RU2569656C1 - Способ управления процессом бурения и система для его осуществления - Google Patents
Способ управления процессом бурения и система для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2569656C1 RU2569656C1 RU2014119751/03A RU2014119751A RU2569656C1 RU 2569656 C1 RU2569656 C1 RU 2569656C1 RU 2014119751/03 A RU2014119751/03 A RU 2014119751/03A RU 2014119751 A RU2014119751 A RU 2014119751A RU 2569656 C1 RU2569656 C1 RU 2569656C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- speed
- drive shaft
- power
- drive
- measuring
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом бурения. Техническим результатом является упрощение структуры системы управления, увеличение точности управления, оптимизация систем измерения, снижение вибраций бурильной колонны и как результат увеличение скорости проходки скважины. Способ включает измерение мощности двигателя привода ротора буровой установки, измерение угловой скорости вала привода. При этом результаты измерения мощности двигателя привода и угловой скорости вала привода дифференцируются, а регулирование осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент производится по скорости изменения мощности двигателя привода, значение которой определяется дифференцированием результата измерения мощности, при этом регулирование частоты вращения вала привода проводится по скорости изменения угловой скорости вращения вала привода, значение которой определяется дифференцированием результата измерения угловой скорости. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом бурения.
Известен способ адаптивного управления процессом бурения скважин по патенту РФ №2495240, МПК E21B 44/00, опубл. 04.05.2012, включающий использование модели процесса бурения, технический результат в которой достигается оперативным управлением коэффициентами этой модели, значения которых определяются минимальными вибрациями бурильной колонны. Недостатками способа являются предварительное построение модели процесса бурения, привязанное конкретно к данной геологической структуре, знанию ее геологического строения и твердости пород, а также проведение бесконечного множества скважинных измерений. Использование детерминированной модели часто приводит к ее непредсказуемому обновлению и, как следствие, низкой точности управления. Использование сложной наземной аппаратуры и скважинной системы измерения забойных параметров создает дополнительные, иногда не решаемые задачи.
Известен способ управления работой в скважине и система бурения скважины по патенту РФ 2244117, МПК E21B 44/00, опубл. 10.01.2005, техническая реализация в котором осуществляется с использованием вычислительной модели процесса бурения, представляющей комбинированное влияние условий на забое скважины и работы колонны бурильных труб. Модель процесса бурения непрерывно обновляется результатами скважинных измерений, производимых в ходе операции бурения. На основании непрерывных измерений вырабатываются и исполняются различные сценарии управления для передачи данных в систему управления наземным оборудованием. К недостаткам предложенного изобретения можно отнести сложность реализации непрерывных скважинных измерений нескольких параметров и их передачи к наземному оборудованию, а также перенастройку наземной системы оборудования при изменении стратегии управления.
Известен способ и устройство для уменьшения колебаний прилипания-проскальзывания колонны бурильных труб по патенту РФ №2478781, МПК E21B 44/00, опубл. 10.04.2013, патентообладатель НЭШНЛ ОЙВЕЛЛ ВАРКО (US), в котором демпфирование колебаний осуществляется путем использования бурильного механизма изменения веса бурильной колонны и регулирования скорости вращения бурильного механизма с использованием ПИ-регулятора. Недостатком предложенного изобретения является сложность настройки ПИ-регулятора с использованием скважинных измерений. Включение ПИ-регулятора в цепь управления бурильной колонной повышает порядок астатизма замкнутой структуры, что еще более ухудшает условия устойчивости системы управления. Использование полосы оптимальных частот не позволяет реализовать надежное управление с углублением (длиной бурильных труб) скважины.
Наиболее близким по сущности предлагаемого изобретения является способ управления колебаниями в буровом оборудовании и система для его осуществления по патенту РФ 2087701 С1, МПК E21B 44/00, опубл. 20.08.1997, где колебания в буровом оборудовании регулируются посредством определения потока энергии через оборудование как произведение «поперечной» переменной и «сквозной» переменной. Причем колебания одной переменной измеряются, а поток энергии регулируется путем изменения другой переменной в ответ на измеряемые колебания упомянутой одной переменной. В качестве переменных величин для определения потока энергии используются напряжение, умноженное на ток электрического привода, давление, умноженное на скорость потока гидравлического привода, или крутящий момент, умноженный на угловую скорость вращательного привода.
Способ реализуется системой, содержащей средства измерения колебаний продольной и поперечной переменной, связанные со средствами контроля истока энергии через буровое оборудование и средство регулирования крутильных колебаний оборудования путем поддержания потока энергии через буровое оборудование на заданном уровне. Дополнительно система снабжена средствами определения крутящего момента приводного двигателя и регулирования крутящего момента приводного двигателя.
Предпосылки изобретения
Бурение нефтяной или газовой скважины включает в себя создание ствола скважины значительной глубины, часто в несколько километров по вертикали. Бурильная колонна содержит породоразрушающий инструмент на своем нижнем конце и звенья трубы, свинченные вместе. Бурильную колонну вращает бурильный механизм на поверхности, колонна в свою очередь вращает породоразрушающий инструмент для проходки скважины. Бурильный механизм, обычно, представляющий собой верхний привод или ротор по существу является массивным маховиком. Бурильная колонна является гибкой конструкцией и во время бурения может закручиваться под действием крутящего момента, запасая потенциальную энергию. При достаточном ее запасе наблюдается прокручивание низа колонны (проскальзывание), т.е. наблюдается процесс перехода потенциальной энергии в кинетическую. На основании работ [1-4] возникающие в результате превращения энергии крутильные автоколебания бурильной колонны определяют колонну как неустойчивый объект управления. Это положение подтверждается и анализом структурной схемы бурильной колонны [5], из которого следует, что как объект управления колонна бурильных труб является структурно неустойчивым звеном. Отсюда следует, что процесс бурения скважины всегда сопровождается автоколебаниями бурильной колонны, что существенно уменьшает механическую скорость проходки скважины, увеличивает износ бурового инструмента. Приведенные способы оптимизации процесса бурения не позволяют эффективно демпфировать автоколебания бурильной колонны, сопряжены со сложностями скважинных измерений, а управление с использованием моделирования не выдерживает критики, так как невозможно создать модель структурно неустойчивого объекта управления.
Задачей изобретения является устранение недостатков при демпфировании автоколебаний бурильной колонны и предложение дешевого и разумного способа и системы управления процессом бурения для регулирования автоколебаний в оборудовании для бурения, при этом оборудование включает в себя колонну бурильных труб, проходящих в скважину, образованную в земляной породе, и соответствующую систему привода бурильной колонны.
Сущность изобретения
Автоколебания бурильной колонны в процессе углубления скважины регулируются посредством определения скоростных изменений мощности двигателя привода и скоростных изменений угловой скорости вала привода. Причем по знаку изменения скорости изменения мощности двигателя привода изменяют осевую нагрузку, а по знаку изменения угловой скорости вала привода изменяют его частоту вращения.
Способ управления процессом бурения реализуется системой, содержащей средства измерения скорости изменения мощности двигателя привода, скорости изменения угловой скорости вала привода, с распознаванием их знаков, средства регулирования осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент и частоты вращения вала привода.
Способ управления процессом бурения в соответствии с настоящим изобретением заключается в регулировании осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент и частоты вращения вала привода для бурения по измеренным значениям скоростных изменений мощности двигателя привода и угловой скорости вращения вала привода и знаку этих скоростных изменений.
Способ управления процессом бурения в соответствии с настоящим изобретением основан на понимании того, что срыв установившегося процесса бурения и возникновение автоколебаний происходит в результате воздействия, например, резкого изменения момента сопротивления. Это приводит к изменению мощности двигателя привода и изменению угловой скорости вращения вала привода. Если измерять приращение мощности двигателя привода и приращение угловой скорости вращения вала привода с использованием дифференцирующих фильтров [1-4], то можно найти соотношения
и
где 
- скорость изменения мощности двигателя привода;
Эффективный способ регулирования процесса бурения через буровое оборудование состоит в определении скорости изменения мощности двигателя привода и скорости изменения угловой скорости вращения вала привода, определении знака этих скоростных изменений и воздействии этих сигналов на регулятор осевой нагрузки и регулятор частоты вращения вала привода при заранее заданных оптимальных параметрах бурения.
Система для регулирования колебаний в оборудовании для бурения, состоящая из колонны бурильных труб с породоразрушающим инструментом и связанной с ней системой привода, в соответствии с настоящим изобретением включает канал измерения скорости изменения мощности двигателя привода, канал измерения скорости изменения угловой скорости вращения вала привода, распознаватели знака скоростей изменения и регуляторы. Изобретение поясняется чертежами.
На фиг. 1 представлена схема измерения скорости изменения мощности двигателя привода и скорости изменения угловой скорости вращения вала привода.
На фиг. 2 представлены схема определения знака скорости изменения мощности двигателя привода и регулятора осевой нагрузки и схема определения знака скорости изменения угловой скорости вращения вала привода и регулятора частоты вращения вала привода.
На фиг. 3 представлена общая структура управления процессом бурения.
На фиг. 4 представлены диаграммы напряжений, поясняющих принцип работы канала измерения скорости изменения мощности двигателя привода и канала измерения скорости изменения угловой скорости вращения вала привода.
На фиг. 1 показано схематичное изображение двигателя привода 1, канал измерения мощности двигателя привода 2, дифференцирующее устройство канала измерения мощности двигателя привода 3, канал измерения угловой скорости вращения вала привода 4, дифференцирующее устройство 5 канала измерения угловой скорости вращения вала привода, вал привода 6, колонна бурильных труб с породоразрушающим инструментом 7.
На фиг. 2 показано схематичное изображения распознавателя знака дифференциального импульса 8 и интегрирующего фазочувствительного устройства-регулятора 9 канала измерения скорости изменения мощности двигателя привода, подключенного к исполнительному органу (ИОР), изменяющему осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент. А также показано схематичное изображение распознавателя знака дифференциального импульса 10 и интегрирующего фазочувствительного устройства-регулятора 11 канала измерения угловой скорости вращения вала привода, подключенного к исполнительному органу (ИОω), изменяющему частоту вращения вала привода.
Распознаватели знака 8 и 10 представляют собой двойные компараторы. Срабатывание того или иного компаратора определяется знаком дифференцирующего импульса. В зависимости от полярности сигнала компараторов 8 и 10 интегрирующие фазочувствительные устройства-регуляторы 9 и 11 выдадут тот или иной вид сигнала на исполнительные органы ИОР и ИОω.
На фиг. 3 показано схематичное изображение структуры системы управления процессом бурения, включающей в себя непосредственно двигатель привода 1, колонну бурильных труб с породоразрушающим инструментом 7, канал измерения мощности 2, дифференцирующее устройство канала измерения мощности 3, распознаватель знака скорости изменения мощности 8, интегрирующее фазочувствительное устройство-регулятор канала измерения мощности 9, канал измерения угловой скорости вращения вала привода 4, дифференцирующее устройство канала измерения угловой скорости 5, распознаватель знака скорости изменения угловой скорости вращения вала привода 10, интегрирующее фазочувствительное устройство-регулятор угловой скорости 11.
На фиг. 4 приведены диаграммы напряжений процесса управления, поясняющие принцип работы системы. При стопорении породоразрушающего инструмента на выходе канала измерения мощности 2 происходит скачок напряжения U2, которое дифференцируется в блоке 3. На выходе получаем дифференциальный импульс U3, который воздействует на сдвоенный компаратор 4, переключает его в положение U4, что при воздействии на интегратор 5 приводит к формированию на его выходе импульса U5, уменьшающего вес на крюке G.
По каналу управления угловой скоростью принцип действия аналогичен. С уменьшением угловой скорости напряжение на канале измерения падает скачком U7, что приводит к формированию отрицательного дифференциального импульса на выходе узла 8 U8, который запускает компаратор уменьшения напряжения U9, что приводит к появлению на выходе регулятора 10 отрицательного импульса U10, увеличивающего частоту вращения вала привода ω.
Литература
1. Перминов Б.А. Устройство для измерения крутящего момента на роторе буровой установки. А.с. СССР №1691690, 1991.
2. Перминов Б.А., Сабов В.В. Устройство для измерения крутящего момента на роторе буровой установки. А.с. СССР №1695157, 1991.
3. Перминов Б.А., Перминов В.Б. Устройство для измерения крутящего момента на роторе буровой установки. А.с. СССР №1697157, 1991.
4. Быков И.Ю., Заикин С.Ф., Перминов Б.А. Колонна бурильных труб в процессе углубления скважины, как объект автоматического регулирования. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. - №10. С. 13-17.
5. Быков И.Ю., Заикин С.Ф., Перминов Б.А. Оптимизация управления процессом углубления скважины. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2012. - №10. С. 17-21.
Claims (2)
1. Способ управления процессом бурения, включающий измерение мощности двигателя привода ротора буровой установки, измерение угловой скорости вала привода, отличающийся тем, что результаты измерения мощности двигателя привода и угловой скорости вала привода дифференцируются, а регулирование осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент производится по скорости изменения мощности двигателя привода, значение которой определяется дифференцированием результата измерения мощности, при этом регулирование частоты вращения вала привода проводится по скорости изменения угловой скорости вращения вала привода, значение которой определяется дифференцированием результата измерения угловой скорости.
2. Система управления процессом бурения, включающая колонну бурильных труб с породоразрушающим инструментом, двигатель привода, измеритель скорости изменения мощности двигателя привода, измеритель скорости изменения угловой скорости вращения вала привода, интегрирующее фазочувствительное устройство-регулятор угловой скорости вала привода, фазочувствительное устройство-регулятор осевой нагрузки, распознаватели знаков и дифференцирующие звенья, отличающаяся тем, что интегрирующее фазочувствительное устройство-регулятор осевой нагрузки подключено непосредственно к выходу дифференцирующего звена канала измерения мощности, интегрирующее фазочувствительное устройство-регулятор угловой скорости - к выходу дифференцирующего звена канала измерения угловой скорости.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014119751/03A RU2569656C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ управления процессом бурения и система для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014119751/03A RU2569656C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ управления процессом бурения и система для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2569656C1 true RU2569656C1 (ru) | 2015-11-27 |
Family
ID=54753580
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014119751/03A RU2569656C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ управления процессом бурения и система для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2569656C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117703344A (zh) * | 2024-02-01 | 2024-03-15 | 成都三一能源环保技术有限公司 | 一种基于数据分析的钻井参数调节方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1437884A2 (ru) * | 1986-07-01 | 1988-11-15 | Каунасский Политехнический Институт Им.Антанаса Снечкуса | Устройство дл моделировани статических и динамических характеристик привода координатно-шлифовального станка |
| SU1539548A1 (ru) * | 1988-04-29 | 1990-01-30 | Ухтинский индустриальный институт | Устройство дл контрол крут щего момента на роторе электродвигател буровой установки |
| SU1695157A1 (ru) * | 1989-06-19 | 1991-11-30 | Ухтинский Городской Центр Научно-Технического Творчества Молодежи | Устройство дл измерени крут щего момента на роторе буровой установки |
| RU2087701C1 (ru) * | 1990-02-20 | 1997-08-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ управления колебаниями в буровом оборудовании и система для его осуществления |
| US6785641B1 (en) * | 2000-10-11 | 2004-08-31 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
-
2014
- 2014-05-16 RU RU2014119751/03A patent/RU2569656C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1437884A2 (ru) * | 1986-07-01 | 1988-11-15 | Каунасский Политехнический Институт Им.Антанаса Снечкуса | Устройство дл моделировани статических и динамических характеристик привода координатно-шлифовального станка |
| SU1539548A1 (ru) * | 1988-04-29 | 1990-01-30 | Ухтинский индустриальный институт | Устройство дл контрол крут щего момента на роторе электродвигател буровой установки |
| SU1695157A1 (ru) * | 1989-06-19 | 1991-11-30 | Ухтинский Городской Центр Научно-Технического Творчества Молодежи | Устройство дл измерени крут щего момента на роторе буровой установки |
| RU2087701C1 (ru) * | 1990-02-20 | 1997-08-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ управления колебаниями в буровом оборудовании и система для его осуществления |
| US6785641B1 (en) * | 2000-10-11 | 2004-08-31 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117703344A (zh) * | 2024-02-01 | 2024-03-15 | 成都三一能源环保技术有限公司 | 一种基于数据分析的钻井参数调节方法 |
| CN117703344B (zh) * | 2024-02-01 | 2024-04-30 | 成都三一能源环保技术有限公司 | 一种基于数据分析的钻井参数调节方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103270243B (zh) | 控制钻井系统中的振动 | |
| US10724357B2 (en) | Method and device for estimating downhole string variables | |
| RU2734758C2 (ru) | Способ и устройство для оценки скорости вращения и крутящего момента на забое скважины для скважинного бурового оборудования при бурении, скважинное оборудование и компьютерный программный продукт | |
| US9689250B2 (en) | System and method for mitigating stick-slip | |
| CA2908077C (en) | Waveform anti-stick slip system and method | |
| EP2976496B1 (en) | Drilling system control | |
| EP3099883B1 (en) | Improved control of well bore trajectories | |
| CN104989370B (zh) | 一种滑动导向钻井闭环控制系统及其控制方法 | |
| US20190257153A1 (en) | System and method for mitigating torsional vibrations | |
| CN102852511A (zh) | 一种石油钻机的智能钻进控制系统和方法 | |
| EP3491217A1 (en) | Methods and systems for mitigating vibrations in a drilling system | |
| Losoya et al. | Real-time rate of penetration optimization of an autonomous lab-scale rig using a scheduled-gain PID controller and mechanical specific energy | |
| RU2569656C1 (ru) | Способ управления процессом бурения и система для его осуществления | |
| RU2595027C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин | |
| Zaripova et al. | Layout for drilling seismic wells by vibration method | |
| RU2569659C1 (ru) | Способ управления процессом бурения и система для его осуществления | |
| RU2642590C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам | |
| RU2569652C1 (ru) | Способ управления процессом бурения и система для его осуществления | |
| RU2588053C2 (ru) | Способ управления процессом бурения и система для его осуществления | |
| EP3359775B1 (en) | A method and a system for optimising energy usage at a drilling arrangement | |
| Bashmur et al. | Method of measuring vibratory condition of a drill string | |
| Zoghlami et al. | Bottomhole pressure stabilizing observer-based controller in tunnel drilling system | |
| RU2508447C1 (ru) | Способ контроля режима работы гидравлического забойного двигателя в забойных условиях | |
| Shuguang et al. | Review on stick-slip vibration’s mechanism analysis and its control strategy in deep drilling with drag bits | |
| Leonard | A first-principles directional drilling simulator for control design |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170517 |