Автоматизація процесу подачі долота при бурінні нафтових свердловин (стр. 4 из 8)
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);
maxVб-max(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=ΔP/Δt видно, що похідна буде пропорційна величині приросту осьового навантаження за фіксований інтервал часу Δt=const .
В свою чергу, величина приро ΔP в інтервалі часу Δt визначимо згідно рівняння:
Де ΔPcp -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:
