CC BY
13
ГИАБ. Горный информационно-аналитический бюллетень / MIAB. Mining Informational and Analytical Bulletin, 2022;(1):148-161 ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ / ORIGINAL PAPER
УДК 622.817:621.311 DOI: 10.25018/0236_1493_2022_1_0_148
ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА НЕУСТОЙЧИВОГО ВРАЩЕНИЯ
ДОЛОТА НА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭЛЕКТРОПРИВОДА РОТОРА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
М.С. Ершов1, Е.А. Феоктистов2
1 Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский
университет) имени И.М. Губкина, Москва, Россия, e-mail: [email protected]
2 Московский физико-технический институт (национальный исследовательский университет)
Аннотация: Представлены новые результаты исследования работы асинхронного электропривода ротора буровой установки в режимах неустойчивого вращения долота, сопровождаемого Stick-Slip эффектом и присущим ему нежелательными последствиями. Ранее авторами были разработаны модели регулируемых электроприводов постоянного и переменного тока ротора буровой установки. В ходе дальнейших исследований выявлена необходимость уточнения части механической модели имитации момента сопротивления на долоте, перехода от стохастической модели к комбинированной модели, более детально учитывающей физику процессов бурения и влияние технологических параметров режимов бурения на момент сопротивления на долоте. Разработана новая модификация общей компьютерной модели асинхронного привода ротора буровой установки, сравнение результатов моделирования с экспериментальными данными подтвердило повышение адекватности моделирования процессов, связанных с возникновением автоколебаний и крутильных вибраций в режиме неустойчивого вращения долота. Особое внимание уделено изучению влияния неустойчивого вращения долота на энергетические показатели электропривода ротора и долота, для чего выходной список общей модели дополнен энергетическими показателями. В ходе компьютерного моделирования характерных режимов бурения выполнено исследование и установлены закономерности влияния основных технологических параметров на энергетические показатели. Ключевые слова: роторное бурение, Stick-Slip эффект, асинхронный электропривод, энергоэффективность, компьютерное моделирование.
Для цитирования: Ершов М. С., Феоктистов Е. А. Влияние режима неустойчивого вращения долота на энергоэффективность электропривода ротора буровой установки // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2022. - № 1. - С. 148-161. DOI: 10.25018/0236_1493_2022_1_0_148.
Impact of unstable drilling on energy efficiency of drill rotor drive
M.S. Ershov1, E.A. Feoktistov1
1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), Moscow, Russia, e-mail: [email protected] 2 Moscow Institute of Physics and Technology (National Research University), Moscow, Russia
Abstract: The article describes new research findings on operation of asynchronous motor drive of drill rotor in the modes of unstable drilling accompanied with the stick-slip effect and
© М.С. Ершов, Е.А. Феоктистов. 2022.
intrinsic undesirable consequences. Earlier, the authors constructed models of adjustable dc-and ac-drives of drill rotor. The studies revealed the necessity to update the mechanical simulation model of the drill bit drag torque and to change from the stochastic model to an integrated model which includes more details of physics of drilling and the impact of drilling mode parameters on the bit drag torque. A new modification is developed for the general computer model of asynchronous motor drive of drill rotor. The modeling and experimental data comparison proves the modeling equivalence of processes caused by free vibrations and torsional vibrations in the model of unstable bit rotation. Specific attention is paid to the impact of unstable drill rotation on energy efficiency of drill rotor drive, and the output parameters of the general model are added with the energy data in this respect. The computer modeling of drilling modes revealed the impact of the process variables on the energy data.
Key words: rotary drilling, stick-slip effect, asynchronous drive, energy efficiency, computer modeling.
For citation: Ershov M. S., Feoktistov E. A. Impact of unstable drilling on energy efficiency of drill rotor drive. MIAB. Mining Inf. Anal. Bull. 2022;(1):148-161. [In Russ]. DOI: 10.25018/0236_1493_2022_1_0_148.
Введение
В процессе роторного бурения под действием момента ротора буровой установки, приложенного к верху бурильной колонны, и момента сопротивления долота, приложенного к низу колонны, бурильная труба деформируется и закручивается на некоторый угол, который в зависимости от длинны и параметров трубы может достигать десятков оборотов. Если в процессе бурения угол закручивания колонны не изменяется, то имеет место равномерный режим вращения долота (РВ), если угол закручивания изменяется, то возникает режим неравномерного вращения (НВ), сопровождаемого крутильными колебаниями колонны, которые могут переходить в режим длительных остановок (ДО) долота, получивших название Stick-Slip эффекта, сопровождаемых крутильными и продольными автоколебаниями бурового инструмента.
Режимы НВ и ДО в данной работе объединены под общим названием — режима «неустойчивого вращения долота». Указанный режим может приводить
к уменьшению энергии на забое скважины, а значит к уменьшению механической скорости бурения скважины, ускоренному износу долота, затягиванию или развинчиванию замков труб, потере бурового инструмента. Особенно остро проблема проявляется при применении долот режуще-истирающего типа PDC.
Появление публикаций по исследованию Stick-Slip эффекта совпадает с началом применения PDC долот [1 — 3]. Различным аспектам проблемы: физико-математическим [4—8], технологическим [9, 10], а так же вопросам контроля и управления режимами бурения [11 — 14] уделяется много внимания и в современных публикациях. Несмотря на то, что результаты научных исследований доведены до практических руководств [15] и инженерных решений, частью реализованных в роторных управляемых системах бурением [10], проблема остается актуальной и в настоящее время.
Данная работа является продолжением исследований, представленных в работах [16, 17]. Ранее были разработа-
ны модели регулируемых электроприводов постоянного и переменного тока ротора буровой установки, включая модели механической и электродвигательной частей, а так же системы автоматического управления привода, выполнены исследования характерных режимов электроприводов при неустойчивом вращении долота, предложен «наблюдатель» возникновения Stick-Slip эффекта по данным контроля и анализа изменения токов электродвигателей.
В ходе дальнейших исследований выявлена необходимость уточнения части механической модели имитации момента сопротивления на долоте, перехода от стохастической модели к модели, более детально учитывающей физику процессов бурения и влияние технологических параметров режимов бурения на мгновенные значения момента сопротивления на долоте. Кроме того, установлена необходимость исследования влияния неустойчивого вращения долота на энергоэффективность режимов бурения. Все это потребовало модификации ранее разработанных моделей привода ротора буровых установок, выполнения компьютерного моделирования и установления закономерностей влияния неустойчивых режимов вращения долота на энергетические показатели бурения.
Задачи и объект исследования
В предыдущих исследования использовалась стохастическая модель момента сопротивления на долоте, в которой технологические параметры, включая заданную скорость вращения долота, использовались для определения амплитудного значения момента сопротивления, а текущие мгновенные значения момента сопротивлений определялись с помощью блоков стохастического моделирования. Результаты такого моделирования адекватно отражают режимы бурения в среднем, но не всегда точно
отражают изменение мгновенных технологических и электромеханических параметров во времени. Поэтому первая задача данной работы заключалась в уточнении модели момента сопротивления, которая должна непосредственно связывать момент сопротивления с мгновенной скоростью вращения долота, учитывать увеличение сопротивления скольжения из состояния покоя — при переходе скорости вращения долота через нулевое значение и учитывать возможность возникновения продольных колебаний бурового инструмента.
Как отмечалось ранее, одним из последствий режима неустойчивого вращения долота является снижение энергетической эффективности бурения. Для исследования этого явления поставлена вторая задача: необходимо дополнить ранее разработанную модель параметрами, характеризующими энергопотребление двигателя ротора и долота буровой установки, выполнить компьютерные моделирование и установить влияние различных технологических факторов на энергоэффективность бурения в режимах неустойчивого вращения долота.
Основные исходные данные для моделирования соответствуют параметрам буровой установки типа БУ-5000/320, указанным в предыдущих исследованиях [16, 17]. Диаметр долота составляет йь = 0,18 м, длина колонны бурильных труб принята равной 3000 м, значение прочих учитываемых технологических параметров задается по мере необходимости. Привод ротора осуществляется с помощью асинхронного двигателя номинальной мощностью 1000 кВт, номинальным напряжением и током 6 кВ и 120 А соответственно. Синхронная частота вращения двигателя составляет 1000 об/мин. Электрический привод является частотно регулируемым. Параметры ПИ-регуляторов скорости и тока настроены на технический оптимум [16]
и при параллельной форме записи передаточной функции регуляторов составили Р = 66, I = 16,5 — для регулятора
скорости и P тора тока.
3, I = 1 — для регуля-
Модификация моделей
Моделирование асинхронного привода ротора буровой установки осуществлялось с использованием программного обеспечения МаШЬ Simulink 2010. Структурная схема модели содержит несколько блоков, включая ранее разработанные блоки модели асинхронного двигателя IM-Sumsystem и трехмассо-вой модели механической части системы привода MEH-Subsystem, описание которых представлено в работах [16, 17]. В модели механической части учтены приведенные к скорости двигателя моменты инерции масс J1 = 55 кг-м2; .У2 = 17 кг-м2; J3 = 7 кг-м2, коэффициенты жесткости между частями колонны с = 25 Н-м; с23 = 263 Н-м, а так же коэффициенты вязкого трения между частями колонны в12 = в23 = 0,02 Н-м-с. Значения моментов сопротивления первой и второй массы определялись величиной момента трения в наземной части привода Т. = 60 Н-м и колонны
бурильных труб о стенки скважины Тс2 = 400 Н-м. Моделирование асинхронного двигателя осуществлялось в координатах х, у, скорость вращения которых равна скорости вращения поля статора [18, 19].
Первое отличие модифицированной модели системы заключается в том, что в ней изменена подсистема моделирования момента сопротивления на долоте. Новая модель момента сопротивления на долоте состоит из трех подсистем, представленных на рис. 1.
В первой подсистеме Tb0-Subsystem осуществляется моделирование статического момента сопротивления долота в зависимости от технологических параметров и текущего значения скорости вращения долота, для этого используется формула [20]
г _ \
Tb0(t) = 0,4• а • db • P
1 + -
7,25
(1)
®ь (0 + 50
где Р — осевая нагрузка на долото, Н; юь(Ь) — скорость вращения долота в момент времени Ь, рад/с; а — эмпирический коэффициент; йь — диаметр долота, м; 50 — поправка, рад/с.
При моделировании принято, что максимальная осевая нагрузка на доло-
Рис. 1. Фрагмент структурной схемы модели с блоками моделирования момента сопротивления на долоте
Fig. 1. Structural modeling blocks of drill bit drag torque (a fragment)
Рис. 2. Зависимость коэффициента трения от
скорости проскальзывания
Fig. 2. Friction factor versus slip velocity
то может достигать P = 200 кН. Максимальная скорость вращения долота принята равной wb = 30 рад/с (около 300 об/мин). Значение эмпирического коэффициента равно a = 1 для мягких пород и a = 0,5 — для твердых пород. Значение поправки — 50 = 1 рад/с.
Во второй подсистеме Tb1-Subsys-tem осуществляется переход от статического момента сопротивления Tb0 к фрикционному моменту T , который учитывает, что согласно закону Кулона при переходе через нулевую точку фрикционный момент становиться прерывистым. Этот факт проиллюстрирован на рис. 2 с помощью одной из возможных моделей Штрибека [5, 8]. Для выбранной наиболее простой модели Штрибека выражение для фрикционного момента можно записать в виде
0 (2) где
Р = -
Tb1 = Р ■ Tb0'
Гр0 • signю, |ю| > 0,001; I p1 • signю, |ю| < 0,001.
В третьей подсистеме Tb-Subsystem учитывается наличие в колонне бурильных труб продольных колебаний, изменяющих в процессе бурения осевую нагрузку на долото, а значит, согласно формуле (1) и момент сопротив-
ления долота. Для вычисления результирующего момента сопротивления на долоте продольные колебания учитывались гармонической функцией, как это сделано в работе [8]. Формула для вычисления момента сопротивления на долоте имеет вид
7 = 7"Ь0 (1 + И • зШуО + (3)
где И — коэффициент, принимающий значения от 0 до 1; V — угловая частота продольных колебаний, соответствующих значению частоты от 0,5 до 3 Гц [17]; Ъ,({) — функция «белого шума» для упрощенного учета продольных случайных колебаний колонны с амплитудным значением 3 кН,м.
Выражения (1) — (3) составляют решение первой поставленной задачи по уточнению моделирования момента сопротивления на долоте.
Решение второй задачи связано с дополнением модели энергетическими показателями. В модель включены блоки вычисления показателей мощности и энергии двигателя Рт, Wm и долота Р , Wb, представленные следующими формулами:
Р = Т • ш ; РЬ = ТЬ • шЬ, (4)
т т т Ь Ь Ь' 4 '
где 7т, шт и ТЬ, шЬ — моменты и скорости двигателя и долота;
т т
=1 Рт ■ А; =\ Рь ■ А, (5)
0 0
где Т — заданный интервал времени.
При вычислении потребляемой мощности и энергии учтены потери в наземной части механических передач и дополнительные потери энергии на трение колонны о стенки скважин. Коэффициент эффективности использования энергии привода определялся отношением затрат энергии на долоте и на двигателе
ПЬ = М / М. (6)
1 Ь-т Ь' т х '
Выражения (4) — (6) составляют решение второй поставленной задачи по определению энергетических показателей бурения.
Исследование режимов бурения
На основании модифицированной модели асинхронного привода ротора буровой установки были выполнены исследования работы системы в режимах неустойчивого вращения долота. На рис. 3 приведены графики скорости вращения двигателя и долота при следующих исходных параметрах: коэффициент твердости пород а = 0,5; диаметр PDC долота йь = 0,18 м; статическая осевая нагрузка на долоте Р = 80 кН; заданная скорость вращения двигателя пт = 500 об/мин. Угловая частота продольных колебаний КБТ принята равной V = 3,14 рад/с. Прочие исходные данные для моделирования указаны выше.
Исходя из формы графика скорости долота видно, что данный режим соответствует неустановившемуся режиму вращения долота с длительными оста-
новками, с проявлением Stick-Slip эффекта. Процесс больших изменений скорости является низкочастотным автоколебательным. Период T низкочастотных колебаний определяется скоростью X (для стали 2500 — 3200 м/с) распространения колебаний по колонне бурильных труб и ее длиной H [20]
T = 2 H/ X, с. (7)
Соответственно частота низкочастотных колебаний не превышает нескольких Гц.
Наряду с низкочастотными колебаниями имеют место и высокочастотные крутильные вибрации. В верхнем правом углу рис. 3 в укрупненном масштабе показано изменение скорости вращения долота вблизи точки его остановки (пь^0) на интервале времени 14,5 — 16,5 с. На указанном фрагменте рис. 3 видно, что вблизи точки остановки происходят высокочастотные малые по амплитуде колебания скорости долота, частота таких колебаний может достигать сотни Гц. График изменения
Рис. 3. Графики изменения частоты вращения двигателя (1) и долота (2) во времени при нагрузке на долоте 80 кН и частоте вращения двигателя 500 об/мин
Fig. 3. Rotations per minute of drive (1) and bit (2) at bit load of 80 kN and drive speed of 500 rpm
2 î
k
H L
1
1
1
О 5 10 15 20 25 30 35 40 Время, С
Рис. 4. Графики автоколебаний момента долота Fig. 4. Free vibrations of bit
частоты вращения долота вблизи точки остановки хорошо корреспондируется с графиком момента сопротивления долота, представленный на рис. 4.
Из графиков 3 и 4 видно, что при «замирании» долота вблизи точки остановки имеют место высокочастотные крутильные вибрации: с большими амплитудными значениями для момента и малыми — для скорости долота.
Для примера действия колебаний на долото на рис. 5 приведена фотография долота БИТ 220,7 ВТ 513 УСВ.32-01
Рис. 5. Состояние долота после отработки [21] Fig. 5. After-work condition of bit [21]
после его отработки на скважине газо-конденсатного месторождения (код износа 0-3-CT,ER-S,G-X-1-NR-TD) [21]. Осмотр долота показал, что оно подвергалось крутильной вибрации вследствие неустойчивого вращения. Как показано на рис. 3 и 4 особенно частые колебания долота имеют место вблизи точки остановки, что приводит к перегреву резцов, при этом наружные резцы подвергаются большему повреждению из-за большей линейной скорости, а внутренние ряды резцов практически
40 Время, с
Рис. 6. Графики изменения мощности на элементах системы во времени: 1 — на валу двигателя;
2 — на верхней части колонны; 3 — на нижней части колонны; 4 — на долоте
Fig. 6. Time variation in capacity of: 1 — drive shaft; 2 — upper column; 3 — lower column 4 — bit
2
у ■V >—
35
40 Время, с
Рис. 7. Графики изменения затрат энергии привода (1) и долота (2) во времени при нагрузке на долоте 80 кН Fig. 7. Time variation in power of drive (1) and bit (2) a bit loading of 80 kN
не изношены, что видно на фотографии.
Возникновение крутильных автоколебаний и вибраций связано с перераспределением в процессе работы энергии электропривода между потенциальной и кинетической составляющими энергии элементов системы с упругими связями при наличии обратных связей в нелинейной системе. На рис. 6 приведены графики распределения мощности по элементам системы при рассматриваемом режиме неустойчивого вращения долота. Отметим, что в режимах длительных остановок возможна рекуперация энергии накопленной в упругих элементах системы в привод, о чем свидетельствуют отрицательные значения мощности привода в указанные периоды. На этот случай в электроприводе ротора должна быть предусмотрена возможность рекуперации энергии электрической машины в сеть.
Графикам мощности соответствуют графики энергии, определенные по формулам (5) и представленные на рис. 7. На рис. 8 представлен график изменения коэффициента эффективности использования привода ротора в режиме неустойчивого вращения долота. Согласно данным графикам видно, что в рассмат-
риваемом режиме имеют место значительные потери энергии, итоговый коэффициент использования привода ротора не превышает 0,15. Значительная часть энергии привода ротора расходуется не эффективно.
Переход из режима неустойчивого вращения долота в устойчивые режимы, не связанные с остановками долота во время бурения возможен за счет уменьшения нагрузки долота на забой скважины или за счет увеличения скорости
as 0.45
T 04
1-
o
s 0 35
h
о
i O.;Í
Ш
s
t 0.25
tu
•e-■& 0.2
m
H T 0.15
C1>
s ZT 0.1
■& 0.05
и 0
о
10
30
40
20
Время, с
Рис. 8. Гоафики изменения коэффициента эффек тивности использования привода ротора во вре мени
Fig. 8. Time variation in use efficiency of rotor drive
£ 300
S
о
S 200
1
к
1
/ 2 / \
/Л Ч-/ \ У \У
0 10 20 30 40
Время, с
Рис. 9. Графики изменения частоты вращения двигателя (1) и долота (2) во времени при снижении нагрузки на долоте до 40 кН Fig. 9. Time variation in rotations per minute of drive (1) and (2) at bit loading reduction to 40 kN
вращения долота. Рассмотрим, как эти факторы влияют на скорость вращения долота и энергетические показатели бурения. На рис. 9 и 10 показаны графики скорости долота и затрат энергии при уменьшении нагрузки на долото с 80 до 40 кН.
800
700
600
I
s
Ь 500
in
о
л 400
1-
o
о n 300
n
U 200
100
0
/ч
1
/ 2 / \
\Л , А/ \/\
10
40
20 30
Время, с
Рис. 11. Графики изменения частоты вращения двигателя (1) и долота (2) во времени при увеличении скорости привода до 750 об/мин Fig. 11. Time variation in rotations per minute of drive (1) and (2) at drive speed increase to 750 rpm
0} I
CD 2000
1000
/ /
1
2
10
15
20
25
30
35 40
Время, о
Рис. 10. Графики изменения затрат энергии привода (1) и долота (2) во времени при снижении нагрузки на долото до 40 кН Fig. 10. Time variation in power of drive (1) and (2) at bit loading reduction to 40 kN
Согласно рис. 10 при t = 40 c энергия на долоте составила 1690 кВт-с, а энергия привода — 6400 кВт-с, таким образом коэффициент эффективности использования привода ротора при бурении повысился до 0,26, то есть более чем на 70% по сравнению с исходным
16000
14000
12000
u
10000
m
DC 8000
С )
О 6000
T
m
4000
2000
1
/ 2 \
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Время, с
Рис. 12. Графики изменения затрат энергии привода (1) и долота (2) во времени при увеличении скорости долота до 750 об/мин Fig. 12. Time variation in power of drive (1) and (2) at drive speed increase to 750 rpm
значением. При заданном уменьшении нагрузки энергия долота в конце рассматриваемого интервала времени по сравнению с исходным вариантом почти не изменилась, при значительном сокращении затрат энергии на приводе.
На рис. 11 и 12 представлены графики скорости долота и затрат энергии при увеличении скорости вращения двигателя с 500 до 750 об/мин.
Согласно рис. 12 при Г = 40 с энергия на долоте составила 3810 кВт-с, а энергия привода — 15 500 кВт-с, таким образом коэффициент эффективности использования привода ротора при бурении повысился до 0,25, почти на 70% по сравнению с исходным значением. Отметим, что при увеличении скорости привода энергия на долоте увеличилась на 40%, при этом более чем на 40% увеличилось и потребление энергии приводом.
Затраты энергии на долоте позволяют оценить механическую скорость бурения по удельным затратам энергии на долоте. При сохранении геотехнологических условий бурения можно считать, что механическая скорость бурения V, м/ч пропорциональна энергии на долоте Wb, кВт*с и обратно-пропорциональная удельным затратам энергии (энергоем-
кости породы) Е, кВт*ч/м3 [22]. С учетом времени наблюдения за процессом бурения Г (в нашем случае Г = 40 с) и площади забоя скважины Р (с учетом указанного выше диаметра долота принятой равной 0,03 м2) формула для оценки механической скорости бурения примет вид
V = Wb/(Е • Г • Р) = Wb/(1,2 • Е). (8)
Удельная энергоемкость разных пород в зависимости от их петрофизиче-ских свойств может отличаться на два-три порядка. Существуют разные классификации пород. В данной работе использовалась классификация энергоемкости пород из десяти классов, разделенных на пять групп, и удельные значения энергоемкости по Э.Е. Лукьянову [22].
В настоящее время показатели энергопотребления на бурение могут входить в геолого-технологические исследования (энергокаротаж). Значения удельной энергоемкости в зависимости от породы изменяются от нескольких единиц до нескольких тысяч кВт*ч/м3. Для пород низкой энергоемкости I класса удельная энергоемкости меньше 15,6 кВт*ч/м3. Для высокоэнергоемких пород X класса удельная энергоемкость превышает 4000 кВт*ч/м3. Для пород средней энерго-
Показатели моделирования энергопотребления и расчетная оценка механической скорости бурения для разных режимов вращения долота Energy consumption modeling and drilling penetration rate estimate for different drill bit rotation modes
№ варианта Потребление энергии на приводе/ долоте за время моделирования (40 с), кВт*с Коэффициент эффективности использования привода ротора Средний удельный объем бурения для классов энергоемкости породы, м3/ч Средняя механическая скорость бурения для классов энергоемкости породы V, м/ч
VI VII VI VII
1 11 140/ 1630 0,15 0,109 0,054 3,63 1,81
2 6400/ 1690 0,26 0,113 0,056 3,77 1,87
3 15 500/ 3810 0,25 0,254 0,127 8,47 4,23
Примечание. Указанные варианты соответствуют вариантам компьютерного моделирования: 1 — базовый; 2 — вариант с уменьшенной нагрузкой на долото; 3 — вариант с увеличенной скоростью привода. При расчетах принято среднее значение энергоемкости из указанных диапазонов энергоемкости выбранных пород VI и VII классов.
емкости VI и VII классов значение удельной энергоемкости составляет 250 — 500 и 500 — 1000 кВт*ч/м3 соответственно.
В таблице приведены расчетные данные энергопотребления и оценки механической скорости бурения, полученные по результатам компьютерного моделирования привода ротора буровой установки в различных режимах вращения долота.
Из результатов таблицы видно, что неустойчивый режим вращения долота (вариант 1) приводит к значительному снижению использования энергии привода ротора, снижению энергии на долоте, уменьшению механической скорости бурения. Снижение нагрузки на долото (вариант 2) является наиболее экономичным способом выхода из неустойчивого вращения долота, при этом значительно снижается потребление энергии приводом ротора. При наличии резерва мощности привода наиболее эффективным способом выхода из режима неустойчивого вращения долота является увеличение скорости вращения двигателя (вариант 3) при этом не только существенно увеличивается коэффициент использования энергии привода ротора, но и значительно увеличивается механическая скорость бурения.
Выводы
На основании выполненных исследований можно сделать следующие выводы.
1. Предложенная модифицированная модель подсистемы расчета момента сопротивления на долоте, учитывающая
текущую скорость вращения долота и фрикционные явления долота при малых скоростях, по сравнению с исходной стохастической моделью адекватней отражает физические процессы в режимах неустойчивого вращения долота. Полученные на ее основании результаты моделирования более полно отражают явления Stick-Slip эффекта.
2. Дополнение общей модели системы энергетическими показателями: расходами мощности и энергии на элементах системы и коэффициента использования энергии привода ротора на долоте расширяют возможности анализа режимов работы системы роторного бурения. Выполненное численное моделирование процессов роторного бурения показало неэффективность использования энергии привода ротора в режимах неустойчивого вращения долота, сопровождаемого крутильными автоколебаниями, при которых потери подводимой к забою мощности могут увеличиваться на 70%. Снижение нагрузки на долото является наиболее экономичным способом выхода из неустойчивого вращения долота, значительно снижающим потреблении электроэнергии, он может быть основным способом управления при работе привода ротора на предельных значениях мощности. При наличии запаса мощности привода ротора наиболее эффективным способом выхода из режима неустойчивого вращения долота является увеличение скорости вращения двигателя, при котором увеличивается коэффициент использования энергии привода ротора и механическая скорость бурения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Kreisle L. F., Vance J. M. Mathematical analysis of the effect of shock sub on the longitudinal vibrations of an oil-well drill-string // Society of Petroleum Engineers Journal. 1970, no. 2, pp. 349 — 356.
2. Симонов Н. Г., Юнин Е. К. Влияние колебательных процессов на работу бурильного инструмента. — М.: Недра, 1977. — 217 с.
3. Белокобыльский С. В., Ветюков М. М., Нагаев Р. Ф. О фрикционных автоколебаниях бурильной колонны // Известия АН СССР. Машиноведение. - 1982. - № 2. - С. 15-20.
4. Yang Liu, Wei Lin, Joseph Paez Chavez, Rulston De Sa Torsional stick-slip vibrations and multistability in drill-strings // Applied Mathematical Modelling. 2019, vol. 76, pp. 545-546.
5. Aarsnes U. J., Van de Wouw N. Dynamics of a distributed drill string system: characteristic parameters and stability maps // Journal of Sound and Vibration. 2018, vol. 417, no. 37, pp. 376-412. DOI: 16/j.jsv.2017.12.002.
6. Liping Tang, Xiaohua Zhu Effects of drill string length on stick-slip oscillation of the oilwell drill string // Iranian Journal of Science and Technology. Transactions of Mechanical Engineering. 2019, vol. 44, pp. 2-11. DOI: 10.1007/s40997-019-00279-y.
7. Saldivar B., Mondie S., Avila Vilchis J. C. The control of drilling vibrations. A coupled PDE-ODE modeling approach // International Journal of Applied Mathematics and Computer Science. 2016, vol. 26, no. 2, pp. 335-349.
8. Коронатов В. А. Основы математической строгой теории глубокого бурения // Системы. Методы. Технологии. - 2020. - № (46). - С. 23-29. DOI: 10.18324/2077-54152020-2-23-29.
9. Tang L., Zhu X., Qian X., Shi C. Effects of weight on bit on torsional stick-slip vibration of oil well drill string // Journal of Mechanical Science and Technology. 2017, vol. 31, no. 10, pp. 4589-4597.
10. Литвиненко В. С., Двойников М. В. Обоснование выбора параметров режима бурения скважины роторными управляемыми системами // Записки Горного института. -2019. - Т. 235. - С. 24-29.
11. Monteiro H. L. S., Trindade M. A. Performance analysis of proportional-integral feedback control for the reduction of stick-slip-induced torsional vibrations in oil well drillstrings // Journal Sound and Vibration. 2017, vol. 398, pp. 28-38.
12. Ritto T. G., Ghandchi-Tehrani M. Active control of stick-slip torsional vibrations in drill-strings // Journal of Vibration and Control. 2018, vol. 25, no. 1, pp. 1-9. DOI: 10.1177/10775463-1877-4-240.
13. Wei Lin, Joseph Paez Chavez, Yang Liu, Yingxin Yang, Yuchun Kuang Stick-slip suppression and speed tuning for a drill-string system via proportional-derivative control // Applied Mathematical Modelling. 2020, vol. 82, pp. 2-19.
14. Букреев С. В. Исследование закономерностей влияния вентильно-индукторного электропривода на переходные процессы в колонне бурильных труб при геологоразведочном бурении // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2017. - № 10. -С. 219-225. DOI: 10.25018/0236-1493-2017-10-0-219-225.
15. Руководство по эксплуатации PDC долот для полевых инженеров. Компания BP. URL: http://drillpoint.ru/uploads/files/Rukovodstvo%20po%20ekspluatacii%20PDC%20dolot %20dlya%20polevyh%20inzhenerov.pdf (дата обращения: 25.11.2020).
16. Ершов М. С., Балицкий В. П., Мелик-Шахназарова И. А. Исследование работы привода постоянного тока ротора буровой установки в режиме неустойчивого вращения долота // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2020. - № 11. - С. 166179. DOI: 10.25018/0236-1493-2020-11-0-166-179.
17. Ершов М. С., Комков А. Н., Феоктистов Е. А. Работа электроприводов постоянного и переменного тока ротора буровой установки в режиме неустойчивого вращения долота // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2021. - № 6. - С. 153-167. DOI: 10.25018/0236_1493_2021_6_0_158.
18. Melkebeek J. A. Electrical machines and drives. Fundamentals and advanced modelling / Power Systems. Springer International Publishing AG, 2018, 740 p.
19. Hoang L. Modelling and simulation of electrical drives using MATLAB/Simulink and Power System Blockset // IEC0N'01. 27th Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society. 2001, vol. 3, pp. 1603-1611.
20. Юнин Е. К. Введение в динамику глубокого бурения. — М.: Книжный дом «Либро-ком», 2015. — 168 с.
21. Заляев М. Ф. Исследование вибрации при бурении скважин на Термокарстовом газоконденсатном месторождении // Нефтегазовое дело. — 2015. — Т. 13. — № 4. — С. 36 — 40.
22. Лукьянов Э. В., Кудашева С. В. Методические рекомендации по интерпретации данных ГТИ. — Новосибирск: Издательский дом «Историческое наследие Сибири», 2016. — 512 с. ЕШ
REFERENCES
1. Kreisle L. F., Vance J. M. Mathematical analysis of the effect of shock sub on the longitudinal vibrations of an oil-well drill-string. Society of Petroleum Engineers Journal. 1970, no. 2, pp. 349 — 356.
2. Simonov N. G., Yunin E. K. Vliyanie kolebatel'nykh protsessov na rabotu buril'nogo in-srumenta [Effect of oscillatory processes on operation of drilling equipment], Moscow, Nedra, 1977, 217 p.
3. Belokobyl'skii S.V., Vetyukov M. M., Nagaev R. F. On frictional self-oscilations of the drill string. Izvestya AN SSSR. Mashinovedenie. 1982, no. 2, pp. 15 — 20. [In Russ].
4. Yang Liu, Wei Lin, Joseph Paez Chavez, Rulston De Sa Torsional stick-slip vibrations and multistability in drill-strings. Applied Mathematical Modelling. 2019, vol. 76, pp. 545 — 546.
5. Aarsnes U. J., Van de Wouw N. Dynamics of a distributed drill string system: characteristic parameters and stability maps. Journal of Sound and Vibration. 2018, vol. 417, no. 37, pp. 376 — 412. DOI: 16/j.jsv.2017.12.002.
6. Liping Tang, Xiaohua Zhu Effects of drill string length on stick-slip oscillation of the oilwell drill string. Iranian Journal of Science and Technology. Transactions of Mechanical Engineering. 2019, vol. 44, pp. 2 — 11. DOI: 10.1007/s40997-019-00279-y.
7. Saldivar B., Mondie S., Avila Vilchis J. C. The control of drilling vibrations. A coupled PDE-ODE modeling approach. International Journal of Applied Mathematics and Computer Science. 2016, vol. 26, no. 2, pp. 335 — 349.
8. Koronatov V. A. Fundamentals of the mathematically rigorous theory of deep drilling. Sys-temy. Metody. Tekhnologii. 2020, no. (46), pp. 23 — 29. [In Russ]. DOI: 10.18324/2077-54152020-2-23-29.
9. Tang L., Zhu X., Qian X., Shi C. Effects of weight on bit on torsional stick-slip vibration of oil well drill string. Journal of Mechanical Science and Technology. 2017, vol. 31, no. 10, pp. 4589-4597.
10. Litvinenko V. S., Dvoinikov M. V. Justification of the choice of parameters of the well drilling mode by rotary controlled systems. Journal of Mining Institute. 2019, vol. 235, pp. 24 — 29. [In Russ].
11. Monteiro H. L. S., Trindade M. A. Performance analysis of proportional-integral feedback control for the reduction of stick-slip-induced torsional vibrations in oil well drillstrings. Journal Sound and Vibration. 2017, vol. 398, pp. 28 — 38.
12. Ritto T. G., Ghandchi-Tehrani M. Active control of stick-slip torsional vibrations in drill-strings. Journal of Vibration and Control. 2018, vol. 25, no. 1, pp. 1 — 9. DOI: 10.1177/10775463-1877-4-240.
13. Wei Lin, Joseph Paez Chavez, Yang Liu, Yingxin Yang, Yuchun Kuang Stick-slip suppression and speed tuning for a drill-string system via proportional-derivative control. Applied Mathematical Modelling. 2020, vol. 82, pp. 2 — 19.
14. Bukreev S. V. Effects of valve-and-induction motor drives on transient processes in exploration drilling string. MIAB. Mining Inf. Anal. Bull. 2017, no. 10, pp. 219 — 225. [In Russ]. DOI: 10.25018/0236-1493-2017-10-0-219-225.
15. Rukovodstvo po ekspluatatsii PDCdolotdlya polevykh inzhenerov. Kompanya BP, available at: http://drillpoint.ru/uploads/files/Rukovodstvo%20po%20ekspluatacii%20PDC%20 dolot%20dlya%20polevyh%20inzhenerov.pdf (accessed 25.11.2020).
16. Ershov M. S., Balitsky V. P., Melik-Shakhnazarova I. A. Rotary table DC drive operation under conditions of unstable rotation of drill bit. MIAB. Mining Inf. Anal. Bull. 2020, no. 11, pp. 166-179. [In Russ]. DOI: 10.25018/0236-1493-2020-11-0-166-179.
17. Ershov M. S., Komkov A. N., Feoktistov E. A. Operation of DC and AC drives of rotary table in unstable rotation mode of drill bit. MIAB. Mining Inf. Anal. Bull. 2021, no. 6, pp. 153 — 167. [In Russ]. DOI: 10.25018/0236_1493_2021_6_0_160.
18. Melkebeek J. A. Electrical machines and drives. Fundamentals and advanced modelling. Power Systems. Springer International Publishing AG, 2018, 740 p.
19. Hoang L. Modelling and simulation of electrical drives using MATLAB/Simulink and Power System Blockset. IEC0N'01. 27th Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society. 2001, vol. 3, pp. 1603 — 1611.
20. Yunin E. K. Vliyanie v dinamiku glubokogo burenya [Introduction to the dynamics of deep drilling], Moscow, 2015, 168 p.
21. Zalyaev M. F. The exploration of vibration while drilling wells on Termokarstovoe gas deposit. Petroleum engineering. 2015, vol. 13, no. 4, pp. 36 — 40. [In Russ].
22. Lukyanov E. V., Kudasheva C. V. Metodicheskie rekomendatsii po interpretatsii dannykh GTI [Methodological recommendations for the interpretation of geotechnological research data], Novosibirsk, 2016, 512 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Ершов Михаил Сергеевич — д-р техн. наук, профессор, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, e-mail: [email protected], ORCID 0000-0002-7772-0095, Феоктистов Евгений Алексеевич — студент, Московский физико-технический институт (национальный исследовательский университет), e-mail: [email protected], ORCID 0000-0002-9490-3854.
Для контактов: Ершов М.С., e-mail: [email protected].
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
M.S. Ershov, Dr. Sci. (Eng.), Professor,
e-mail: [email protected],
Gubkin Russian State University of Oil and Gaz
(National Research University), 119991, Moscow, Russia,
ORCID 0000-0002-7772-0095,
E.A. Feoktistov, Student,
e-mail: [email protected]
Moscow Institute of Physics and Technology
(National Research University), 141700, Moscow, Russia,
ORCID 0000-0002-9490-3854.
Corresponding author: M.S. Ershov, e-mail: [email protected]
Получена редакцией 04.09.2021; получена после рецензии 06.10.2021; принята к печати 10.12.2021. Received by the editors 04.09.2021; received after the review 06.10.2021; accepted for printing 10.12.2021.
