Автоматизація процесу подачі долота при бурінні нафтових свердловин

Автоматизація процесу подачі долота при бурінні нафтових свердловин

Міністерство освіти та науки України

Національний університет “Львівська політехніка”

Кафедра ЕАП

Курсова робота

на тему:

“Автоматизація процесу подачі долота при бурінні нафтових свердловин”

Львів

Завдання

Технологічний процес заглиблення свердловин

Видобуток нафти та газу - складний технологічний процес, при якому взаємодіє продуктивний пласт, що розміщений на значній глибині та нафтовидобувне обладнання, що розміщене на поверхні.

Бурова свердловина (циліндрична гірнична виробка, проведена з поверхні землі за допомогою спеціального обладнання з глибиною,що набагато перевищує її діаметр ) створюється послідовним руйнуванням порід з видаленням її уламків на поверхню. Отвір сведловини на поверхні називається устям (гирлом),”дно” - вибоєм (забоєм) Звичайно руйнують всю породу (суцільне буріння),хоча іноді руйнуванню підлягає тільки кільцевий простір біля стінок свердловини,а внутрішній простір (керн) видаляється цілим,що дає можливість проводити дослідження геологічної будови порід. Породу руйнують:

1) довбанням 2) свердлінням 3) стиранням

Відповідно є наступні методи буріння:

Ударне буріння

При застосуванні цього методу буріння циліндричний отвір видовбується в породі під ударами клиноподібного руйнуючого елементу-плоского долота.

Існують два види ударного буріння: з промивкою вибою,та без промивки вибою. В останньому випадку роздроблені частинки породи змішують з водою та періодично видобувають з дна свердловини желонкою (довгим відром з клапаном внизу), при цьому доводиться кожний раз попередньо піднімати з свердловини бурильний інструмент. Цей метод має суттєві недоліки і практично не використовується

Обертове буріння.

При застосуванні цього методу циліндричний отвір висвердлюється долотом,що безперервно обертається. Розбурені частинки породи в процесі буріння виносяться на поверхню неперервно циркулюючим струменем промивної рідини,або струменем повітря,що подається під тиском у свердловину. Слід відмітити те,що продувка свердловини повітрям має як свої переваги,так і недоліки:

+ наноситься мінімальна шкода пластам з низьким тиском пласта;

- може створитися вибухонебезпечна суміш;

- якщо продувку здійснювати вихлопними газами двигунів внутрішнього згорання,що використовуються на буровій,то неминучою є корозія обладнання;

При обертовому бурінні долото заглиблюється в породу завдяки одночасності осьового зусилля,що направлене перпендикулярно площині буріння ,та зусилля від обертового моменту. В залежності від знаходження двигуна обертове буріння поділяють на :

1) Роторне-двигун на поверхні та приводить в обертовий рух долото за допомогою системи порожнистих ( бурильних труб ).

2) Турбінне буріння та буріння електробуром - двигун розміщений над долотом в вибої. В турбінному методі буріння потік циркулюючої рідини,крім інших цілей,використовується як джерело енергії.

Комбіноване буріння.

Даний метод використовують в тих випадках,коли бурять родовище з мало насиченими,або виснаженими пластами. До продуктивного пласта свердловину проводять обертовим методом, а продуктивний горизонт з низьким пластовим тиском бурять ударним методом.

Дробове буріння.

Цей метод є різновидом обертового буріння. Порода руйнується шляхом стирання її металевими кульками (дробом). Таке буріння використовується тільки при бурінні дуже твердих порід при дослідженні їх на корисні копалини.

На рис. показано схему методів буріння свердловин.

Технологія буріння свердловин - це послідовність і режим виконання операцій, пов'язаних безпосередньо із заглибленням свердловини. Для максимального видобутку з пласта нафти чи газу в оптимальні строки з найменшими витратами потрібно контролювати основні технологічні параметри,що характеризують процес буріння. Виконання вимог, що стосуються процесу буріння у великій мірі залежить від режиму процесу буріння. Режимом буріння свердловин є певне співвідношення параметрів, від яких залежать умови роботи бурового інструменту. Основні параметри режиму буріння - осьове навантаження на породоруйнувальний інструмент L та частота обертання снаряда n.

Параметри режиму буріння підбирають в залежності від характеру і фізично-хімічних властивостей породи, глибиною свердловини і її станом, типом породоруйнувального інструменту і його якістю.

Найбільш загальним показником буріння, який залежить від параметрів режиму буріння, являється рейсова швидкість проходки Vp. Оптимальним співвідношенням параметрів режиму буріння є таке, при якому отримують найбільш високу рейсову швидкість.

Свердловини бурять з метою:

видобутку нафти,газу,води;

розвідки корисних копалин,дослідження структури земної кори;

як допоміжні при підземній розробці твердих корисних копалин та проведенні різних підземних робіт;

Установка для буріння свердловин складається з наступних основних вузлів: піднімальний механізм (складається з лебідки, талевого каната, кронблока, талевого блока і піднімального гака), призначається для спуску і підйому бурильних труб, зміни спрацьованого долота, підтримки частини бурильних труб у висячому положенні під час буріння, для спуску обсадних труб. Лебідка приводиться в рух від електромотора, або від двигуна внутрішнього згоряння за допомогою спеціальних редукторів. Встановлений у центрі бурової вишки ротор одержує обертання від двигуна лебідки, або від індивідуального двигуна. Ротор, у свою чергу передає обертання ведучій трубі, яка називається квадратною штангою, а через неї - бурильним трубам та долоту.

Монтаж устаткування на буровій завершується оснасткою талей, тобто підвішуванням талевого блока з піднімальним гаком на талевому канаті, що проходить через кронблок на барабан лебідки.

Біля насосів розташовані ємності для промивної рідини у вигляді металевих або дерев'яних чанів (приймальних і запасних). Від гирла свердловини до прийомного чана насоса монтують циркуляційну систему, що складається з жолобів, що мають невеликий ухил, а також із механічних очисників (гідроциклони,вібраційні сита ).

Для уникнення прогину бурових труб, в нижній частині бурової колони використовують обтяжені (товстостінні) бурові труби, до яких у нижній частині кріпиться безпосередньо долото,а зверху звичайні (тонкостінні) труби.

Після спуску колони,коли долото досягає вибою свердловини, вмикають насоси для забезпечення циркуляції промивної рідини і приступають до буріння.Тиск розчину повинен бути дещо більшим,ніж тиск в горизонті,що розбурюється в даний момент. З насосів промивна рідина надходить у компенсатор тиску, встановлений біля кожного насоса, потім по трубах у стояк, що монтується усередині вишки, далі через гнучкий шланг у вертлюг і квадратну штангу, після чого в бурильні труби, по котрим розчин прокочується униз до вибою свердловини. Компенсатор призначений для вирівнювання тиску, що розвивається поршневим насосом і пульсує у широких межах. Вертлюг служить для підводу промивної рідини в бурильні труби і для підтримки бурильної колони у висячому положенні в процесі буріння свердловини. Розчин, виходячи з бурильних труб через отвори в долоті, захоплює на поверхню вибурені частки породи. Далі по кільцевому (затрубному) просторі між стінками свердловини і бурильними трубами циркулюючий потік рідини піднімається на поверхню, де очищається від вибурених уламків породи, надходить у прийомний чан і знову закачується насосом у свердловину.

Пробуривши з поверхні землі 30-60 м, спускають у свердловину першу колону обсадних труб. Обсадними вони називаються тому, що ними обсаджують (кріплять) стінки свердловини. Перша колона, що одержала назву кондуктор,вона призначена для перекриття слабких поверхневих порід або можливих притоків води у верхніх горизонтах, а також для забезпечення вертикального напрямку буріння надалі.

При ударному бурінні без промивання обсадні труби опускають безпосередньо за долотом (в міру поглиблення свердловини). Це робиться через те, що у свердловині відсутня рідина, що могла б протистояти обвалюванню стінок свердловини. При обертальному ж бурінні завдяки наявності тиску глинистого розчину у свердловині, який створює тиск на нестійкі стінки, необхідність у спуску обсадних труб слідом за долотом відпадає, і останні спускають тільки в необхідних випадках.

Після спуску колону цементують, тобто закачують цементний розчин через обсадні труби в кільцевий простір між ними і стінками свердловини. Цементний розчин, піднімаючись від забою свердловини нагору, заповнює кільцевий простір до гирла.

У свердловину всередину зацементованої обсадної колони спускають долото, діаметр якого менший діаметра колони. Далі бурять без кріплення стінок свердловини обсадними трубами до певної глибини і потім спускають наступну колону обсадних труб, що носить назву проміжної, а якщо вона остання, то експлуатаційної.

У поняття конструкції свердловини входить сукупність даних про розміри доліт і діаметри бурильних труб, за допомогою яких буриться свердловина від гирла до забою; про кількість довжини і діаметрі колон обсадних труб, що спускаються у свердловину; про цементування цих колон.

Параметри технологічного режиму роторного буріння варто вибирати, приймаючи до уваги характер порід геологічного розрізу, технічні можливості застосовуваного устаткування і досвід передових бурових бригад.

Осьове навантаження встановлюється з урахуванням типу долота, механічних властивостей порід, а також інших параметрів режиму буріння.

Практично необхідне навантаження на долото (L) визначається з розрахунку питомого навантаження на 1 см його діаметра, що рекомендується приймати при буріннях

дуже м'яких порід 500-1000

м'яких порід 1000-2000

порід середньої твердості 2000-4000

щільних твердих порід 3000-6000

кремнистих дуже твердих порід 9000-12000

Варто мати на увазі, що механічна швидкість проходки підвищується зі збільшенням навантаження на долото лише до визначеної межі. Надмірне навантаження супроводжується зменшенням механічної швидкості проходки в зв'язку зі збільшенням контактної поверхні долота з породою.

В певних межах з збільшенням навантаження на долото рейсова швидкість проходки росте значно швидше,ніж при збільшенні частоти обертання долота.Це твердження є справедливим,якщо вважати,що буріння ведеться з достатньою кількістю промивної рідини і не відбувається зашламлення вибою свердловини.

Частота обертання снаряда при роторному бурінні приймається від 1,7 до 5 с-1 і вибирається відповідно до характеру породи і глибиною свердловини.

М'які породи доцільно бурити при великих частотах обертання долота і відносно невеликому осьовому навантаженню. У твердих породах частота обертання снаряда зменшується, а навантаження на долото збільшується. З ростом глибини свердловини, а також при бурінні абразивних порід частота обертання снаряда зменшується.

Витрата промивної рідини при роторному бурінні розраховується, виходячи зі швидкості вихідного потоку, величина якого повинна бути не меншою 0,8-1,2 м/с. У м'яких породах інтенсивність шламоутворення більша, і тому значення швидкості вихідного потоку рідини повинно бути більшим, ніж при бурінні твердих порід.

Якщо в процесі роторного буріння будь-який із параметрів технологічного режиму можна змінювати, не змінюючи інших, то при турбінному бурінні основний параметр, від якого залежать інші, - кількість промивної рідини,що прокачується. Зміна бурильником подачі промивної рідини обов'язково спричинить за собою зміну частоти обертання снаряда й осьового навантаження, що можна прикласти до долота. Більш детально оптимізацію режиму буріння турбобуром розглянуто нижче на с.

При постійній витраті промивної рідини збільшення осьового навантаження на долото викликає автоматичне зменшення частоти обертання вала турбобура. Поступовою зміною осьового навантаження на долото можна знайти таку частоту обертання, при якій потужність і ККД., що розвиваються турбобуром, а також механічна швидкість поглиблення свердловини досягають максимальної величини. При бурінні у твердих породах навантаження на долото збільшується, а в м'яких - зменшується. Так як долото зношується, підібране на початку рейса осьове навантаження необхідно періодично перевіряти шляхом її зміни.

Частота обертання долота при турбінному бурінні, регулюється зміною кількості промивної рідини, що подається в свердловину, й осьовим навантаженням, переважно становить 5-12 с-1.

При проходженні свердловиною порід, що змінні за твердістю, частота обертання долота змінюється незалежно від бурильника навіть при постійних величинах кількості промивної рідини, що закачується, й осьового навантаження.

Витрата промивної рідини, що забезпечує стійку роботу турбобура, визначається його технічною характеристикою. Кількість промивної рідини,що необхідна для очищення забою від розбуреної породи, визначається за швидкістю вихідного потоку, що у залежності від буримості породи становить 0,8-1,5 м/с.

Технологічний процес буріння свердловини ,незалежно від методу буріння та певних конкретних особливостей,в загальному складається з послідовності наступних операцій:

1)опускання бурильної колони у свердловину до забою;

2)руйнування породи долотом;

3)підйом бурильної колони зі свердловини для зміни спрацьованого долота;

Вимірювання ваги бурового инструменту та осьового навантаження на вибої свердловини

Механічна швидкість буріння в значній мірі залежить від навантаження на вибій. Зменшення осьового навантаження приводить до зниження швидкості, надмірне - до поломки бурильних труб, долота і скривлення стовбура свердловини.

Навантаження на вибій визначають як різницю між вагою бурової колони, коли інструмент ледве піднятий над вибоєм, і вагою її під час буріння. Вагу бурової колони вимірюють індикатором ваги по натягу нерухомого кінця талевого каната.

Вимірювання ваги на гаку талевої системи відіграє важливу роль у процесі спорудження свердловин. Вага є одним із найважливіших технологічних параметрів при оцінці аварійних ситуацій та оптимізації процесу заглиблення свердловини,встановленні оптимального навантаження на долото.

Технічні засоби контролю ваги на гаку, що мають електричний вихід,типу ПБК-3 (пункт контролю бурильника) та СКУБ (система наземного контролю процесу буріння нафтових та газових свердловин),якими облаштовувались бурові установки,зняті з виробництва внаслідок їхньої низької точності та надійності.

На даний час єдиним технічним засобом вимірювання ваги на гаку, яким обладнані всі бурильні установки,є гідравлічний індикатор ваги (ГІВ). Гідравлічні індикатори ваги прості за конструкцією,прості в експлуатації, але мають суттєві недоліки : не дозволяють робити дистанційні виміри і реєстрацію параметрів, не може бути використаний в автоматизованих системах оперативного контролю параметрів, часто порушується герметичність вимірювальних систем.

Тому актуальною є проблема створення пристрою вимірювання ваги на гаку,який би був простий і зручний в експлуатації,надійний у роботі,мав задовільні технічні характеристики та відповідав сучасному рівню техніки.

Гідравлічний давач ваги

Рис. Схема гідравлічного індикатора ваги ГИВ-6

Основні вузли гідравлічного індикатора (мал. ) наступні: гідравлічний трансформатор тиску 7, манометр 6, показуючий прилад вернєрний 5, реєструючий прилад 4 із краном 2 і прес-бачком 3. Усі перераховані пристрої з'єднані в єдину гідравлічну систему трубкою /, заповненою спеціальною рідиною, подаваної з прес-бачка.

Трансформатор тиску служить для перетворення сили, що розтягує, у нерухомому кінці талевого каната в пропорційний тиск рідини. Нерухомий («мертвий») кінець талевого каната, вигнутий між роликами трансформатора тиску, при збільшенні навантаження прагне випрямитися, давить на рухливу тарілку, і через неї на мембрану трансформатора. При цьому створюється тиск, пропорційний натягу каната.

Гідравлічні індикатори є на межі виміру 40--80 кн, 120--180 кн і 200--250 кн. Трансформатори тиску градуюють з канатами визначеного діаметра. Основна приведена похибка складає ±2,5%.

Загальний принцип визначення осьового навантаження:

Вага бурового інструменту вимірюється індикатором ваги по натягненню нерухомого кінця талевого канату.Вимірювач типу ДВЧ складається з чутливого елементу і частотної приставки типу ПГ.Вимірювана сила передається на чутливий елемент,в якому виникають механічні напруження стиску і деформація,що викликає відповідне переміщення встановлюючих важелів,до яких кріпиться котушка і рухомий плунжер частотного перетворювача “переміщення-частота“

Осьове навантаження на долото Gд

Осьове навантаження визначається побічно,шляхом вимірювання приросту ваги інструменту,підвішеного на гаку талевої системи до і після початку буріння:

Gд=Gk-G0

де:Gk-повна вага вільно підвішеного на гак інструменту;

G0-вага колони з врахуванням реакції забою;

Функціональна схема пристрою для контролю осьового навантаження містить частотний інтегратор f/U ,що перетворює частотний сигнал датчика ваги інструменту в постійну напругу 0..10В ОП з змінним коефіцієнтом підсилення , підсилювача постійного струму УС ,реєстратора РГ ,вказуючих пристроїв Gk та Gд.

Давач ваги бурового інструменту ЭДВ-1.

Давач ваги ЭДВ-1 (рис.) призначений для вимірювання та дистанційної передачі на диспетчерський пункт ваги бурового інструменту в процесі буріння та спуско-піднімальних операцій.

Комплект давача ваги бурового інструменту складається з вимірювального пружного елементу ВПЕ,індуктивного трансформаторного перетворювача ІТП та транзисторного блоку,що перетворює напругу в пропорційну частоту сигналу для дистанційної передачі на диспетчерський пункт. Перетворювач ваги інструменту,зображений на рис. ,складається з двох основних елементів:

а)пружного елементу,що сприймає натяг нерухомого кінця талевого каната та перетворює в пропорційне переміщення консольної балки 1

б) індуктивного трансформаторного перетворювача малих лінійних переміщень 2 в електричний сигнал

ВПЕ складається з двох сталевих пластин 3, жорстко зв'язаних між собою хомутом 4 і двома пальцями 5, на які посаджені ролики 6. До сталевих пластин з однієї сторони консольно кріпиться балка 1, а з іншого боку - корпус ІТП.

Пружний елемент установлюється на нерухомому кінці каната шляхом притиснення його хомутом 4 до сідла 7, за рахунок різниці рівнів бігової доріжки роликів 6 і дна сідла створюється початковий кут переломлення ?. Під дією зусилля натягу каната від ваги інструменту і колони труб змінюється кут переломлення ?.

При цьому кінець консольної балки переміщується щодо корпусу ІТП і захоплює за собою шток трансформаторного перетворювача,що перетворює переміщення в імпульсний електричний сигнал прямокутної форми ,амплітуда якого пропорційна переміщенню а,отже,натягу канату і ваги бурового інструменту.

Пристрій вимірювання ваги на гаку

Технічна характеристика пристрою:

Принцип вимірювання ваги на гаку.

Цей принципи базується на тому,що в ролі пружного елемента використаний нерухомий кінець талевої линви,розтяг якої сприймається нерухомим шківом кронблока,зв”язаного з линвою сухим тертям. Це дає можливість визначити вагу на гаку через кут повороту цього шківа.

Під дією ваги талева линва натягується і внаслідок пружної деформації,згідно закону Гука,її видовження буде:

?l=?*h/E

?l видовження нерухомого кінця талевої линви;

? напруження в линві;

E модуль пружності линви;

h довжина талевої линви від місця її защемлення до центра нерухомого шківа кронблока;

?=Gk/(2nF)

Gk вага на гаку талевого блока;

n число шківів талевого блока;

F площа поперечного перерізу талевої линви;

?l=Gk*h/(2nEF)

Кут повороту “нерухомого” шківа кронблока внаслідок видовження линви від ваги на гаку:

?=?l/R, де

R-радіус шківа;

З приведених формул видно,що кут повороту “нерухомого” шківа кронблока пропорційний видовженню талевої линви,яке залежить від ваги на гаку.

Структурна схема пристрою.

На основі принципу роботи,що наведений вище,розроблена структура пристрою вимірювання ваги на гаку,схема якого наведена нижче на рис. :

1 -давач кута повороту;

2-блок обробки інформації;

3;6-нуль-орган;

4-формувач трифазної опорної напруги;

5-перемикач вибору фази;

7-генератор стабільної частоти;

8;18-тригер;

9-подільник частоти зі змінним коефіцієнтом ділення;

10-одновібратор;

11;17;19-елемент І;

12-елемент часової затримки;

13;20-лічильник імпульсів;

14-елемент пам”яті;

15-блок відтворення інформації;

16-блок регульованої часової затримки;

21-дешифратор нуля;

22-елемент порівняння;

23-цифровий за давач;

Пристрій працює таким чином:

Перед спуском бурильного інструменту у свердловину,коли вага на гаку талевого блоку відсутня,покази блока відтворення інформації 15 виставляються на нуль. Це здійснюється за допомогою перемикача вибору фази 5 та блока регульованої часової затримки 16 і полягає в наступному:при ненавантаженому гаку давач кута повороту 1,який контролює кут повороту “нерухомого” шківа кронблока,може зайняти довільне положення,що зумовить відповідний показ блока відтворення інформації 15. Причиною цього є довільне встановлення давача 1 при його монтажі на кронблоку,а також періодичне перетягування талевої линви. Отже,показ блока відтворення інформації 15,що індукує величину зсуву ЕРС однофазної обмотки давача 1 відносно вибраної фази опорної напруги,може бути довільним. Перемикачем вибору фази 5 слід вибрати таку із трьох фаз опорної напруги,яка забезпечить найменше значення числа на блоку відтворення інформації 15. Це число набирають на цифровому задавачі 23. І якщо покази блока 15 не стали рівними нулеві,то добиваються їх,підбираючи часові значення задавачем 23. Рівність цих показів нулю свідчить про співпадіння тривалості часової затримки і часового зсуву ЕРС однофазної обмотки давача 1 відносно вибраної фази опорної напруги.

Цикл вимірювання відбувається так:у вихідному положенні лічильники 13 і 20 знаходяться у нульовому стані,вихідний сигнал тригера 18 відповідає логічному нулю і блокує проходження імпульсів на вхід лічильника 20. При переході вибраної фази опорної напруги з від'ємного півперіоду на додатній вихідний сигнал нуль-органа 6 через елемент І 19 перекине тригер 18 у стан логічної одиниці і дозволить проходження імпульсів на вхід лічильника 20,де вони накопичуються й подаються для порівняння елементом 22. Коли інформація в лічильнику 20 стане рівною або більшою числа задавача 23,то вихідний сигнал елемента порівняння 22 перекине тригер 18 в стан логічної одиниці і імпульси від генератора 7 через відкритий елемент І 11 поступають на лічильник 13 і накопичуються в ньому до моменту переходу ЕРС однофазної обмотки давача 1 з від'ємного значення в додатній. Тоді спрацьовує перший нуль-орган 3,вихідний сигнал якого перекине тригер 8 в початкове положення,який запише інформацію з лічильника 13 в елемент пам”яті 14 і установить в нуль лічильники 13 та 20. Далі цикл вимірювання повторюється. Період повторення дорівнює двом періодам напруги живлення давача кута повороту 1.

Навантаживши гак низом бурильної колони з наперед визначеною вагою не менше 10-15 тон,піднімають над роторним столом. Під дією цієї ваги “нерухомий” шків кронблока повернеться на певний кут,ЕРС однофазної обмотки давача кута повороту 1 змінить своє положення відносно вибраної фази опорної напруги і на блоку відтворення інформації виникне показ,який може відрізнятися від ваги підвішеного низу. Змінюючи коефіцієнт ділення подільника частоти,добиваються відповідності показів відомій вазі в абсолютних одиницях. Далі пристрій працює автоматично.

Пристрій вимірювання осьового навантаження на долото при бурінні електробуром.

Для неперервного контролю з поверхні за величиною осьового навантаження безпосередньо на забої свердловини розроблений пристрій автоматичного контролю осьового навантаження для постійної експлуатації в умовах буріння,а також для проведення комплексу досліджень зусиль,що діють у колоні труб при бурінні свердловин електробуром.

Пристрій автоматичного контролю осьового навантаження ГИУ-ОН складається з трьох вузлів:вибійного датчика, каналу зв'язку та наземної апаратури.

Основною та найбільш відповідальною частиною пристрою є вибійний датчик. В випадку вимірювання осьового навантаження на долото забійний датчик встановлюється в колоні бурильних труб і нагвинчується на електробур.

Пружний чутливий елемент давача 1 (рис.) виконаний в вигляді короткої ділянки,деформація якої визначається значенням осьового зусилля в колоні. Деформація пружного чутливого елементу за допомогою трьох індуктивних перетворювачів 2 малих переміщень перетворюються в частотно-модульований сигнал,який передається на поверхню по струмопроводу електробура шляхом накладання на струм живлення забійного двигуна. Перетворювачі встановлюються рівномірно по колу,що виключає вплив згинаючого моменту. На торець пружного елементу кріпиться товстостінний контейнер 3.

Контейнер виконаний в вигляді герметичного циліндричного корпуса ,в якому розміщена глибинна електронна апаратура.

Інформація значення осьового навантаження передається на поверхню шляхом частотної системи телевимірювання,що має значну завадозахищеність і незалежність вимірювального сигналу від змінних у процесі буріння параметрів каналу зв'язку.

В герметичному контейнері вибійного датчика ( рис. ) розміщені: генератор частотно-модульованих коливань 1,підсилювач напруги 2,підсилювач потужності 3,фільтр верхніх частот 4,що фільтрує сигнал на вході глибинного приладу,блок живлення 5.

Живлення глибинної апаратури здійснюється шляхом відбору потужності від струмопроводу електробура.

На поверхні встановлюється в станції керування електробура з'єднувальний фільтр 6,призначений для розділення частоти вимірювального високочастотного каналу й струму промислової частоти.

Частотно-модульований вихідний сигнал поступає на вхід частотного перетворювача, що складається з: підсилювача вхідного сигналу 7, змішувача 8, генератора опорної частоти 9,підсилювача проміжної частоти 10,ємнісного частотоміра 11,реєструючого приладу 12.

Технічні характеристики:

Межі вимірювання осьового навантаження,тс. 0...40

Основна похибка всього пристрою,не більше,% 5

Номінальна напруга живлення глибинної апаратури,В 1250

Допустима зміна напруги живлення,при якій значення похибки не перевищує граничної: -30%...+30%

Допустимою є робота вибійного датчика при гідростатичному тиску до 600 кгс/см2 і температурі до 100 оС

Вибійні пристрої подачі долота (ППД)

Буріння на великих глибинах (3000 - 5000 м) за допомогою наземних автоматичних пристроїв подачі долота є малоефективною через сили тертя бурильної колони об стінки свердловини, що значно спотворюють вимірювані на поверхні осьові навантаження на долото. При турбінному бурінні сили тертя колони труб об стінки свердловини збільшуються, тому що колона труб нерухома. Крім цього на стійку роботу турбобура впливають короткочасні зміни моменту навантаження. Із збільшенням глибини може виникнути нестійкий режим роботи турбобура. На практиці бурильники для того, щоб уникнути зупинок турбобура, працюють при малих навантаженнях і великих швидкостях буріння,внаслідок чого погіршуються показники буріння.

Одним з рішень задачі керування вибійним двигуном-турбобуром може бути створення швидкодіючих наземних пристроїв, що працюють за сигналами від давачів установлених на вибої. Незважаючи на це, створення ППД такого типу вимагає надійних вибійних давачів, а також виконавчих механізмів ППД, більших встановлених потужностей та надійних каналів зв'язку.

Проблема автоматизації глибокого буріння може бути вирішена також переносом регулюючого та виконавчого механізмів безпосередньо на вибій, де ППД міг би переробляти на місці всю інформацію, що отримується в процесі буріння і видавати команди керування виконавчому механізму. Такі ППД повинні забезпечити регулювання параметрів режиму буріння і зробити його малозалежним від сил тертя, що особливо важливо при проведенні буріння глибоких свердловин.

Застосування пристроїв автоматичного керування подачею долота на вибій в глибинному виконанні дозволить використовувати дійсні значення вибійних параметрів і параметрів, що відповідають максимальній потужності вибійного двигуна.

Характерною рисою більшої частини таких ППД є їх телескопічне виконання,тобто виконання з розподілом низу колони бурильних труб. В телескопі одна частина пристрою з'єднана з колоною труб, а інша - з турбобуром, або породоруйнуючим інструментом (при роторному бурінні). Розподіл низу дозволяє створювати осьові навантаження на долото незалежно від сил тертя колони об стінки свердловини.

Виконавчий механізм вибійних ППД повинен переборювати силу, що створюється не всією вагою бурильної колони, а тільки її частиною - навантаженням на долото. Ось чому потужність таких ППД (при однакових швидкостях подачі) може бути меншим потужності наземних пристроїв, виконавчі механізми яких повинні бути розраховані на повну вагу колони, причому реверсивні виконавчі механізми повинні розраховуватись на підйом усієї колони.

Слід відмітити 2 основних напрямки розробки пристроїв вибійних ППД:

- ППД із використанням бурового розчину в якості робочого агенту, в якому всі виконавчі, регулювальні, вимірювальні механізми працюють на буровому розчині.

- ППД автономного типу, всі механізми якого ізольовані від дії бурового розчину і працюють на робочому агенті - маслі. Крім цього є ППД, що керують протіканням бурового розчину, який проходить через вибійний двигун і ППД з фіксацією нижньої частини колони бурильних труб об стінки свердловини.

На рисунку наведена схема ППД, в якому в якості робочого агента використовується буровий розчин. Він складається із з*єднаного з колоною бурильних труб корпуса 1 та поршня 2 з порожнинним квадратним штоком 3, на який нагвинчується обтяжений низ колони з долотом. Ущільнення поршня 2 притискається до внутрішньої поверхні циліндра з допомогою стальних пружин.

Пристрій призначався для боротьби з викривленням свердловини, що досягалось обмеженням осьового навантаження на долото, створюваного вагою з'єднаного з ним обтяженого низу і гідравлічним зусиллям, що діє на поршень від перепаду тиску на долото.

На рис. показана схема ППД з регулюючим клапаном,що працює при постійному осьовому навантаженні. Корпус сервоциліндра 6 жорстко зв'язаний з бурильною колоною,а поршень 5 -через шток 2 з турбобуром. Зверху на поршень 5 постійно діє гідравлічний перепад тиску на турбобурі та долоті. Переміщуючись вниз під час буріння,поршень 5 витісняє рідину з підпоршневного простору 4 через клапан 3 ,на якому за рахунок дроселювання виникає постійний перепад тиску. Цей перепад тиску діє на поршень 5 знизу,здійснюючи його гальмування,внаслідок чого регулюється осьове навантаження на долото. Осьове навантаження Q2 рівне різниці між сумою гідравлічного зусилля,що діє зверху на поршень 5 ( добуток перепаду тиску на турбіні pT та долоті pдол на площу Sп поршня ),і ваги турбобура GT і гідравлічного зусилля,що діє на на поршень знизу ( добуток перепаду тиску pk на клапані 5 на активну площу поршня в порожнині 4 ):

Q2=(pT+pдол)Sп+GT-pkSп;

Регулюючий клапан настроюється на задану величину.Для перезаряду сервоциліндра передбачений зворотній клапан 1.

До вибійних напівавтоматів подачі долота належить також ППД,що підтримують сталість певного параметру режиму буріння. В якості такого параметра регулювання прийнято вважати частоту обертання турбобура ,або обертовий момент на долоті. Виконавчим механізмом вибійних напівавтоматів є сервоциліндр,що працює на буровому розчині,корпус якого зв'язаний з колоною труб.

Його порожнистий шток зв'язано з турбобуром. Дія повного перепаду тиску на турбобурі і долоті в зоні 3 на переріз штоку 1,що переміщується в ущільненні 2,створює постійну складову осьового навантаження на долото. До нього може додаватися,або відніматися зусилля від гідравлічного тиску на коловий перетин поршня 4. Цей тиск змінюється в залежності від положення золотника 5,керування яким здійснюється в залежності давачем 6,що діє в функції вибраного параметра регулювання. Для реверсу подачі при перевантаженнях необхідно,щоб гідравлічне зусилля на поршень 4 перевищувало сумарну величину власної ваги турбобура і гідравлічної сили,що діє на торець штока 1. В якості давача в вибійних ППД використовують працюючий в середовищі бурового розчину пружинний манометр,відцентровий регулятор швидкості і гідравлічний манометр,що складається з золотника з різновеликими поясками та пружиною. В залежності від використаного давача регулювання турбобура може здійснюватися за принципом постійності підтримання обертового моменту на долоті або постійності обертання турбобура.

Глибинні та глибинно-наземні напівавтомати найбільш повно вирішують завдання керування турбобуром і підтримання режиму буріння. При розміщенні вимірювального пристрою безпосередньо біля турбобура вирішується проблема вимірювання вибійних параметрів без застосування каналів зв'язку між вибоєм та поверхнею.

Якщо додатковий пристрій розміщений безпосередньо біля вибою,можна створити систему з хорошими динамічними характеристиками. Таким чином ,із допомогою глибинних ППД можливо одночасно вирішити задачу збільшення і статичної,і динамічної точності, також вирішити проблему керування турбобуром при глибинному бурінні.

Оптимізація режиму буріння турбобуром

Неоднозначні особливості технологічного процесу буріння і випадковість зміни умов руйнування породи визначають актуальність розробки адаптивних систем оптимального управління.

Оптимізація режиму заглиблення свердловини зводиться, в першу чергу, до визначення осьового навантаження на долото,яке забезпечує екстремум критерія якості. Оперативне визначення оптимального режиму довбання спущеним у свердловину долотом,як на початку довбання, так і при проходженні границь пластів,використовує критерієм якості механічну швидкість.

Існуючі технічні засоби і системи автоматизаціі подачі долота, які використовуються на сучасних бурових установках, типу АРНД, АЕПД та їм подібні, служать для стабілізації параметрів режиму буріння, які задаються бурильником згідно з геолого-технічним нарядом і його досвідом.

Страницы: 1, 2