автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Совершенствование систем управления и оптимизации процессов углубления скважин забойными гидравлическими двигателями

На правах рукописи

РГ6 01 1 з МАГ 2Н1

СПАСИБОВ ВЖТОР МАКСИМОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ УГЛУБЛЕНИЯ СКВАЖИН ЗАБОЙНЫМИ ГИДРАВЛИЧЕСКИМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

Специальность 05.15.10 - «Бурения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень - 2000

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ)

Научный консультант профессор Кулябин Г.А.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Поляков В.Н.

доктор технических наук, профессор Васильев В.И.

доктор технических наук, профессор Каплун В.А.

Ведущее предприятие: ОАО «Сибирский научно - исследовательский институт нефтяной промышленности»

(СибНИИНП)

Защита состоится 31 марта 2000 г. в 10 ч на заседании диссертационного совета Д 064.07.03 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38. Автореферат разослан ,2В.. февраля 2000г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П.Овчинников

: ///. ¿Л /. £ 0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

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 при решении задачи подъема и устойчивого поддержания объемов добычи нефти и газа, что связано с вводом в эксплуатацию новых месторождений, а следовательно, с увеличением объемов бурения. Поэтому повышение основных показателей бурения разведочных и добывающих скважин на нефть и газ является актуальной проблемой.

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.

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 являться одним из приоритетных путей развития буровой техники. Поэтому проблема оптимизации управления процессом углубления скважины привлекает внимание большого числа специалистов. Однако имеющиеся публикации по оптимизации процесса углубления забоя носят фрагментарный характер. Рекомендуемые в них комплексные методики, программы и средства оптимизации режимных параметров являются конфиденциальной собственностью как ведущих отечественных компаний, гак и зарубежных фирм -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, влияющих на работу долота, недостаточный качественный уровень техники и технологии бурения, сложность надежного получения с забоя достоверной информации о режимных параметрах. Не на должном уровне решены вопросы моделирования процессов бурения (в моделях не отражается характер взаимодействия долота с по-

родой, особенно в динамике, в модели введено более двух десятков коэффициентов, которые практически трудноопределимы) и т.п., алгоритмы поиска оптимальных режимов бурения разрабатываются вне связи с алгоритмами определения момента смены долота по его износу, алгоритмы управления процессом бурения не изменяются по мере углубления скважины, тогда как ее оптимизация требует применения различных критериев и пр.

Различные взгляды на цели и задачи автоматизации затрудняют и без того сложную проблему создания современных технических средств буровой автоматики. Это привело к тому, что создание автоматизированных буровых установок (БУ) проводилось не комплексно, системы автоматизированного управления пристраивались к существующим БУ, что требовало больших затрат на отладку систем (определение математической модели объекта, адаптация алгоритмов управления и пр.).

Повышение уровня оптимизации процесса бурения требует комплексного подхода к решению следующих проблем: 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. Это возможно сделать на основе выявленных закономерностей при обобщении существующих представлений о технологических параметрах и моделях бурения скважин, дальнейших исследованиях процессов с созданием математических моделей углубления скважин забойными гидравлическими двигателями и управления этим процессом, реализации в автоматизированных системах управления подсистем идентификации, оптимизации и адаптации, что в значительной мере снизит стоимость строительства скважин.

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.

Цель работы

Повышение эффективности строительства скважин путем решения задач совершенствования систем управления и оптимизации процессов углубления скважин забойными гидравлическими двигателями.

Основные задачи исследования

1. Систематизация средств автоматизированного регулирования режимных параметров процесса бурения, разработка на этой основе требований к системе оптимального управления углублением скважины при турбинном бурении.

2. Разработка математической модели процесса углубления скважины на основе закономерностей турбинного способа бурения и создание математических моделей управления углублением скважины.

3. Разработка способа и устройств измерения забойных параметров, необходимых для совершенствования автоматизированного управления процессом бурения.

4. Исследование способов и разработка автономных устройств для формирования осевой нагрузки на долото в условиях бурения, в том числе наклонно направленных скважин.

5. Выбор метода оптимизации процесса углубления скважин и разработка способа построения системы управления.

6. Создание на базе промышленных регуляторов подачи долота системы автоматического управления углублением скважины при турбинном бурении.

7. Разработка нормативных документов, их внедрение, анализ результатов промысловых внедрений.

Методы исследований

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, создание 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 промысловых условиях (акустические, гидравлические, технико-экономические и др.).

Научная повизпа выполненной работы

1. 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.

2. 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.

3.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.

4. Разработаны способы улучшения показателей работы турбобуров и долот, повышения эффективности использования мощности, подводимой к забою, при оснащении шарошек долот многовершинными зубьями.

5. 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 модулируег звуковой сигнал пропорционально частоте вращения вала турбобура.

6. Разработан способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой и корректировкой его по реальной частоте вращения вала турбобура.

Основные защищаемые положения

На защиту выносятся следующие положения:

1. Комплексная методика оптимизации управления процессом бурения скважины.

2. Способы идентификации процесса углубления скважины с разработанными математическими моделями процесса углубления и управления им.

3. Способы формирования осевой нагрузки на долото в наклонно направленных скважинах, измерения частоты вращения вала турбобура и передачи информации по гидравлическому каналу связи.

4. 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.

5. Способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой и корректировкой его по реальной частоте вращения вала турбобура.

Практическая ценность работы

1. 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 технико-экономический эффект.

2. Разработаны технические средства для оперативного контроля забойных параметров и формирования осевой нагрузки на долото в наклонно направленных скважинах.

3. Систематизация средств автоматизации, выявление принципиальных недостатков, ограничивающих их работоспособность, сократят разработчикам сроки создания систем автоматического управления бурением скважин.

4. Предложен способ использования разработанной математической модели управления углублением скважин с адаптивным методом оптимизации, позволяющий в определенной степени унифицировать математическое обеспечение процесса бурения.

5. Разработаны требования к системе управления строительством скважины и иерархическая структура системы управления процессом ее углубления, дающие возможность оперативно овладевать знаниями в этой области, более экономично решать задачи управления проводкой скважины и создавать средства для реализации такой системы на всех ее уровнях и этапах.

6. Разработаны автономные устройства оптимизации, адаптивная система автоматического управления углублением скважины, внедрение которых обеспечивает получение технико-экономического эффекта.

Реализация работы

Разработаны и внедрены в производство система телеизмерения забойных параметров, устройства формирования осевой нагрузки на долото, широкополосные акустические фильтры для погашения пульсаций промывочной жидкости, автоматизированная адаптивная система управления углублением скважин забойными гидравлическими двигателями.

Разработаны и используются в учебном процессе учебные пособия и методические указания:

Спасибов В.М., Каменских И.А. Проектирование моделирующих комплексов для обучения. - Тюмень: ТюмИИ, 1993. - 35 е.;

Спасибов В.М., Каменских И.А. Автоматизация технологических процессов в нефтяной и газовой промышленности. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1995.-96 е.;

Спасибов В.М., Каменских И.А. Малогабаритные микропроцессорные устройства регулирования и управления на однокристальных микроконтроллерах. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. - 159 е.;

Спасибов В.М. Измерительная техника для студентов специальности 0634. - Тюмень: ТюмИИ, 1982. - 24 е.;

Спасибов В.М. Автоматизация производственных процессов для студентов специальности0211.-Тюмень: ТюмИИ, 1983.- 14 с.;

Спасибов В.М., Савиных Ю.А. Основы автоматики и автоматизация производственных процессов для студентов специальности 0508. - Тюмень: ТюмИИ, 1986. - 15 е.;

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.), 11-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 научнотпрактической 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, автоматизации производственных процессов, автоматизации и управления.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 36 работ, включая 2 монографии, 2 авторских свидетельства и патента на изобретение РФ, 3 учебных и 7 методических пособий и указаний.

Объем н структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 172 наименования. Она изложена на 302 страницах машинописного текста, включая 58 рисунков, 11 таблиц и 4 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, определена ее цель, приведены основные результаты работы, сформулированы научные положения, выносимые на защиту.

Основные встречающиеся в работе обозначения:

У, У0, Ус, УР - 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.

Тел - время бурения и спуско-подьемных операций.

Ь, Н - проходка на долото и углубление скважины.

а, а, Р, в, 5 - параметрические коэффициенты, зависящие от свойств породы, типа долота и совершенства очистки забоя.

Т0п, Тв - допустимое время бурения, определяемое с износом опоры и вооружения.

<3ж, рж, Лж, Рж - расход, давление, газосодержание и плотность промывочной жидкости.

М - крутящий момент на роторе.

Б, ё - стоимость метра проходки, 1ч работы буровой установки,

долота.

В первом разделе рассмотрена эволюция научных представлений о технологических параметрах, закономерностях процесса бурения, критериях оптимизации и технических средств автоматизации.

Совокупность параметров, воздействующих и характеризующих процесс бурения, можно разделить на четыре группы факторов: неуправляемые (Фн), возмущающие (Фв), ограниченно управляемые (Фоу) и управляемые оперативно (Фу).

Связь выходных параметров с остальными может быть представлена в виде

= А[ФН(0,ФВ({),Фоу(0,Фу(01 (1)

где А1 - оператор преобразования.

Задача автоматизации - поддержание процесса в оптимальном режиме в соответствии с выбранным критерием. Первый этап работы - создание модели углубления скважины и математической модели управления процессом углубления. Для этого необходимо решить уравнение (1) относительно множества управляющих факторов, обеспечивающих экстремальное значение одного или нескольких параметров и характеризующих обобщенные технико-экономические показатели бурения скважины (стоимость 1м проходки, рейсовая, механическая и другие скорости бурения, проходка на долото и т.д.).

Поиск решений уравнений проводился, как правило, эмпирическим путем с переносом результатов исследований, полученных при роторном бурении, в теорию управления углублением скважин при турбинном бурении. Поэтому их виды, в зависимости от развития представлений о технологических параметрах, используемой техники, принятой методики экспериментов и района работ изменялись и имеют определенные отличия как у нас в стране, так и за рубежом. Наиболее используемые для управления основные выходные параметры процесса бурения и их математические модели представлены в таблице 1.

Таблица 1 -Модели для управления углублением скважин

Параметры процесса Математическое вы ражение параметров

отечественные разработки модели Галле и Вудса (США)

Начальная механическая скорость I/ п^ V -а Р5па" а "а1 "

Текущая механическая скорость сГ II

Средняя механическая скорость паРг с~ас1+Ь4?4 Гса=асаР*па°

Время полного износа опор долота т - 1 ол (ЗпР2 т = 5 0Па Р'п

Проходка к=г¥с К

Минимальная стоимость углубления (критерий) к (^+Тсл)0 + с/ К

Максимальная рейсовая скорость к у --- тах ' / + Г 'Р Т 1 СП

Из сравнения структур элементов моделей следует, что наибольшее расхождение имеют формулы, характеризующие механическую скорость бурения. Представленные отечественные модели более универсальны в зависимости У(Р,и) и позволяют прогнозировать совершенно необходимый фактор-очистку забоя. Для модели Галле и Вудса заранее задаются постоянными значениями коэффициентов а„ и 8. Поэтому остается определить

три опытных коэффициента: ФО, в то время как для представлен-

ных отечественных моделей необходимо определить четыре коэффициента: ас, а, Ь, р. Однако, если считать, что принятые усредненные коэффициенты аа и 6 не всегда соответствуют существующим условиям, то это преимущество теряется, особенно для турбинного бурения глубинных интервалов пород.

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.

Развитие автоматизации бурения можно разделить на четыре главных периода, которые определялись уровнем развития техники и знаний о процессах бурения. В 1900-1930 гг - накопление элементарных понятий о процессе и выявление главных связей между его параметрами. Основная задача первых автоматов - автоматическое поддержание момента или веса на крюке (или того и другого одновременно) в заданных пределах, безопасных для целостности бурового инструмента и чрезмерного искривления ствола скважины. Это автоматы Сименс-Шукерта Ж.М. (1924 г), Скворцо-ва М.М. (1925 г), Мюллера (1928 г), регулятор Шахназарова A.M. (1928 г), автодрилл (Ф. Дриллометр и К0 - 1929 г), автоконтроллер (Ф. Дженерал электрик и К0 - 1930 г).

Появившиеся к середине тридцатых годов забойные двигатели, шарошечные долота и высокопрочные бурильные трубы, специализированные промывочные жидкости значительно изменили режимы бурения, в частности, за счет увеличения частот вращения и осевых нагрузок. 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 Усс 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).

На пятидесятые - шестидесятые годы приходится третий период развития автоматизации, в котором увеличиваются исследования различных процессов, связанных со строительством скважин. Оценивается влияние качества промывки и гидравлических факторов, увязывается теория разрушения горных пород с конструкцией долота и режимами его работы, формализуются связи между параметрами и закладываются основы оптимизации процесса углубления ствола. .

С развитием турбинного бурения, имеющего максимум механической скорости при определенной осевой нагрузке в зависимости от физико-механических свойств горной породы, появились работы по созданию устройств, автоматически поддерживающих эффективный режим бурения: экстремальные автоматы АНС-1 (1955 г), АТБ-1 (1958 г) и ЛПИ (1957 г) -для поддержания максимума механической скорости; РПДЭ-3 (1967 г), РПДЭ-6 (1976 г) и РПДЭ-7 (1985 г) - для обеспечения заданной осевой нагрузки на долото и постоянной скорости его подачи; РПД-3 с 1967 г изготавливается серийно и входит в комплект отечественных буровых установок.

Начало последнего, четвертого периода, относится к концу шестидесятых годов, когда стало заметным широкое комплексное планирование углубления ствола от начала бурения до сдачи скважины в эксплуатацию

на основе принципов оптимизации и отчасти автоматизации, разработанных в предыдущий период, и началась разработка устройств оперативной оптимизации процесса углубления скважин: буровой регулятор БР-1, для автоматического поддержания оптимальной осевой нагрузки в функции физико-механических свойств разбуриваемой породы и состояния долот; «Поиск» (ПРБ-2) разработки КБ объединения «Саратовнефтегаз», оптимизатор АОТБ разработки Львовского политехнического института и система контроля и управления процессом турбинного бурения СКУ-2, которая была рекомендована к промышленному производству.

В 1987 г. начался серийный выпуск системы автоматического управления турбинным и роторным бурением «Узбекистан», предназначенный для бурения как в автоматическом, так и ручном режимах (на основе микро-ЭВМ - «Электроника С5-12»).

Основные несовершенства рассмотренных систем: отсутствие достоверной информации с забоя скважины о параметрах, характеризующих процесс углубления; недостаточный уровень алгоритмического обеспечения систем управления: идентификации объекта и адаптации, регулирования и формирования командных воздействий, оптимизации показателей качества функционирования объекта. Это привело к тому, что существующие системы оказались ограниченно работоспособными и то лишь при сооружении вертикальных скважин в изотропных породах.

Ведущим моментом оптимизации является выбор ее критерия. Основным выходным параметром, характеризующим эффективность разбу-ривания породы:, является механическая скорость проходки. Так, Л.И. Штурман и Д.И. Марьяновский считали, что максимум механической скорости является вообще критерием регулирования для всех существующих методов бурения.

В пятидесятых годах A.A. Минин предложил использовать новый критерий - максимум рейсовой скорости. Куйбышевский НИИНП в 19601961 гг начал разработки практических методов управления бурением для достижения VP = max. В шестидесятых годах в США и в нашей стране начал исследоваться оптимальный экономический критерий регулирования -минимум стоимости бурения. Критерий, закладываемый во все математические модели оптимизации, предлагавшиеся последние десятилетия в США, всегда только одни - q = min. Для бурения на больших глубинах введен критерий - максимум проходки на долото. Большинство отечественных источников пришли к выводу, что наиболее универсальными и эффективными являются два критерия из перечисленных, к которым относятся: Vp = max и q = min. Но исследования показывают, что результаты на глубинах более 3000 м при автоматическом регулировании практически одинаковы не только при VP = max или q = min, но и при h = шах.

По результатам многочисленных исследований можно выделить следующие основные закономерности процесса бурения. Зависимости ме-

ханической и рейсовой скорости от осевой нагрузки и от частоты вращения долота имеют экстремальный характер с наличием критических значений осевой нагрузки РКр и частоты вращения пКР, превышение которых приводит к уменьшению скорости бурения и снижению долговечности долота. При роторном бурении темп роста V от Р, как правило, выше, чем от п. Зависимость V = f (Qhc) является возрастающей функцией, однако после достижения определенного значения Qv скорость бурения практически остается постоянной. С увеличением гидростатического давления рг на забой механическая скорость соответственно уменьшается. Математическое ожидание механической скорости mv в зависимости от номера рейса N (глубины скважины) подчиняется экспоненциальному закону (обработка нами результатов бурения 21 скважины по Сургутскому УБР №1 Тюменской области). Зависимости h =f(P) и h =f(n) имеют экстремумы, а стойкости опоры и вооружения долота возрастают при уменьшении осевой нагрузки и частоты вращения долота. При турбинном бурении увеличение вращающего момента М позволяет бурить при более высоких осевых нагрузках на долото Р, в результате чего механическая скорость V и проходка h повышаются. Увеличение скорости истечения струи промывочной жидкости из насадок долот происходит в ущерб мощности, необходимой для создания моментов турбобура М, что приводит к снижению механической скорости V и проходки h. Изменение частоты вращения долота зависит от конструктивных особенностей забойного двигателя, механических свойств горных пород, степени искривления ствола скважины и продолжительности работы долота на забое.

В практике турбинного бурения глубоких скважин мало внедрений по их автоматизированному управлению. Разработанные положения по управлению процессом углубления скважин не оформлены в виде законченной системы. Обобщающих работ по решению этой сложной проблемы явно не достаточно. В отечественной практике основными можно считать работы Погарского A.A., Чефранова К.А., Шишкина О.П., Бражникова В.А., Фурнэ A.A. и др. Недостаточный уровень решения отмеченной проблемы обусловлен объективными и субъективными причинами. Объективные связаны с отсутствием надежного канала связи с забоем. Основная субъективная - в попытках механического переноса результатов исследований, полученных при роторном способе бурения, в теорию управления углублением скважины при турбинном бурении, что полностью относится и к соответствующим математическим моделям. Вследствие этого существует много моделей, в которые входит более двух десятков коэффициентов, если и имеющих определенный смысл для турбинного бурения, то трудноопределимых. Нет четкого разделения между математической моделью процесса углубления (МПУ) скважины и управления этим процессом (МУПУ). При этом характер текущего взаимодействия вооружения долота с породой, особенно в динамике, не отражается в моделях, в ре-

зультате их адаптивность часто сводится к нулю, алгоритм управления не является гибким в течение долбления или определенной его части. Выбор единого критерия оптимизации не является достаточным, поэтому необходимо их разделение на стратегические, тактические, оперативные в соответствии с поставленными задачами. Рассмотренное выше позволяет наметить пути качественного регулирования управляющих параметров для достижения оптимального режима бурения и создания технических средств автоматизации.

Во втором разделе представлены материалы по разработке структуры системы управления при бурении скважин, по ранжировке такой системы, а также по созданию математических моделей процесса углубления скважин и управления им, которые разработаны с применением закономерностей разрушения горных пород и кинематики долот, с использованием выходных управляемых параметров углубления забоя и параметров (коэффициентов), не требующих длительных исследований по определению их величин. При этом формы моделей можно менять до асимптотически предельных применительно к конкретным условиям бурения скважины.

В 80-е годы в нашей стране велись работы по созданию общей комплексной автоматизированной системы управления технологией производства - АСУТП в бурении с управлением: работой поверхностного оборудования; технологией углубления скважины при реализации соответствующего способа бурения; работами по заканчиванию скважин, а также бурением скважин в осложненных условиях. Несмотря на многие попытки, АСУТП не была доведена до реализации. Одна из причин состоит в том, что многообразие процессов, а также их автономность делают создание единой математической модели строительства скважины не только чрезвычайно сложным, но и не целесообразным направлением. Такая модель не может быть использована для оперативного управления, поэтому необходима декомпозиция задач управления.

В строительстве скважины основными являются затраты, связанные с углублением, куда входят затраты на промывку и около трети затрат на оборудование, материалы, трубы, что составляет более 40% полной стоимости строительства и более 50% затрат времени. Поэтому при системном подходе к решению задачи оптимизации экономически целесообразным является оптимальное управление процессом углубления. Схема реализации способа углубления скважин приведена на рис. 1.

Реализация каждого вида работ, представленных на рис.1, связана с разнообразным комплексом часто функционально не связанных между собой задач, значительно отличающихся при роторном и турбинном бурении. В диссертации рассматриваются в основном проблемы оптимизации управления углублением скважин при турбинном бурении. При этом отметим следующие положения:

1. Понятие «оптимизация» в бурении трактуется по разному, поэтому «систему оптимизации» часто включают «в метод управления» и др. Считается, что оптимизация в технологии строительства скважины — это процесс обоснования (в том числе с применением математических моделей) более эффективных средств, методов, способов или технологических приемов с целью повышения промежуточных или результирующих технических, экономических или временных показателей и является необходимой ступенью на всех этапах строительства скважины, особенно при ее углублении, так как на этом этапе чаще всего образуются осложнения или предпосылки к последующим осложнениям и задержкам при строительстве скважин.

Рис. 1. Схема работ для реализации способа углубления скважин

2. Отсутствие системности при решении общих и частных задач АСУТП, когда методы и способы управления, комплексы по сбору и обработке информации, а также по контролю за работой механизмов подачи колонны к забою и др. возведены в ранг «систем». Последнее свидетельствует о неточности поставленных целей в решении таких задач с последующим снижением ценности конечных результатов. В этой связи нами упорядочены и доработаны характеристики общей системы управления строительством скважины и требования, предъявляемые к ней. Структуры системы управления углублением скважин - СУУС и МУПУ должны соответствовать характеристикам и требованиям общей системы. Так, в СУ-УС и МУПУ отображены закономерные связи процессов турбинного бурения и вероятностный уровень переменных параметров. Алгоритмы для управления представлены в приемлемо сокращенном объеме с учетом необходимого разнообразия управляющей системы и управляемого звена; ранжировки способов и методов управления и оптимизации на стратегиче-

ский, тактический и оперативный уровни при сочетании оперативности, адаптации и прогнозирования в оптимизации процесса углубления скважины.

3. При некоторых разработках АСУТП в бурении упускали из виду, что процессы в блоках 1-5 (см. рис.1) взаимосвязаны. В тех же работах, где учитывалась такая связь, исследования не доводились до конечного результата. Например, в работе Эйгелеса P.M. и Стрекаловой Р.В. сложность принятых и достаточно обоснованных алгоритмов не привела к выдаче работоспособной системы управления углублением скважины. Относительно этой причины отметим: свойства промывочной жидкости в основном считаются режимным обобщенным параметром, хотя вся промывка связана и с другими циклами строительства скважины; решения задач управления направлением оси скважины субъективно обособлены и в настоящее время не предвидится кардинального преломления в этой области исследовательских работ, несмотря на то, что попытки совместного решения таких задач были, в том числе и в их работе.

Таким образом, всю систему связей, существующих на разных уровнях, вводить в математические модели нецелесообразно, так как сложность модели окажется препятствием при решении оперативных задач бурения скважин. Поэтому при разработке соответствующих моделей использовалось известное «правило асимптоты»: создание модели в достаточном объеме ее разнообразия с одновременным сужением последнего до такого уровня, который позволяет реализовать ее и систему управления при современных уровнях техники и технологии процесса бурения скважины, средств автоматизации, а также при существующем обеспечении информацией об этом процессе. Кроме того, результаты исследований показывают, что включение в математическую модель процесса углубления производительного (ремонт, геофизические замеры, крепление и т.д.) и непроизводительного (простои, аварийные работы и т.п.) времени, не связанного непосредственно с углублением, практически не влияет на определение оптимальных значений Та, п0, а лишь усложняет модель и вычислительные операции.

Сокращение числа связей и параметров в моделях не должно обеднять разнообразие как управляющих, так и управляемых признаков и параметров, что относится и к конструктивным элементам системы управления.

С целью наведения системности и оперативности в выборе необходимых связей при разработке математической модели управления и построении самой системы нами представлена на рис. 2 схема ранжировки и связей при управлении углублением скважины. Здесь показано место СУ-УС в общей системе управления строительством скважины, составной частью которой является АСУУС - объект диссертационной работы. Схема рис. 2 определяет направление поисков и разработок — способы оптимиза-

ции и управления, методы оптимизации и управления. Предлагается градация для критериев управления: оперативный - только механическая скорость бурения; тактический - в зависимости от задач: Ур, Н или V; стратегический - qm¡n или и Н. Но первая задача, которая требует решения, -разработка математической модели управления процессом углубления -МУПУ при турбинном бурении.

Система управления строительством скважины Цикловые системы

Заканчивание скважнны и яр.

Программа по промывке скважины

Асимптотически-сокращенная (АСУУС): устройства контроля, информационное обеспечение, алгоритмы и средства управления

Способы оптимизации

Состав- Опера- Другие

ление тивная вари-

проекта. прог- анты

регла- рамма

мента

Полная система управления углублением скважины (СУУС):

устройства контроля, информационное обеспечение, алгоритмы и средства управления, скважинное оборудование

Способы управления

Ручное Автоматизированное

ниро-ванное с наземными УПД с забойными УПД

Методы оптимизации Методы управления

Прогно- Оператив- Другие Страте- Такти- Оператив-

зирующие ные, методы гический ческий по ный по V

адаптивные ПО Чпш УриН

по Ур и Н по V

Рис. 2. Схема ранжировки системы управления углублением скважины

В таблице 1 приведены выражения, представляемые как модели управления процессом углубления скважины - МУПУ, но называемые и моделями процесса бурения, и критериями его эффективности. Предлагается считать их моделями управления проводкой скважины (причем предложено их было гораздо больше, чем в таблице 1), разработанными для роторного способа бурения.

В МУПУ должны быть отражены основные закономерности разрушения горных пород, предпочтительно обобщенного характера, с учетом взаимодействия элементов бурильного инструмента, особенно в динамике, следовательно, ее структура должна создаваться на базе МПУ, соответствовать условиям бурения и оснащенности буровой установки, иметь по возможности сокращенную форму, доступную и удобную для оперативного управления углублением скважины.

Анализ опубликованной информации показал, что наиболее полно решаются задачи по исследованию процессов, происходящих при разрушении горных пород, в частности при бурении шарошечными долотами, где огромны заслуги Грозненского, Уфимского нефтяных институтов и ВНИИБТ, хотя привязки результатов таких исследований к практическим потребностям управления углублением скважины еще недостаточны, что учитывается при разработке соответствующих моделей.

У основания конуса отражены: 53 - величина деформации породы с учетом числа зубцов долота, находящимся в одновременном силовом контакте с забоем К2; тк— время такого контакта; Рк - площадь контакта зуба с породой к концу тк; Кп - число поражений забоя вооружением долота в

С целью разработки МПУ показываем на рис.3 основные связи, действующие в процессе углубления скважины. На устье 5 - это: I - параметры режима бурения и другие управляемые с устья параметры; 2 - физико-механические свойства горных пород; 3 - технико-технологические параметры и механизмы, проектируемые до бурения скважины; 4 - дестабилизирующие факторы, проявление которых возможно в процессе углубления скважины; 6 - управляющее устройство - контроллер; 7 - исполнительный механизм.

Рис.3. Схема связей при углублении скважин и управлении этим процессом

единицу времени - факторы, определяющие скорость углубления скважины V (V* - скорость проходки, фиксируемая на устье), работу всего бурильного инструмента и структуру системы управления.

В укрупненном виде, как следует из рис. 3, система состоит из двух основных частей: наземной - управляющего устройства и бурильного инструмента (колонна бурильных труб, ГЗД, долото) - управляемого объекта.

Управляющее устройство выполняет функции измерения, отображения информации - параметров режима бурения, в том числе и с забоя скважины, выработки в соответствии с определенными алгоритмами управляющих команд и обеспечения в соответствии с ними подачи бурильной колонны посредством исполнительного механизма. Кроме того, по программе задаются необходимые параметры промывочной жидкости

(Ож, Рж, Пж ,рж).

Объект управления обеспечивает требуемую осевую нагрузку на забой и осуществляет углубление скважины. Функции управляемого органа выполняет долото, а в конечном итоге зуб долота, формирующий посредством осевой нагрузки величины 83, £к , Кп, а следовательно и V.

Система управления должна работать в соответствии с адекватно отражающей условия и специфику способа бурения скважины математической моделью управления процессом проводки скважины и в первую очередь ее углубления - МУПУ.

Рассмотренные на рис.3 выходные параметры зависят от мощности, которую может реализовать турбобур при заданном расходе промывочной жидкости 0 и величине осевой нагрузки на забой скважины - Рз (или на долото - Р). Режимные параметры 0 и Р являются независимыми, так же, как и при роторном бурении, тогда как частота вращения вала турбобура зависит от <3 и Р; при этом скорость воздействия <3 на п значительно меньше скорости передачи Р к забою. Поэтому при турбинном бурении Р остается основным управляющим воздействием на управляемый орган. Изменение Р реализуется путем подачи верхней части бурильной колонны ВЧ к забою; в то же время по скорости опускания ВЧ между подачами измеряется VI. Естественно, характеры изменения У'и и V различны, но при исключении ошибок в измерении У'и, связанных с вибрациями ВЧ и др.,

у' = V ' и * •

Нами предложено управление процессом бурения скважины ранжировать на стратегическое, тактическое и оперативное. Так как время спус-коподъемных операций бурильного инструмента в процессе углубления скважины равно нулю, а экономические показатели бурения в это время постоянно не регулируются, считаем V (или У'и) единственным оперативно управляемым критерием. Тем более, что непосредственная информация с забоя о 53, Кц и ^ на устье скважины не поступает. Поэтому критерии -УР, проходка Нд и стоимость 1м бурения - - могут применяться и регу-

лироваться на тактическом и стратегическом уровнях управления в бурении. Например, в соответствии с тактикой углубления скважины время бурения ^ регулируется с целью увеличения времени износа опоры долота -Топ или времени износа его вооружения - Тиз. что отражается на величине

Но при турбинном бурении оперативно волевым решением увеличивать Топ и Тиз нецелесообразно из-за жесткой взаимосвязи между режимными параметрами. Это является одной из главных причин, по которой величины VP и Н, достигнутые с применением долот типа ГНУ при роторном бурении, не соответствуют данным при турбинном. При роторном способе можно снизить Р не меняя п, тогда как при турбинном уменьшение Р приводит к повышению п, в результате чего ТИз резко снижается. Таким образом, в схеме наземной системы управления бурением должны быть предусмотрены блоки, а соответственно и методы выше отмеченной ранжировки управляющих параметров.

В результате исследований, с учетом вышеизложенного, механики работы бурильного инструмента и положений о разрушении горных пород предложена модель процесса углубления скважины, в которой принято, что параметры §з, Тк и Рз определяют величину мощности, расходуемой на разрушение горных пород - Np, а во время исчезновения упругой деформации породы -т„ происходит рассеивание в породе энергии, подведенной к забою, и передача ее в виде виброэнергии от долота бурильному инструменту (бурильной колонне). При этом установлена ошибочность суммирования всех составляющих общей мощности расходуемой турбобуром NT и рассчитываемой по методике Федорова B.C., так как затраты основной части NT, подведенной к забою, происходят полностью в каждый полупериод осевых зубцовых вибраций долота, как это представлено на рис. 4.

Рис.4. Схема расходования мощности буровых насосов в течение периода Т осевых зубцовых вибраций долота

VP:

V

1+ТГ1Х'

(2)

■СП

где К,,- мощность бурового насоса;

Ыгг - гидравлическая мощность забойного двигателя, затрачиваемая в полупериоды Т] и Т2 за время I = Т;

Ыуп, Л^ - мощности, расходуемые на непосредственное разрушение породы, на упругое взаимодействие долота и бурильной колонны с забоем и трение долота о стенки скважины, в осевой и радиальной опорах двигателя, при работе калибраторов, присоединенных к валу двигателя и т.п.;

Ы'дп - мощность, подводимая от двигателя к забою скважины;

Ил - мощность, затрачиваемая на восстановление момента инерции ротора ГЗД;

И] - часть Мг„, которая расходуется на доразрушение породы на забое скважины, его очистку Идо, на рассеивание энергии в потоке жидкости при вибрациях Ив, на гидросопротивления Н-с.

С учетом рекомендаций Балицкого П.В. по расчету и Ыуп, в работе предложено МПУ представлять в общем виде как

Ж, + Ыуп = Мдп. (3)

На рис.5 представлена минимальная величина «полезной» мощности, подведенной непосредственно к забою: И'^, = N¡щ^ или Л^ + Ул = Ыт. Тогда один из вариантов МПУ принимает вид:

= 2 к-Рс-М,-п, (4)

Рс-Кд-^-Кг _ Рс-Кубь-Ъ

2 г.

т,

т,

N,-, + 0,5^,

ЫТ!+ 0,5 N г

Рис.5. Схема изменения амплитуды осевых зубцовых вибраций долота и затрат мощности Иг„ в течение Т) и Т^;

NГ, = //, + Ыуп + ЛуР;

= Хдп + Ип + И'„

где Рс - статическая часть осевой нагрузки на забой (на долото) скважины; Кд - коэффициент динамичности изменения силы Рс при вибрациях долота; твл = тк - время упругой деформации породы; тв - время выхода зуба долота из лунки вдавливания его в породу; Му - удельный момент при работе долота на забое в процессе разрушения породы; п - частота вращения долота или вала ГЗД;

Все составляющие Н на рис. 4 рассчитываются с применением разработанных выражений. Уравнение (4) решается относительно необходимых в конкретной си-

туации параметров, например, относительно средней 5з]. Приняв тВд = 1,1 тв, Кг = 3 и соответствующие параметры для расчета Му, находим:

5%1 г(0,97 Л и ■ твд-^гп)\Кд , (5)

где II - радиус долота; цгп - коэффициент сопротивления при взаимодействии вооружения долота с забоем.

Для получения математической модели процесса углубления скважины с целью ее применения при оперативном управлении углублением скважины применены формулы для расчета Ыр и энергоемкости разрушения породы (согласно рекомендациям УНИ): Л у ~ N Р/Ус ■ Р3 (здесь Р3 - площадь забоя скважины; Ус - средняя величина V.)

Путем преобразований получены МУПУ в нескольких вариантах, одна из которых (моделей) имеет вид

т, 1,25-10' -Ръ-пг -цГП

Ус =-г-2;-^ , (6)

"ш "'с

где Рш - твердость пород по штампу; ^ - средняя величина шага зубьев долота.

В этой модели есть управляющие параметры, отражены свойства пород и один из основных параметров долота -

Управлять по V двумя управляющими воздействиями неэффективно, тем более, что п зависима от Рз. Поэтому целесообразно, ориентируясь на характеристики турбобуров М = А(п) и п = 1'(Р3), задавать небольшой диапазон изменения п, например, в пределах 0,95 п0П < п < пртах, и успешно применять рекомендованные модели.

В соответствии с вариантом МУПУ для оперативного управления по V получены модели (Ур; цт) для тактического и стратегического уровней управления. Например,

р РШ-1С-{\+Тсп\(б) • ^

По результатам исследований этого раздела сформулированы требования к системе управления строительством скважины и разработана ее иерархическая структура с детализацией системы управления скважины, что позволяет 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.

Обоснованы требования к моделям процесса углубления скважины и управления этим процессом при турбинном бурении.

Разработаны математические модели процесса углубления скважин и управления им применительно к оперативному, тактическому и стратегическому уровням управления углублением скважин, применение которых позволяет повысить эффективность углубления скважины турбинным спо-

собой с применением автоматизированной системы управления, а также повысить уровень теоретических представлений о таком управлении.

В третьем разделе представлены результаты анализа и классификация методов оптимизации управления процессом углубления скважин. Выработаны рекомендации по выбору метода оптимизации и пути устранения присущих им недостатков. Оптимизация процесса бурения подразделяется на два уровня: предварительный выбор оптимальных технических средств и оптимальное управление ими. Реализация второго уровня может осуществляться различными методами, которые подразделяем на расчетные, прогнозирующие и оперативные.

Расчетный - основан на предварительном расчете управляющих параметров, исходя из предполагаемых физико-механических свойств породы, прочностных и конструктивных характеристик, рекомендуемых к использованию долот. Установлено, что расчетные осевые нагрузки превышают значения, которые по статистическим данным соответствуют оптимальным Ропт- Время работы долота на забое определяется и вносится в документацию как руководящее указание. Прогнозирующий метод основан на аналитическом исследовании математических моделей основных закономерностей процесса бурения, расчете значений управляющих параметров и прогнозировании на этой основе основных результатов взаимодействия долота с породой, включая и время пребывания долота на забое. При этом методе необходима информация о свойствах пород.

Использование детерминированных коэффициентов в математических моделях для конкретных условий бурения в значительной степени спорно ввиду их большого диапазона изменения в зависимости от района работ. Поэтому реализация прогнозирующего метода предполагает для оптимизации процесса бурения конкретной скважины использование результатов проводки предыдущих скважин или бурение опорно-технологической скважины, с целью определения значений коэффициентов математической модели, на площади, подлежащей разбуриванию.

Оперативный метод оптимизации основан на определении оптимальных значений управляющих параметров в ходе самого рейса по 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, стоимости 1м проходки и др. Для реализации оперативного метода в турбинном бурении наиболее информативна экстремальная зависимость механической скорости от осевой нагрузки. Алгоритмическое обеспечение оптимального управления представляет 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. предусматривается решение задачи о моменте замены изношенного долота.

Оптимизация по критерию максимума механической скорости. Получила наибольшее признание. 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. Сосен-ков): с автоматическим изменением осевой нагрузки Р на ДР анализируется разность мгновенных скоростей перемещения инструмента AV = VJf| -Vj > 5, где б - постоянная, зависящая от свойств породы. При перемене знака AV изменяется направление регулирования Р. При 6 = 0 текущая осевая нагрузка считается оптимальной, т.е. Р = Ропт, а скорость максимальной, т.е. V = Vmax. Развитие этого способа оптимизации - переход к ос-редненным значениям механической скорости V = Ah/At, т.к. мгновенная механическая скорость - быстроменяющаяся величина с большой дисперсией, что усложняет ее использование.

2-я группа - методы косвенного определения механической скорости, предложенные A.B. Орловым. Недостаток рассмотренных методов - длительность поиска оптимальных значений управляющих параметров. Время шагового поиска Ропт составляет 20 - 30 мин., в течение которого бурение осуществляется не на оптимальном режиме - за это время может произойти существенный износ вооружения долота, а также смена породы и поиск необходимо будет повторять вновь.

3-я группа - алгоритмы, использующие рабочую характеристику турбины (Ю.В. Гарбудов, Ю.М. Голынтейн, H.H. Гринченко и др.), основанные на том, что оптимальная величина Ропт определяет положение рабочей точки на характеристике турбобура, которая соответствует его максимальной мощности NmlxH оптимальным величинам вращения турбобура ПоПТ и вращающего момента МоОТ-

4-я группа - методы, использующие в качестве выходного сигнала вибрацию бурильного инструмента (Н.Ф. Чемерис, О.И. Соколовский), и статистический метод, предложенный В.А. Бражниковым, В.Л. Миловано-вым, В.Г. Шуваевым. Метод может быть эффективным при одновременном изменении Р и п, что при турбинном бурении в настоящее время не возможно.

5-я группа - поиск оптимальной осевой нагрузки с использованием переходного процесса, возникающего в колонне бурильных труб при подаче долота, что требует постановки активного эксперимента. Механическая скорость проходки долота V определяется как

V = VK+L/EF-dP!dt, (8)

где Vr - мгновенная скорость перемещения верхнего конца колонны бурильных труб (скорость подачи);

L, E, F - соответственно длина бурильной колонны, модуль упругости и площадь поперечного сечения стенки бурильных труб.

Проанализировано пять алгоритмов поиска: поддерживание осевой нагрузки постоянной; отсутствие подачи ВЧ; бурение с постоянной скоростью изменения осевой нагрузки; бурение с постоянной скоростью подачи; бурение с постоянным темпом изменения скорости подачи.

На буровой проще реализуется алгоритм - поиск Ропт при отсутствии подачи. При этом определяется (dP\dt),n,w, которая соответствует V = Vmax-Значение осевой нагрузки в этот момент принимается за Ропт- Преимущества этого метода: широкий диапазон изменения осевой нагрузки, обеспечивающий надежность поиска Рот, высокое быстродействие алгоритма поиска, простота реализации. Дальнейшее развитие этот метод получил в работах В.А. Кузнецова, Н.Ф. Богданова, где предлагается замена широкодиапазонного метода поиска на поэтапный, что уменьшает величину динамической нагрузки на долото, а также замена операции дифференцирования на операцию интегрирования.

Вторая задача, решаемая в процессе бурения, - определение момента повторного поиска Ропт в связи с изменением характеристик долота, свойств породы, а также определения момента окончания рейса в случае оптимальной отработки долота по износу вооружения или опоры. В решении этой задачи основополагающими являются работы М.А. Фингерита, Э.Х. Сабитова, А.Б. Шильмана.

Момент повторного поиска Ропт определяется по алгоритму, основанному на сравнении величины проходки за последовательные промежутки времени.

Для определения момента подъема долота по износу вооружения выделено пять наиболее представительных алгоритмов: по максимуму произведения механической скорости, измеренной за промежуток времени At, на время работы долота; по максимуму произведения текущей проходки на текущее значение механической скорости; по падению механической скорости, измеренной за промежуток времени At; по произведению текущего значения механической скорости на текущее значение рейсовой скорости; по отношению рейсовой скорости к механической.

Наибольшую относительную эффективность (до 90%) имеет алгоритм, в котором применяется отношение рейсовой скорости к механической. Эффективность других не превышает 70%.

Для повышения эффективности применения этого алгоритма предлагается дополнить его следующими условиями: осевая нагрузка в конце рейса должна отвечать возможно более высокому значению механической скорости, т.е. ее уменьшение должно быть обусловлено только износом долота, а не применением неоптимальных параметров процесса бурения; осевая нагрузка в период измерения V должна поддерживаться постоянной

с отклонением, не превышающим АР < Ср, где СР - зона допустимого изменения Р.

Результаты промысловых испытаний: у 80% долот средняя высота оставшейся части зубцов по наиболее изношенному среднему венцу составила около 20% первоначальной. Вероятность подъема долота с высотой зубцов больше 35% первоначальной составила 7%.

Проанализированы алгоритмы по распознанию заклинки долота: по достижению заданного значения отношения оптимальной осевой нагрузки на турбобур в конце рейса к тормозной нагрузке в начале рейса; по достижению заданного значения отношения оптимальной осевой нагрузки на турбобур при V = \'№аЛ в конце рейса к оптимальной осевой нагрузке на турбобур при V = Утах в начале рейса; по достижению заданного значения См отношения среднего крутящего момента на роторе при заклинке долота М1 к среднему крутящему моменту на роторе М[ в начале бурения при оптимальной осевой нагрузке на долото: М, / М] > См.

Анализ результатов промысловых испытаний показал, что последний алгоритм позволил правильно и своевременно установить заклинивание опор более чем в 80% случаев. Около 6% долот поднято преждевременно - сигнал заклинивания получен вследствие проявления некоторых не учитываемых факторов. Для остальных долот, имеющих заклинивание опоры, сигнала заклинивания не было, однако в связи с существенным падением механической скорости срабатывал алгоритм определения износа долота по вооружению.

Следовательно, алгоритмы определения износа долота по вооружению и по опоре должны применяться в комплексе, что предопределяет ведение процесса на оптимальном режиме «без аварий».

Оптимизация по критерию - максимум рейсовой скорости Ур шах. Практическую апробацию получил алгоритм, представляющий оптимальную осевую нагрузку в виде двух слагаемых - реперной нагрузки Рр и дополнительной нагрузки АР, учитывающей изменяющиеся условия бурения:

Ропт = Рр +• АР. Величина ДР определяется регулярно в ходе рейса согласно выражению АР = -V¿(Рг) /Vр'(Рр), где V ¡,(Рр) и РД Рр ) - первая и вторая производные рейсовой скорости в функции от реперной нагрузки.

В качестве реперной нагрузки принимается Р = Ропт, определяемой по критерию оптимальности максимума механической скорости. После определения реперной нагрузки проводится пробное бурение для определения показателя в выражении V - У0 еи по методу наименьших квадратов.

Корректировка Ропт в ходе рейса проводится при смене буримости горной породы, что определяется по характеру зависимости У(1). Так как эта зависимость имеет экспоненциальный характер, то в координатах V - Ь

ей тождественна линейная функция V = Vo - kh, по изменению наклона которой можно судить об изменении буримости породы и проводить коррекцию Ропт.

Определение момента смены долота по износу вооружения и опоры проводятся по алгоритмам, рассмотренным при критерии оптимизации по максимуму механической скорости.

Оптимизация по критерию минимума стоимости 1 м проходки. Величину, ей обратную, Г.С. Баршай назвал экономической скоростью. Максимум относительной экономической скорости наступает позже максимума рейсовой скорости. Управление по максимуму относительной экономической скорости практически идентично управлению по максимуму рейсовой скорости. Погрешность такого допущения оценивается соотношением стоимости долота и стоимости 1 ч работы буровой установки.

Оптимизация по критерию максимума проходки на долото. Проанализирован ряд алгоритмов. Наиболее предпочтительным для оперативного управления является алгоритм, предложенный В.К. Бицутой, Ю.М. Дунаевым и H.A. Колесниковым в виде отношения квадрата механической скорости к модулю производной скорости или ее ускорению: V2(t)/1V (t) | = =[V2(t)/1V (t) | ]max. Установлена экстремальная зависимость указанного отношения от осевой нагрузки на долото, поэтому регулируя осевую нагрузку, можно добиться максимума проходки на долото. Однако, экспериментальная проверка метода показала его малое быстродействие, что приводит к сомнению в надежности работы и этого предложенного алгоритма.

Результаты анализа методов оптимизации показывают, что оперативный метод обладает потенциальными возможностями выбора для конкретных условий оптимальных режимов бурения, позволяют следить за изменением сочетания «долото-порода» и корректировать режим бурения в соответствии с меняющейся обстановкой на забое.

Однако общее для рассмотренных методов оптимизации управления процессом бурения состоит в том, что они детерминированы, в них используются математические модели и алгоритмы управления, структуры и коэффициенты которых определяются до начала рейса, причем, как уже отмечалось, количество экспериментально определенных моделей, отличающихся друг от друга, большое, что затрудняет унификацию алгоритмов и программ, сдерживает развитие автоматизации.

Проведенные исследования функции механической скорости от времени на скважинах Сургутского УБР-1 показали, что в процессе бурения по мере снижения среднего значения скорости за счет износа долота происходит изменение характера функции V(t) от высокочастотной к низкочастотной, что определяет ее как нестационарный по математическому ожиданию и корреляционной функции процесс. Однако скорость проявления нестационарности V(t) мала, что позволяет выделить участки ее ста-

ционарности. В результате получено общее выражение корреляционной функции механической скорости бурения:

^(УСРт) = (9)

где а, = 2,7 м"1; а2 = 0,78м/ч; Ь,= 20,22 ч'1.

ТаккакУСР = УСр(1),то Кх, = /[УСР(О.г].

Это показывает, что различия в моделях заложены в характере функции У(с) (М.А. Фингерит).

Адаптивный метод оптимизации. Принцип адаптации в нашем случае заключается в том, что в связи с дрейфом характеристик объекта управления при углублении скважины (износ долота, зашламление забоя и т.п.), неточным заданием параметров математической модели управления углублением, в ходе рейса осуществляется регулярная коррекция математической модели объекта управления и алгоритма поиска оптимального режима в рамках заданной структуры с целью наилучшего выбора его параметра, посредством оперативно поступающей информации.

В соответствии с данным принципом в работе предложен следующий подход: использование единой модели управления, разработанной нами на основе закономерностей разрушения горных пород (раздел 2), и адаптивного метода управления. Это позволяет осуществить расчет начальных уставок Ро и по из условия достижения максимального значения критерия оптимизации и осуществлять корректировку математической модели объекта управления и алгоритма поиска оптимального режима бурения в процессе рейса, посредством итеративных методов, а также выработать необходимые рекомендации к первому уровню оптимизации процесса бурения.

Существующие адаптивные системы управления процессом турбинного бурения не нашли промышленного применения в результате присущего им недостатка - автоколебательного режима. Анализ показал наличие двух причин. Первая - при поиске оптимальной осевой нагрузки вместо мгновенной механической скорости измеряется ее осредненное значение. В конце рейса при постоянном интервале осреднения, в течение которого определяется механическая скорость, разность соседних ее значений становится соизмеримой с порогом чувствительности измерительного устройства. В этом случае при поиске нового значения Ропт, изменение осевой нагрузки будет продолжаться до получения существенного изменения V. При этом автомат изменит направление регулирования Р и ситуация будет повторяться. Вторая - неустойчивый режим работы системы управления возможен из-за инерции и запаздывания, с которыми управляемые величины реагируют на управляющие воздействия; неточного задания априорной информации о модели объекта, на основе которой рассчитываются параметры закона регулирования; несовершенства принятых алгоритмов

управления и регулирования; неполноты получаемой регулятором рабочей информации о текущем состоянии объекта управления.

Пути устранения выявленных причин. Первое - использование адаптивного алгоритма поиска оптимальной осевой нагрузки, изменяющего интервал осреднения в зависимости от механической скорости. По мере износа долота интервал осреднения возрастает, что, с одной стороны, уменьшает вероятность автоколебательного режима, а с другой - увеличивает работоспособность долота, так как колебания осевой нагрузки в конце рейса, когда долото изношено, ведут к его быстрому разрушению. Вторая - построение системы управления углублением скважины, как самонастраивающейся с подсистемами идентификации и адаптации.

Использование адаптивного метода управления и единой математической модели углубления скважины (глава 2) сокращает объем экспериментальных исследований для разработки алгоритмов управления проводкой скважин, позволяет в определенной степени унифицировать алгоритмическое обеспечение, повысить технико-экономические показатели строительства скважины.

В четвертом разделе представлены решения некоторых вопросов автономного управления проводкой скважин. До настоящего времени проблемной, но не решенной, остается задача обеспечения проектной осевой нагрузки на долото Р при бурении участков ствола скважины с искривлением ее оси свыше 30°, особенно горизонтальных участков, при существующих методах управления величиной Р с дневной поверхности. Основная причина этому известна: сила тяжести бурильного инструмента, необходимая для формирования Р на горизонтальных участках скважины, равна нулю, увеличиваясь до заданной при малых (до 3-5°) зенитных углах. Известны предложения способов поддержания осевой нагрузки при электробурении, с забойными гидравлическими двигателями и устройствами подачи долота, однако в промышленном масштабе они практически не реализованы из-за присущих им недостатков.

Нами разработаны и запатентованы способ и устройства формирования осевой нагрузки на долото при бурении в вышеперечисленных условиях. В способе предусмотрено генерирование дополнительного осевого гидравлического усилия, передача его и части осевого усилия от веса бурильной колонны на долото через вал турбобура, что позволяет между паузами в подаче верхней части бурильной колонны к забою частично компенсировать снижение, осевой нагрузки на долото и забой скважины. При этом в направлении от долота более равномерно передаются осевые вибрации бурильной колонне, в результате чего снижаются силы трения колонны о стенки скважины, колонну с меньшим усилием подают к забою, улучшая формирование необходимой осевой нагрузки на долото, в связи с чем повышаются уровень мощности, расходуемой на разрушение горных пород на забое скважины, и механическая скорость бурения. Равномерное

поддержание осевой нагрузки на долото способствует стабилизации частоты вращения вала забойного двигателя, дополнительному повышению механической скорости бурения, увеличению долговечности работы долота и соответственно повышению проходки на долото, а также стабилизации заданного направления оси скважины.

Разработаны устройства для бурения долотами диаметром 295,3; 215,9 и 190,5 мм, а также для бурения скважин с ВЗД, конструктивная особенность которых заключается в эксцентричном вращении ротора ВЗД по отношению к его статору.

В работе представлены методики расчета величин основных технологических параметров при применении устройств и выбора базовых элементов его конструкции. Показано, что суммарная нагрузка на вал турбобура от дополнительного гидравлического усилия должна быть в пределах 20-25% от необходимой Р.

Испытания, проводимые в СУБР-1 (Конитлор-5), показали увеличение средней механической скорости проходки на 25% по сравнению с результатами бурения в аналогичных условиях.

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 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 (61). 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 показали, что при бурении скважин под кондуктор в Среднем Приобье & = йтс. Учитывая этот фактор, известную неравномерность подачи жидкости насосами в бурильную колонну и колебания с меняющейся в определенных пределах Сп, можно считать, что ритмичность работы системы «буровой насос - турбобур - долото» только от близости по величине йшс и Иг в вы-шеотмеченных 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 ЗТСШ1-240 с рабочей частотой вращения вала 12-14 1/с, отсюда = 12-14 Гц при Виас = 8,0 - 8,8 Гц. Пиковые значения давления внутри колонны в этом случае составляют порядка 10% от среднего. Следовательно, и снижение скорости проходки составит около 10%.

Нами 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 Пурпейского УБР, позволяет повысить механическую скорость бурения на 15% и увеличить проходку на долото на 7-10%.

Третьим направлением является оптимизация вооружения режущей части шарошек, что наряду с улучшением очистки забоя от шлама и снижением дифференциального давления на забое скважин является принципиальным в решении задач повышения механической скорости бурения и стойкости долота.

Работы в этом направлении известны: изменялись формы зубьев долота и их расположение на шарошках, при этом форма породоразрушаю-щих вершин (ПВ) совершенствовалась в основном с целью увеличения глубины вдавливания (53) зуба долота в породу. Обычно 5з < Змм и в любых породах ограничено применяемым способом их разрушения и прочностью бурильного инструмента. В этой связи применяемые зубья долот имеют одну вершину, приосгренную различным образом вплоть до «чер-паковидных», что уменьшило вариабильность долог. В работе отмечены основные недостатки зубьев современных долот: форма породоразрушаю-щих вершин зубьев в рабочей кромке ПВ приспособлена в основном для разрушения породы вдавливанием вершин, т.е. самым энергоемким методом. При малых б большинство форм ПВ не меняют сути принятого метода разрушения породы, тогда как скалывание и сдвиг породы при этом являются сопутствующими процессами; исключен положительный эффект взаимовлияния ПВ на разрушение породы между зубьями при наложении волн напряжений в ней; возможности в выборе схем расположения на шарошке зубьев с одиночными вершинами ограничены. При этом не полностью используется потенциал мощных забойных двигателей типа ВЗД и ТРМ.

Для придания разнообразия свойств зубу долота, а также для повышений эффективности работы долота и ГЗД, предложено на верхней части основания зуба формировать две и более породоразрушающие вершины. За одно взаимодействие такого зуба с забоем объем выбуренной породы может увеличиваться до 25%.

Таким образом, разработаны устройства формирования осевой нагрузки на долото для проводки скважин на участках с зенитным углом более 30° и технология его применения. При испытаниях устройства подтверждены его работоспособность и возможность повышения механической скорости проводки скважин с его применением до 25%.

В пятом разделе дана сравнительная характеристика каналов передачи забойных параметров на наземную аппаратуру: кабельного, электромагнитного, акустического и гидравлического.

Рис. 6. Схема канала передачи забойных параметров на наземную аппаратуру

Общий признак системы передачи - наличие источника сообщения, забойного передающего устройства, линии связи и приемного устройства. Физическая величина, характеризующая конкретный забойный параметр, является источником сообщения F(t), который имеет форму, не приспособленную для передачи. В связи с этим сообщение преобразуется в передатчике в сигнал S(t), который в линии связи искажается помехой <a(t). Свойства системы контроля забойных параметров в значительной степени зависят от выбранного канала связи, характеризующегося следующими параметрами: временем, в течение которого по нему ведется передача, динамическим диапазоном, полосой пропускания, помехоустойчивостью (рис.6).

Разработкой measurmeny while drilling (MWD) систем контроля забойных параметров в процессе бурения занимается более 45 зарубежных фирм, из них кабельным каналом связи занимается 15 фирм, электромагнитным - 7, акустическим - 8, гидравлическим - 15, а также отечественные НИИНП (Самара), ВНИИГИС (Уфа), ВНИИБТ, ТюмГНГУ, СибНИИНП и др. Сравнительные характеристики способов передачи информации по данным источников сведены в таблицу 2.

В работе предложен новый способ использования гидравлического канала связи с нижней частью бурильного инструмента для измерения режимных параметров в процессе турбинного бурения скважин, основанный на поглощении энергии помех при звуковых вибрациях в потоке промывочной жидкости, генерируемых бурильным инструментом, уровень которых достигает 75-95 дБ. Способ передачи основан на использовании принципа широкополосного акустического фильтра, физические свойства которого легли в основу принципа действия серии забойных датчиков частоты вращения вала турбобура.

Таблица 2 - Характеристики способов передачи информации

Канал свяш Преимущества Недостатки

Электрический проводной (сбрасываемый кабель, кабельные секции в трубах) Высокая скорость передачи, возможность двухсторонней связи и передачи электроэнергии для питания сква-жшшой аппаратуры Высокая стоимость, проблема надежности соединений, повреждение кабеля вследствие абразивного износа и вращения труб. Увеличение времени СПО

Электромагнитный Простота преобразования измеряемой величины в электрический сигнал, высокая помехоустойчивость, отсутствие требований к уровню пульсации давления бурового раствора Значительное затухание сигнала с увеличением глубины, зависящее от свойств породы. Проблема изготовления изоляционной вставки равнопрочной с бурильными трубами

Акустический Простота организации работ, широкополосность спектра излучения Низкая информативность и помехоустойчивость, трудности, связанные с выделением сигнала на фоне помех

Гидравлический с использованием излучателей давления высокой частоты Простота системы излучения и приема Большое затухание сигнала, малая дальность передачи, низкая помехоустойчивость

Гидравлический с использованием излучателей давления низкой частоты Большая дальность передачи Низкая пропускная способность, большие потери гидравлической мощности на формирование информативного сигнала

Забойный широкополосный фильтр - это акустический резонатор, выполненный в виде сосуда, сообщающегося с внешней средой через небольшое отверстие или трубку. Характерной особенностью такого фильтра является способность совершать собственные низкочастотные колебания, длина волн которых значительно больше линейных размеров самого резонатора и определяется как

(1о)

где С - скорость звука в среде (в буровом растворе С к 1300 м/с);

V - объем резонатора;

Б и Ьф - соответственно площадь поперечного сечения и высота трубки.

Ввиду того, что входной импеданс акустического резонатора на частоте / мал, то размещение резонатора на стенке звуковода (на бурильной трубе) резко меняет условия распространения звуковой волны с часто-

той / , вызывая при этом эффективное ее отражение. При резонансе колебательная скорость частиц среды (бурового раствора) в отверстии или трубке резонатора велика и за счет их трения звук частотой / интенсивно затухает.

Свойства акустического резонатора отражать и поглощать энергию из спектра звуковой вибрации заданной частоты используется в работе, во-первых, для уменьшения помехи, во-вторых, для контроля частоты вращения вала турбобура. В работе показано, что из внешнего звукового поля за один период колебаний резонатор поглощает следующее количество энергии:

]¥п = прРка2^со1

(11)

где

бу-

(12)

р - плотность жидкости, . а 1 - амплитуда гармоники резонансной частоты ,

(3 - Добротность акустического резонатора,

Юо=2тс/.

Полная энергия резонансной частоты в полости звукопровода рильной колонне определяется как

Ш = ТТлРй вн ■ = Са о , 8 /о

где с1Вц. - внутренний диаметр бурильной трубы.

Таким образом, доля энергии, поглощаемой резонатором из звуковой волны, сконцентрированной в объеме V, составит

* = /Жа = ЪРкОГ „/¿¿я с . (13)

На величину % при постоянных геометрических размерах резонатора существенную роль оказывает скорость звука. Результаты экспериментальных исследований, приведенные в работе, показывают, что при изменении гидростатического давления бурового раствора от 0,1 до 40 МПа диапазон изменения скорости распространяемого в нем звука составляет 340 м/с.

Представлена методика расчета геометрических размеров резонансной камеры и уровня отражения ею звука. При этом доказано, что добавление в конструкцию акустического фильтра второй резонансной камеры делает его более эффективным, нежели простое удвоение объема одной резонансной камеры. Предложена формула расчета эффективности составного резонатора

Д£ = 8,69 М агс

где К - волновое число,

соэ

К1

/о

VСоУ 25

X

/о

А /

■вт К1

1_ ¡о

(14)

М - число резонаторов.

Уровень поглощения звука AL сдвоенного резонатора для частоты / = 400 Гц при / = 0,94 м (расстояние между двумя резонаторами) составляет 94 дБ.

На базе забойного широкополосного акустического фильтра разработано несколько датчиков. Например, датчик для измерения частоты вращения вала турбобура посредством поглощения энергии звуковых вибраций из спектра шума, генерируемого турбинками турбобура (на частоте = 300 Гц), осуществляет амплитудно-импульсную модуляцию, пропорциональную частоте вращения вала турбобура, т.е. формирует последовательность волновых пауз, которые распространяются по колонне бурильных труб к устью скважины. Сформированные таким способом волновые паузы на дневной поверхности принимаются гидрофонным датчиком, преобразуются в электрический сигнал с последующим выходом на пульт управления регулятора подачи долота и на показывающий прибор, шкала которого проградуирована в об/мин.

В работе представлены результаты промысловых испытаний наземного широкополосного акустического фильтра по подавлению помех в нагнетательной линии в виде спектрограмм, которые подтверждают высокую эффективность установки таких устройств: интегральный уровень шума в манифольде до акустического фильтра составлял 150 дБ, а за акустическим фильтром -30 дБ.

Благодаря применению наземного широкополосного акустического фильтра уровень шумов в нагнетательной линии удалось снизить на 80%.

Кроме того, установка наземного широкополосного акустического фильтра позволила снизить пульсации промывочной жидкости, что, в свою очередь, положительно сказалось на технологических показателях бурения.

Таким образом, предложены новый способ использования гидравлического канала связи с нижней частью бурильного инструмента в процессе бурения скважины и устройство для измерения частоты вращения вала турбобура. Устройство поглощает энергию помех при звуковых вибрациях в потоке промывочной жидкости и модулирует звуковой сигнал пропорционально частоте вращения вала турбобура. Применение способа и относительно недорогого устройства, предложенных и апробированных в процессе бурения скважины, позволяет надежно получать необходимую информацию о частоте вращения вала серийного турбобура.

В шестом разделе представлены способ и результаты создания системы автоматического управления (САУ) углублением наклонно направленных и горизонтальных скважин при турбинном бурении, которая в ходе рейса осуществляет адаптацию алгоритма поиска оптимального режима бурения в рамках заданной структуры путем наилучшего выбора его пара-

метров, а также идентификацию математической модели объекта управления.

В процессе разбуривания породы с объекта управления (ОУ) оперативная измерительная информация поступает через унифицирующие измерительные преобразователи (УИП) на устройство определения главной и вспомогательной информации, К главной относятся обобщенные характеристики бурения: механическая скорость, текущее значение рейсовой скорости и т.п. Вспомогательная информация характеризует основные и производные от них параметры процесса бурения: осевую нагрузку, поглощение раствора, скорость вращения долота, крутящий момент на долоте и др. Указанная информация поступает в блок обработки статистической информации для увеличения массива данных и в блок функционирования алгоритма поиска оптимальных режимов по заданному критерию для его коррекции. Контроллер на основе оперативной информации по скорректированному алгоритму выбирает оптимальные значения параметров процесса бурения, которые используются для управления путем воздействия на регулятор подачи долота (изменение осевой нагрузки), механизмы подготовки и подачи промывочной жидкости.

Выделяются два основных направления в создании систем автоматизации:

- автоматизированные системы управления механизмами и агрегатами буровой установки;

- автоматизированные системы управления технологическими процессами строительства скважин.

Отдельными разработчиками принято направление по увеличению объема информационного обеспечения систем. Но это приводит к увеличению числа контролируемых параметров, а следовательно, к усложнению систем контроля и обработки информации, увеличению их стоимости, увеличению затрат на их обслуживание и ремонт, без значительного повышения показателей бурения.

Минимизация нерациональных расходов на получение информации требует обоснования потребности в информации в зависимости от сложности геологических условий и требований к уровню решения управленческих задач. В работе представлена классификация уровней информационного обеспечения, обеспечивающая увязку между собой технических средств, формирующих информационный поток, и управленческих задач, решаемых на базе этой информации.

Основа классификации - декомпозиция задач и структур систем управления: буровая установка - объект управления - разделение объекта на подсистемы; определение контролируемых параметров по управляемым подсистемам; увязка информационной значимости контролируемых параметров с необходимым для ее получения объемом технических средств и их стоимостью. Разделение объекта управления на подсистемы определя-

ется спецификой процесса: процесс разрушения горной породы на забое; отработка породоразрушающего инструмента; режим работы забойного двигателя; процесс удаления шлама с забоя скважины; вынос шлама по стволу скважины из забоя; режим работы бурильной колонны; обменные физические процессы между пластовым флюидом и средой в стволе скважины; механическое воздействие бурильной колонны на горные породы разреза скважины. По каждой подсистеме устанавливаются целевая функция, критерии управления, факторы управления, показатели обратной связи. Цель классификации информационного обеспечения - увязка круга решаемых задач по управлению процессом бурения с необходимым объемом контролируемых параметров, достоверностью получаемой информации, стоимостью необходимых контрольно-измерительных систем.

Низший уровень: контроль ограничен наблюдением за нагрузкой агрегатов наземного оборудования - персонал в управлении руководствуется собственным опытом и интуицией. Второй уровень - качество контролируемых параметров увеличивается, но обратная связь не развита. Управление: соблюдение заданного режима бурения. Третий уровень - развитие обратной связи информационного обеспечения - оперативная корректировка режима бурения. Четвертый уровень - телеметрический контроль забойных параметров - оперативная оптимизация режима бурения, предпосылки раннего диагностирования осложнений и повышения успешности буровых работ. Пятый уровень - телеметрия результатов каротажа геологического разреза в процессе бурения - предпосылки предупреждения осложнений бурения. Шестой уровень - геофизическое зондирование разреза на забое - вероятность прогнозирования условий проводки скважины.

По данным контроля создается информационная модель, которая должна с достаточной достоверностью служить отображением реального объекта.

Некоторые факторы характеризуют состояние и одновременно воздействуют на несколько подсистем, причем их роль и значение для различных подсистем неодинаховы.

Успешность оперативного управления зависит от достаточности уровня информационного обеспечения. В работе представлена методика расчета количественных показателей информационной значимости контролируемых параметров.

При разработке автоматизированной системы управления углублением скважин принципиальным становится вопрос о структурной схеме системы управления. При этом есть два основных подхода, ведущих свое начало от роторного бурения - регулирование режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой на долото и регулирование работой забойного двигателя непосредственно частотой вращения его вала. Оба эти метода не лишены недостатка.

Рис.7. Структурная схема автоматизированной системы управления углублением скважины (САУ)

На рис.7 представлен новый вариант: регулирование режима работы ' гидродвигателя величиной осевой нагрузки с корректировкой ее зависимости от реальной частоты вращения вала турбобура, что стало возможным в результате разработки представленного в пятом разделе способа передачи забойных параметров. На структурной схеме САУ использованы обозначения: УИОМС - устройство измерения осредненного значения механической скорости; УВРС - устройство вычисления рейсовой скорости; ДВБ -датчик времени бурения; КБ - командный блок; ПД - алгоритмические блоки; АНП - блок автоматической настройки параметров; ЦАП - цифро-аналоговый преобразователь; СУП - система управления подачей ВЧ; ТС -талевая система; ДВ - датчик веса; КБТ - колонна бурильных труб; ДП -датчик проходки; ПЧ - наземный преобразователь частоты вращения вала турбобура; ГД - гидравлический двигатель; ДЧ - забойный датчик частоты вращения; Дол. - долото; МКП - микропроцессорный контроллер (рис.7). Управляющее воздействие на систему управления подачей верхней части колонны (ВЧ) формирует микропроцессорный контроллер. Программа, записанная в память МПК, формирует несколько пакетов алгоритмов. УИОМС - осуществляет измерение среднего значения механической скорости Ус, изменяя при этом интервал осреднения А1 в зависимости от величины

г/ *

У с ■ УВРС - вычисляет величину текущей рейсовой скорости, используя значения времени предшествующих спуско-подъемных операций (СПО). Командный блок в соответствии с выбранным критерием оптимизации по

определенному алгоритму выдает уставку на осевую нагрузку Р0 и частоту вращения вала турбобура по- Сигналы текущих значений этих параметров поступают на входы микроконтроллера, где рассчитываются их рассогласования с уставками. Полученные сигналы поступают на соответствующие ПД - алго-блоки, подпрограммы которых реализуют заданный закон регулирования - пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД-закон). Блок АНП реализует задачи идентификации и адаптации - экспериментальное уточнение модели объекта и соответствующее изменение алгоритмов управления - корректировка параметров настройки регулятора. При управлении режимом бурения МГЖ обслуживает отдельные каналы по очереди. Очередь может устанавливаться как по жесткой программе (с фиксированным периодом дискретности Тд, по мере поступления заявок или по приоритету), так и по гибкой (период дискретности принимает с

некоторым математическим ожи-данием и дисперсией случайные значения).

Представленная система управления является двухуровневой: первый (нижний) уровень образует блок регулирования (РБ), второй - командный блок (КБ), вырабатывающий командное воздействие на регулятор, обеспечивающее оптимизацию процесса углубления скважины по выбранному критерию.

Программа управления, реализуемая КБ по критерию максимума механической

скорос-ти, работает по алгоритму, представленному на рис.8. Во-первых, проверяется в блоке 1 наличие условий, необходимых для бурения (наличие промывки и т.п.). Затем в блоке 2 по величине крутящего момента - состояние опоры долота и, если выполняется условие М1 / М1 5 См, то подается команда «Подъем» 10. В случае невыполнения этого условия, в зависимости от режима работы (поиск

Рис.8. Блок-схема алгоритма работы САУ по критерию Ут„

бурение) - блок 3, осуществляется либо подача инструмента 6, либо поиск эффективной осевой нагрузки. Для этого снимаются - блок 4 характеристики Р (V) и определяется Р0пт - блок 5. После этого система поддерживает найденное значение Р0пт и осуществляет контроль равенства оптимальной осевой нагрузки текущему ее значению (Р = Ролт) в блоке 7. Если равенство соблюдается, то осуществляется подача инструмента - блок 6, если равенства нет, то следует переход к блоку 8, в котором проверяется неравенство С т1> к Р ] к > 1/Ст , поиск новых оптимальных значений параметров бурения. Если оно нарушается, то осуществляется переход к блоку 3 для поиска новой оптимальной нагрузки, если не нарушается, то осуществляется переход к следующему блоку 9, в котором проверяется условие УР1 / Уда ^ С, при несоблюдении этого условия бурение продолжается, а при выполнении - формируется команда «Подъем» 10 по износу вооружения долота.

По соответствующей программе происходит переход на иной критерий оптимизации - максимум рейсовой скорости или максимум относительной экономической скорости, алгоритмы управления по которым также представлены в работе.

-■" С точки зрения автоматизации, объектом управления (ОУ) является буровой инструмент, представляющий собой динамично изменяющуюся систему с постоянно воздействующими на нее факторами, основной характеристикой которой является математическая модель - передаточная функция. ОУ совместно с РБ контроллера составляют подсистему регулирования (ПСР), обобщенная передаточная функция которой позволяет оценивать оптимальность автоматического регулирования процесса бурения как при стационарном, так и в переходных режимах (при изменении физико-механических свойств разбуриваемой горной породы).

Рис. 9. Обобщенная структурная схема подсистемы регулирования (ПСР)

У(3)

п©

С целью расчета передаточной функции ПСР построена ее обобщенная структурная схема, представленная на рис.9.

Блоки Wpl (Б) и '№р2 (8), которые формируют микроконтроллер, включают в себя АЦП, ПД - алгоритмы и ЦАЛ. В качестве регулятора подачи долота выбран известный РПДЭ-б, обозначенный на структурной схеме передаточной функцией \УГпдэ(5)- Колонна бурильных труб с турбобуром обозначены одним блоком, в котором показаны два канала: основной \У(п(8) - для осевой нагрузки на долото Р(5) и вспомогательный ^02^) - для частоты вращения турбобура п(8), где Б - оператор Лапласа.

Так как в ПСР в качестве основного регулирующего параметра является осевая нагрузка на долото, а частота вращения вала турбобура - корректирующего, то передаточная функция для данной замкнутой системы составляется относительно входного сигнала-задания - Ро(8).

Влияние корректирующей связи между сигналами заданий учитывалось введением передаточной функции №'К1(5) = п0(5)/Ра($) = К,, что будет отражено ниже. Тогда передаточная функция вида 1УК2 = щ(5) -Р0(5) = К2 будет характеризовать корректирующую связь между сигналом задания (уставкой) осевой нагрузки на долото и сигналом ошибки по частоте вращения вала турбобура.

Попытки получения математической модели бурового инструмента делались многими авторами. В силу того, что модель бурового инструмента является системой с распределенными (по всей длине) параметрами, обладающей нестационарными нелинейными свойствами, а также сама регулируемая величина является случайной функцией, в значительной мере зависящей от действующих сил трения бурового инструмента о стенки ствола скважины, решение нелинейных уравнений, описывающих поведение бурового инструмента, представляет собой весьма сложный и трудоемкий процесс. Использование в ПСР дополнительного корректирующего канала по частоте вращения вала турбобура, а также блока АНП-автоматической идентификации математической модели ОУ и настройки параметров алгоритмов управления, позволило сделать определенные допущения, которые, как показали результаты испытаний, оказались оправданными. При этом передаточная функция БИ была определена с использованием уравнения А.И. Дряхлова, устанавливающего зависимость скорости перемещения верхнего конца бурового инструмента от осевой нагрузки на долото (8).

После получения математического описания каждого элемента схемы составлена математическая модель ПСР, обеспечивающая автоматическую подачу долота по заданному закону регулирования, структурная схема которой показана на рис.10.

Рис.Ю. Структурная схема математической модели подсистемы регулирования САУ

На основании этой математической модели в работе определена передаточная функция ПСР, на основе которой проведена параметрическая оптимизация подсистемы регулирования, обеспечивающая достаточный запас устойчивости ПСР при всех возможных вариациях параметров математической модели объекта регулирования. Качество регулирования оценивалось по «показателям качества», определяемым по поведению системы в переходном режиме микроконтроллером МКП (см. рис.7) с помощью специальной разработанной программы автоматической настройки параметров, действующей на принципе итерационной процедуры вычислений.

Для разработанной системы они составили: величина перерегулирования 5 = 5%; время регулирования до ТР = 30 с; степень затухания переходного процесса Ч* = 0,9. Если вычисленные значения показателей качества окажутся отличными от заданных, то МПК осуществляет корректировку параметров ПД - алго-блоков (см. рис.7). Корректировка выполняется методом «пошаговой оптимизации с оценкой переходной характеристики на каждом шаге». Такой алгоритм шаговой оптимизации выполняется МПК с помощью программы, заложенной в АНП.

Опытный образец адаптивной системы автоматического управления углублением скважины прошел успешные испытания в филиале ДООО «Бургаз» «Тюменьбургаз». При этом система показала способность автоматически анализировать получаемую с забоя информацию о частоте вращения вала турбобура и в зависимости от полученных результатов оперативно корректировать осевую нагрузку на долото и тем самым оптимизировать процесс бурения глубоких скважин с выбранным критериям оптимизации. Испытания показали увеличение средней механической скорости проходки до 30% по сравнению с результатами бурения в аналогичных условиях.

Таким образом, представлена классификация уровней информационного обеспечения и методика расчета количественных показателей и информационной значимости контролируемых параметров, что позволяет минимизировать нерациональные расходы на получение информации.

Предложен способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой с корректировкой по реальной частоте вращения вала турбобура. Разработана автоматизированная адаптивная система управления углублением скважины с надежным каналом получения информации о частоте вращения долота с забоя, что обеспечивает ее работоспособность при бурении наклонных и горизонтальных скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обобщены основные характеристики существующих устройств управления процессом углубления скважин и используемые математические модели, анализ которых показал принципиальную невозможность их использования для оптимизации управления углублением при турбинном бурении наклонных скважин.

2. Представлен системный подход к решению проблемы управления углублением скважин на основе результатов исследований процессов разрушения горных пород, способов передачи забойных параметров, методов оптимизации бурения и способов построения систем управления.

3. Разработана математическая модель процесса углубления скважин с учетом энергоемкости и мощности, необходимых для разрушения горной породы на забое скважины, а также на ее основе математическая модель управления процессом углубления, которая при совместном использовании с адаптивным методом оптимизации дает возможность унификации математического обеспечения процесса углубления скважины.

4. Предложен новый способ использования гидравлического канала связи с нижней частью бурильного инструмента в процессе бурения скважин и разработано устройство для измерения частоты вращения вала турбобура.

5. Разработаны способ и устройство формирования дополнительного осевого гидравлического усилия на долото с более равномерной передачей осевых вибраций долота на бурильную колонну и технология для эффективного применения устройства с целью повышения показателей бурения.

6. Предложен новый способ построения системы управления углублением скважины с регулированием режима работы гидродвигателя осевой нагрузкой с корректировкой по реальной частоте вращения вала турбобура, который был реализован в разработанной автоматизированной адаптивной системе, обеспечивающей управление углублением наклонных и горизонтальных скважин.

Предложенные технические средства и технологии прошли промышленную апробацию в Сургутском управлении буровых работ №1 ОАО «Сургутнефтегаз», в УБР АО «Пурнефтегаз», в ДООО «Бургаз» «Гюмень-бургаз».

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Спасибов В.М. Методическое пособие по курсу «Электрические измерения». - Тюмень: ТюмИИ, 1980. - 35 с.

2. Спасибов В.М. Методическое пособие по курсу «Электрические измерения неэлектрических величин». - Тюмень: ТюмИИ, 1981.-12 с.

3. A.c. 118643 СССР. Авторское свидетельство на изобретение, № 118643./ Спасибов В.М., Федоров М.Ф., Сахаров Ю.А. и др. 1987. - 4 с.

4. Спасибов В.М. Методические указания и программа по курсу «Измерительная техника» для студентов специальности 0634. - Тюмень: ТюмИИ, 1982.-24 с.

5. Спасибов В.М. Методические указания по курсу «Автоматизация производственных, процессов» для студентов специальности 0211. -Тюмень: ТюмИИ, 1983. - 14 с.

6. Спасибов В.М., Каменских И.А. Способ построения автоматизированного устройства исследования компановок бурильных колонн // Тез. докл. 2-ой зональной науч.-техн. конф. по комплексной программе Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» - Тюмень: ТюмИИ,

1983.-С. 75.

7. Спасибов В.М., Савиных Ю.А., Московкин В.И. Система контроля оборотов вала турбобура и вращающего момента на нем.// Тез. докл. 2-ой зональной науч.-техн. конф. по комплексной программе Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири» - Тюмень: ТюмИИ, 1983. - С. 76.

8. Спасибов В.М., Савиных Ю.А. Разработка технических средств и математического обеспечения системы геологотехнического контроля параметров бурения глубоких скважин в условиях Западной Сибири// Науч.-тех. отчет по хоздоговорной теме 12-84. - Тюмень: ТюмИИ,

1984.- 118 с.

9. Спасибов В.М. Автоматическая система подачи инструмента при турбинном бурении глубоких и наклонных скважин // Горное дело: РЖ.-М., 1988.-№12,- 11с.

10. Спасибов В.М., Каменских И.А. Проектирование моделирующих комплексов для обучения: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмИИ, 1993. -35 с.

11. Спасибов В.М., Каменских И.А. Автоматизация технологических процессов в нефтяной и газовой промышленности: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. - 96 с.

12. Спасибов В.М., Каменских И.А. Малогабаритные микропроцессорные устройства регулирования и управления на однокристальных микроконтроллерах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. - 159 с.

13. Спасибов В.М., Кулябин Г.А. К управлению процессом бурения скважин// Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. междунар. науч. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. - С. 36.

14. Спасибов В.М. Способ регулирования технологических параметров турбинного бурения// Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. междунар. науч. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. -С.

15. Спасибов A.B., Каменских И.А. Автоматизация процесса турбинного бурения скважин// Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. междунар. науч. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. - С. 36.

16. Спасибов A.B., Каменских И.А. Модификация решения задач и оптимизации режимов бурения// Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. междунар. науч. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. -С. 37.

17. Вяхирев В.И., Ковязин Н.И., Кузнецов Ю.С., Спасибов В.М. и др. К вопросу о необходимости разработки математической модели для расчета параметров акустического поля в тампонажном растворе// Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. междунар. науч. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. - С. 83.

18. Ковязин Н.И., Вяхирев В.И., Кириллов Г.В., Спасибов В.М. и др. Математическая модель для расчета параметров акустического поля в тампонажном растворе// Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. междунар. науч. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. - С. 84.

19. Спасибов В.М. Система автоматического регулирования турбинного бурения глубоких скважин - Тюмень: Вектор-Бук, 1996. - 200 с.

20. Спасибов В.М., Каменских И.А. Автоматизация процесса турбинного бурения глубоких скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. №6. - С. 52.

21. Спасибов В.М. Оперативный контроль направления скважин// Изв. вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. №6. - С. 53.

22. Спасибов В.М., Кулябин Г.А., Спасибов A.B., Кулябин А.Г. К модели процесса углубления скважин и управления им // Моделирование техн. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информ. технологий: Материалы Всероссийской науч. -техн. конф. 20-22 мая 1998. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - С. 3.

23. Спасибов В.М., Спасибов A.B. О математической модели бурового инструмента // Моделирование техн. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информ. технологий: Материалы Всероссийской науч. -техн. конф. 20-22 мая 1998. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - С. 3.

24. Спасибов В.М., Спасибов A.B. К математической модели управления процессом углубления скважины в анизотропных средах// Моделирование техн. Процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и

газа на основе современных информ. Технологий: Материалы Всероссийской науч. -техн. конф. 20-22 мая 1998. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - С. 26.

25. Кулябин Г.А., Спасибов В.М., Кузнецов Ю.С., Кулябин А.Г. Новая конструкция зуба долота // Моделирование техн. процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информ. Технологий: Материалы Всероссийской науч. -техн. конф. 20-22 мая 1998. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. - С. 35.

26. Способ формирования осевой нагрузки на долото и устройство для его осуществления // Патент № 2124617 РФ / Кулябин Г. А., Спасибов В.М.- 14с.

27. Кулябин Г.А., Спасибов В.М., Кулябин А.Г. К управлению углублением скважин // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - С. 20.

28. Спасибов В.М. Выбор вида системы управления углублением скважины.// Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - С. 24 - 25.

29. Спасибов В.М. Подсистема оптимизации качества работы объекта управления - буровой установки I! Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - С. 22 - 27.

30. Пахаруков Ю.В., Кулябин Г.А., Спасибов В.М. и др. К механизму возникновения микрогетерофазного состояния на границе раздела нерастворимых жидкостей // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - С. 141.

31. Кулябин Г.А., Спасибов В.М., Кулябин А.Г., Черкасов Р.В. и др. Методика проектирования режима бурения скважин с применением ЭВМ II Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - С. 142.

32. Кулябин Г.А., Спасибов В.М. Выбор канала связи контроля забойных параметров — сравнительный анализ // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - Вып. 2 - С. 26.

33. Спасибов В.М. О выборе объема информационного обеспечения управлением углубления скважин // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - Вып.2. - С. 27.

34. Спасибов В.М. О расчете количественных показателей информационной значимости контролируемых параметров в процессе бурения // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО

докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - Вып.2. - С. 29.

35. Спасибов В.М. Способ минимизации неконтролируемых погрешностей в математической модели буровой установки // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России: Тез. докл. междунар. науч. - технич. конф. - Тюмень: ОАО «Запсибгазпром», 1999. - Вып.2. - С. 30.

36. Спасибов В.М. Приборы и математическое обеспечение оптимизации процессов углубления скважин. - Тюмень: Вектор Бук, 1999. -244 с.

Соискатель . _ „ „. В.М. Спасибов

Уч. Изд. л. 3,4 Усл. Печ.л. 3,4

Подписано к печати 18.02.00 г. Заказ № 58 Тираж 100 экз.

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Отдел оперативной полиграфии, 625000, г.Тюмень, ул. Володарского, 38.