Автоматизація процесу подачі долота при бурінні нафтових свердловин (стр. 2 из 8)
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 α. Під дією зусилля натягу каната від ваги інструменту і колони труб змінюється кут переломлення α.
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.