Содержание к диссертации
Введение
1 Изучение состояния проблемы. Постановка задач исследований 18
1.1. История развития технических средств автоматизации бурения 18
1.1.1. Общие положения 18
1.1.2. Характеристика буровых автоматических устройств. Периоды развития 20
1.2. Анализ эффективности критериев оптимизации 32
1.2.1. Классификация критериев 32
1.2.2. Развитие критериев 34
1.2.3. Способы выбора критериев и режимов бурения 36
1.2.4. Сравнительный анализ критериев оптимизации 47
1.3. Математические модели процесса углубления скважин 49
1.3.1. Задачи математического моделирования , 49
1.3.2. Анализ наиболее применяемых моделей 53
1.3.3. Экспериментальные исследования процессов бурения на месторождениях Среднего Приобья 60
1.4. Основные закономерности процессов бурения 66
Выводы 69
2 Развитие научных и методических основ регулирования процессов углубления скважин 70
2.1. Совершенствование структуры системы управления углублением скважин 70
2.2. О результатах исследований по созданию математических моделей управления углублением скважин 79
2.3. Разработка моделей процесса углубления скважин шарошечными долотами 82
2.4. Математические модели для управления процессом углубления скважин 94
Выводы 98
3 Анализ и классификация методов оптимизации процессов углубления скважин
3.1. Расчетные методы оптимизации 100
3.2. Прогнозирующие методы оптимизации 101
3.3. Оперативные методы оптимизации 108
3.3.1. Оптимизация по критерию «максимума механической скорости» 109
3.3.2. Оптимизация по критерию «максимум рейсовой скорости» 118
3.3.3. Оптимизация по критерию «максимум экономической скорости» 122
3.3.4. Оптимизация по критерию «максимум проходки на долото» 124
3.4. Адаптивные алгоритмы оптимизации 127
3.5. Алгоритмы по распознаванию аварийных ситуаций 136
Выводы 138
4 Управление проводкой скважин с применением ав тономных устройств
4.1. О способах автономного управления работой забойного двигателя 139
4.2. Разработка способа и устройства формирования осевой нагрузки на долото 140
4.3. Расчеты к технологии применения устройства формирования нагрузки на долото 150
4.4. К разработке конструкции шарошки долота 152
4.5. О применении акустических фильтров для регулирования амплитуды колебаний потока промывочной жидкости 156
Выводы 157
5 Теоретические, экспериментальные исследования, разработка способа и устройств телеизмерения за бойных параметров 158
5.1. Сравнительная характеристика каналов передачи забойных параметров на устье скважины 158
5.2. Теоретические положения передачи забойной информации по гидравлической линии связи 165
5.3. Разработка устройств телеизмерения забойных параметров... 176
5.3.1. Забойный датчик частоты вращения вала турбобура 176
5.3.2. Наземное устройство измерения частоты вращения вала турбобура 178
5.3.3. Анализ источников погрешностей измерения 180
5.3.4. Способ уменьшения уровня помех в гидравлическом канале связи 187
Выводы 190
6 Оперативная оптимизация углубления скважин за бойными гидравлическими двигателями посредством адаптивных систем управления 191
6.1. Постановка задачи и пути решения 191
6.2. Информационное обеспечение управления процессом бурения скважин
6.2.1. Современное состояние и основы классификации уровней информационного обеспечения 195
6.2.2. Декомпозиция задач управления и элементы информационного обеспечения подсистем управления 198
6.2.3. Структура классификации 200
6.2.4. Методика расчета количественных показателей информационной значимости контролируемых параметров... 202
6.3. Способ создания автоматизированной системы управления турбинным бурением 205
6.3.1. Выбор способа. Структурная схема системы автоматизированного управления (САУ) 205
6.3.2. Разработка способа автоматизированной настройки параметров подсистемы регулирования 208
6.3.3. Алгоритмы работы подсистемы регулирования САУ 224
6.3.4. Алгоритмы работы САУ по выбранным критериям оптимизации 228
6.4. Разработка математической модели подсистемы регулирования САУ 231
6.5. Параметрическая оптимизация САУ 249
Выводы 259
Заключение 260
Основные выводы и рекомендации 263
Список использованных источников 265
Приложения 281
- Характеристика буровых автоматических устройств. Периоды развития
- О результатах исследований по созданию математических моделей управления углублением скважин
- Оптимизация по критерию «максимума механической скорости»
- О применении акустических фильтров для регулирования амплитуды колебаний потока промывочной жидкости
Введение к работе
В топливно-энергетическом балансе страны роль нефти и газа чрезвычайно велика и длительное время будет оставаться определяющим фактором в ее экономике. Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс, который сегодня добывает около 75% Российской нефти и более 90% природного газа, будет оказывать на экономику страны свое доминирующее влияние и в начале двадцать первого столетия.
В девяностые годы двадцатого столетия экономика России, а в месте с ней и топливно-энергетический комплекс, включающий нефтяную, газовую, нефтеперерабатывающую и угольную промышленности, электроэнергетику, нефтепродуктообеспечение, нефтегазовое и энергетическое строительство, испытывают острый кризис. Это привело к резкому снижению инвестиций, ухудшению материально-технического обеспечения и финансирования производства и науки, нарушило хозяйственные и научные связи и резко затормозило научно-технический прогресс как в целом по ТЭК, так и в его ведущих отраслях, каковыми являются нефтяная и газовая промышленности.
Например, если с 1991 по 1993 гг. в России произошло снижение добычи нефти с 461,6 млн. тонн до 350,6 млн. тонн при стабилизации достигнутого уровня добычи газа, который изменился несущественно (643,5 и 647,2 млр. м соответственно), то в 1998 году добыча нефти уже снизилась более чем в 2 раза, при сокращении физических объемов бурения в 4 раза. Такие результаты являются следствием резкого сокращения физических объемов эксплуатационного и разведочного бурения, сопровождаемого сокращением числа буровых бригад и научно-технического потенциала в академических, отраслевых и научно-исследовательских организациях, занимающихся проблемами нефтегазового комплекса. Для России нефтяные и газовые ресурсы - основа жизнедеятельности всей страны. Тем не менее, в 1997 году уровень добычи нефти по оценкам экспертов перешагнул допустимый минимум - «черту энергетической безопасности». Но в 1998-99 годах резкое повышение мировых цен на нефть, приток дополнительных нефтедолларов в страну несколько активизировали деятель-
7 ность нефтяных фирм.
Вместе с тем стабильное функционирование топливно-энергетического комплекса страны возможно только при условии сохранения уровня добычи углеводородного сырья из недр земли, что определяется как поиском и освоением новых месторождений нефти и газа, так и более детальной разведкой и разработкой находящихся в эксплуатации месторождений.
Решение указанной проблемы возможно, прежде всего, при условии совершенствования технологии буровых работ. В настоящее время научно-технический прогресс в области строительства скважин на нефть и газ определяется как у нас в стране, так и за рубежом, совершенствованием технологии бурения скважин и существующего бурового оборудования. Основные направления совершенствования технологии и строительства скважин определяются созданием и модернизацией породоразрушающего инструмента (долота режущего типа с поликристаллическими алмазами, новые материалы с большей теплопроводностью и низкими коэффициентами трения для опор шарошечных долот и т.д.), созданием и совершенствованием рецептур буровых и тампонажных растворов многоцелевого назначения (предотвращения осложнений, качественного вскрытия, изоляции и освоения продуктивных пластов, обеспечения герметичности и долговечности крепи скважины как инженерного сооружения и т.д.), созданием нового оборудования для приготовления и очистки буровых растворов, буровых установок с телескопическими вышками, дизель-электрическим и гидравлическим плавнорегулируемыми приводами, внедрением современных систем контроля и управления бурением и т.д. Резервы совершенствования технологии строительства скважин имеются в создании совместных предприятий с целью использования импортных зарубежных технологий (разрушения горных пород, цементирования, проходки осложненных интервалов, ликвидации газопроявлений, контроля, управления и оптимизации наклонно направленных и горизонтальных скважин, испытания и интенсификации притока и др.).
Однако любой прогресс невозможен, если не соблюдаются требования по экологической безопасности применяемых и создаваемых технологий. При
8 строительстве скважин на нефть и газ осуществляется прямое воздействие на окружающую среду и недра, поэтому еще на стадии проектирования должны предусматриваться с учетом современного состояния техники и технологии буровых работ необходимые мероприятия и экспертиза, обеспечивающие наименьшее отрицательное воздействие на природную среду и недра. С этим связано развитие и широкое распространение кустового бурения, когда с одной подготовленной площадки бурят несколько скважин - куст. В отечественной практике кустовое бурение возникло при освоении месторождений Западной Сибири, где территория месторождений на 80-85% заболочена, а на многих происходит затопление паводковыми водами. При этом возникают большие трудности при строительстве буровых и транспортировке бурового оборудования. В этих условиях были применены новые технические решения, позволяющие эффективно работать в течение всего года, прежде всего кустовое бурение, а также использование зимнего периода для подготовки площадки к кустовому бурению и подъездов к ним. В настоящее время объемы наклонного бурения в Западной Сибири составляют более 95% общего объема.
Принятые в последнее время законы об охране окружающей среды требуют максимального сохранения земельных угодий, лесов и т.д. Кроме того, пересеченный рельеф местности, линии электропередачи, трубопроводы, большое количество населенных пунктов и промышленных сооружений не позволяют установить буровую непосредственно над проектной точкой. Отсюда необходимость бурения наклонно направленных скважин с достаточно большими смещениями устья от проектной точки (до 700 м и более).
Наклонно направленное бурение в настоящее время стало наиболее распространенным методом проводки скважин и тенденция к увеличению его доли в общем объеме бурения сохранится и в последующие годы.
Наклонно направленное и горизонтальное бурение особенно сложно в технологии исполнения и управлении процессом углубления скважины. Время легкой нефти закончилось. Огромные месторождения, типа Самотлор, выработаны, остались сложные, трудноизвлекаемые запасы.
Таким образом, в развитии ТЭК России и, прежде всего, в его важнейшей
9 части применительно к нефтяной и газовой промышленности, наступил крайне сложный, затратный, капиталоемкий период, когда необходимы новейшие технологии и высокоэффективное производительное оборудование при разумном использовании внешнеэкономического фактора. Цели и задачи этого периода отражены в Государственной программе «Недра России» и многоотраслевых программах по освоению газовых месторождений полуострова Ямал, по созданию новых технологий бурения горизонтальных скважин, освоению углеводородных ресурсов континентального шельфа и т.д.
Успешное осуществление этих программ во многом зависит от достигнутого уровня технологии строительства скважин на нефть и газ, особенностью сооружения которых является цикл работ. Каждый из этапов этих работ вносит свой вклад в формирование скважины как инженерного сооружения, стоимость которой без цикла обустройства в Тюменской области составляет порядка миллиона долларов.
Поэтому повышение основных показателей строительства разведочных и добывающих скважин на нефть и газ является актуальной проблемой.
В связи с дискретностью характера процесса бурения основная задача -достижение проектной глубины скважины - может быть разбита на ряд подзадач, общим для которых является минимизация времени или затрат на проведение ряда последовательных операций в рамках различных технологических ограничений. К наиболее важным операциям относятся: механическое бурение, промывка, спуско-подъемные операции (СПО), простои, геофизические работы.
В балансе календарного времени бурения наибольшая его часть - до 50% тратится на работы по углублению забоя, оптимизация которых, по данным отечественных и зарубежных авторов, может привести к снижению стоимости скважины в 1,5-2 раза.
Оптимизация процесса бурения подразделяется на два уровня. На первом уровне осуществляется выбор оптимальной буровой техники для конкретных условий бурения, на втором - управление технологическим процессом углубления скважины в соответствии с выбранными критериями оптимизации.
Выбор рациональных режимов проводки скважин необходимо произво-
10 дить с позиций системного подхода [13], так как выбранный, согласно геолого-технологического наряда, рациональный режим бурения может не соответствовать требуемому в настоящий момент, а, следовательно, должен корректироваться в процессе бурения, для чего необходимо изменять управляющие воздействия (нагрузку на долото, обороты долота, расход промывочной жидкости) с целью обеспечения целенаправленной адаптации их к изменяющимся забойным условиям (возмущающим воздействиям), что реально возможно с использованием средств автоматизации.
В последние десятилетия в связи с развитием компьютерной техники созданы благоприятные условия для интенсивного использования средств автоматизации, которые, наряду со снижением эксплуатационных затрат при бурении, обеспечивают высокий престиж заинтересованным фирмам. Считается, что в ближайшие годы автоматизация будет одним из приоритетных путей развития буровой техники. Поэтому проблема оптимизации управления процессом углубления скважины привлекает внимание большого числа специалистов. Однако имеющиеся по данному направлению публикации по оптимизации процесса углубления забоя носят фрагментарный характер. Рекомендуемые в них комплексные методики, программы и средства оптимизации режимных параметров являются конфиденциальной собственностью таких ведущих зарубежных фирм, как Амоко, Бритиш петролеум и др., причем, преобладающая информация относится к роторному бурению.
В нашей стране до сих пор буровая техника не имеет эффективных средств автоматического управления режимными параметрами. Причины: большое количество факторов, определяющих темп и качество работы долота на забое, недостаточный качественный уровень техники и технология бурения, сложность надежного получения с забоя достоверной информации о режимных параметрах. Не на должном уровне решены вопросы моделирования процесса бурения (в моделях не отражается характер взаимодействия долота с породой, особенно в динамике, в модели введено более двух десятков коэффициентов, которые практически трудноопределимы), алгоритмы поиска оптимальных режимов бурения разрабатываются вне связи с алгоритмами определения момен- та смены долота по его износу, а также без учета характера текущего взаимодействия долота с породой, алгоритмы управления процессом бурения не изменяются по мере углубления скважины, тогда как техническая и экономическая целесообразность требуют применения различных критериев оптимизации.
Различные взгляды на цели и задачи автоматизации затрудняют и без того сложную задачу создания современных технических средств буровой автоматики. Это привело к тому, что создание автоматизированных буровых установок (БУ) проводилось не комплексно, системы автоматического управления пристраивались к существующим БУ, что требовало больших затрат на отладку системы (определение математической модели объекта, адаптация алгоритмов управления и пр.).
Таким образом, краткое изложение проблемных направлений показывает, что повышение уровня оптимизации процесса бурения требует комплексного подхода к решению проблемы - составление оптимального регламента на углубление скважины (в составе проекта на ее строительство), выбор лучших типов долот и оптимальных режимных параметров, оптимизация вооружения шарошек, создание надежного канала связи для передачи на устье забойных параметров, разработка адаптивных систем управления с использованием современных микропроцессорных контроллеров. Успешное решение этого возможно при выявлении закономерностей на основе обобщения современных представлений о технологических параметрах и моделях для бурения скважин, дальнейших исследованиях с созданием математических моделей процесса углубления скважин и управления этим процессом с реализацией в автоматизированных системах управления подсистем идентификации, оптимизации и адаптации, что в значительной мере снизит стоимость скважин.
Поэтому цель данной работы - повышение эффективности строительства скважин путем решения задач совершенствования систем управления и оптимизации процессов углубления скважин забойными гидравлическими двигателями.
В соответствии с поставленной в работе целью сформулированы следующие задачи исследований:
Систематизация средств автоматизированного регулирования режимных параметров процесса бурения, разработка на этой основе требований к системе оптимального управления углублением скважины при турбинном бурении.
Разработка математической модели процесса углубления скважины на основе закономерностей турбинного способа бурения и создание математических моделей управления углублением скважины.
Разработка способа и устройств измерения забойных параметров, необходимых для совершенствования автоматизированного управления процессом бурения.
Исследование способов и разработка автономных устройств для формирования осевой нагрузки на долото в условиях бурения, в том числе наклонно направленных скважин.
Выбор метода оптимизации процесса углубления скважин и разработка способа построения системы управления.
Создание на базе промышленных регуляторов подачи долота системы автоматического управления углублением скважины при турбинном бурении.
Разработка нормативных документов, их внедрение, анализ результатов промысловых внедрений.
Методическое решение поставленных задач осуществлялось посредством обобщения научных гипотез и теоретических представлений о физических процессах, происходящих при разрушении горных пород в процессе углубления скважин; о прохождении звуковых волн по колонне буровых труб и гидравлическому каналу промывочной жидкости; о построении моделей объектов и технологических процессов бурения с активными и пассивными методами их идентификации с последующими экспериментальными исследованиями в лабораторных и промышленных условиях.
Исследования с использованием моделирования, макетирования, создания опытных образцов и статистической обработки результатов проводились как в лабораторных условиях - на серийных и специальных приборах и установках (физические, аналитические и специальные исследования), так и в про-
13 мысловых условиях (акустические, технико-экономические и др.).
Данная работа выполнялась в соответствии с координационным планом Министерства энергетики и топливных ресурсов Российской Федерации по проблеме «Разработка и внедрение технических средств для повышения технико-экономических показателей бурения нефтяных и газовых скважин», утвержденной приказом по Минтопэнерго № 214-65 от 02.03.92. и в рамках межвузовской комплексной программы «Нефть и газ Западной Сибири».
Научная новизна выполненной работы заключается в следующем:
На основе системного подхода к решению проблемы управления углублением скважин, учитывающего результаты исследований процессов разрушения горных пород, способов передачи забойных параметров и методов оптимизации бурения, сформулированы требования к системе управления строительством скважины и разработана ее иерархическая структура с детализацией системы управления углублением скважины.
Разработана математическая модель процесса углубления скважин с учетом энергоемкости и мощности, необходимых для разрушения горной породы на забое скважины, являющаяся базовой для построения математических моделей управления на всех этапах процесса бурения.
Разработаны способ и устройства формирования дополнительной осевой нагрузки на долото с равномерной передачей осевых вибраций долота на бурильную колонну, а также технология их эффективного применения.
Разработаны пути улучшения показателей работы турбобуров и долот, повышения эффективности использования мощности, подводимой к забою, при оснащении шарошек долот многовершинными зубьями.
Предложены способ использования гидравлического канала связи с нижней частью бурильного инструмента в процессе бурения скважин и устройство для измерения частоты вращения вала турбобура. Устройство поглощает энергию помех звуковых вибраций в потоке промывочной жидкости и модулирует звуковой сигнал пропорционально частоте вращения вала турбобура.
Предложен способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой и
14 корректировкой его по реальной частоте вращения вала турбобура.
Основные защищаемые положения работы содержат следующее:
Комплексную методику оптимизации управления процессом бурения скважины.
Способы идентификации процесса углубления скважины с разработанными математическими моделями процесса углубления и управления им.
Способы формирования осевой нагрузки на долото в наклонно направленных скважинах, измерения частоты вращения вала турбобура и передачи информации по гидравлическому каналу связи.
Устройства формирования дополнительной осевой нагрузки на долото в забойных условиях, регулирования амплитуды колебаний в потоке промывочной жидкости и измерения частоты вращения долота при турбинном бурении.
Способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой и корректировкой его по реальной частоте вращения.
Практическая ценность работы
Реализация комплексного подхода к оптимизации процесса бурения: на этапах разработки регламента проводки скважины, выбора оптимальной буровой техники для конкретных условий бурения, оптимальных режимов углубления скважины - позволяют дать значительный технико-экономический эффект.
Разработаны технические средства для оперативного контроля забойных параметров и формирования осевой нагрузки на долото в наклонно направленных скважинах.
Систематизация средств автоматизации, выявление принципиальных недостатков, ограничивающих их работоспособность, сократит разработчикам сроки создания систем автоматического управления бурением наклонных скважин.
Предложенный способ использования разработанной математической модели управления углублением скважины с адаптивным методом оптимизации позволяет в определенной степени унифицировать математическое обеспе-
15 чение процесса бурения.
Разработанные требования к системе управления строительством скважины и иерархическая структура системы управления процессом ее углубления, позволяют: оперативно овладеть знаниями в этой области, более экономично решать задачи управления проводкой скважины и создавать средства для реализации такой системы на всех ее уровнях и этапах.
Разработанные автономные устройства оптимизации, адаптивная система автоматического управления углублением скважины позволяют дать значительный технико-экономический эффект.
Реализация работы
Разработаны и внедрены в производство: система телеизмерения забойных параметров, устройства формирования осевой нагрузки на долото, широкополосные акустические фильтры для погашения пульсации промывочной жидкости, автоматизированная адаптивная система управления углублением скважин забойными гидравлическими двигателями.
Разработаны и используются в учебном процессе:
Учебные пособия -
Спасибов В.М., Каменских И.А. Проектирование моделирующих комплексов для обучения. - Тюмень: ТюмИИ, 1993. - 35 с.
Спасибов В.М., Каменских И.А. Автоматизация технологических процессов в нефтяной и газовой промышленности. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. - 96 с.
Спасибов В.М., Каменских И.А. Малогабаритные микропроцессорные устройства регулирования и управления на однокристальных микроконтроллерах. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1995.-159 с.
Методические пособия и указания -
Спасибов В.М. Измерительная техника (для студентов специальности 0634). - Тюмень: ТюмИИ, 1982. - 24 с.
Спасибов В.М. Автоматизация производственных процессов (для студентов специальности 0211). - Тюмень: ТюмИИ, 1983. - 14 с.
Спасибов В.М., Савиных Ю.А. Основы автоматики и автоматизация производственных процессов (для студентов специальности 0508). - Тюмень: Тю- мИИ, 1986.-15 с.
Спасибов В.М., Кулябин Г.А. Кулябин А.Г., Черкасов Р.В. Методика проектирования режима бурения скважин с применением ЭВМ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1999.-142 с.
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на Республиканской конференции «Пути повышения эффективности использования трудовых материальных и энергетических ресурсов в Западной Сибири» (Тюмень, 1979 г.), Республиканской конференции «Проблемы освоения нефтяных ресурсов Западной Сибири» (Тюмень, 1979 г.), П-ой зональной научно-технической конференции Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 1983 г.), Международной научно-технической конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири» (Тюмень, 1996 г.), Международной научно-практической конференции «Ресурсосберегающие технологии в области использования природного газа» (Тюмень, 1996 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 1998 г.), Международной научно-практической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, 1999 г.), Международной конференции «Методы и технология добычи трудноизвлекаемых нефтей» (Анапа, 1999 г.), заседаниях и семинарах кафедр ТюмГНГУ: бурения нефтяных и газовых скважин, автоматизации производственных процессов, автоматизации и управления.
Диссертационная работа содержит научное обобщение существующих представлений, собственных исследований и разработки, направленные на создание способов, методов и систем автоматизации, с целью оптимизации процессов углубления скважин, что является необходимым для ускорения научно-технического прогресса строительства нефтяных и газовых скважин.
Диссертационная работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и га-
17 зовых скважин Тюменского государственного нефтегазового университета.
Особую искреннюю признательность и благодарность автор выражает профессорам, докторам технических наук Ю.С. Кузнецову, В.П. Овчинникову, профессорам Г.А. Кулябину, В.Г. Гришину, к.т.н. Ю.А. Савиных, доценту И.А. Каменских за постоянное внимание, помощь и поддержку при выполнении диссертационной работы.
Основные встречающиеся в работе обозначения V, Vo, Vc, Vp - скорость бурения, соответственно механическая, начальная, средняя, рейсовая.
Р, Рз, Р - осевая нагрузка на долото, на забой, удельная (приходящаяся на единицу длины диаметра долота). п - частота вращения долота. tB, Теп _ время бурения и спуско-подъемных операций. h, Н - проходка на долото и углубление скважины. а, ОС, (3, 6,5- параметрические коэффициенты, зависящие от свойств породы, типа долота и совершенства очистки забоя.
ТоП) Тв - допустимое время бурения, определяемое с износом опоры и вооружения. Q)Kj РЖ> Л Ж? Рж _ расход, давление, газосодержание и плотность промывочной жидкости.
М - крутящий момент на роторе. q, D, d - стоимость: метра проходки, 1ч работы буровой установки, долота.
Характеристика буровых автоматических устройств. Периоды развития
История автоматизации процесса глубокого вращательного бурения начинается с 1924 г., когда в США Хилдом был создан первый промышленный автоматический регулятор, изготовлявшийся фирмой «Ойл велл соплай». Примерно в это же время был разработан и первый отечественный промышленный буровой автомат профессора М.М. Скворцова [100]. Развитие автоматизации бурения можно разбить на четыре периода (таблица 1).
Первый период относится к 1900-1930 годам, когда происходило накопление элементарных понятий о процессах бурения и выявление главных связей между его параметрами (таблица 2).
Техника относительно мелкого роторного бурения при помощи лопастных долот типа «РХ» определяла цели и параметры регулирования первых ав томатов. Тяжелые аварии от поломок вследствие скручивания бурового инструмента при заклинивании долот, характеризуемых большим удельным моментом, а также искривление скважин при приложении повышенных осевых нагрузок к этим долотам сдерживали темпы бурения. Поэтому основной задачей первых автоматов было автоматическое поддержание момента, или осевой нагрузки, или того и другого одновременно в заданных пределах, безопасных для целости бурового инструмента и чрезмерного искривления ствола скважины [100].
Улучшение технических показателей бурения, равномерность подачи бурового инструмента, облегчение труда бурильщика и другие свойства автоматов считались существенными, но второстепенными. «Главное - не кривить скважины», - так определял критерий автоматического регулирования М.М. Скворцов в 1933 г. Такой взгляд на буровые автоматы был очень устойчив и повторялся, например, профессором Л.И. Слонином в начале сороковых годов и еще позднее Д.Г. Паронджановым [149], хотя последний на первое место уже выдвигал повышение технических показателей, отодвигая на второе безаварийность и другие свойства, определяющие качество регулирования.
Идея автоматического поддержания момента на роторе и осевой нагрузки на долоте, вернее веса на крюке, при помощи одного регулирующего устройства нашла многих последователей. При этом большинство таких устройств оборудовались различными исполнительными дифференциальными механизмами. На случай внезапного и значительного увеличения нагрузки на лопастное долото, например при смене породы автоматы оборудовались быстродействующими реверсивными устройствами. В связи с этим на первых автоматах устанавливались исполнительные механизмы, способные быстро снять излишнюю осевую нагрузку или момент с долота путем его приподнимания с забоя.
Появившиеся к середине тридцатых годов забойные двигатели, шарошечные долота и высокопрочные бурильные трубы значительно изменили режимы бурения, в частности за счет увеличения частоты вращения и осевых на грузок. Это определило второй период автоматизации (таблица 3). С улучшением качества бурового оборудования и инструмента резко снизились поломки бурильных труб и искривления стволов скважин. Превалирующей стала задача обеспечения наилучших технических показателей бурения наряду с безаварийным и качественным углублением скважины, что определило второй период развития. На основе этого была разработана большая группа автоматических устройств: с регулированием по крутящему моменту -автоматы Скворцова М.М. (1930 г.), Зорина В.П. и Шумилова П.П. (1932 г.), Тулина B.C. и Усе П.И. (автомат ХЭМЗ - 1935 г.); с регулированием по осевой нагрузке - регулятор Годжаева (1945 г.), МПД-1 и МПД-75 (1950 г.), БАР Школьникова Б.М. (1953 г.), АВЭ-130 (1957 г.).
Поистине настоящий научно-технический прогресс в бурении наблюдался в 60-80 годы. Именно в эти годы появились на вооружении нефтяников и газовиков новые буровые установки, забойные двигатели, долота (в том числе и гидромониторные), буровые насосы, бурильные трубы из легких сплавов, устройства грубой и тонкой очистки буровых растворов, автоматические буровые ключи, автоматы спуско-подъемных операций, регуляторы подачи долота типа РПДЭ, пульты контроля за процессом бурения типа ПКБ и многое другое. Техническое перевооружение и электрификация буровых работ, внедрение индустриальных методов монтажа буровых установок, кустового способа разбурива-ния месторождений нефти и газа, форсированных режимов бурения глубоких скважин и прогрессивных методов организации буровых работ обеспечили этому весьма сложному производству тяжелой индустрии резкий качественный скачек [2, 11, 69, 90, 131, 135, 155, 158] и определили третий период автоматизации (таблица 4).
О результатах исследований по созданию математических моделей управления углублением скважин
Процесс разрушения горной породы отображен обобщенным параметром 5] - углублением породоразрушающей вершины зуба долота в породу при ее деформации после передачи через зуб подведенной к нему мощности. Как показано на рисунке 15 система управления углублением скважины -СУУС охватывает достаточно большой объем процессов и решаемых задач. Многие задачи и работы выполняются на стадии составления оптимизированного проекта на строительство скважины, а затем корректируется или управляются в стратегическом, тактическом или оперативном плане с применением соответствующих МУПУ. Чтобы управлять процессом углубления (ПУ) скважины необходима математическая модель для управления, которая должна базироваться на МПУ. Для решения задач составления регламента на углубление скважин (в проекте, например) обычно требуется полная МПУ, тогда как для решения задачи создания МУПУ в случае автоматизированного управления углублением скважины в качестве базовой МПУ достаточно иметь приемлемую асимптотически сокращенную модель, позволяющую оперативно регулировать ПУ. Создание полных МУПУ связано с необходимостью обобщения уже полученной информации, а также с необходимостью углубления исследований ПУ. Так окончательно не решены вопросы, связанные с процессом разрушения некоторых горных пород, особенно анизотропных, с методами оценки мощности на вторичное разрушение пород, с работой бурильного инструмента в динамике, задачами по эффективному расположению вооружения долота на его шарошках и с формой самого вооружения и др.
В полной МУПУ должны быть заложены алгоритмы, позволяющие управлять всеми элементами сложной системы от зуба долота до буровых насосов. Здесь еще нет исчерпывающих предложений. Цели автоматизированного управления углублением скважины позволяют применять неполную математическую модель для управления процессом углубления скважины, поэтому под МПУ и МУПУ будем понимать неполные модели отмеченных процессов углубления скважины и управления последним. Поскольку такие модели пригодны (при определенном уточнении, конечно) для оптимизации части проекта на строительство скважины и для оптимизации процесса углублением скважины, считаем правомерным применение МПУ и МУПУ в такой трактовке математических моделей: МПУ - математическая модель процесса углубления и математическая модель для автоматизации при этом; МУПУ - математическая модель для управления процессом углубления скважины и оптимизации процесса управления ее углублением. Модели стратегического и тактического плана достаточно точно просто получаются с применением V, но при этом необходимо избегать ошибок в выражениях типа [13] где ts - время бурения неправомерно складывается с безразмерной величиной; (3 - коэффициент, учитывающий в основном долговечность опоры долота. Подобные модели необходимы для управления процессом углубления скважин, так как позволяют контролировать состояние нижней части бурильного инструмента, особенно долота. Но при этом коэффициенты типа /? определяются опытным путем, что усложняет применение таких моделей, в частности при оперативном управлении, хотя в тактическом плане управления их можно применять с приближенными величинами коэффициентов, проверяя состояние долота другими методами. Например, по характерному изменению виброграмм и др. Для создания МПУ и МУПУ необходим целый комплекс исследований [13, 60, 61], который осуществлялся многими исследователями. Особые трудности связаны с влиянием вибропроцессов в бурильном инструменте на работу долота. В этом направлении окончательных решений для использования в МУПУ мало. В результате большинства работ процесс углубления скважины за определенное время характеризуют, например в [13], интегральным показателем -механической скоростью проходки V (мгновенной, начальной, средней), которая при одинаковой породе для однотипного долота зависит от 5ь площади гк, числа поражений забоя вооружением долота - Кп и времени контакта зуба долота с породой - Тк- Величина 8j также зависит от нескольких основных параметров [59] где an - жесткость породы; Kz - число зубьев долота, находящихся в одновременном силовом контакте с забоем. Величину Ь\ можно определять в соответствии с кинематикой долота и динамикой бурильной колонны [13, 32] где г, С0Ш - радиус шарошки долота и частоты ее вращения; Z - число зубцов на периферийном венце шарошки; U - смещение в колонне при вибропроцессе в ней. В результате многих исследований [13, 32] не удалось получить расчетное значение U приемлемое для введения ее в МУПУ. В работе [13] предложено находить 81 как где Цпу - коэффициент Пуассона; R.3 - радиус скруглення рабочей поверхности зуба долота; Еп - модуль упругости горных пород. Известна [32] более простая формула для определения Определять величины ЦПУ R-3 и аП в процессе углубления скважины затруднительно, поэтому очевидно, что 5і не желательно оставлять в расчетном выражении МУПУ.
Оптимизация по критерию «максимума механической скорости»
Оперативный метод оптимизации основан на определении оптимальных значений управляющих параметров в ходе самого рейса на основе оперативно поступающей и обрабатываемой технологической информации, отражающей существующее в каждый текущий момент времени взаимодействие долота с породой. Об оптимальности этого взаимодействия можно судить по его выходным показателям: механической и рейсовой скоростям, величине проходки на долото и стоимости 1м проходки. Для реализации этого оперативного метода в турбинном бурении наиболее информативна экстремальная зависимость механической скорости от осевой нагрузки. Алгоритм оптимального управления должен представлять собой взаимосвязанную систему алгоритмов, которая предусматривает решение основных задач, возникающих в процессе бурения: выбор оптимальных режимов бурения, их поддержание во время всего рейса и определение оптимального времени пребывания долота на забое, т.е. решение вопроса о моменте замены изношенного долота.
Оптимизация по критерию «максимума механической скорости» получила наибольшее развитие. Нами проведена классификация алгоритмов выбора оптимальных режимов бурения. 1-я группа - алгоритмы с шаговым поиском оптимальных значений управляющих параметров (М.Г. Эскин, Ю.И. Островский и А.П. Сосенков): автоматически изменяя осевую нагрузку Р на АР, анализируется разность мгновенных скоростей перемещения инструмента где 8 - постоянная, зависящая от свойств породы. При перемене знака AV изменяется направление регулирования Р. При 8= =0 текущая осевая нагрузка считается оптимальной, т.е. Р = Ропт а скорость максимальной, т.е. V = Vmax. Развитие этого способа оптимизации - переход к осредненным значениям механической скорости V = Ah/Ats, т.к. мгновенная механическая скорость -быстроменяющаяся величина с большой дисперсией, что усложняет ее использование. 2-я группа - методы косвенного определения механической скорости [85], предложенные А.В. Орловым, которые используются как алгоритм поиска оп тимальной осевой нагрузки. Метод поясняется рисунком 18, где представлен график изменения осевой нагрузки при остановленной подаче инструмента. При осевой нагрузке Pi инструмент затормаживается, при этом происходит разбуривание породы, и осевая нагрузка уменьшается на APj до значения Рі за время At] = ti, т.е. A Pj= =Pj - Pi . Далее нагрузка увеличивается до величины Р2, снова инструмент затормаживается, и нагрузка Рг уменьшается на АР2 до значения Р2 за время At2= І2 -1\, и т.д., в результате чего определяется зависимость At2 = f(P). Но At - величина, обратная скорости разбуривания, т.е. чем меньше время спадания осевой нагрузки на одно и то же значение АР = const, тем больше скорость разбуривания породы. Следовательно, минимальное время At соответствует максимальной механической скорости и оптимальному значению осевой нагрузки на долото Ропт Недостатком рассмотренных методов оптимизации является низкое бы стродействие алгоритмов поиска оптимальных значений управляющих параметров. Время шагового поиска Ропт составляет 20-30 мин, что обуславливает следующие недостатки. Во-первых, в течение этого времени бурение осуществляется не на оптимальном режиме. Во-вторых, за это время может произойти существенный износ вооружения долота. В-третьих, при таком длительном поиске может произойти смена породы и поиск необходимо будет повторять вновь. 3-я группа - алгоритмы оптимизации процесса турбинного бурения, использующие непосредственно рабочую характеристику турбины (Ю.В. Гарбу-дов, Ю.М. Голынтейн, Н.Н. Гринченко и др.), основанные на том, что оптимальная величина Ропт определяет положение рабочей точки на характеристике турбобура (рисунок 19), которая соответствует его максимальной мощности Nmax. Этой точке соответствуют также оптимальные частоты вращения турбобура Попт и вращающий момент Мопт- Причем все эти величины устанавливаются одновременно, так как все они определяются и объединяются главным параметром турбины - ее максимальной мощностью. Контролируя рабочую точку турбобура, можно поддерживать осевую нагрузку, соответствующую оптимальному режиму.
О применении акустических фильтров для регулирования амплитуды колебаний потока промывочной жидкости
Другим направлением оптимизации процессов бурения посредством автономных устройств является воздействие на параметры пульсаций промывочной жидкости. Известно, что при вибрациях долота и жестко связанного с ним вала турбобура, в потоке жидкости, пульсирующей с частотой fnAC подачи ее буровыми насосами в бурильную колонну, возбуждаются колебания, направленные против движения потока. Частота колебаний может быть разной, в том числе и пропорциональной числу оборотов вала турбобура (fn). Естественно, колебания, идущие навстречу друг другу, будут суммироваться и их мощность, как функция времени, будет зависеть от соотношения частот, амплитуд и фаз. Изучение режимов работы буровых насосов и анализ изменений fn показали, что при бурении скважин под кондуктор в Среднем Приобье fn = ҐнАС- Учитывая этот фактор, известную неравномерность подачи жидкости насосами в бурильную колонну и колебания с меняющейся в определенных пределах fn, можно считать, что ритмичность работы системы «буровой насос - турбобур - долото» только от близости по величине fn и fnAC в вышеотмеченных условиях нарушается. Очевидно, что дополнительная неравномерность работы насосов, турбобура и долота приводит к определенному снижению проходки на долото. В процессе бурения скважин под кондуктор обычно работают 2 насоса с подачей промывочной жидкости около 55 л/с и применяют турбобур ЗТСШ 1-240 с рабочей частотой вращения вала 12-14 1/с, отсюда frj = 12-14 Гц при ҐНАС = 8,0-8,8 Гц. Пиковые значения давления внутри колонны в этом случае составляет порядка 10% от среднего.
Следовательно и снижение скорости проходки составит около 10%. Нами (Грачев СИ., Кулябин Г.А., Савиных Ю.А., Спасибов В.М. и др.) разработаны широкополосные акустические фильтры - наземные поглотители звуковой вибрации, устанавливаемые в манифольдной линии буровой установки, теоретическое обоснование и принципы действия которых представлены в пятом разделе. Использование фильтров при бурении скважин под кондуктор, обеспечивает более ритмичную работу системы «насос - турбобур - долото» и, как показали испытания, проведенные на Тарасовском месторождении Пурпей-ского УБР, позволяет повысить механическую скорость бурения до 10% и увеличить проходку на долото на 7-10%. 1. Предложен способ и разработаны конструкции устройства для форми рования осевой нагрузки на долото между подачами колонны к забою скважи ны при бурении участков скважины с зенитным углом более 25-30. Применение такого устройства позволяет увеличить механическую скорость проходки на 25. 2. Предложенные широкополосные акустические фильтры, устанавливаемые в манифольдной линии буровой установки, снижают амплитуду пульсаций промывочной жидкости в бурильной колонне и улучшают ритмичность работы турбобура. При применении таких фильтров получено увеличение проходки на долото на 7-10%). 3. Конструкции многовершинных зубьев долота или зубьев с фигурным расположением породоразрушающих вершин повышает разнообразие управляемого звена; применение таких зубьев позволит значительно повысить показатели бурения. При построении современных систем автоматического регулирования турбинного бурения наиболее сложной проблемой является оперативное получение с забоя скважин достоверной информации о режимных параметрах процесса. Каждая телеизмерительная система контроля забойных параметров в процессе бурения состоит из следующих основных элементов [19, 58]: - сборки забойной аппаратуры, содержащей датчики, преобразователи и передающие устройства, а также источник питания; - канала связи «забой - устье скважины»; - наземного комплекса приборов, содержащего блоки приема и выделения полезного сигнала, преобразователь, регистратор, устройство для записи и выдачи информации.
Подлежащая измерению с помощью датчиков физическая величина, характеризующая конкретный забойный параметр, является источником сообщения. Сообщение F(t) имеет форму, не приспособленную для передачи. В связи с этим сообщение преобразуется в передатчике в сигнал S(t). Далее сигнал поступает по линии связи в приемник. Приемник обрабатывает принятый сигнал, искаженный в линии связи помехой co(t), и восстанавливает по нему переданное сообщение (рисунок 28) [27]. Свойства системы контроля забойных параметров зависят в первую очередь от выбранного канала связи. Канал связи характеризуется следующими параметрами: временем, в течение которого по нему ведется передача, динамическим диапазоном, полосой пропускания, помехоустойчивостью. Под помехоустойчивостью понимают способность системы измерений противостоять вред ному воздействию помех. В настоящее время активно ведутся исследования средств передачи информации с забоя скважины на поверхность с использованием кабельного, электромагнитного, акустического и гидравлического каналов связи (ГКС). Общими признаками различных каналов являются следующие: на выходе канала даже при отсутствии полезного сигнала всегда имеются помехи, в канале связи происходит задержка передаваемого сигнала во времени и затухание по уровню, сигнал, проходя по каналу связи, претерпевает также искажения, которые вызваны несовершенством канала. Разработкой measurmeny while drilling (MWD) систем контроля забойных параметров в процессе бурения занимается более 45 зарубежных фирм [84], из них кабельным каналом связи занимается 15 фирм, электромагнитным - 7, акустическим - 8, гидравлическим - 15, а также отечественные институты НИИНП (Самара), ВНИИГИС (Уфа), ВНИИБТ, ТюмГНГУ, СибНИИНП и др. Разработкой телеметрических систем (ТС) для контроля забойных параметров с передачей информации по кабельному или проводному каналу связи занимаются зарубежные фирмы: Scientific drilling controls, Sperry Sun, Slirring tool, Shell development, Exxon production research, Down hole communication, a также отечественные: НИИНП (Самара) - система Ориентир 1 и система автоконтроля комплекса глубинных параметров САКГП [81].
