отже, всі перетини бурильної колони повинні рівномірно опускатися. В процесі роботи ППД швидкість може змінюватися в широких межах і в перехідних режимах змінювати знак на зворотний. Для рівномірної подачі долота давачем ППД вимірюється осьове навантаження на долото, яке порівнюється із заданим, внаслідок чого видається імпульс на подачу (S₁ або , або G) такої величини і знаку, щоб регульований параметр (осьове навантаження на долото G_Д або частота обертання долота n, або струм електробура) підтримувався постійним. Як вже вказувалося, зміна осьового навантаження може здійснюватися переміщенням верхнього кінця бурильної колони за допомогою різних ППД. Управління частотою обертання долота здійснюється різними способами в

залежності від типу вживаного приводу долота. В роторному бурінні для цієї мети впливають на привідний двигун (дизель, двигун постійного струму), або змінюють передавальне число між валом двигуна і ротором (за допомогою коробки передач, гідротрансформатором і т.д.). В електробурінні частоту обертання долота можна змінювати дією на частоту живлячої напруги. Для турбінного буріння одним із способів управління частотою обертання долота є зміна кількості прокачуваної промивної рідини. Перераховані способи управління частотою обертання безпосередньо не залежать від моменту навантаження на долото.

Якщо привід має м'яку зовнішню характеристику, частоту обертання долота можна змінювати дією на осьове навантаження. До таких приводів відносяться привід долота від турбіни, а також привід за допомогою ротора, обертання якому передається від гідравлічного або електричного двигуна.

За ступенем автоматизації процесу буріння ППД можна розділити на механізми подачі долота (МПД) і автомати подачі долота (АПД). МПД є пристрої, що забезпечують рівномірну подачу долота. При використанні МПД бурильник звільнений від фізичної праці, але він повинен спостерігати за приладами, що вимірюють параметри процесу буріння, і управляти МПД для підтримки параметрів на заданому рівні. АПД є автоматичні регулятори, що здійснюють подачу долота з підтримкою заданого режиму буріння (осьове навантаження на долото, частота обертання долота, сила струму приводу, потужність на вихідному валу, витрата промивальної рідини). Схема АПД включає вимірювальні пристрої, задавачі, елементи порівняння, пристрої зворотного зв'язку.

За принципом дії ППД діляться на фрикційні, гідравлічні і електромашинні. За місцем дії на бурильну колону ППД ділять на наземні і глибинні. Наземні ППД впливають на верхню частину бурильної колони, а глибинні - на нижню. Біля наземних ППД конструкція, схема і габарити не залежать від розмірів свердловини і умов роботи долота на вибої. Біля глибинних ППД механізм подачі розташований у свердловині, поблизу вибою, що накладає обмеження на конструкцію, схему і габарити пристрою через обмежений діаметр стовбура свердловини, високий тиск заповнюючої свердловину бурової рідини, високу температуру, удари і вібрації, що супроводжують роботу долота. Проте глибинні ППД дозволяють краще здійснювати управління подачею долота, особливо в глибоких свердловинах, оскільки з контура управління виключається колона бурильних труб, що вносить завади через розглянуті вище складні умови, в яких вона працює.