RU2642699C1 - Method for well drilling process conditions regulation - Google Patents
Method for well drilling process conditions regulation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2642699C1 RU2642699C1 RU2017106425A RU2017106425A RU2642699C1 RU 2642699 C1 RU2642699 C1 RU 2642699C1 RU 2017106425 A RU2017106425 A RU 2017106425A RU 2017106425 A RU2017106425 A RU 2017106425A RU 2642699 C1 RU2642699 C1 RU 2642699C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- drilling
- face
- load
- speed
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 29
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 title claims description 4
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 20
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 15
- 230000007704 transition Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 210000001061 forehead Anatomy 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/005—Below-ground automatic control systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
- G06F17/11—Complex mathematical operations for solving equations, e.g. nonlinear equations, general mathematical optimization problems
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Computational Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Databases & Information Systems (AREA)
- Software Systems (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Algebra (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к бурению скважин и может найти применение при регулировании условий бурения.The invention relates to drilling wells and may find application in regulating drilling conditions.
Известны способ регулирования условий процесса бурения скважин и компоновка низа буровой колонны для его осуществления (Пат. РФ №2550117, Е21В 44/00, опубл. 10.05.2015. Бюл. №13), в котором долото представляют трехканальным преобразователем механической и гидравлической мощностей в углубление, причем канал числа оборотов долота и канала нагрузки на долото совместно реализуют первый этап процесса углубления - разрушение горной породы забоя путем расхода механической мощности, а канал расхода промывочной жидкости реализует второй этап углубления - очистку забоя от разрушенной породы путем расхода гидравлической энергии.A known method of regulating the conditions of the drilling process and the layout of the bottom of the drill string for its implementation (US Pat. RF №2550117, ЕВВ 44/00, publ. 05/10/2015. Bull. №13), in which the bit is a three-channel converter of mechanical and hydraulic capacities in deepening, and the channel of the number of revolutions of the bit and the channel of load on the bit jointly implement the first stage of the deepening process - the destruction of the rock face by the consumption of mechanical power, and the flow channel of the flushing fluid implements the second stage of the deepening - och the source of the face from the destroyed rock by the flow of hydraulic energy.
Средства, реализующие процесс бурения, можно условно разделить на две части:Means that implement the drilling process can be divided into two parts:
- исполнительная часть - система «долото-забой», непосредственно осуществляющая разрушение породы забоя и его углубление;- the executive part - the system "bit-face", directly implementing the destruction of the rock face and its deepening;
- задающая режим работы исполнительной части, путем подачи на нее мощностей механической и гидравлической. - specifying the operating mode of the executive part, by supplying mechanical and hydraulic capacities to it.
Оба вида энергии транспортируются на систему «долото-забой» с помощью колонны бурильных труб, представляющую собой весьма неустойчивую с распределенными параметрами систему. При этом скорость транспортировки или подачи, в частности механической энергии, является определяющей при формировании режима разрушения породы забоя, т.е. в реализации первого этапа процесса бурения.Both types of energy are transported to the bit-bottom system using a drill pipe string, which is a very unstable system with distributed parameters. In this case, the speed of transportation or supply, in particular mechanical energy, is decisive in the formation of the mode of destruction of the face rock, i.e. in the implementation of the first stage of the drilling process.
В прототипе рассматривается работа исполнительной части системы «долото-забой», причем с точки зрения расходования мощностей. Подачи же энергии на систему «долото-забой», а тем более динамика подачи, в частности механической, в прототипе не учитываются, что и является его недостатком.The prototype examines the work of the Executive part of the system "bit-face", and from the point of view of power consumption. The supply of energy to the "bit-face" system, and even more so the supply dynamics, in particular mechanical, are not taken into account in the prototype, which is its drawback.
Задача предлагаемого изобретения - определение параметров условий, обеспечивающих подачу механической энергии на систему «долото-забой» с учетом скорости разрушения породы на забое, причем условий в виде коэффициентов передачи элементов системы «долото - забой - колонна бурильных труб - спускоподъемный механизм».The objective of the invention is to determine the parameters of the conditions that provide the supply of mechanical energy to the "bit-face" system, taking into account the rate of rock destruction at the bottom, and the conditions in the form of transmission coefficients of the elements of the "bit - face - drill pipe string - hoisting mechanism".
Поставленная задача достигается тем, что по способу регулирования условий процесса бурения скважин, основанном на представлении долота трехканальным преобразователем механической и гидравлической мощностей в углубление, согласно предлагаемому решению механическую энергию представляют в виде нагрузки на систему «долото-забой», определяемой собственным весом сжатой части колонны и подают на систему со скоростью, определяемой коэффициентом передачи подачи инструмента и вытекающего из коэффициента условия, обеспечивающего оптимизацию процесса бурения, определяемых выражением:The problem is achieved by the fact that according to the method of regulating the conditions of the drilling process based on the representation of the bit by a three-channel converter of mechanical and hydraulic capacities into a recess, according to the proposed solution, mechanical energy is represented as a load on the "bit-bottom" system, determined by the dead weight of the compressed part of the column and fed to the system at a speed determined by the transmission coefficient of the feed of the tool and the condition ensuing from the coefficient providing ju drilling process, defined by the expression:
при этом должны быть соблюдены условия: f1(t)=f2(t)=0 - условие оптимального бурения и ϑб=ϑп - условие оптимального регулирования процессом бурения,while the conditions must be met: f 1 (t) = f 2 (t) = 0 - the condition for optimal drilling and бур b = ϑ p - the condition for optimal regulation of the drilling process,
где kп - коэффициент передачи подачи инструмента;where k p - transmission coefficient of the feed tool;
ϑп - скорость подачи инструмента;ϑ p - tool feed speed;
ϑб - механическая скорость бурения;ϑ b - mechanical drilling speed;
f1(t) - отрицательная динамическая составляющая нагрузки G(t), порождаемая в процессе бурения;f 1 (t) is the negative dynamic component of the load G (t) generated during drilling;
f2(t) - положительная динамическая составляющая нагрузки G(t), порождаемая в процессе бурения.f 2 (t) is the positive dynamic component of the load G (t) generated during drilling.
Нагрузка на систему «долото-забой» осуществляется собственным весом сжатой части колонны бурильных труб. Это единственный параметр при бурении, поддающийся оперативному регулированию. Параметр, под действием которого осуществляется непрерывность процесса бурения (углубления) путем постоянного восстановления убывающего по мере углубления системы «долото-забой» значения нагрузки. При этом компенсация убывающего собственного веса сжатой части осуществляется за счет веса растянутой части колонны, двигающейся вслед за сжатой частью. Другими словами, для осуществления непрерывности процесса бурения должны двигаться вся колонна бурильных труб и талевый блок со скоростью углубления (механической скорости бурения), под управлением тормозной системы буровой лебедки. Нагрузку на систему «долото-забой» можно осуществлять двумя способами. Первый способ - способ заторможенной лебедки или импульсный, который осуществляется следующим образом [Е.Т. Струговец, М.Г. Лугуманов. О поиске оптимальных нагрузок на долото при бурении забойными двигателями. НТВ Каротажник. Вып. 5-6 (132-133, Тверь, 2005]. Лебедка растормаживается и на систему создается нагрузка колонной бурильных труб, значение которой Gmax определяется бурильщиком путем управления тормозной системой лебедки и контроля по индикатору веса. Под действием этой нагрузки осуществляется процесс бурения. По мере углубления нагрузка убывает до некоторого значения Gmin, значение которой контролирует бурильщик по индикатору веса. При этом время бурения от изменения нагрузки от Gmax до Gmin, субъективно, поскольку субъективны значения максимальной и минимальной нагрузок. Очевидно, что за это время процесс бурения реализуется всеми мыслимыми и немыслимыми режимами его работы. Второй способ - способ автоматического поддержания постоянной скорости подачи инструмента в зависимости от забойных условий, который до сих пор не реализован. Таким образом, для обеспечения непрерывности процесса бурения необходимо осуществлять процесс подачи инструмента: долота и колонны бурильных труб на забой.The load on the "chisel-face" system is carried out by the own weight of the compressed part of the drill pipe string. This is the only parameter in drilling that can be controlled in an operational manner. The parameter under the influence of which the drilling (deepening) process is carried out by continuously restoring the load value decreasing as the bit-bottom-hole system deepens. At the same time, the decrease in the dead weight of the compressed part is compensated for by the weight of the stretched part of the column moving after the compressed part. In other words, to ensure the continuity of the drilling process, the entire drill pipe string and tackle block must move at a recess speed (mechanical drilling speed), under the control of the winch brake system. The load on the chisel-face system can be carried out in two ways. The first method is a braked winch method or a pulsed one, which is carried out as follows [E.T. Strugovets, M.G. Lugumanov. On the search for optimal loads on the bit when drilling with downhole motors. NTV Logger. Vol. 5-6 (132-133, Tver, 2005]. The winch is braked and the system is loaded with a drill pipe string, the value of which G max is determined by the driller by controlling the winch brake system and monitoring by the weight indicator. Under this load, the drilling process is carried out. as deepening, the load decreases to a certain value of G min , the value of which is controlled by the driller according to the weight indicator, while the drilling time from changing the load from G max to G min is subjective, since the values of maximum and minimum load are subjective Obviously, during this time, the drilling process is implemented by all imaginable and inconceivable modes of its operation.The second method is a method of automatically maintaining a constant feed rate of the tool depending on the bottomhole conditions, which has not yet been implemented. Thus, to ensure the continuity of the drilling process it is necessary to carry out the process of supplying the tool: drill bits and drill pipe string to the bottom.
На фиг. 1-4 приведены схемы и механические цепи, поясняющие формирование динамической составляющей на систему «долото-забой» и подачу со скоростью подачи бурового инструмента.In FIG. 1-4 are diagrams and mechanical circuits explaining the formation of a dynamic component to the "chisel-face" system and feed at a feed rate of the drilling tool.
На фиг. 1 приведена подробная схема последовательного взаимодействия бурового инструмента, т.е. долота, колонны бурильных труб, а также наземного оборудования, осуществляющих подачу со скоростью подачи ϑп нагрузку на систему «долото-забой».In FIG. 1 shows a detailed diagram of the serial interaction of the drilling tool, i.e. drill bits, drill pipe strings, as well as ground equipment that feed at the feed rate ϑ p the load on the bit-bottom system.
На фиг. 2 приведена схема взаимодействия элементов системы «долото-забой - колонна бурильных труб» с сосредоточенными параметрами.In FIG. Figure 2 shows a diagram of the interaction of the elements of the "chisel-face - drill pipe string" with lumped parameters.
На фиг. 3 приведена механическая цепь взаимодействия элементов системы «долото-забой - колонна бурильных труб» с сосредоточенными параметрами.In FIG. Figure 3 shows the mechanical chain of interaction of the elements of the "chisel-face - drill pipe string" with lumped parameters.
На основе фиг. 2, 3 составлены дифференциальные уравнения, определяющие формирование динамической составляющей нагрузки на систему «долото-забой» действующей как внутренняя обратная связь.Based on FIG. 2, 3, differential equations are compiled that determine the formation of the dynamic component of the load on the "bit-face" system acting as internal feedback.
На фиг. 4 приведена механическая цепь системы «долото-забой» с динамической составляющей нагрузки на систему как внутренняя обратная связь.In FIG. Figure 4 shows the mechanical chain of the “chisel-face” system with the dynamic component of the load on the system as internal feedback.
На схеме позициями указано:In the diagram, the positions indicate:
1. Скважина;1. The well;
2. Система «долото-забой»;2. The system "chisel-face";
3. Забойный гидродвигатель;3. Downhole hydraulic motor;
4. Возвратный - стоковый поток промывочной жидкости;4. Return - stock flow of flushing fluid;
5. Сжатая часть колонны бурильных труб;5. The compressed part of the drill pipe string;
6. Истоковый поток промывочной жидкости;6. The source stream of flushing fluid;
7. Растянутая часть колонны бурильных труб;7. The stretched part of the drill pipe string;
8. Роторный стол;8. Rotary table;
9. Ведущая бурильная труба («квадрат»);9. Kelly (“square");
10. Шланг;10. Hose;
11. Бурильный насос;11. The boring pump;
12. Вертлюг;12. Swivel;
13. Талевый блок с кронблоком;13. Fur block with crown block;
14. Приемная емкость промывочной жидкости;14. The receiving capacity of the washing fluid;
15. Желоб;15. Gutter;
16. Совокупность шламовых сит фракций Ф1-Ф4;16. The set of sludge sieve fractions F1-F4;
17. Приемник шлам;17. Receiver sludge;
18. Емкость готовой промывочной жидкости;18. The capacity of the finished flushing fluid;
19. Двигатель электро- или внутреннего сгорания бурового насоса;19. The engine of electric or internal combustion of the mud pump;
20. Датчик натяжения силового троса;20. Power cable tension sensor;
21. Силовой трос;21. Power cable;
22. Индикатор веса;22. Weight indicator;
23. Буровая лебедка;23. Drill winch;
24. Двигатель буровой лебедки;24. Hoist engine;
25. Тормозная система буровой лебедки;25. Brake system of a drawworks;
26. Измерительный тросик;26. Measuring cable;
27. Измеритель скорости бурения;27. Drilling speed meter;
28. Двигатель ротора.28. The rotor engine.
Необходимо отметить, что в качестве измерителя механической скорости бурения 27 используется серийно выпускаемая ООО НПФ «АМК Горизонт» аппаратура перемещения талевого блока АРП-Н, на основе поворота дополнительного мерного барабана, связанного измерительным тросиком 26 с талевым блоком 13.It should be noted that as a measuring instrument of
В общем случае вооружение долота, формирующее обновляемую ухабообразную поверхность забоя, движется со скоростьюIn general, the armament of the bit, forming the updated bump-like surface of the face, moves with speed
где - усредненная мгновенная механическая скорость углубления поверхности забоя;Where - averaged instantaneous mechanical speed of the deepening of the surface of the face;
ϑi - мгновенная скорость внедрения в породу i-ro зуба;ϑ i is the instantaneous penetration rate into the i-ro breed of the tooth;
N - число взаимодействующих (внедряющихся) зубьев.N is the number of interacting (embedded) teeth.
Углубление же забоя при соответствующей подаче долота за определенной отрезок времени можно определить выражениемThe deepening of the face with the appropriate feed bit for a certain period of time can be determined by the expression
где - углубление забоя;Where - deepening of the face;
Δt - определенный отрезок времени (время уединения), например, время одного или нескольких оборотов долота.Δt - a certain period of time (solitude), for example, the time of one or more revolutions of the bit.
Вслед за углубляющимся забоем, при соответствующей очистке его от разрушенной породы, осуществляют углубление долота, величину которого можно определить выражениемFollowing the deepening face, with appropriate cleaning from the destroyed rock, a bit is deepened, the value of which can be determined by the expression
где ϑд - скорость углубления корпуса долота.where ϑ d is the speed of the deepening of the body of the bit.
Причем в общем случае углубление корпуса долота меньше углубления своего собственного вооружения что обусловлено неровностями поверхности забоя, некачественной очисткой от разрушенной породы, неравномерностью осевой нагрузки, обусловленной трением и т.д. Перечисленное представляют собой помехи на забое, наличие которых позволяют рассматривать корпус долота и его вооружения условно автономно. Так как при условии равенства времени Δt.Moreover, in the General case, the deepening of the body of the bit less deepening their own weapons due to roughness of the surface of the face, poor cleaning of the destroyed rock, uneven axial load due to friction, etc. The above are interference on the face, the presence of which allows us to consider the body of the bit and its weapons conditionally autonomously. As subject to equal time Δt.
На основании сказанного и выражений (2) и (3) запишем коэффициент передачи разрушенных пород системой «долото-забой» в видеBased on the foregoing and expressions (2) and (3), we write down the transmission coefficient of the destroyed rocks by the “chisel-face” system in the form
Для осуществления непрерывного разрушения породы вооружением долота и углубления забоя необходимы: во-первых, очистка (промывка) забоя от разрушенной породы, что осуществляется промывочной жидкостью; во-вторых, осуществлять подачу - линейное перемещение (углубление) долота путем воздействия внешней силы - нагрузки; поскольку само долото таким возможностями не обладает. Нагрузку на долото может создать только собственный вес сжатой части колонны бурильных труб, которая одновременно транспортирует на забой промывочную жидкость. Величину подачи долота можно определить выражениемFor the implementation of continuous destruction of the rock by armament, chisels and deepening of the face are necessary: firstly, cleaning (washing) the face from the destroyed rock, which is carried out by washing liquid; secondly, to feed - linear movement (deepening) of the bit by external force - load; since the bit itself does not have such capabilities. The load on the bit can create only the own weight of the compressed part of the drill pipe string, which at the same time transports the flushing fluid to the bottom. The bit feed rate can be determined by the expression
где ϑп - скорость подачи инструмента.where ϑ p is the feed rate of the tool.
Тогда коэффициент передачи подачи «долото-колонна» можно записать в видеThen the transmission coefficient of the feed "bit-column" can be written as
где kд-к - коэффициент передачи скорости подачи системы «долото-колонна».where k dk - the transmission coefficient of the feed rate of the system "bit-column".
Коэффициенты передачи «долото-забой» kд-з и «долото-колонна» kд-к являются коэффициентами передачи преобразователя разрушения породы и преобразователь подачи инструмента и которые включены последовательно. Тогда можно записатьThe transmission coefficients "bit-bottom" k dz and "bit-column" k d-k are the transmission coefficients of the rock fracture transducer and the tool feed transducer and which are connected in series. Then you can write
Мгновенная механическая скорость является быстроменяющейся величиной с большой дисперсией, что не позволяет использовать ее для оценки качества управления процессами. Для этого применяют усредненные значения механической скорости [В.А. Бражников, В.А. Кузнецов. Информационные устройства для определения эффективности управления процессом бурения. М.: Недра, 1978]. Поэтому из (2) имеемInstantaneous mechanical speed is a rapidly changing quantity with a large dispersion, which does not allow using it to assess the quality of process control. To do this, use the averaged values of the mechanical speed [V.A. Brazhnikov, V.A. Kuznetsov. Information devices for determining the effectiveness of drilling process control. M .: Nedra, 1978]. Therefore, from (2) we have
С учетом выражения (8) формула (7) примет видGiven expression (8), formula (7) takes the form
где - коэффициент передачи, определяющий условия подачи инструмента, обеспечивая непрерывность процесса бурения, причем условие, формируемое непосредственно при взаимодействие вооружения долота с забоем скважины;Where - transmission coefficient that determines the conditions for the supply of the tool, ensuring the continuity of the drilling process, and the condition is formed directly during the interaction of the armament of the bit with the bottom of the well;
ϑп - скорость подачи бурового инструмента;ϑ p - feed rate of the drilling tool;
ϑб - механическая скорость бурения.ϑ b - mechanical drilling speed.
Колонна бурильных труб состоит из двух частей: сжатой 5 и растянутой 7. Кроме того, подачу инструмента осуществляют наземные спуско-подъемные механизмы: талевый блок 13, буровая лебедка 23, тормозная система лебедки 25. Поэтому рассмотрим условия подачи инструмента с учетом сказанного. Непосредственно нагрузку на систему «долото-забой» осуществляет сжатая часть 5 колонны бурильных труб. Тогда можно записатьThe drill pipe string consists of two parts: compressed 5 and stretched 7. In addition, the tool is supplied by ground triggers:
- коэффициент передачи скорости подачи сжатой частью колонны; - transmission coefficient of the feed rate by the compressed part of the column;
ϑпс - скорость подачи сжатой части.ϑ ps - feed rate of the compressed part.
Вслед за сжатой частью 5 колонны движется растянутая часть 7 со скоростью ϑпр, компенсируя убывающий вес сжатой части 5. ТогдаFollowing the
- коэффициент передачи скорости подачи растянутой части 7. Тогда общий коэффициент подачи колонны бурильных труб - the transmission coefficient of the feed rate of the
где kпк - коэффициент передачи скорости подачи колонны бурильных труб.where k pc is the transmission coefficient of the feed rate of the drill pipe string.
Растянутая часть 7 колонны бурильных труб подвешивается на крюк талевого блока 13, создавая на него нагрузку, частью колонны бурильных труб не участвующей в создании нагрузки на систему «долото-забой». Поэтому по мере продвижения колонны должен спускаться и талевый блок 13. ТогдаThe
где - коэффициент передачи скорости подачи талевого блока 13;Where - transmission coefficient of the feed rate of the traveling
ϑтал - скорость подачи талевого блока 13.ϑ tal - feed rate of the
Талевый блок 13 спускается за счет разматывания троса с барабана лебедки 23. ТогдаThe
где - коэффициент передачи скорости подачи буровой лебедки;Where - transmission coefficient of the winch feed rate;
ϑлеб=πDnл - окружная скорость барабана лебедки;ϑ forehead = πDn l - peripheral speed of the winch drum;
D - диаметр барабана лебедки;D is the diameter of the winch drum;
nл - число оборотов барабана лебедки 13 в единицу времени. Тогда коэффициент передачи скорости подачи наземным спуско-подъемным механизмом n l - the number of revolutions of the
Общий коэффициент передачи скорости подачи колонны бурильных труб и наземного спуско-подъемного механизма The overall transmission coefficient of the feed rate of the drill pipe string and the surface tripping mechanism
Из приведенного анализа видно, что как участки колонны бурильных труб, сжатая 5 и растянутая 7, так и элементы наземного спуско-подъемного механизма, равнозначны в формировании коэффициента передачи системы долото - забой - колонна - наземное оборудование, что обусловлено их последовательным действием. Поэтому в общем случае можно записатьIt can be seen from the analysis that both sections of the drill pipe string, compressed 5 and extended 7, and elements of the surface tripping mechanism are equivalent in the formation of the transmission coefficient of the bit - bottomhole - column - ground equipment system, due to their sequential action. Therefore, in the general case, we can write
где kп - коэффициент передачи подачи инструмента;where k p - transmission coefficient of the feed tool;
ϑп - скорость подачи инструмента;ϑ p - tool feed speed;
ϑб - механическая скорость бурения.ϑ b - mechanical drilling speed.
Очевидно, что условие (12), обеспечивающее оптимизацию процесса бурения, должно равняться единице, т.е.Obviously, condition (12), which ensures the optimization of the drilling process, must be equal to unity, i.e.
Из предыдущего ясно, что нарушить условие (13) может любой из внешних по отношению к системе «долото-забой» рассматриваемых элементов системы, поскольку каждый из них обладает своими механическими упругими свойствами. Для определения допустимых отклонений параметров рассматриваемых элементов от требуемых, необходим отдельный анализ. При этом в самой системе «долото-забой» при разрушении породы забоя и очистке его от разрушенной породы осуществляется внутренняя взаимосвязь скорости бурения ϑб и скорости подачи инструмента ϑп. В общем случае коэффициент передачи подачи инструмента может быть больше и меньше единицы, т.е.It is clear from the previous one that condition (13) can be violated by any of the elements of the system under consideration that are external to the “chisel-face” system, since each of them has its own elastic mechanical properties. To determine the permissible deviations of the parameters of the considered elements from the required, a separate analysis is required. At the same time, in the "bit-face" system itself, when the face rock is destroyed and it is cleaned of the destroyed rock, an internal relationship is made between the drilling speed ϑ b and the feed rate of the tool ϑ p . In the general case, the transmission coefficient of the tool feed can be more or less than unity, i.e.
или, как следствие выражения (14)or, as a consequence of expression (14)
Поэтому проведем анализ последствия неравенстваTherefore, we analyze the consequences of inequality
k ≠ 1 или ϑп-ϑб = 0.k ≠ 1, or θ n -θ b = 0.
Для этого рассмотрим механическую систему, осуществляющую процесс бурения, которая приведена на фиг. 1, и ее механическую цепь - на фиг. 2.For this, we consider a mechanical system that carries out the drilling process, which is shown in FIG. 1, and its mechanical chain, in FIG. 2.
На фиг. 2:In FIG. 2:
ϑ(t) - источник скорости система «долото-забой»;ϑ (t) is the source of speed of the system "bit-face";
М - масса компоновки низа колонны бурильных труб и нижней, сжатой части колонны;M is the mass of the layout of the bottom of the drill pipe string and the lower, compressed part of the string;
В - эквивалентное сопротивление (трение) движению массы М;B is the equivalent resistance (friction) to the motion of the mass M;
К - жесткость пружины, определяющая упругие свойства сопряжения массы М с системой «долото-забой» и сжатой части колонны бурильных труб;K is the stiffness of the spring, which determines the elastic properties of the interface between the mass M and the "chisel-bottom" system and the compressed part of the drill pipe string;
X1 - перемещение (подача) тела массы М;X 1 - movement (supply) of a body of mass M;
Х2 - перемещение (углубление) источника скорости, при этом углубление можно определить выражениемX 2 - movement (deepening) of the speed source, while the deepening can be determined by the expression
где h - высота зуба вооружения долота;where h is the height of the tooth armament bits;
z - число зубьев внешнего венца шарошки;z is the number of teeth of the outer crown of the cone;
i=D/d - передаточное число долота;i = D / d is the gear ratio of the bit;
D и d - соответственно диаметр долота параметр шарошки;D and d - respectively, the diameter of the bit is the parameter of the cone;
G(t) - нагрузка на систему, определяемая силой веса сжатой части колонны бурильных труб;G (t) is the load on the system, determined by the force of the weight of the compressed part of the drill pipe string;
n - число оборотов долота. n is the number of revolutions of the bit.
Рассмотрим два случая.We consider two cases.
Случай возможен при переходе процесса с твердых пород в мягкие или встрече долота с трещинами, пустотами и т.п.A case is possible during the transition of a process from hard to soft rocks or when bits meet with cracks, voids, etc.
Случай А, когда x2>x1. Поскольку - скорость бурения, а - скорость подачи инструмента, то можно записать ϑб>ϑп. В этом случае ведущую роль процесса бурения играет система «долото-забой», непосредственно осуществляющая бурение, а ведомую роль играет колонна бурильных труб, обеспечивающая систему нагрузкой. Обращаясь теперь к схемам фиг. 2 и фиг. 3 и применяя второй закон Ньютона, запишем уравнение движения в виде [М.Ф. Гарднер, Дж. Л. Бернс. Переходные процессы в линейных системах с сосредоченными постоянными. Физматиз, 1961]Case A, when x 2 > x 1 . Insofar as - drilling speed, and - the feed rate of the tool, then you can write ϑ b > ϑ p . In this case, the leading role of the drilling process is played by the “chisel-face” system, which directly carries out drilling, and the guided role is played by the drill pipe string, which provides the system with a load. Turning now to the diagrams of FIG. 2 and FIG. 3 and applying Newton’s second law, we write the equation of motion in the form [M.F. Gardner, J.L. Burns. Transients in linear systems with concentrated constants. Fizmatiz, 1961]
где - сила, определяющая относительное перемещение концов пружины, обладающей жесткостью К;Where - the force that determines the relative movement of the ends of the spring, with rigidity K;
- сила, определяющая создание разности скоростей концов элемента сопротивления трения В. - the force that determines the creation of the difference in speed of the ends of the element of friction resistance B.
Подставим в уравнение (16) выражение для упругой силы пружины и для силы трения получим:We substitute in equation (16) the expression for the elastic force of the spring and for the friction force we obtain:
Уравнение (17) может быть записано в видеEquation (17) can be written as
Поскольку x2(t) и - известные функции, тоSince x 2 (t) and are known functions then
- определяет известную динамическую внешнюю силу - отрицательную динамическую составляющую нагрузки G(t), порождаемую в процессе бурения. - determines the known dynamic external force - the negative dynamic component of the load G (t) generated during the drilling process.
Случай Б, когда х2<х1 или скорость подачи инструмента ϑп больше скорости бурения, ϑб ϑп>ϑб. В этом случае инициатива процесса бурения принадлежит колонне бурильных труб, обеспечивающая нагрузкой G(t) систему «долото-забой» и заставляя работать систему в форсированном режиме. Аналогично предыдущему уравнение движенияCase B, when x 2 <x 1 or the feed rate of the tool ϑ n is greater than the drilling speed, ϑ b ϑ n > ϑ b . In this case, the initiative of the drilling process belongs to the drill pipe string, providing the “bit-bottom” system with the load G (t) and forcing the system to work in forced mode. Similar to the previous equation of motion
Уравнение (19) может быть записано в виде Equation (19) can be written as
где - положительная динамическая составляющая нагрузка G(t), порождаемая в процессе бурения.Where - positive dynamic component load G (t) generated during drilling.
Из выражений (8) и (20) видно, что динамическая составляющая ведет себя неоднозначно:From the expressions (8) and (20) it can be seen that the dynamic component behaves ambiguously:
- при ϑб>ϑп динамическая составляющая f1(t) стремится уменьшить нагрузку на систему G(t) и тем самым уменьшить скорость бурения ϑб;- when ϑ b > ϑ n, the dynamic component f 1 (t) tends to reduce the load on the system G (t) and thereby reduce the drilling speed ϑ b ;
- при ϑб<ϑп динамическая составляющая f2(t) стремится увеличить нагрузку на систему G(t) и тем самым увеличить скорость бурения ϑб.- when ϑ b <ϑ p, the dynamic component f 2 (t) tends to increase the load on the system G (t) and thereby increase the drilling speed ϑ b .
Из сказанного следует, что динамическая составляющая нагрузки f1(t) и f2(t) стремится стабилизовать механическую скорость бурения, т.е. процесс бурения. Стабилизующим свойством процессов обычно обладает обратная связь. Следовательно, динамическая составляющая является внутренней обратной связью и порождается она системой «долото-забой-колонна бурильных труб» при условии ϑб≠ϑп.From the foregoing it follows that the dynamic component of the load f 1 (t) and f 2 (t) tends to stabilize the mechanical drilling speed, i.e. drilling process. A stabilizing property of processes is usually feedback. Therefore, the dynamic component is internal feedback and it is generated by the system “chisel-bottom-drill pipe string” under the condition ϑ b ϑ ϑ p .
Тогда схему фиг. 3 представим в виде фиг. 4, на которой показано, как к системе «долото-забой», находящейся под нагрузкой G(t), создаваемой собственным весом сжатой части колонны бурильных труб, добавляется(вычитается) динамическая составляющая f(t), порождаемая системой «долото-забой-колонна бурильных труб» в процессе бурения скважины, при условии неравенства скоростей подачи инструмента и бурения скважины, т.е. ϑп≠ϑб, при этом динамическая составляющая является внутренней обратной связью системы, способствующих повышению устойчивости системы «долото-забой» и особенно в переходных режимах, величина же этой обратной связи (динамическая составляющая) определяется не только скоростью бурения (отличной от скорости подачи), но и упругими свойствами системы «долото - забой - колонна бурильных труб» и трением ее о стенки скважины.Then the circuit of FIG. 3 we present in the form of FIG. 4, which shows how the dynamic component f (t) generated by the bit-bottom-hole system is added (subtracted) to the bit-to-face system under load G (t) created by the dead weight of the compressed part of the drill pipe string. drill pipe string "in the process of drilling a well, subject to inequality in the feed rates of the tool and the drilling of the well, i.e. ϑ p ≠ ϑ b , while the dynamic component is the internal feedback of the system, contributing to an increase in the stability of the “chisel-face” system and especially in transient conditions, the magnitude of this feedback (dynamic component) is determined not only by the drilling speed (different from the feed rate ), but also by the elastic properties of the “chisel – bottomhole – drill pipe string” system and its friction against the borehole walls.
При условии ϑб=ϑп выражения (3) и (6) примут видUnder the condition ϑ b = ϑ n, expressions (3) and (6) take the form
При этом f1(t)=f2(t)=0. Это условие является условием оптимального бурения, а условие ϑб=ϑп - условием оптимального регулирования процессом бурения.Moreover, f 1 (t) = f 2 (t) = 0. This condition is the condition for optimal drilling, and the condition ϑ b = ϑ p is the condition for optimal regulation of the drilling process.
Claims (8)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017106425A RU2642699C1 (en) | 2017-02-27 | 2017-02-27 | Method for well drilling process conditions regulation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017106425A RU2642699C1 (en) | 2017-02-27 | 2017-02-27 | Method for well drilling process conditions regulation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2642699C1 true RU2642699C1 (en) | 2018-01-25 |
Family
ID=61023715
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017106425A RU2642699C1 (en) | 2017-02-27 | 2017-02-27 | Method for well drilling process conditions regulation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2642699C1 (en) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1134704A1 (en) * | 1983-04-01 | 1985-01-15 | Андижанское Специальное Проектно-Конструкторское Бюро Всесоюзного Объединения "Союзнефтеавтоматика" | Apparatus for controlling and directing the process of turbine earth-drilling |
SU1675546A1 (en) * | 1989-05-24 | 1991-09-07 | М.Г.Эскин | Drilling mode control method |
WO2011016928A1 (en) * | 2009-08-07 | 2011-02-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and method based on at least two controllable drilling parameters |
RU2465452C1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-10-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of control over well boring parameters and configuration of drilling string bottom for implementation of proposed method |
RU2499887C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Adaptive control method of well drilling conditions, and bit for its implementation |
RU2550117C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of regulation of well drilling process conditions and bottom-hole assembly for its implementation |
US9175557B2 (en) * | 2009-03-02 | 2015-11-03 | Drilltronics Rig System As | Drilling control method and system |
-
2017
- 2017-02-27 RU RU2017106425A patent/RU2642699C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1134704A1 (en) * | 1983-04-01 | 1985-01-15 | Андижанское Специальное Проектно-Конструкторское Бюро Всесоюзного Объединения "Союзнефтеавтоматика" | Apparatus for controlling and directing the process of turbine earth-drilling |
SU1675546A1 (en) * | 1989-05-24 | 1991-09-07 | М.Г.Эскин | Drilling mode control method |
US9175557B2 (en) * | 2009-03-02 | 2015-11-03 | Drilltronics Rig System As | Drilling control method and system |
WO2011016928A1 (en) * | 2009-08-07 | 2011-02-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and method based on at least two controllable drilling parameters |
RU2465452C1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-10-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of control over well boring parameters and configuration of drilling string bottom for implementation of proposed method |
RU2499887C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Adaptive control method of well drilling conditions, and bit for its implementation |
RU2550117C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of regulation of well drilling process conditions and bottom-hole assembly for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8939234B2 (en) | Systems and methods for improving drilling efficiency | |
RU2690240C2 (en) | Drilling bit with sliding elements with hydraulic link to control load acting on them | |
US7980326B2 (en) | Method and system for controlling force in a down-hole drilling operation | |
US20170044896A1 (en) | Real-Time Calculation of Maximum Safe Rate of Penetration While Drilling | |
CN109891031B (en) | Method and construction device for soil working | |
AU2013286986B2 (en) | Method for reducing stick-slip during wellbore drilling | |
RU2635701C1 (en) | Reduction of friction and wear of well pipes with use of graphene | |
ATE442510T1 (en) | METHOD AND APPARATUS FOR DRILLING A BOREHOLE USING A BOREHOLE LINER | |
AU2004265457A1 (en) | Drilling system and method | |
Van Puymbroeck et al. | Increasing drilling performance in ERD wells with new generation drill pipe | |
RU2642699C1 (en) | Method for well drilling process conditions regulation | |
GB2593376A (en) | Real-time monitor and control of active clay in water-based drilling fluids | |
US20180073348A1 (en) | Weight On Bit Calculations With Automatic Calibration | |
CN106030022B (en) | Dual cycle fluid hammer drilling system | |
RU138113U1 (en) | CHISEL WITH ADVANCED BLADES | |
RU2313667C2 (en) | Method to create and control necessary load to ba applied to drilling bit during horizontal and directional well drilling with the use of downhole drilling motor with large distance between well bottom and head | |
Spasibov et al. | Method and device increasing efficiency of drilling directional wells | |
Zoghlami et al. | Bottomhole pressure stabilizing observer-based controller in tunnel drilling system | |
CA3093017A1 (en) | Data stream controller with configurable barrier for join and aggregation | |
RU2569659C1 (en) | Method of drilling control and system for its implementation | |
RU2569656C1 (en) | Method of drilling control, and system for its implementation | |
Zakir | Surge and Swab Pressure in Oil Drilling | |
CN106930682A (en) | A kind of direct circulation rotary digging enters rock technique | |
RU2007147527A (en) | METHOD FOR DRILLING STRONG BREEDS WITH CORE HYDRAULIC TRANSPORT AND DRILLING APPARATUS FOR ITS IMPLEMENTATION | |
Ru-Gang et al. | Study and Application of Permitted Yield Point Control Boundary of Drilling Fluid |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190228 |