Методи видобутку важких нафт в Удмуртії

Методи видобутку важких нафт в Удмртіі.

Зміст
Вступ: Методи видобутку важких нафт в Удмуртії
Параметри режиму буріння
1.Опитное буріння
2.Автоматізація подачі доліт
3.Розробка параметрів режиму буріння
4.Режім буріння турбінним способом
Техніка безпеки законодавств про охорону праці
Література

Введення.
У Россі зосереджений весь науковий і виробничий потенціал, зусиллями якого до1991 реалізовувалися промислові проекти по розробці важких нафт на території колишнього СРСР.
НВО «Союзтермнефть» практично з нуля в період 1981-1984г.г. створило чотири великомасштабних промислу з видобутку високов'язкої нафти термічними методами на родовищах Каражанбас, Кенкіяк, Усинське і Греміхінское, які в даний час є великими виробничими об'єктами, видобувними нафту в промислових масштабах. У 1991 році сумарний видобуток із застосуванням термічних методів склала 6,5 млн.т. Технологічна проектна документація практично на всі об'єкти колишнього СРСР створена в НІПІтермнефть (нині РосНІПІтермнефть), а також спільно з ВНІІнефтью та іншими інститутами галузі.
Після 1991 року на території Росії залишилися два об'єкти (Гремихінское і Усинське родовище), розробка в яких ссуществляется термічним методом.
На Греміхінском родовищі роботи розвитку термічних методів продовжуються при безпосередньому науковому участю РосНІПІнефті з послідовним розширенням теплого впливу і зростанням видобутку нафти за рахунок залучення розробку нових об'єктів і впровадження більш досконалих технологій термічного впливу.
На Усинську родовищі технологія закачування пара в пласти, що залягають на глубіне1300-1400м, почалася застосовуватися, в основному, після 1992 року. Глибинні дослідження тут показали, що застосовується внутріскваженное обладнання на паронагнетательних свердловинах дозволяє при темпі закачування пара 300т/сут. довести до забою свердловини пар з температурою до 320С і сухість 0,67-0,7, що відповідає величині втрат по стовбуру кважіни2-3%.
У результаті закачування 4-5тис. тонн пари за один цикл і наступного циклу просочення тривалістю 1-2 місяці дебіти нафти в середньому зростають у 3-4 рази і потім на протязі 8-9 місяців зберігаються на рівні, що перевищує початковий.
Основний критерій економічної ефективності від теплого впливу можна визначити за середнім паронефтяному відношенню. Цей показник по Усинську родовища склав 0,48 т (закачано пара 121,8 тис.т, додатково отримано нафти 256,4 тис. т.)
Як показали дослідження ПечорНІПІнефть, реакція видобувних свердловин на Усинську родовищі, віддалених від нагнітальних на відстані 200-300м, починаються приблизно через рік після закачування і надалі дебіти нафти безперервно зростають. Через приблизно два роки після початку закачування пара дебіти реагують свердловин збільшуються в три рази і надалі стабілізуються на цьому рівні.
На Усинську родовищі, особливо після створення СП, від послуг НПО «Термнефть» відмовилися, і видобуток важких високов'язких нафт за рахунок термічних методів істотно знизилася.
Таким чином, незважаючи на значні розвідані запаси важких і високов'язких нафт в Росії є Греміхінское родовище. Разом з ТНМ, основний обсяг залишкових запасів важких нафт промислових категорій, рівний 89,73%, зосереджений у наступних шести нафтовидобувних районах Росії: Тюменська область-42, 2%, Республіка Татарстан-19.1%, Республіка Комі-13, 7%, Архангельська область-6.8%, Пермська область-3, 97%, Удмуртська республіка-3, 96%.
Основний обсяг залишкових балансових запасів промислових категорій (95%) приурочена до покладів. располоеним на глибинах до1500м, а на глибинах до 1200м найбільш сприятливих теплових методів видобутку, міститься 72,3% запасів.
В даний час видобуто трохи більше 280млн.т важкої нафти, що становить 3,1% початкових балансових запасів. При цьому в двох найбільших за запасами таких нафт Тюменської і Архангельській областях жодне родовище не опановували, і промисловий видобуток не велася.
Технології теплого впливу на пласт, що застосовуються у ВАТ «Удмуртнефть», включають:
- Імпульсно-дозоване тепловий вплив (ІДТВ);
-Імпульсно-дозоване тепловий вплив на пласт паузами (ІДВТП (П);
- Технологію теплоцікліческого впливу на пласт (ТЦВП).
Сутність ІДТВ полягає в циклічному поперемінному введенні в пласт теплоносія і нагрітої води (з формуванням хвильового теплого фронту) у суворо розрахункових пропорціях, створення і підтримка в ефективною для даного родовища температури.
Основна відмінність механізму імпульсно-дозованого теплового впливу (ІДТВ) від відомих способів паротеплового впливу (ПТВ) і дії гарячої води (ВГВ) полягає в тому, що при багаторазовому повторі циклів «нагрів-охолодження» активізується витіснення нафти з порові (матриць) трещиновати- пористого шару, що в цілому і призводить до збільшення нафтовилучення з поклади.
При ІДТВ досягається значне ресурсозбереження за рахунок зниження обсягу вводиться в пласт теплоносія - прогрів пласта до так званої "ефективної температури», яка визначається за кривою залежності в'язкості нафти від температури - а також за рахунок передачі тепла з привибійної зони в пласт в період закачування холодної води.
При ІДТВ досягається інтенсифікація пласта тепловим впливом і видобутку нафти - періоди нагнітання імпульсів холодної води теплогенеруючі установки використовуються на інших елементах впливу. Технологія імпульсно - дозованого теплового впливу з паузами є модифікацією ІДТВ. У ній в періоди закачування імпульсів холодної води передбачені короткочасні зупинки (паузи). Призначення пауз - це періодичне створення в пласті різких перепадів тиску між системами тріщин і блоків з метою порушення встановлених флюїдів і залучення в активну розробку нізкопроніцаемих зон. Таким чином, технологія ІДТВ (П), володіючи усіма ІДТВ, додатково має і власний механізм збільшення нафтовилучення з неоднорідних колекторів.
Сутність технології теплоцікліческого впливу на пласт полягає в організації єдиного технологічного процесу комплексного теплого впливу на пласт через систему нагнітальних і видобувних свердловин. І це принципово відрізняє технологію ТЦВП від відомих технологій. Технологія розроблена стосовно майданним систем розміщення свердловин.
Відомо, що при розробці майданних елементів із закачуванням витісняє агента в центральну свердловину, охоплення елемента пласта ветесненіем виявляється неповним: залишаються значні площі невиробленим пропластков нафти.
У технології ТЦВП особлива організація режимів роботи нагнітальних і видобувних свердловин призводить майже до 100% тепловому і гідродинамічного охопленням елемента пласта впливом, що природним чином забезпечує збільшення поточної і кінцевої нафтовіддачі пласта.
У технології ТЦВП закачування теплоносія по окремих свердловинах здійснюється в режимах ІДТВ або ІДТВ (П), тому цієї технології властиві й механізми впливу, описані вище.
У ВАТ «Удмуртнефть» створені принципово нові патентно - захищені технології, пов'язані з полімерним та термополімерним методам впливу на пласт в різних модифікаціях. Серед них:
-Технологія термополімерного впливу (ТПВ) на поклади високов'язкої нафти;
-Технологія термополімерного впливу з добавкою поліелектроліту (ТПВПЕ);
-Технологія циклічного внутріпластового полімерно-теплого впливу (ЦВПТВ) і т.д.
Технологія ТПВ передбачає закачування в пласт нагрітого до температури 85-90С (виключає термічну деструкцію) водного розчину поліакриламіду (ПАА) концентрації 0,05-0,1% (по сухому порошку).
Прогретий розчин ПАА надходить насамперед у природно існуючу в карбонатному трещиновати-поровом колекторі систему тріщин. У результаті частина поклади оказиваеться охопленої тепловим впливом, що призводить до зниження в'язкості нафти, що міститься у блоках (матрицях) трещиновати-порового пласта, і до поліпшення змочуваності пористої середовища - вона ставати гідрофільній. Все це сприяє збільшенню рухливості пластової нафти і підвищує. Ефективність її витіснення.
У міру руху в глиб пласта розчин полімеру остигає, в'язкість його істотно збільшується (до 10 - 15 мПа с), загальні фільтраційні опору зростають, у зв'язку з чим збільшується частка робочого агента, що надходить в менш проникні шари і блоки (матриці).
різке зростання ролі капілярного просочення блоків тріщинуватого пласта у міру прогрівання його вносить істотний внесок у збільшення нафтовіддачі.
Отже, при технології ТВП механізм збільшення нафтовіддачі визначається комплексним впливом факторів зниження в'язкості нафти, інтенсифікації капілярного просочення, збільшення охоплення пласта витісняє агентом, Ця технологія застосовна як для карбонатних, так і для теригенних колекторів на будь-якій стадії розробки родовища, але кращі ефекти досягаються спочатку розробки .
Технологія ТПВПЕ є подальшим вдосконаленням технології ТПВ. Сутність її тому, що додавання малих кількостей хімреагенти (метаціда) у полімерний розчин уповільнює можливу деструкцію полімеру і сприяє глибшому проникненню його в пласт.
Модифікацію і подальшим розвитком комбінованого полімерного та теплового впливу є циклічне внутріпластового полімерно - тепловий вплив. Ця технологія передбачає суворо розрахункове чергування закачування в пласт теплоносія (гарячої води, водяного пора тощо) і холодного розчину полімеру в циклічному режимі.
Пласт нагрівається шляхом закачування теплоносія. Потім в пласт подається «холодний» розчин полімеру, зокрема, поліакриламіду. Розчин полімеру, прогріваючись безпосередньо в пласті, здійснює механізм витіснення нафти, аналогічний технології термополімерного впливу. Технологія ТВПТВ передбачає здійснення багаторазових циклів закачування теплоносія і рствора полімеру. При цьому досягається збільшений охоплення пласта робочим агентом, більш повного вилучення запасів нафти, економія теплової енергії та основного хімреагенти поліакриламіду.
Полімерне і термополімерное вплив на пласт знайшло своє застосування на Ліственском і Мішкінський родовищах. Ці технології значно підвищують ефективність розробки еалежей високов'язкої нафти. На Мішкінський родовищі застосовуються застосовується підігрітий розчин поліакраламіда для закачування в пласт. Для приготування розчину розроблена і виготовлена ​​установка, яка не мала аналогів у світовій практиці. Якщо на Мішкінський родовищі застосовуються як тепловий вплив на пласт (ТПВ), так і закачування холодного полімеру (ХПВ), то на Ліственском родовищі застосовується тільки закачування холодного полімеру,
Застосування термічних методів у поєднанні з методами впливу на привибійну зону пласта дозволяє підприємствам нафтовидобутку домогтися гарних результатів на збільшення нафтовіддачі родовищ, що розробляються.
Початкові проекти для основних родовищ Удмуртії були складені з розрахунком на достатню ефективність традиційних методів заводнення. Проте вже з самого початку стало ясно, що розробка родовищ з які важко запасами нафти методами заводнения або на природних режимах є нерентабельною. Природним чином виникла проблема пошуку і створення нових технологій підвищення нафтовіддачі пластів і рентабельності розробки родовищ в ускладнених умовах ремонту. Необхідно було шукати нові підходи до розробки родовищ. Досвід у розробці таких складних родовищ у Росії не було. Творчий колектив ученх і виробничих ВАТ «Удмуртнефть» і провідних інститутів під керівництвом академіка Кудінова Валентина Івановича теоретично обгрунтував, потім досліджував у лабораторіях умовах нові технології видобутку нафти. В даний час вони широко застосовуються не тільки на родовищах Удмуртії, а й за її межами.
Для проведення роботи з розвитку видобутку важких нафт в Россі необхідне створення економічного механізму, який дозволив би підприємствам, провідні освоєння і розробку таких родовищ, отримати реальний прибуток, порівнянну з одержуваної при видобутку легких нафт. Такий механізм може бути заснований на пільгове оподаткування для нафтовидобувних підприємств зокрема обсягів видобутих важких нафт.
За створення і промислове впровадження нових високоефективних технологій розробок родовищ в'язких нафт в складних геологічних формаціях присуджена премія Державна премія Російської Федерації 1999 року в області науки і техніки групі вчених і фахівців ВАТ «Удмуртнефть», ВАТ «Російський науково - дослідний та проектний інститут по термічним методам видобутку нафти »та іншим. Серед них - лауреати Держпремії РФ у галузі науки і техніки: Кудінов В.І - керівник робіт, доктор технічних наук, завідувач кафедрою УДГУ; Богомільний Є.І.-генеральний директор ВАТ «Удмуртнефть»; Шмельов В.А. - перший заступник генерального директора ВАТ «Удмуртнефть»; Желтов Ю.В. - доктор технічних наук, радник президента ВАТ «Науково - технологічна компанія»; Зубов Н.В. - кандидат фізико-математичних наук, завідуючої лабораторій «УдмуртНІПІнефть»; КолбіковВ.С .- кандидат технічних наук, завідувач лабораторією ВАТ «Російський науково-дослідний і проектний інститут по термічним методам видобутку нафти».

Параметри режиму буріння.
Під режимом буріння розуміється певне поєднання регульованих параметрів, які впливають на показники буріння. До числа таких параметрів режиму буріння відносяться: 1) осьова навантаження (тиск) на долото Р _д; 2) частота обертання долота п; 3) кількість прокачується промивної рідини Q; 4) якість промивної рідини (щільність, в'язкість, показник фільтрації, статична напруга зсуву).
Поєднання цих параметрів, що дозволяє отримувати найбільш високі якісні та кількісні показники буріння при даній технічній озброєності бурової, називається раціональним (або оптимальним) режимом буріння.
На практиці часто в процесі буріння доводиться відбирати керн, бурити свердловину в несприятливих геологічних умовах (зонах, схильних до поглинань, ускладнень, пов'язаних з порушенням цілісності стовбура свердловини, і т. п.), забурюють в бік від раніше пробуреного стовбура і т. д . Режими буріння, що застосовуються в таких випадках, називаються спеціальними режимами.
Вплив кількості та якості бурового розчину. Промисловими спостереженнями і лабораторними дослідженнями встановлено, що найкращі результати роботи доліт отримують при своєчасному видаленні з забою вибуреної породи, в іншому випадку вона чинить додатковий опір долоту. Чистота забою, а отже, і власне процес буріння залежать від наступних чинників.
1. Якості бурового розчину - очищення свердловини від дрібного шламу краще забезпечується при глинистих розчинах з малою в'язкістю і малою міцністю структури. Великі шматки шламу краще видаляються при густих і в'язких розчинах. Збільшення щільності підвищує підйомну здатність глинистих розчинів.
У той же час встановлено, що механічна швидкість проходки залежить від диференціального тиску, що представляє собою різницю між тиском стовпа бурового розчину в свердловині і пластовим (поровим) тиском. Тиск стовпа рідини (гідростатичний тиск) прямо пропорційно її щільності. Якщо диференціальне тиск більше 3,5 МПа, то механічна швидкість проходки залишається приблизно постійною.
Зі збільшенням щільності бурового розчину збільшується тиск на забій свердловини, опірність порід руйнуванню зростає, внаслідок чого показники буріння зменшуються. У тих випадках, коли геологічні умови дозволяють, слід використовувати в якості бурового розчину воду, газ або повітря з обов'язковою компенсацією їх недостатньою підйомної здібності високою швидкістю руху в затрубному просторі.
Американський вчений Бінгхем, аналізуючи численні промислові і стендові експерименти з використанням для буріння різних промивних агентів, робить наступні висновки:
а) в процесі буріння на ефективних режимах максимальні значення проходки за один оборот долота (h / п) можна отримати при використанні в якості бурового розчину води;
б) у значній більшості випадків бурити на ефективних режимах можна при використанні як бурових агентів повітря або газу. Однак у цьому випадку і навантаження на долото, і частота його обертання повинні бути меншими в порівнянні з такими при бурінні з промиванням вибою водою. Це пояснюється низькою очищає здатністю повітряного струменя.

2.Кількість бурового розчину, що подається на одиницю площі вибою свердловини. На підставі узагальнення експериментальних досліджень встановлено (дослідження проводилися при бурінні роторним способом і електробурів), що технологічно необхідну кількість розчину для промивання (Q, л / с) приблизно дорівнює
Q = 0,07 Fзаб (II.70)
де Fзаб - площа забою свердловини, см ^2.
Перевищення подачі бурових насосів над обчисленої по даному співвідношенню величиною не призводить до істотної зміни механічної швидкості проходки.
3. Швидкості витікання потоку рідини з отворів долота і розташування цих отворів по відношенню до шарошка та забою свердловин. Зі збільшенням швидкості витікання бурового розчину з долотний насадок поліпшується очищення вибою свердловини, а, отже, зростає механічна швидкість проходки. Спостереження показують, що значне зростання механічної швидкості проходки досягається в тому випадку, коли 'швидкість струменів, що випливають з "насадок гідромоніторного долота, перевищує 60-75 м / с. Велике значення на умови очищення вибою надає висота зубів шарошок. Чим більше просвіт між шарошкамі та забоєм, тим досконаліше його очищення і вище значення h / п. Найменші значення h / п спостерігаються в тих випадках, коли застосовуються алмазні долота, в яких зуби (алмази) виступають за матрицю на незначну висоту, й штирові з твердосплавними вставками, майже утопленими в тілі шарошки.
Вплив частоти обертання долота. Дослідженнями було встановлено, що при збільшенні частоти обертання долота п механічна швидкість проходки зростає, досягаючи максимальної величини, а потім знижується. Кожному класу порід (пластичні, пластічнохрупкіе і крихкі) відповідають свої критичні частоти обертання долота, перевищення яких викликає зниження механічної швидкості проходки. Треба також мати на увазі, що підвищення частоти обертання шарошкових доліт знижує довговічність їх роботи внаслідок більш інтенсивного зносу опор і скорочує проходку за рейс долота.

1.

Вплив осьового навантаження. Численні вітчизняні та зарубіжні дослідження впливу осьового навантаження на механічну швидкість проходки можуть бути охарактеризовані графіком (рис. 1), що відображає якісну сторону процесу. На кривій V = f (Р _д) виділяються три області. Область I характеризується тим, що V збільшується пропорційно збільшенню Р _д. У цій області питома навантаження значно менше міцності руйнується породи, тому процес руйнування носить поверхневий характер. Область I називається областю поверхневого руйнування.
В області II V також збільшується із зростанням Р _д, але в даному випадку механічна швидкість проходки зростає швидше, ніж збільшується створювана на долото навантаження. У цій області породи руйнуються при питомій навантаженні, меншою твердості руйнується породи, але вже близькою до неї. Ця область умовно називається областю втомного руйнування. На кордоні областей II і III питоме навантаження буде відповідати твердості руйнується породи.
В області III процес руйнування носить об'ємний характер. Область III називається областю нормального або об'ємного руйнування.
Описане вище поділ режимів руйнування породи умовне, так як при роботі долота в різного ступеня спостерігаються всі три види руйнування.

2.

Графік залежностей v і, h від осьового навантаження на долото Р _д для турбінного буріння має вигляд, представлений на рис. 2. Графіки, представлені на рис.1, 2, показують, що при всіх існуючих методах обертального буріння будь-яка зміна осьового навантаження на долото призводить до зміни показників його роботи. При підтримці на долоті осьової навантаження, яке відповідає V = max, реалізується критерій максимуму механічної швидкості проходки; при навантаженні, що відповідає h = mах, бурити будуть з максимальною проходкою на долото.
Оптимальний режим з максимумом рейсової швидкості, очевидно, буде досягнуто при середній осьовому навантаженні між Р _я, відповідної, v max і Р _д, відповідної h max.
Взаємозв'язок між параметрами режиму буріння. У роторному бурінні параметри режиму буріння не залежать один від одного. У процесі буріння можна міняти будь-який з них: Р _д, п або Q, не змінюючи інших.
Інша справа в турбінному бурінні. Тут основний параметр режиму буріння - кількість прокачуваного бурового розчину Q тобто
Р _д = f (Q).
Частота обертання долота п в турбінному бурінні змінна і залежить від кількості бурового розчину і осьового навантаження на долото, т. е.
n = f (Q, Р _д)
Іншими словами, при турбінному бурінні зміна Q незмінно потягне за собою зміну п і Р _д.
При бурінні електробурів також є свої особливості. Електробурів практично бурят при постійній частоті обертання долота, і бурильник не може її регулювати. Міняти частоту обертання можна лише заміною електробура іншим двигуном, що мають іншу частоту обертання, зміною частоти струму або за допомогою редукторів вставок.
Зміна потужності, що витрачається долотом на руйнування порід, що мають різні фізико-механічні властивості, викликає зміна сили струму в електричному ланцюзі, що живить електробура. Це дозволяє стежити за показаннями амперметра за характером роботи долота на вибої, створювати оптимальні осьові навантаження, визначати ступінь зносу долота.
Критерій оцінки ефективності застосовуваних параметрів режиму буріння. Таким критерієм може служити рейсова швидкість проходки або вартість 1 м проходки, так звана економічна швидкість.
Спущене в свердловину долото прагне відпрацювати за таких значеннях параметрів режиму буріння і бурити стільки часу, щоб забезпечити або максимальну рейсову швидкість V p max або мінімальну вартість 1 м проходки Срmin. Критерій Срmin більш узагальнюючий, ніж критерій Up max ПЕК як він враховує (у вартісному вираженні) більше факторів.

1.Опитное буріння свердловин.
Розробляти раціональне (оптимальні) параметри режиму буріння слід на підставі проводки опорно-технологічних свердловин (ОТС). Проводка опорно-технологічної свердловини передує складанню технічного проекту. З цією метою необхідно:
ретельно вивчити геологічні умови (стратиграфію, тектоніку) району, в якому передбачається бурити, і фізико-механічні властивості порід;
встановити зони можливих ускладнень (порушення цілісності стовбура свердловини, викиди, поглинання бурового розчину і т. п.), а також визначити пластові тиски продуктивних горизонтів;
3) вивчити можливості самовільного викривлення стовбура свердловини та профілактичні заходи, що раніше застосовувалися проти викривлення, а також з'ясувати ефективність цих заходів;
4) відповідно з геологічними умовами буріння: а) вибрати буровий розчин, задатися його параметрами для розбурювання окремих горизонтів (свит і пластів), б) зробити поінтервальний вибір способу буріння; в) вибрати типи доліт для розбурювання окремих горизонтів (свит і пластів) .
Якщо буріння проектується в районі, де раніше не проводилося глибоке буріння, всі викладені вище визначення повинні бути зроблені за результатами буріння в довколишніх геологічних подібних районах.
У залежності від способу буріння, механічних властивостей порід, якості бурового розчину і вибраних типів доліт приступають до визначення необхідних значень для осьової навантаження Рд, кількості прокачуваного бурового розчину Q і частоти обертання долота п. При цьому слід керуватися (незалежно від способу буріння) наступними положеннями .
Потенційні можливості бурової установки повинні бути максимально використані.
Для промивання свердловини повинен бути обраний буровий розчин з мінімально можливими параметрами: щільністю, в'язкістю, статичною напругою зсуву.
Кількість прокачується рідини має бути достатнім для очищення вибою і виносу часток вибуреної породи (шламу) на поверхню.
Складаються програми проведення досліджень з виявлення впливу регульованих параметрів режиму буріння на показники роботи доліт. При складанні програми необхідно керуватися спеціальними інструкціями і положеннями (наприклад, Методика проведення опорно-технологічних свердловин, ВНІІБТ, М., 1975). Опорно-технологічні свердловини рекомендується бурити ротором і електробура, так як, використовуючи ці способи, можна дотримати основні умови проведення досліджень - незалежність основних параметрів режиму буріння (осьового навантаження і частоти обертання) один від одного, а також мати необхідний діапазон зміни частот обертання. Однак ця рекомендація не виключає і проводку їх із застосуванням гідравлічних забійних двигунів.
У процесі проведення опорно-технологічної свердловини завдяки створенню різних сполучень параметрів режиму буріння знаходять оптимальні варіанти. Обробка даних, отриманих при бурінні опорно-технологічних свердловин, досить трудомістка, потребує спеціальної підготовки. Останнім часом для цього широко використовуються ЕОМ. Застосування обчислювальної техніки для розрахунку складного взаємодії змінних чинників процесу буріння дозволяє більш точно регулювати і створювати оптимальні умови для буріння.

2.Автоматізація подачі долота
Під подачею інструменту треба розуміти його вертикальне переміщення, яке здійснюється опусканням провідної труби в ротор на деяку величину в результаті ослаблення (оттормажіванія) гальма лебідки.
Під зануренням долота треба розуміти глибину впровадження долота в породу, що відбувається під впливом подачі інструменту.
Не слід змішувати величину подачі, виробленої зверху бурильником або автоматом, з глибиною занурення долота в породу, так як колона бурильних труб не є абсолютно жорсткою системою і відчуває в залежності від виникаючих у ній зусиль пружні деформації, що компенсують різницю між подачею і глибиною занурення долота. Таким чином, занурення долота завжди менше подачі інструменту і в той же час будь-яке занурення долота відбувається тільки. в результаті подачі інструменту. У цьому органічний зв'язок і принципову відмінність цих двох понятті.
Подача інструменту, вироблена бурильником, що знаходяться на поверхні, повинна бути плавною, безперервної і забезпечує таке питомий тиск долота на забій, яке перевищувало б опірність гірських порід руйнуванню і створювало найбільш ефективну швидкість їх розбурювання. Подача інструменту здійснюється за допомогою підйомного механізму - бурової лебідки, обладнаної потужним гальмівним пристроєм і талевої системою.
Принципи механізованої подачі долота. Автоматизація та механізація бурових робіт, будучи основним шляхом до полегшення праці і збільшенню безпеки, набуває особливого значення у зв'язку із збільшенням глибин, потужностей бурових двигунів і впровадженням форсованих режимів буріння.
В даний час у більшості випадків передача ваги інструменту на вибій свердловини проводиться бурильником вручну. Бурильник повинен добре знати умови буріння в даному районі і відповідно до цього регулювати подачу інструменту. Витримати рівномірність подачі за допомогою гальма лебідки надзвичайно важко. Ручна подача дуже сильно стомлює бурильника, тому що йому доводиться одночасно уважно стежити за вимірювальними приладами, напружувати зір, слух і, тримаючись за ручку гальма, з фізичного відчуттю судити про характер роботи долота на вибої. Майстерність сьогоднішнього бурильника - це кваліфікація фізичної натренованості. Вона осягається роками і вимагає своєрідного таланту, особливих фізичних і психічних даних.
Рівномірна подача в межах заданого тиску на забій досягається механізованою подачею. При цьому повинні бути виконані наступні основні вимоги.
Швидкість подачі інструменту повинна встановлюватися автоматично відповідно до фортецею прохідних порід і ступенем зносу долота.
Швидкість подачі повинна плавно регулюватися в широких межах - від декількох десятків метрів в 1 год при бурінні в м'яких до декількох сантиметрів в міцних породах.
При зупинці гідравлічного вибійного двигуна і при значних перевантаженнях бурового двигуна повинен бути передбачений реверс системи - підйом долота з вибою.
Автомат повинен бути простий і надійний в експлуатації.
Всі відомі системи пристроїв для подачі долота (УПД)
можна підрозділити на такі основні групи:
автомати подачі, що працюють в залежності від виділеної на буріння потужності;
автомати подачі, що працюють в залежності від натягу талевого каната (навантаження на долото);
регулятори подачі, здійснюють рівномірну подачу інструменту (регулятори відрізняються від автоматів подачі в основному тим, що у них відсутня реверс бурильної колони);
стабілізатори ваги, здійснюють подачу інструменту при сталості заданої осьового навантаження на долото.
Пристрої для подачі долота (УПД). Відомий ряд конструкцій УПД. В якості прикладу розглянемо автоматичний регулятор типу РПДЕ-3 (регулятор подачі електричний). Цей регулятор призначений для підтримання режимів буріння нафтових і газових свердловин гідравлічними забійними двигунами і ротором (при бурінні електробурів широке застосування отримав автоматичний регулятор типу БАР).
РПДЕ-3 забезпечує:
а) підтримання заданої осьового навантаження на долото; навантаження задається бурильником з пульта управління;
б) підтримка постійної швидкості підйому або подачі бурильної колони; швидкість задається бурильником з пульта управління.

Схема РПДЕ-3 показана на рис.3. Осьова навантаження на долото вимірюється за допомогою електричного датчика 6 і передається на пульт управління 5, де порівнюється з величиною Ро, що задається бурильником. Різниця сигналів АР надходить на підсилювачі, встановлені в станції управління 1. Підсилювачі діють на обмотку збудження мотор-генератора 2, що обертається асинхронним електродвигуном, що живиться від системи електропостачання бурової, Генератор 2 живить двигун постійного струму 3, встановлений на приводі редуктора 4 і з'єднаний через ланцюгову передачу муфти з підйомним валом лебідки.
Режим підтримки заданого значення швидкості подачі (або підйому) бурильної колони можна застосовувати для опрацювання свердловини, аварійного підйому бурильного інструменту при відмові головного приводу і т. п.
Автоматичне підтримання заданої осьового навантаження на долото може здійснюватися за допомогою стабілізаторів ваги. В даний час на промислах використовуються стабілізатори ваги типу СВМ (конструкція ВНІІБТ). СВМ можна встановлювати на бурових лебідках при наявності пневмосистеми з тиском повітря 0,6-0,9 МПа. СВМ (рис.4) складається з виконавчого пневматичного поршневого механізму, що з'єднується з рукояткою стрічкового гальма бурової лебідки; пульта управління з електроконтактні манометром і рукоятками для установки осьового навантаження на долото і подачі інструменту за один імпульс; механізму зворотного зв'язку, що з'єднується з барабаном лебідки з допомогою фрикційного ролика; з'єднувального електричного кабелю. Перед включенням СВМ в роботу за шкалою приладу на пульті керування задається осьове навантаження на долото, яку необхідно підтримувати в процесі буріння. СВМ здійснює імпульсну подачу бурильної колони, перериваючи або відновлюючи її в процесі буріння, якщо фактичне навантаження на долото відрізняється від заданої на величину більш ніж на ± 3 кН по гідравлічному індикатору ваги. При необхідності бурильник може в будь-який момент загальмувати лебідку простим натисненням на гальмівну ручку і тим самим вивести СВМ з дії.
Стабілізатори ваги повністю не вирішують питань автоматизації, та зате дозволяють в значній мірі полегшити працю бурильника.
Забійні пристрою подачі долота. Проблема автоматизації глибокого буріння може бути дозволена також перенесенням регулюючого і виконавчого механізмів на забій. Над створенням забійних УПД в даний час посилено працюють у нас і за кордоном. Забійні УПД повинні забезпечувати регулювання параметрів режиму буріння і зробити його мало залежать від сил тертя, що особливо важливо при проходці глибоких і викривлених свердловин. Найпростіший регулятор такого типу - забійний механізм подачі ЗМП, що представляє собою гідравлічний поршневий механізм. Схема роботи ЗМП показана на рис.5.