Автоматизація процесу подачі долота при бурінні нафтових свердловин

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.

Пристрій дає можливість автоматично визначити оптимальне значення осьового навантаження на долото в процесі руйнування породи по максимуму механічної швидкості при імпульсній подачі інструменту.

Встановлення оптимального режиму буріння.

При роторному бурінні, коли бурова установка не передбачає регулювання швидкості обертання долота, і бурінні турбобуром ,коли навантаження на долото і швидкість обертання пов”язані його механічною характеристикою, встановлення раціонального режиму зводиться до визначення оптимального осьового навантаження на долото. Критерієм оптимізації є миттєва механічна швидкість буріння, яка може бути визначена з рівняння:

Vб=Vп-L/(ES)*dP/dt; де:

Vп-швидкість подачі верхнього кінця колони бурильних труб;

L -довжина колони бурильних труб;

E-модуль пружності матеріалу бурильної колони;

S-еквівалентний переріз;

P-осьове навантаження на долото .

Коли бурова лебідка заторможена, то швидкість подачі Vп=0 і

Vб=-kdP/dt;

k=L/(ES);

maxVбmax(dP/dt) тобто , що при Vп=0 існує принципова можливість визначення екстремуму швидкості буріння по екстремуму похідної осьового навантаження на долото. Реалізувати цей спосіб можна як при проведенні активного експерименту, так і при імпульсній подачі бурильного інструменту, при якому долото навантажується максимально допустимим навантаженням, після чого барабан лебідки загальмовується ( Vп= 0).

В процесі зменшення осьового навантаження на долото аналізується похідна dP/dt і запам'ятовується значення, при якому похідна досягає максимуму. Такий процес пошуку екстремуму забезпечує завадостійкість і, як наслідок, високу точність встановлення раціонального режиму буріння. Додаткова фільтрація можливих завад, зв'язаних з визначенням похідної в процесі розвантаження долота.

Представивши dP/dt в кінцевих приростах dP/dt=?P/?t видно, що похідна буде пропорційна величині приросту осьового навантаження за фіксований інтервал часу ?t=const .

В свою чергу, величина приро ?P в інтервалі часу ?t визначимо згідно рівняння:

Де ?Pcp -приріст середніх значень тиску на долото в сусідніх інтервалах часу.

Рівняння (1,3) вказує на можливість заміни процедури диференціювання осьового навантаження двох інтегралів.

Швидкодію такого методу визначення похідної dP/dt і механічної швидкості можна збільшити стискуванням обчислень двох сусідніхприростів по приведених нижче рівняннях:

Швидкість буріння при оптимальному навантаженні може бути визначена при відомому значенні коефіцієнта k=L/(EF); Тому що колона бурильних труб, як правило, складається з частин, що можуть відрізнятися геометричними розмірами і виготовлені з різних матеріалів, то коефіціент К цих частин буде різним.Для складного бурильного інструменту його можна представити еквівалентним значенням і визначити експерементально для зібраної і опущеної в свердловину колони.

З рівняння (1.1) маємо, що при Vб =0

Vп=k dP/dt; Vпdt=kdP;

Ліва частина рівняння представляє собою переміщення верхнього кінця колони (величину подачі бурильного інструменту) в інтервалі часу t2-t1. Права частина пропорційна зміні осьового навантаження на долото Р або ваги на гаку Gk за цей же інтервал часу.

;

(1.4)

З рівняння (1.4) виходить, що еквівалентне значення коефіціенту пружності “К” визначається “посадкою” верхнього кінця колони, коли долото навантажується на вибої при нульовій швидкості його обертання, поділеною на відповідний їй приріст ваги на гаку.

Структурна схема оптимізатора турбінного буріння.

На основі викладеної методики в розд.1 розроблено структурну схему пристрою, рис.2.1.

Задатчиком режиму роботи ЗРР вручну встановлюється значення тиску на долото на рівні найменшого можливого навантаження, що може застосовуватись в даному довбанні, вище якого пристрій включається в режим пошуку. Крім цього , необхідною умовою є виконання опереції “ зважування інструменту “ потенціометром Р .Далі пристрій функціонує автоматично.

Під час встановлення бурильником заданого осьового ннавантаження на долото і в процесі його підтримання в заданих межах, можливі зміни цього режимного параметра. Ця особливість і використовується для пошуку оптимального значення в результаті проведення згаданого вище пасивного експерименту. Блоком БВОН з допомогою БУ здійснюється пошук оптимального навантаження на долото по критерію максимуму механічної швидкості.

VM max=-k(dP/dt)max

Це значення Ропт постійно виводиться для візуального спостереження на індикатор Нр.В результаті зміни умов буріння або режиму буріння ,які можуть привести механічної швидкості при іншому значенні Рд,пристроєм завжди фіксується найбільше значення ?Р/?t

При апріорно встановленому переході долота в іншу породу можливе ручне управління прристроєм,яке дозволить задати суб”єктивно новий цикл пошуку.

Одночасно з пошуком оптимальногго навантаження на долото блоком БВБН здійснюється визначення його біжучого значення,а також приведення контрольованого та оптимального значення параметрів до одного масштабу.

Вибір і остаточне встановлення оптимального осьового навантаження на долото проводиться бурильником з використанням даних цифрового індикатора Нр і найменшому відхиленню значень оптимального (рекомендованого ) ,висвітленого на індикаторі Нр і біжучого - на індикаторі Нб.

Автоматичні регулятори подачі долота

Електромашинні автоматичні регулятори подачі долота виконані за принципом слідкуючої системи із привідним двигуном і вимірювальною частиною, що живиться змінним струмом промислової частоти. Ці регулятори підтримують постійними навантаження на долото, механічну швидкість буріння і практично реалізовані в електричних регуляторах подачі долота на забій типу РПДЭ-3 при бурінні свердловин турбобуром і ротором .

Регулятор забезпечує такі режими роботи: автоматичну подачу долота на забій із заданою швидкістю і автоматичне підтримання навантаженням на долото; підйом з малою швидкістю бурової вишки при монтажі установки; підйом колони з максимальною вагою ( аварійний підйом ); короткочасне збільшення максимального навантаження при випробуваннях вишки і ліквідації прихватів .

Об'єктом регулювання є буровий інструмент ( бурильні труби + заглиблений двигун + долото ),що перебувають у зіткненні з породою. Вхідною величиною для об'єкта регулювання є швидкість подачі, а вихідною ( регульованим параметром ) - навантаження на долото, або інша залежна від нього величина, наприклад, сила струму бурового двигуна , частота обертання долота.

У встановленому режимі швидкість подачі долота повинна бути рівною швидкості проходки. Якщо швидкість подачі долота перевершує швидкість проходки, то навантаження на забій росте, що може спричинити за собою скривлення стовбура свердловини або поломку бурильних труб. Якщо ж швидкість подачі долота нижче швидкості проходки, то навантаження на забій зменшується, що призводить до зменшення швидкості проходки.

До недоліків регулятора цього типу відносяться низький коефіцієнт корисної дії,велика маса ( матеріалоємність ) і габарити цього агрегату, а також низька швидкість подачі долота.

Регулятор подачі долота РПДЭ (рис. 3) складається із силового вузла 7 ( привідний електродвигун 6 і редуктор), сполученого за допомогою ланцюгової передачі 8 із барабаном лебідки 9. В якості двигуна використаємо асинхронний двигун з короткозамкненим ротором,що,на відміну від двигуна постійного струму,є надійним та простим в експлуатації.Більш докладно схема монтажу регулятора подачі долота та використання на конкретній бурильній установці розглянута на стор.6534534

При бурінні колона бурильних труб 2 із долотом 1 через талеву систему 3 вишки 5 зв'язана з барабаном лебідки 9.

Електродвигун живиться від системи частотного керування АД,що більш докладно описана на стор.64654 і є побудованою за принципом підпорядкованого регулювання параметрів. Система включає замкнутий контур регулювання струму з регулятором РС і давачем струму якоря ДС, контур регулювання напруги з давачем напруги ДН та регулятором напруги РН та контур регулювання осьового навантаження з давачем ваги ДВ .

Для забезпечення режиму автоматичної подачі долота на забій із заданим навантаженням в систему регулювання включений замкнутий контур регулювання ваги з регулятором ваги РВ, вхід якого сполучений із виходом давача ваги UЗ.В. , а вхід зворотного зв'язку - із виходом давача ваги 4, встановленого на кінці талевого каната 3.

При бурінні режим автоматичної подачі долота на забій з підтримкою заданого навантаження на долото забезпечується регулятором ваги. Зміна зусилля на гаку при бурінні призводить до зміни сигналу на виході регулятора ваги, що являється задаючим сигналом для контуру регулювання частоти обертання. Завдяки цьому, змінюється швидкість подачі інструмента на забій, чим і забезпечується підтримка заданого навантаження на долото. При зіткненні долота з дуже міцною породою відбувається різке зменшення зусилля на гаку. Завдяки дії зворотного зв'язку від датчика ваги, сигнал на виході регулятора ваги змінюється таким чином, що електропривод піднімає інструмент до відновлення заданого навантаження на долото.

Страницы: 1, 2, 3