АВТОМАТИЗАЦІЯ ТЕХНОЛОГІЧНИХ ПРОЦЕСІВ БУРІННЯ ПОШУКОВО-РОЗВІДУВАЛЬНИХ І ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ СВЕРДЛОВИН НА СУХОДОЛІ І ШЕЛЬФІ

Задачі автоматизації буріння. Особливості процесу буріння як об’єкта керування Буріння свердловини – це процес спорудження направленої гірської виробки великої довжини і малого в порівнянні з глибиною діаметру з метою створення транспортної артерії яка з’єднує продуктивний пласт з наземними спорудами. Процес спорудження свердловини складається із декількох етапів: а спорудження наземних споруд; б механічне буріння ствола свердловини яке можна розділити на два процеси – руйнування породи за допомогою бурового інструменту і промивку...

2015-01-30

912.46 KB

11 чел.


Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск


ЛЕКЦІЯ 8

 АВТОМАТИЗАЦІЯ ТЕХНОЛОГІЧНИХ ПРОЦЕСІВ БУРІННЯ ПОШУКОВО-РОЗВІДУВАЛЬНИХ І ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ СВЕРДЛОВИН НА СУХОДОЛІ І ШЕЛЬФІ 

8.1 Задачі автоматизації буріння

8.1.1 Особливості процесу буріння як об’єкта керування

Буріння свердловини – це процес спорудження направленої гірської виробки великої довжини і малого (в порівнянні з глибиною) діаметру з метою створення транспортної артерії, яка з’єднує продуктивний пласт з наземними спорудами. Процес спорудження свердловини складається із декількох етапів:

а) спорудження наземних споруд;

б) механічне буріння ствола свердловини, яке можна розділити на два процеси – руйнування породи за допомогою бурового інструменту і промивку свердловини буровим розчином, який транспортує вибурену породу до гирла. Ці два процеси суміщені в часі і відбуваються паралельно;

в) роз’єднання пластів, яке включає два послідовні види робіт – спуск обсадної колони і цементування (тампонування) позатрубного простору;

г) освоєння (закінчення) свердловини. Метою цього етапу є створення притоку нафти чи газу із пласта в споруджену свердловину.

Витрати на механічне буріння свердловини за оцінками авторів роботи складають 75-80% від загальної вартості спорудження свердловини. Тому основна увага в даній роботі приділена питанням керування процесом механічного буріння (або просто буріння) нафтових і газових свердловин.

Бурова установка, за допомогою якої здійснюється технологічний процес спорудження свердловини, з точки зору керування нею, є складним об’єктом з багатьма каналами передачі як керуючих впливів так і збурень, які зумовлені взаємодією системи з навколишнім середовищем і унікальними властивостями самої бурової установки.

Результатом дії вхідних впливів є величини, які характеризують стан керованого об’єкта, ефективність його протікання та техніко-економічні показники буріння. Виявлення в загальному випадку керуючих впливів є складною інженерною задачею і розв’язок її визначається не тільки складністю системи, її фізичною природою, а й метою керування. Керуючі впливи повинні бути такими, щоб перевести систему із деякого початкового стану в визначений кінцевий стан таким чином, щоб була досягнута мета керування.

Метою керування процесом буріння є безаварійне спорудження свердловини визначеної глибини і конструкції у задані терміни і, по можливості, з мінімальними витратами. Реалізується ця мета в процесі спорудження свердловини безпосередньо за допомогою керуючих впливів, які можна розділити на дві групи. Перша група – це різновидність бурових веж, комплекс бурових верстатів, тип колони бурильних труб, типорозмір бурильного інструменту. Другу групу утворюють режимні параметри процесу: осьове навантаження на долото, частота його обертання, кількість та якість бурового розчину. Змінні першої групи носять назву елементів технічного керування, а другої – елементів технологічного керування.

Елементи технічного керування вибираються на стадії проектування свердловини і в подальшому залишаються незмінними, в крайньому випадку, для кожного рейсу проходки.

Елементи технологічного впливу можна цілеспрямовано змінювати з метою досягнення необхідних показників в кожному із рейсів.

Осьове навантаження на долото та частота його обертання визначають величину енергії, що вивільнюється при періодичних ударах зубів долота об поверхню вибою, а промивальна рідина для ефективного перебігу процесу руйнування вибою свердловини повинна забезпечувати його повне очищення.

Крім того, керуючі впливи повинні відповідати деяким додатковим вимогам.

По-перше, керуючі впливи повинні бути такими, щоб керований об’єкт задовольняв умові керованості, тобто вони повинні переводити об’єкт із початкового стану (нульова проходка, нове долото) в кінцевий стан (проходка за рейс, відпрацьоване долото).

Із аналізу фізичної суті процесу буріння виходить, що осьове навантаження на долото, частота його обертання і витрата промивальної рідини задовольняють умови керованості процесу буріння свердловини.

По-друге, керуючі впливи повинні бути взаємно незалежними. Розглянемо, як відповідають цій вимозі керуючі впливи при різних способах буріння.

При роторному бурінні колона бурильних труб приводиться в обертовий рух окремим приводом.

При турбінному бурінні керуючими впливами слід взяти осьове навантаження на долото і витрату промивальної рідини. Частота обертання долота перебуває в функціональній залежності від цих величин, яка має на практиці ймовірнісний характер.

Ідея переносу електродвигуна на вибій свердловини вперше була здійснена в 1947-1950 рр. на нафтових промислах Башкирії і Азербайджану. З 1952 р. в цих районах почалась дослідно-промислова їх експлуатація.

В подальшому на промислах України, Куйбишевської області і Туркменії були створені цехи електробуріння, що дало можливість досягти високих техніко-економічних показників буріння.

Сучасний серійний двигун електробура є асинхронною машиною напругою до 2500В.

Подача електроенергії від джерела струму до електробура здійснюється за допомогою шлангового кабеля, який складається із окремих секцій, що автоматично з’єднуються в електричне коло при збирання колони бурильних труб.

Оскільки асинхронний двигун має жорстку механічну характеристику, то частоту обертання електробура за рахунок використання редукторів-вставок можна змінювати незалежно від осьового навантаження на долото і величини витрати промивальної рідини в межах від 70 до 700 хв-1 .

Основним недоліком електробуріння є висока аварійність струмопідводу і значні гідравлічні втрати в трубах, які створюються шланговим кабелем, і ці втрати зростають з глибиною свердловини.

Характерною особливістю бурового процесу є те, що на теперішній час відсутні серійні прилади для вимірювання режимних параметрів безпосередньо на вибої свердловини, що значною мірою і зумовлює унікальність процесу її проходки. Це призводить до необхідності використовувати природні канали зв’язку (колона бурильних труб, стовп промивальної рідини) і оцінювати режимні параметри за показами наземних приладів.

Дослідження, проведені авторами робіт, засвідчили, що природні канали зв’язку породжують адитивні шуми, які в загальному випадку є нестаціонарними.

При записі осьового навантаження на долото можна виявити нестаціонарність випадкового процесу F(t) за математичним сподіванням, дисперсією і інтервалом кореляції як за глибиною свердловини, так і в межах одного довбання. Проте завжди є можливість виявити ділянки запису осьового навантаження на долото, де функція F(t) є стаціонарним випадковим процесом, який володіє властивостями ергодичності.

При ручній подачі долота дисперсія F(t) може досягати значень порядку 39кH2, а при автоматичній подачі – порядку 4,5кH2.

Із аналізу статистичних властивостей керуючих впливів випливає, що найбільш динамічний режимний параметр – осьове навантаження на долото. Інші режимні параметри  і Q за нормальних умов буріння змінюються значно повільніше, але в передаварійних ситуаціях (заклинювання опор шарошок долота) зміна швидкості обертання (і відповідно момент на долоті) за динамічністю може наближатись до осьового навантаження на долото.

До показників, які характеризують стан керованого об’єкта, належать проходка на долото h(t)і стан озброєння долота та опор шарошок.

Прямому вимірюванню (спостереженню) доступна лише проходка на долото. Про стан озброєння долота і опор шарошок можна судити лише опосередковано за механічною швидкістю буріння та моментом на долоті.

Проходка на долото оцінюється за переміщенням верхнього кінця колони бурильних труб. Тобто бурильна колона є каналом, по якому надходить інформація від вибою свердловини на світлову поверхню. Внаслідок дії на колону таких факторів, як осьова сила розтягу під дією власної ваги колони бурильних труб, осьова сила стиску нижньої частини колони бурильних труб при створенні навантаження на долото, підіймальна сила промивальної рідини, дія на колону температури свердловини, навантаження від дії відцентрових сил при обертанні колони, розтягуюче навантаження при прокачуванні промивальної рідини, сили від дії тертя колони в свердловині, сили згину в нахилених свердловинах та динамічні сили, що зумовлені інерційністю колони, дійсне переміщення долота  на вибої свердловини вимірюють з певною похибкою, яку можна трактувати як адитивний шум :  

.      (8.1)

Отже, структурну схему процесу буріння як керованого об’єкта можна відобразити так, як це зображено на рис. 8.1. Там прийняті такі позначення:  і  – оцінки стану озброєння та опор долота;  – вектор, який характеризує взаємодію об’єкта з навколишнім середовищем (вектор збурення). Основна компонента цього вектора – це зміна фізико-механічних властивостей розбурювання порід.

Рисунок 8.1 – Структурна схема процесу буріння свердловини

як керованого об’єкта

Вектор  з компонентами , ,  є вектором стану керованого об’єкта.

8.1.2 Способи керування процесом буріння глибоких свердловин на нафту і газ

Способи керування процесом буріння можна поділити на ручний, автоматичний,  оптимальний і адаптивний.

При ручному способі керування процесом буріння керує бурильник, покладаючись на вимоги технологічного регламенту, а також на здобутий досвід і інструкції.

Автоматичний спосіб керування процесом буріння передбачає, як правило, стабілізацію одного з режимних параметрів – осьового навантаження на долото. Одним із перших пристроїв подачі долота був автомат ХЕМЗ Харківського електромеханічного заводу, перші зразки якого були впроваджені у виробництво в 1936 році. Він був створений на базі системи генератор-двигун.

Починаючи з 1940 р. на промислах використовувався удосконалений тип автоматичного регулятора – буровий автоматичний регулятор типу БАР. Його призначенням було стабілізація струму двигуна електробура при електробурінні і заданого навантаження на долото при роторному і турбінному бурінні.

У 1961 р. на базі регуляторів типу АВЕ, створеного в 1957 р. і АЕПД розробленого в 1959 р. Львівським політехнічним інститутом, був запропонований регулятор подачі долота – електричний – РПДЕ. Автоматичні регулятори РПДЕ підтримують задане значення осьового навантаження на долото при роторному і турбінному способах буріння. Регулятор забезпечує роботу долота в двох режимах підтримання заданої величини осьового навантаження на долото за вагою інструмента; підтримання заданої швидкості подачі або підйому інструмента.

В 1964 році Харківський електромеханічний завод випускав автомат ваги-струму АВТ, призначений для керування осьовим навантаженням при бурінні електробуром.

Більшість регуляторів подачі долота проходили випробовування і застосовувались для буріння експлуатаційних свердловин на нафтових родовищах Прикарпаття.

Таким чином, автоматичне керування процесом буріння дає можливість в автоматичному режимі підтримувати задане осьове навантаження на долото, що значно полегшує працю бурильника, але при цьому не вирішується питання оптимізації процесу буріння.

Під оптимізацією буріння слід розуміти сукупність математичних методів, які дають можливість вибрати найкраще рішення із множини доступних варіантів проводки свердловини при заданих технічних, технологічних і економічних обмеженнях на процес буріння. Реалізацію конкретних алгоритмів на промисловому об’єкті (буровій установці) будемо називати оптимальним керуванням.

У наукових дослідженнях, які проводяться в галузі оптимізації і оптимального керування можна виділити два напрямки – оптимізація на стадії проектування будівництва свердловини (“оптимізаційне проектування”) і оперативна оптимізація (“оперативний метод оптимізації буріння”).

Перший напрямок передбачає, що відомі технологічний розріз свердловини і фізико-механічні властивості гірських порід по цьому розрізу. Тут вирішуються два завдання. Перше з них полягає в тому, що вибирають і розраховують профіль свердловини, конструкція бурильної колони та компоновка низу колони, глибина спуску і діаметр обсадних колон, висота підйому тампонажного розчину і конструкція вибою свердловини.

Друге завдання – проектування процесу поглиблення і промивання свердловини. На цій стадії визначають тип породоруйнівного інструмента, осьове навантаження на долото, частоту  його обертання, кількість та якість бурового розчину (“гідравлічну програму промивання свердловини”).

Методика розв’язання перерахованих завдань висвітлена в спеціальній літературі з технології буріння та промивання свердловин.

Слід відзначити, що для багатьох вказаних технологічних операцій ще не вироблені формалізовані правила прийняття рішень. Тут важливу роль відіграє досвід і кваліфікація проектувальника. При цьому він спирається на результати узагальнення промислово-статистичного матеріалу, які отримані при бурінні опорно-технологічних і опорних розвідувальних свердловин.

Такий напрямок керування процесом буріння характерний для США і розвинутих західних нафтовидобувних країн.

Так, розроблена фірмою Sedco Forex система MDS дає бурильнику неперервну інформацію, яка відтворює значення режимних параметрів на поверхні і на вибої свердловини. Система прогнозує можливі ускладнення. На окремій ЕОМ реалізовані моделюючі програми буріння і гідравлічна модель, які допомагають бурильнику ефективно вести процес в безаварійному режимі. Інша система DrillByte фірми Exlog розрахована на збір геологічної інформації, яка відтак використовується для проектування режимів буріння.

Компанія Decker Totco провела детальні дослідження з використанням комп’ютеризованої моделі процесу буріння. Необхідні дані для визначення параметрів моделі отримані безпосередньо на бурових шляхом статистичної обробки великої кількості режимних параметрів. На основі одержаної моделі процесу буріння будуються графічні залежності, за якими бурильник вибирає осьове навантаження на долото й частоту обертання ротора, виходячи із максимуму механічної частота буріння.

Провідні нафтовидобувні компанії світу приділяють значну увагу моніторингу процесу буріння. З цією метою застосовують навіть такі дорогі канали зв’язку як супутникові.

Характерним прикладом є компанія Modular Minig System, яка пропонує  програмний пакет бурового моніторингу DMS, який забезпечує бурильника даними про глибину свердловини і режими буріння в різних за буримістю гірських породах, а компанія Франції LIM, що спеціалізується на виробництві контрольно-вимірювальної апаратури і на обробці бурової інформації, почала виробництво модульного цифрового реєстратора Foralim IIC, який забезпечує реєстрацію до 5-ти параметрів з візуальним їх відображенням. Пристрій, зокрема, має можливість реєструвати і накопичувати певні дані про процес буріння, відображати режимні параметри в функції глибини, контролювати і керувати швидкістю буріння.

Найбільша кількість публікацій присвячена вибору режимно-технологічних параметрів –осьового навантаження на долото, швидкості його обертання та розрахунку гідравлічної програми.

В практиці буріння та в науковій літературі закріпилась точка зору, що технологічні процеси поглиблення і промивання свердловин, хоча проходять одночасно і впливають один на другого, все ж мають певну самостійність і режими промивання свердловин проектують самостійно.

Проте насправді технологічні процеси буріння свердловини є такими, що розвиваються в часі; з глибиною свердловини змінюються фізико-механічні властивості порід, умови буріння (зростає температура, гідростатичний тиск та ін.); інформація про технологічні параметри на вибої свердловини передається, як правило, через бурильну колону, а це призводить до зниження точності вимірювань і сильної зашумленості результатів вимірювання. Все це викликає відхилення (часто значне) дійсних режимів буріння від розрахункових.

Застосування способу адаптації керування дає можливість зняти початкову невизначеність параметрів математичної моделі при зміні умов буріння і при дії на режимні параметри, в загальному випадку, нестаціонарних перешкод з невідомими статистичними характеристиками.

Адаптивна система дає можливість керувати об’єктом при неповній і навіть при незначній апріорній інформації, оскільки всю необхідну інформацію система отримує протягом процесу керування.

Адаптивні системи, що застосовуються в практиці буріння, можна поділити на системи прямого і непрямого пошуків.

Системи першого типу забезпечують пошук і підтримання оптимального значення певного критерію якості при зміні характеристик середовища і об’єкта. Однією з перших таких систем була самоналагоджувальна система регулювання процесу буріння глибоких свердловин електробуром.

При переході долота в породи іншої твердості і абразивності мінімуму інтенсивності зносу долота буде відповідати інше значення осьового навантаження на долото. Вибір і підтримання осьового навантаження, яке відповідає мінімуму інтенсивності зносу долота, а відповідно і максимуму проходки на долото, забезпечуються за допомогою самоналагоджувальної системи, функціональна схема якої наведена на рис. 8.2

Рисунок 8.2 – Функціональна схема самоналагоджувальної системи
регулювання процесом буріння

Вона складається із регулятора подачі долота (РПД), завдання якому змінюється екстремальним регулятором (ЕР) так, що забезпечується пошук .

Електричні сигнали, пропорційні поточному значенню проходки на долото h і середній механічній швидкості (давачі В2, В3), подаються на формувач показника екстремуму (ФПЕ), де відбувається отримання неперервного сигналу, що пропорційний інтенсивності зносу долота. З виходу ФПЕ сигнал надходить на вхід екстремального регулятора. З метою отримання статичної характеристики  з більшою крутизною між ЕР і ФПЕ включений загострювач екстремуму (ЗЕ). Екстремальний регулятор керує регулятором подачі долота, встановлюючи йому таке завдання, яке відповідає  при неперервних змінах умов буріння.

8.2 Автоматизований контроль процесу буріння

8.2.1 Система  наземного контролю  процесу буріння нафтових і газових свердловин БУР-САК

БУР-САК призначена для автоматичного контролю технологічних параметрів процесу обертового буріння установок експлуатаційного і глибокого розвідувального буріння нафтових і газових свердловин за ГОСТ 16253-97

Виконання функцій системи забезпечується взаємодією всіх видів забезпечення системи: технічного, програмного, інформаційного, математичного, метрологічного і організаційного.

Технічне забезпечення системи складає комплекс технічних засобів контролю і керування процесом буріння КТЗ, який створюється на об’єкті експлуатації з використанням комплексу вимірювання основних параметрів процесу буріння свердловин (базовий) БУР-1- стале обладнання і замовленого комплексу засобів контролю і керування процесом буріння КЗКПБ – 1 (змінне обладнання). Комплект технічних засобів, що складають КТЗ відносно розташування на технологічному обладнанні бурової установки розподіляється на півкомплект бурової установки і півкомплект циркуляційної системи.

Конструктивне виконання складових частин системи відповідає умовам експлуатації встановлених в ГОСТ 14169-93. З стійкості до дії температури і вологості складових частин системи відповідають виконанню УХЛ категорії розташування 1  за ГОСТ 15150-69 (група виконання 03 за ГОСТ 12997-84, але для роботи при температурі від мінус 40 С до плюс 40 С).

Значення контрольованих параметрів:

  1.  Навантаження на гак, кН        1250 - 4000
  2.  Осьове навантаження на буровий інструмент, кН      400
  3.  Подача бурового інструменту, м           20
  4.  Положення талевого блоку відносно стовбура ротора, м       40
  5.  Тиск нагнітання бурового розчину, МПа               25; 40
  6.  Витрата бурового розчину в нагнітальній лінії, м3/c       0.1
  7.  Частота обертання ротора, хв-1         300
  8.  Крутний момент на роторі, кНм           60
  9.  Крутний момент на машинному гаку, кНм         60
  10.  Рівень розчину в приймальних ємкостях, м        1.6
  11.  Температура бурового розчину, С        100
  12.  Густина бурового розчину, кг/м3           800-2600
  13.  Витрата виходу бурового розчину, %        100
  14.  Живлення комплексу – змінний однофазний струм напругою 220 В частотою 50 Гц.
  15.  Споживана потужність, не більше кВА                                                       0.6
  16.  Середній термін експлуатації, років         10
  17.  Умови середовища: температура повітря С       -40 +50.

  Перерахунок технологічних параметрів контрольованих системою

  1.  Навантаження на гак
  2.  Тиск нагнітання бурового розчину
  3.  Тиск бурового розчину на виході із свердловини
  4.  Витрата бурового розчину в нагнітальній лінії
  5.  Витрата бурового розчину, на виході із свердловини
  6.  Частота обертання ротора
  7.  Крутний момент на роторі
  8.   Крутний момент на машинному гаку
  9.  Положення талевого блоку відносно стола ротора
  10.  Рівень розчину в приймальних ємкостях
  11.  Густина бурового розчину в приймальних ємкостях
  12.  Густина бурового розчину на виході із свердловини
  13.  Температура бурового розчину в приймальних ємкостях
  14.  Температура бурового розчину на виході із свердловини
  15.  Число подвійних ходів плунжера бурового насосу
  16.  Об’ємний вміст газу в буровому розчині
  17.  Час буріння
  18.  Температура повітря

Комплект дозволяє виконувати обчислення ще двадцяти інших технологічних

параметрів.

Комплектність поставки:

Комплект давачів

а) вимірювально-обчислювальний комплекс в складі:

  •  пристрої збору і обробки даних;
  •  пристрої відображення інформації;
  •  персональний комп’ютер (ПК);
  •  засоби локальної мережі;
  •  програмне забезпечення

б) комплект експлуатаційної документації.

8.2.2 Комплекс засобів наземного контролю і керування процесом буріння нафтових і газових свердловин СКУБ-М2

Комплекс засобів наземного контролю і керування процесом буріння нафтових і газових свердловин СКУБ-М2 (далі-комплекс) призначений для контролю основних параметрів процесу обертового буріння нафтових і газових свердловин.

Комплекс застосовується на бурових установках експлуатаційного і глибокого розвідувального буріння нафтових і газових свердловин на суші.

Технологічні параметри, що контролюються комплексами, границі вимірів і засобу відображення інформації відповідають таблиці 8.1.

Рисунок 8.3 – Структурна схема системи БУР-САК

Таблиця 8.1 - Границі вимірювання контрольованих параметрів

 

Найменування

технологічного параметра й одиниця вимірювання

Границі

вимірювання

Варіант виконання

Засоби відображення інформації

-00

-01

-02

-03

-04

-05

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 Навантаження на гак, кН

1250

+

PVA, PSA, PVC(d), PSC

1600

+

2000

+

2500

+

3500

+

4000

+

2 Осьове навантаження на

буровий інструмент, кН

400

+

+

+

+

+

+

PVA, PVC(d), PSC

3 Положення талевого

блоку відносно столу ротора, м

40

+

+

+

+

+

+

PVC, PVC(d), PSC

4 Подача бурового інструмента, м

20

+

+

+

+

+

+

PVC(d), PSC

5 Тиск нагнітання

бурового розчину, МПа

25

+

+

+

+

-

-

PVA, PVC(d), PSC

40

-

-

+

-

+

+

6 Витрата бурового розчину

в нагнітальній лінії, м3

0,1

+

+

+

+

+

+

PVC(i), PVC(d), PSC

7 Частота обертання ротора, хв-1

300

+

+

+

+

+

+

PVC(i), PVC(d), PSC

8 Крутний момент на

роторі, кНм

60

-

-

+

-

-

-

PVA, PVC(d), PSC

-

-

-

+

+

+

9 Крутний момент на

машинному ключі, кНм

60

+

+

+

+

+

+

PVA, PVC(d), PSC

10 Рівень розчину в

приймальних ємкостях, м

1,6

-

-

-

+

+

+

PVC(d), PSC

11 Температура бурового

розчину,º С

100

-

-

-

+

+

+

PVC(i), PVC(d), PSC

12 Густина бурового розчину, кг/т3

800–2600

-

-

-

+

+

+

PVC(d), PSC

13 Витрата бурового роз-

чину на виході

100

-

-

-

+

+

+

PVC(i), PVC(d), PSC

14 Зміна витрати бурового

розчину, що виходить

із свердловини, %

100-0-100

-

-

-

+

+

+

PVA, PSC

15 Температура навколишнього середовища, º С

від мінус 40 до плюс 40

+

+

+

+

+

+

PVC(d), PSC

16 Дата, дд-мм-рр

не обмежено

+

+

+

+

+

+

PVC(d), PSC

17 Поточний час, год(хв)

24(1440)

+

+

+

+

+

+

PVC(d), PSC

Примітки:

1. Знак "+' означає, що в даному варіанті виконання комплексу технологічний параметр контролюється.

2. Умовні позначки: PSA - прилад реєструючий аналогово-дискретний (ПРАД1);

PVA – прилад показуючий аналогово-дискретний (ППАД1) блоку спостереження (БНЗ);

PSC- принтер пристрою реєстрації інформації;

PVC(і) – цифровий індикатор  пульту контролю і управління (ПКУ-ЦІ1);

PVC(d) – дисплей пристрою реєстрації інформації(ПРІ).

Аварійні сигнали тривоги

Види аварійних сигналів тривоги відповідають таблиці 8.2.

Таблиця 8.2 – Види аварійних сигналів тривоги

Найменування сигналу

Характеристика сигналу

1 Навантаження на гак

Досягнення навантаженням на гак зусилля, заданого уставкою

2 Тиск нагнітання бурового розчину

Досягнення тиском у нагнітальній лінії значення, заданого уставкою

3 Рівень бурового розчину

Досягнення буровим розчином рівнів, заданих уставкою в кожній із двох ємкостей

4 момент, що крутить

Досягнення крутним моментом (на роторі або на ключі) значення, заданого уставкою

5 Положення талевого блоку

Досягнення талевим блоком висоти, заданої уставкою

6 Густина бурового розчину

Досягнення буровим розчином густини, заданої уставкою

7 Система

Живлення комплексу включене

8 Відмова

Відмова  в колах  живлення

Значення варіації вихідних вимірювальних сигналів і показів у каналах вимірювання при контролі навантаження на гак, крутного моменту на роторі, крутного моменту на машинному ключі, тиску нагнітання бурового розчину, рівню бурового розчину не повинні перевищувати межі припустимого значення приведеної основної похибки.

Границі допустимих значень приведеної додаткової похибки вихідного сигналу і каналів вимірювання, реєстрації і сигналізації відповідають даним таблиці 8.3.

Таблиця 8.3 – Границі допустимих значень

Фактори, що впливають на виріб

Допустиме значення приведеної додаткової похибки, %

1. Зміна температури навколишнього середовища від плюс 20°С в робочому діапазоні температур на кожні 10° С

0.5

2. Зміна напруги живлення

0.5

3. Зміна частоти напруги живлення

0.5

4. Вплив зовнішнього змінного  магнітного поля

0,5

Параметри живлення

Електричне живлення комплексів від мережі повинно здійснюватися змінним однофазним струмом напругою 220 В і частотою 50 Гц з наступними коливаннями параметрів:

а) допустимі відхилення напруги живлення:

- тривалі         від мінус 15 до 10 %;

- короткочасні (1,5 с)        від мінус 30 до 15 %;

б) допустимі відхилення частоти перемінного струму:

- тривалі         не більш 5 %;

- короткочасні (5 с)       не більш 10%.

При  короткочасних  відхиленнях напруги   і   частоти   живлення метрологічні характеристики не нормуються.

Резервне  живлення  комплексу  повинно  здійснюватися  від джерела постійного струму напругою 24±2,4 В.

Споживана комплексами потужність повинна бути не більш 0,6 кВА.

Умова експлуатації

Залежно від розташування на буровій, складові частини комплексу придатні для експлуатації в кліматичних умовах, приведених у таблиці 8.4.

Таблиця 8.4 –Придатність для експлуатації в кліматичних умовах

Найменування складових частин комплексу

Захищеність від впливу

кліматичних

факторів

вібрації, виконання за ГОСТ 12997-84

пилу і води за ГОСТ 14254-96

1 Давачі

У1

N2

ІР55

2 Пристрій збору й обробки інформації,       пульт контролю і  керування, блок спостереження, реєструючий прилад  

У1

N2

IР54

3 Пристрій реєстрації

УХЛ4.2

N1

ІР00

Примітки:

1. По стійкості до впливу температури і вологості навколишнього середовища давачі повинні відповідати виконанню В категорії 1 відповідно до ГОСТ 15150-69 (група виконання D3 за ГОСТ 12997-84), але для роботи при температурі від мінус 40 до плюс 40 ºС. Діапазон робочих температур повинен вказуватися в карті замовлення;

2. Давач рівня ДУ1 по захищеності від дії вібрації повинен мати виконання IX за ГОСТ 12997-84.

Рисунок 8.4 – Структурна схема комплексу СКУБ-М2

Короткі відомості про складові частини комплексу СКУБ-М2. Пристрій збору і обробки даних УСОД1 – призначений для забезпечення живлення складових частин комплексу, реалізації функцій вводу-виводу сигналів давачів технологічних параметрів, обробки інформації, переведення в одиниці фізичних величин, масштабування й обміну даними з пультом контролю і керування, блоком спостереження, реєстратором і пристроєм реєстрації в режимі реального часу, створення інформаційного масиву, збереження його в пам'яті, оформлення інформаційного кадру й передачу його на запит споживача.

Рисунок 8.5 – Пристрій збору і обробки даних УСОД1

1 Пристрій забезпечує виконання наступних функцій:

а) введення аналогових сигналів (16);

б) виведених аналогових сигналів (4);

в) введення дискретних сигналів (1);

г) виведення дискретних сигналів (8);

ґ) з'єднання по послідовному інтерфейсі (RS-485) з іншими пристроями для передачі інформації;

д) обробку інформації, у тому числі: нормування вхідного сигналу (масштабування і переведення в одиниці фізичної величини відповідного контрольованого параметра), програмно реалізується згладжування показів давачів від випадкових завад;

е) обчислення параметрів;

є) розпізнавання технологічних операцій;

ж) зберігання накопиченої інформації;

з) програмне керування збором і обробкою інформації;

і) автоматичний перезапуск після короткочасних порушень живлення або збоїв з роботі контролера;

ї) контроль функціонування складових частин контролера;

к) тестування складових частин комплексу.

2 Параметри живлення

2.1 Електричне живлення пристрою повинно здійснюватися змінним однофазним струмом напругою 220 В і частотою 50 Гц з наступними коливаннями параметрів:

а) допустимі відхилення напруги живлення:

- тривалі        від мінус 15 до 10 %;

- короткочасні (1,5 с)      від мінус 30 до 15 %;

  б) допустимі відхилення частоти перемінного струму:

- тривалі        не більше 5 %;

- короткочасні (5 с)     не більше 10 %.

При короткочасних відхиленнях напруги метрологічні характеристики не нормуються і частоти   живлення метрологічних характеристик не нормуються

2.2 Резервне живлення пристрою повинно здійснюватися від джерела постійного струму напругою 24±2,4 В.

3 Споживана потужність, ВА, не більше 300.

Рисунок 8.6 – Блок неперервного спостереження

Блок спостереження  БНЗ – має забезпечувати вимірювання сигналів, що відповідають технологічним параметрам буріння, і відображати в аналоговій формі інформацію про хід технологічного процесу буріння.

Рисунок 8.7 – Пульт контролю і керування

Пульт контролю і керування забезпечує відображення в цифровій формі інформації про хід технологічного процесу буріння, сигналізацію про відхилення технологічних параметрів від заданої уставки, індикацію службової інформації і формування сигналів для забезпечення керування процесом.

Пульт виконує наступні основні функції:

а) цифрову індикацію значення контрольованих параметрів;

б) світлову сигналізацію відхилення технологічних параметрів від заданих уставок;

в) вибір і введення в комплекс даних про технологічний режим роботи
бурової установки і світлову сигналізацію про обраний режим;

г) вибір і введення уставки нуля параметра;

ґ)  видачу дискретних сигналів керування роботою комплексу;
д) світлову сигналізацію про режим роботи пульта;

е) світлову сигналізацію про наявність напруги мережі живлення комплексу;

і) світлову сигналізацію відмови комплексу;

ї) дистанційне керування включенням комплексу.

Найменування параметрів, одиниці вимірювання, кількість розрядів цифрової індикації приведені в таблиці 8.5.

Таблиця 8.5 – Кількість цифрової індикації

Найменування параметра й одиниця виміру

Границі вимірювання

Кількість розрядів

1 Положення талевого блоку відносно стола ротора

40

4

2 Частота обертання ротора, хв-1

300

4

3 Витрата бурового розчину в нагнітальній лінії, м3/c(л/c)

0,1(100)

4

4 Витрата бурового розчину на виході з свердловини, %

100

4

5 Рівень розчину в приймальних ємкостях, м

1,6

4

6 Зміни витрати бурового розчину на виході зі свердловини, %

100-0-100

4

7 Температура бурового розчину, °С

100

4

8 Густина бурового розчину, кг/м3

800-2600

4

Рисунок 8.8 – Пристрій реєстрації УРИ1

Пристрій реєстрації - забезпечує відображення і реєстрацію інформації про хід технологічного процесу буріння, що надходить від пристрою збору й обробки інформації УСОД 1.

1 Пристрій забезпечує виконання таких основних функцій:

а) прийом від пристрою збору й обробки інформації УСОД1 у реальному часі даних про хід технологічного процесу буріння (19);

б) відображення технологічних параметрів буріння ;

в) друк  параметрів у масштабі часу;

г) нагромадження даних у базі даних реального часу;
ґ)  перегляд архівів.

2 Електричне  живлення пристрою  повинне  здійснюватися  змінним однофазним   струмом   напругою   220   В   і   частотою   50   Гц   з   наступними коливаннями параметрів:

а) допустимі відхилення напруги живлення:
- тривалі від
      мінус 15 до 10%;
- короткочасні (1,5 с)
    від мінус 30 до 15 %;

б) допустимі відхилення частоти перемінного струму:
- тривалі
       не більш 5 %;

- короткочасні (5 с)      не більш 10 %.

3 Споживана потужність, Вт, не більше 5.

8.2.3 Аналіз системи контролю і управління процесом буріння Геотест - 5

Ці станції “Геотест-5” в даний час успішно працюють в Татарстані, Республіці Білорусь і Республіці Комі, а також в Мавританії. Призначені для проведення геолого-геохімічних і технологічних пошукових досліджень, розвідувальних, експлуатаційних і горизонтальних свердловин на нафту і газ.

Станція представляє собою комплекс апаратно-програмних засобів автоматизованого збору, оперативної обробки і інтерпретації інформації при відкритому розрізі, забезпечуючи безаварійний і оптимальний режим проводки свердловини і високу геологічну ефективність пошуково-розвідувального буріння.

Рисунок  8.9 – Станція на шасі причепа (Станція “Геотест – 5”)

Станція розміщається в спеціальному вагоні-контейнері, добре обладнаному і зробленому в євростилі. Створено гарні умови для роботи і відпочинку.

Конструктивно і функціонально вагон-контейнер розділений на апаратурний і побутовий відсіки і передпокій.

Склад станції:

1 Вагон-контейнер на шасі причепа або автомобіля з повним комплектом побутового обладнання і засобів життєзабезпечення.

2 Комплект давачів технологічних параметрів буріння:

  •  навантаження на гаку;
    •  момент на роторі;
    •  витрати на виході;
    •  ходу насоса;
    •  навантаження промивної рідини (ПР);
    •  рівень ПР;
    •  густина ПР;
    •  температура ПР;
    •  електропровідність ПР.

Рисунок 8.10 – Блок газового аналізу

3 Блок газового каротажу:

  •  високочутливий програмно-керований хроматограф для визначення вмісту метану, етану, пропану, бутану, пентану і  гексану в газоповітряній суміші, промивної рідини;  
    •  газоаналізатор для безперервного визначення метану або суміші вуглеводневих газів;
    •  дегазатор жолобовий з газоповітряною лінією і блоком очистки газової суміші;
    •  термовакуумний дегазатор для дегазації промивальної рідини.

4 Комплект геологічних приладів:

  •  карбонатомір мікропроцесорний;
    •  густиномір шламу (прилад для експрес-визначення товщини порід по шламу і керну);
    •  люмінесцентна установка;
    •  осушувач шламу;
    •  мікроскоп стереоскопічний;
    •  вага електронна РТ-600;
    •  вага технічна і торсіонна;
    •  сито фракційне.

Рисунок  8.11 – Апаратний відсік

5 Апаратура реального часу з програмним забезпеченням.

6 Апаратура автономного режиму роботи з програмним забезпеченням.

7 Прикладне програмне забезпечення:

  •  програма “Реєстрація” (програма реєстрації і контролю технологічних параметрів, з виданням звітів, і формування бази даних реального часу);
    •  програма “Chrom” (програма керування хроматографом і реєстрації даних газового аналізу);
    •  програма “GeoData” (програма формування і друкування вихідної діаграми геолого-технологічної інформації, одержаної в процесі буріння свердловини);
    •  програма “TechnoTrack” (обробка даних інклінометра і побудова траєкторії свердловини і плану куща).

8 Комплект з’єднувальних кабелів.

Відмінності станції “Геотест-5”:  

  •  Застосування високоякісного хроматографа(1. 10-5 % об. По СН4), що дозволяє виявити витікання слабодіючих і низько діючих колекторів нафти і газу і має широкий діапазон вимірювання: від 1 . 10-5 до 50 % об.
  •  Великий набір давачів технологічних параметрів.
  •  Модульна побудова станції, що дозволяє вибрати оптимальний комплекс давачів, геологічних приладів, апаратури і обладнання, в залежності від поставлених задач.
  •  Можливість отримання достовірної геологічної і технологічної інформації при дослідженні свердловини, при бурінні у важких геолого-технічних умовах (нарахування зон АВПД, карбонатні розрізи, застосування важких бурових розчинів і ІШР).
  •  Гнучка структура програмного забезпечення, що дозволяє адаптувати його під конкретні вимоги замовника.
  •  Виготовлення вагона-лабораторії з врахуванням побажання замовника з використанням екологічно чистих матеріалів.



8.2.4 Сучасні інтелектуальні інструменти для забезпечення якісного буріння похило-направлених свердловин

Останніми роками в Росії створені і запроваджуються у виробництво інтелектуальні інструменти, що забезпечують контроль і документування всього циклу будівництва свердловини в режимі реального часу, а головне, дозволяють управляти процесом буріння на основі надійних і точних характеристик технологічних параметрів буріння.

У 1998г. у ВАТ НПФ «Геофізика» розроблена і пройшла відомчі випробування інформаційно-вимірювальна система (ІВС) контролю процесу буріння «Леуза-1», названа на честь надглибокої Леузінськой свердловини, де вона проходила налагодження в процесі свого створення.

Станція «Леуза-2» призначена для безперервного контролю і реєстрації основних технологічних параметрів буріння. Станція включає комплект давачів технологічних параметрів, табло бурильника і робоче місце інженера-технолога або бурового майстра приведена на рис. 8.12.

У серійному варіанті станції реєструються 8 технологічних параметрів:

вага колони на крюці; крутний момент  на роторі; тиск промивальної рідини (ПР) на маніфольді (на вході); густина ПР в приймальній ємкості; рівень ПР в приймальній ємкості; індикатор потоку ПР на виході; давач глибини.

 

Рисунок 8.12 – Комплект давачів технологічних параметрів і пульт бурилиника

ІВС «Леуза-2»  

При необхідності станція «Леуза-2» може комплектуватися додатковим набором давачів для контролю електропровідності розчину на вході і на виході, температури розчину на вході і на виході, крутного момента на ключі, сумарного газовмісту і ін., всього до 32 параметрів.

Інформація з первинних давачів поступає на табло бурильника і візуалізується на цифрових і лінійних індикаторах в наочному для бурильника вигляді. У подальшому вся інформація після оцифровки і первинної обробки поступає в комп'ютер на робочому місці майстра.

Програмне забезпечення (ПЗ) станції «Леуза-2» складається з двох частин: ПЗ реєстрації технологічних даних і ПЗ перегляду та обробки збережених даних.

ПЗ реєстрації технологічних даних призначено для збору, зберігання і обробки інформації, що надходить з давачів, розташованих на буровій, і дозволяє в масштабі реального часу вирішити наступні задачі:

  •   збір і оперативну обробку інформації від давачів технологічних параметрів ;
  •   розрахунок вторинних параметрів;
  •   візуалізацію інформації на моніторі у вигляді діаграм і в табличному вигляді;
  •   формування бази даних реального часу в масштабах часу, глибини і «виправленої» глибини з подальшим збереженням всієї інформації на жорсткому диску;
  •   розрахунок і рекомендацію найбільш оптимальних навантажень;
  •   видачу оперативної інформації на друк.

ПЗ перегляду і обробки збережених даних призначене для подальшого перегляду, аналізу і інтерпретації зареєстрованих даних, записаних попередньо в базу даних реального часу. За зареєстрованими матеріалами в автоматичному режимі складаються добові рапорти, а також рапорти з кожного довбання і по всій свердловині. Розраховуються і видаються техніко-економічні показники буріння.

Рисунок 8.13 – Спеціалізований вагон-причеп

В теперішній час станції «Леуза-2» надійно працюють в ВАТ «Башнафта», ВАТ «Татнафтогеофізіка», ВАТ «Комінафтогеофізика» у ряді інших регіонів.

У АНК «Башнафта» станціями «Леуза-2» оснащені практично всі бурові установки - всього 45 комплектів. З кожної бурової інформація по супутниковому каналу зв'язку поступає в диспетчерський пункт УБР, а надалі - в центр обробки інформації об'єднання. Провідні фахівці (геологи, технологи) не виходячи з офісу, можуть в реальному масштабі часу контролювати і коректувати процес буріння на місцях.

Одночасно із створенням ІВС «Леуза-2» башкурські учені-геофізики запропонували нафтовикам сучасну станцію геолого-технологічних досліджень «Геотест-5».

Станція розміщується в спеціалізованому упорядкованому вагоні-причепі (рис. 8.13), який розділений на три відсіки: апаратурний, геологічний і побутовий (рис. 8.14).

Рисунок 8.14 – Спеціалізований вагон-причеп (усередині)

На відміну від своїх попередників ця станція ні в чому не поступається зарубіжним аналогам, окрім своєї ціни, яка майже на порядок нижча. Створена на сучасному виробництві дочірнього підприємства фірми ТОВ НВФ «Нафтогеофізика» станція розміщується на шасі причепа або автомобіля КАМАЗ; має систему життєзабезпечення європейського стандарту і оснащена високоточною сучасною аналітичною апаратурою, давачами технологічних параметрів, обчислювальною технікою і програмним забезпеченням, що є комплексом апаратно-програмних засобів для автоматизованого збору, обробки і інтерпретації інформації про розбурювальний розріз, в режимі реального часу, забезпечуючий безаварійний і оптимальний режим проводки свердловин і високу геологічну ефективність пошуково-розвідувального буріння.

Для контролю основних параметрів процесу приготування тампонажного розчину і цементування свердловин створена в 2001р. і пройшла відомчі випробування станція контролю цементування свердловин «КС-цемент».

Станція вмонтовується на базі автомобіля УРАЛ, первинні перетворювачі - в технологічній лінії. Вимірюються: тиск в нагнітальній лінії, миттєва витрата, густина і температура закачуваної рідини, рівень і густина рідини в осередковій ємкості, об'єм закачуваного тампонажного розчину і ін. з похибкою не більше 1,5%.

Промислові зразки станції «КС-цемент» працюють на бурових підприємствах ВАТ АНК «Башнафта», у тому числі і в Західному Сибіру. Інформація обробляється в режимі реального часу і дозволяє технологам управляти якістю тампонажного розчину, запобігаючи небажаним гідророзривам пластів, недопідйоми розчину в затрубному просторі, виключати аварійні ситуації.

Останніми роками в зарубіжній і вітчизняній практиці ведення бурових і промислових робіт набувають все ширше використовуються високоефективні мобільні установки з використанням сталевої довгомірної безмуфтової гнучкої труби (так звана колтюбінгова техніка), призначені для проведення капітального ремонту і буріння нафтових, газових і газоконденсатних свердловин, зокрема в умовах депресії, тобто при негативному перепаді тиску в системі «свердловина-пласт», без глушіння.

Традиційна колтюбінгова установка є комплексом, змонтованим на напівпричепі з тягачем, і включає: барабан з гнучкою трубою, механізм подачі труби (інжектор), направляючу дугу («гусак»), кабіну оператора з панеллю управління і автономний силовий блок для забезпечення енергією барабана, інжектора і органів управління поста оператора.

КНБК має істотні відмінності, обумовлені конструктивними особливостями колтюбінгової установки, що виключає можливість обертання бурильної колони і використовування традиційних УБТ. Ця обставина робить неможливим буріння свердловин роторним способом і вимагає застосування гідравлічних забійних двигунів.

ВАТ НВФ «Геофізика», маючи 30-річний досвід розробки і виготовлення геофізичних приладів для досліджень свердловин, що буряться, була залучена нафтовою компанією «Башнафта» для створення технології колтюбінгового буріння похило-направлених і горизонтальних свердловин.

Оскільки основний об'єм бурових робіт планується виконувати на полегшених розчинах в умовах депресії, ВАТ АНК «Башнафта» закуплена спеціальна закрита циркуляційна система з керованою дросельною заслінкою на виході зі свердловини (виробництво НВО «Буріння»), яка дозволяє підтримувати необхідний перепад тиску в системі «свердловина - пласт».

Для успішного функціонування даної циркуляційної системи і безаварійної проводки свердловин украй важливий оперативний контроль всіх основних параметрів циркулюючої промивальної рідини. Для цих цілей фахівцями ВАТ НВФ «Геофізики» розроблений і виготовлений наземний апаратурно-програмний комплекс з оперативного контролю за параметрами промивальної рідини в циркуляційній системі. Комплекс дозволяє контролювати 16 різних параметрів, таких як:

  •  тиск, густина, витрата, електропровідність і температура ПР на вході і виході з свердловини;
  •  рівень і тиск ПР в приймальних і циркуляційних ємкостях;
  •  концентрація вуглеводневих газів в сепараторі або на факельній лінії.

До складу комплексу входять:

  •  комплект давачів на 16 параметрів;
  •  модуль з’єднання з давачами;
  •  модуль управління виконавчими механізмами циркуляційної системи;
  •  комп'ютер оператора із спеціалізованим програмним забезпеченням (ПЗ);

Інформація з комплекту давачів через модуль з’єднання надходить в комп'ютер оператора з розчинів. Програмне забезпечення працює в багатовіконному режимі і дозволяє відобразити на екрані комп'ютера всю інформацію в цифровому або графічному вигляді.

Даний комплекс дозволяє контролювати і оперативно коректувати той чи інший параметр, задаючи найбільш оптимальні режими розкриття продуктивного пласта.

Для проводки бічних стовбурів з фонду старих свердловин у ВАТ НВФ "Геофізика" розроблений комплекс технічних засобів. У цей комплекс входить інклінометрична малогабаритна телесистема з кабельним каналом зв'язку ОРБІ-3, який в процесі проводки свердловини дозволяє вимірювати азимут, зенітний кут і орієнтацію бурового інструменту. Наземна частина телесистеми комп’ютеризована. В процесі буріння здійснюються вимірювання глибини по кабелю.

ОРБІ-3 працює спільно з кабельною лінією зв'язку КЛЗ-2М. Введення кабелю здійснюється через пристрій ущільнювача вертлюха.

Для здійснення точності проводки бічних стовбурів у фірмі випускаються серійно безперервні інклінометри ІММН-36 і ІММН-60. Ці прилади вимірюють азимут і зенітний кут в безперервному режимі у відкритому стовбурі, а також призначені для орієнтування відхилювача під час зупинки буріння.

Інклінометр ІММН-60 на вимогу замовника комплектується геофізичним модулем для вимірювання природної радіоактивності порід (ГК). Інклінометри метрологічно забезпечені установками для повірки УПІ-1, УПІ-2, УПІ-1М, які виготовляються інженерно-виробничим центром "Гео-Інком".

За технічним завданням АНК «Башнафта» розроблена і знаходиться на стадії виготовлення вибійна телеметрична система з кабельним каналом зв'язку «Надір». Колтюбінговая установка М40, що закупляється АНК «Башнафта» у групи компаній ФІД (Білорусь), дає можливість буріння свердловин завглибшки до 2000 м. Гнучка труба має діаметр 60,3 мм. Діаметр вибійного двигуна 95 мм, орієнтатора 92 мм, максимальний кут відхилення від осі корпусу телесистеми.

Для лінії зв'язку створюваної системи «Надір» використовується три жили семижильного броньованого кабелю діаметром 10,84 мм, вбудованого усередині робочої труби.

Телесистема розміщується в немагнітній трубі, для чого використовується стандартна ЛБТ діаметром 90 мм.

Телесистема «Надір» призначена для вимірювання інклінометричних параметрів азимута і зенітного кута, положення корпусу телесистеми, природної гамма-активності порід і тиску промивальної рідини над вибійним двигуном, а також вимірювання осьового навантаження і затрубного тиску при бурінні з використанням колтюбінгових труб.

У своєму складі телесистема має декілька модулів:

  •   модуль інклінометрії типу ОРБІ, який служить для вимірювання інклінометричних параметрів азимута і зенітного кута, а також положення корпусу телесистеми відносної апсидальної площини (з точністю до півтора кутових градусів);
  •   модуль гамма-каротажу і манометра внутрішнього тиску (ГКМ) для вимірювання природної гамма-активності порід і тиску промивальної рідини перед вибійним двигуном;
  •   модуль осьового навантаження і затрубного тиску (МОН), який вимірює осьове навантаження і зовнішній тиск;
  •   телескопічний наконечник;
  •   наземний оброблювальний комплекс, який забезпечує живлення телесистеми, прийом даних з приладу свердловини, обробку, візуалізацію інформації і реєстрацію одержаних даних.

Зовнішні діаметри у всіх приладів свердловин складають 36 мм, загальна довжина - 5,5м, що дозволяє розмістити їх в одній ЛБТ. При цьому мінімальний відступ з кожного боку складає 17,5 мм, що забезпечує мінімальний гідродинамічний опір для промивальної рідини.

Різниця виміряного внутрішнього і зовнішнього тиску, яка складає 2,5-4,1 МПа, є перепадом тиску на вибійному двигуні і на долоті, по якому можна судити про процес буріння.

Канал гамма-каротажу служить для кореляції пройдених при бурінні пластів і результатів геофізичних досліджень. При необхідності телеметрична система може бути доповнена іншими геофізичними модулями.

Крім того, вимірювальні модулі сполучені між собою за допомогою гнучких центраторів, які одночасно гасять радіальні і осьові навантаження.

Вимірювані параметри передаються в процесі буріння безперервно, окрім азимута і зенітного кута, які вимірюються під час зупинки процесу буріння.

Вимірювальна техніка свердловини виконана з використанням найкращих вітчизняних і імпортних компонентів, стійких до вібрацій і ударів і відрізняється підвищеною надійністю.

Зокрема, в інклінометрах використовуються імпортні акселерометри, розраховані на удари з прискоренням до 6000 g.

Сцинтиляційний детектор модуля гамма-каротажу виконаний з ударо- і вібростійкого кристалу на основі германату вісмуту вітчизняного виробництва, який, крім того, володіє підвищеною ефективністю. Фотоелектронний помножувач японської фірми Hamamatsu, має захист від зовнішніх чинників у вигляді металевого корпусу, розрахований на удари з прискоренням до 1000 g.

Програмне забезпечення включає наступні модулі:

  •   реєстрації і первинної обробки інклінометричних, геофізичних і технологічних  параметрів;
  •   візуалізація і коректування траєкторії свердловин в реальному масштабі часу;
  •   візуалізація геофізичних параметрів в реальному масштабі часу;
  •   візуалізація технологічних параметрів в реальному масштабі часу;
  •   побудови заданої траєкторії свердловини;
  •   супроводи і візуалізація банку накопичених даних зі свердловин.

В даний час ведуться науково-дослідні роботи із створення автономного інклінометра. Відмінною особливістю такого інклінометра повинна стати конструкція приладу свердловини, здатна працювати в процесі буріння в різних режимах. Створення такого приладу дозволить виконувати: орієнтування інструменту в процесі буріння, з використанням кабельного каналу зв'язку КЛС-2М; в процесі буріння із запам'ятовуванням інформації в електронній пам'яті (знімання інформації повинне здійснюватися під час зупинки процесу буріння за допомогою кабелю з "мокрим контактом"); для геофізичних вимірювань у відкритому стовбурі в безперервному режимі зі швидкістю до 1500 м/год; у колоні ЛБТ в режимі з локацією сталевих замкових з'єднань.

8.3 Автоматизоване керування технологічними процесами на бурових установках (АСК ТП)

Нафтова і газова свердловини є технологічними об'єктами, спорудження яких можна умовно розділити на три етапи: попередні роботи, проводку свердловини і завершальні роботи. Попередні роботи включають прокладення під’їзних шляхів, підведення води, електроенергії, земляні роботи, спорудження і монтаж. Проводка свердловини полягає в бурінні стовбура свердловини (вертикального або похилонаправленого), роз'єднуванні пластів і кріпленні стінок. Завершальні роботи споруди свердловини включають перфорацію і випробування. Найтривалішим трудомістким етапом є проводка свердловини. Основним технологічним процесом проводки свердловини прийнято вважити процес буріння. Буріння свердловини полягає в руйнуванні гірських порід, винесенні їх на денну поверхню і виконанні спуско-підйомних операцій з метою нарощування (збільшення довжини) колони бурильних труб і підйому та спуску всієї колони при заміні затупленого долота і після завершення буріння.

Вдосконалення технологічних процесів підготовчих і завершальних робіт, а також спуско-підйомних операцій здійснюється за рахунок їх механізації. Вдосконалення процесу буріння можна досягти за рахунок автоматизації.

8.3.1 Теоретичні основи автоматичного управління процесом буріння

Процес обертового буріння свердловин характеризується незалежними і залежними параметрами. До незалежних параметрів процесу буріння відносяться осьове навантаження на долото, частота його обертання і витрата промивальної рідини. Від цих параметрів режиму буріння, а також від механічних властивостей гірських порід, конструкції і стану долота залежать такі параметри як обертовий момент і швидкість проходки.

Задачею автоматизації процесу буріння є автоматичне регулювання незалежних параметрів у функції зміни механічних властивостей гірських порід і стану бурильного інструмента (долота і бурильних труб). При цьому режим буріння повинен забезпечувати максимальну швидкість проходки. Це досягається раціональним поєднанням навантаження на долото, його частоти обертання і витрати промивальної рідини.

При ручному управлінні процесом буріння навантаження на долото регулюється зміною подачі бурильного інструменту за допомоги гальмівного пристрою лебідки. Подача інструменту здійснюється зменшенням зусилля на стрічках гальмівного барабана. При цьому бурильні труби разом з бурильним інструментом під дією сили тяжіння опускається вниз (подача бурильного інструменту) до того часу, поки бурильник не загальмує барабан лебідки. При подачі бурильного інструменту осьове навантаження східчасто збільшується. У міру розбурювання гірських порід і відповідно поглиблення долота осьове навантаження зменшується. Відпускаючи гальмо лебідки, бурильник знову здійснює подачу. При цьому, очевидно, подача здійснюється не плавно, а східчасто.

Частоту обертання бурильного інструменту при роторному способі буріння можна змінювати ступенево, змінюючи передачу від приводу до ротора. При бурінні електробуром змінювати частоту обертання складніше, оскільки для цього потрібне використання частотних перетворювачів. При турбінному бурінні частота обертання залежить від навантаження на долото. Витрату промивальної рідини можна також змінювати ступенево зміною сорочок бурового насоса.

Дослідження показують, що найефективнішим при бурінні з нерегульованим приводом є автоматизація подачі долота. Автоматичне регулювання подачі долота забезпечує регулювання навантаження на нього, що приводить до відповідної зміни швидкості проходки при необхідному режимі промивання вибою свердловини.

Розглянемо характер зміни проходки у функції зміни навантаження на долото при ручній і автоматичній подачах бурильного інструменту. При ручній подачі бурильник на короткий час звільняє гальмо барабана, який за цей відрізок часу робить поворот на певний кут. При цьому бурильний інструмент опускається, і частина ваги колони передається на вибій, збільшуючи навантаження на долото. У міру довбання породи долотом останнє опускається, осьове навантаження на нього, а отже, і момент, передаваний через бурильні труби і долото, зменшуються до нульового значення. Цей цикл зображений на рис.8.15, де АБ - початкове навантаження на вибій при звільненні гальма, АВ - проходка. Площа трикутника АБВ пропорційна роботі, виконаній долотом за період розглянутого циклу. Візьмемо на цій діаграмі точку К, причому АК=АБ/2. Якщо з точки К паралельно осі абсцис провести лінію КЛ, то площа прямокутника АКЛВ буде рівна площі трикутника АБВ. Отже, за аналогією до попередніх міркувань, така ж робота може бути виконана долотом при навантаженні і крутному моменті вдвічі меншими, якщо їх підтримувати під час всього циклу постійними.

Якщо початкове навантаження АБ весь час підтримувати постійним, то робота долота при тих же граничних зусиллях бурильного інструменту і всього устаткування буде в 2 рази більшою, ніж при періодичній подачі долота. Знос всього устаткування, обумовлений постійним навантаженням, на відміну від змінних динамічних навантажень, характерних для ручної подачі, буде меншим. Таким чином, автоматична подача бурильного інструменту забезпечує збільшення механічної швидкості, відносне зниження крутного моменту в бурильних трубах, зменшення зносу долота, і відповідне збільшення проходки.

Для управління осьовим навантаженням можна впливати на переміщення верхнього або нижнього кінця бурильної колони. В першому випадку пристрій подачі долота (ППД) розташовується на поверхні. Такі пристрої називаються наземними пристроями подачі долота. В другому випадку ППД встановлюються в свердловині поблизу вибою і називаються вони глибинні пристрої подачі долота.

Рисунок 8.15 – Графік зміни навантаження на вибій G і проходки S при ручній і автоматичній подачах долота

Схема управління процесом буріння зображена на рис.8.16. Бурильник, спостерігаючи покази приладу при відхиленні навантаження на долото, з метою приведення її до заданого значення переміщає на величину S рукоятку гальма лебідки. При цьому змінюються зусилля F гальмівних колодок на шків барабана лебідки, подача інструменту і осьове навантаження на долото. При зменшенні гальмівного зусилля збільшуються подача і осьове навантаження на долото. При збільшенні зусилля подача і осьове навантаження зменшуються. Таким чином, роль бурильника зводиться до переміщення рукоятки управління гальмом лебідки у функції зміни показів приладу (зміни навантаження на долото). При цьому бурильник приводить навантаження на долото у відповідність з навантаженням, заданим геолого-технічним нарядом на буріння. За допомогою гальма він управляє подачею S бурильного інструменту, яка визначається виразом:

,    (8.2)

де  - коефіцієнт пропорційності, показуючий, яке переміщення інструменту приходиться на одиницю відхилення навантаження на долото;

G - відхилення осьового навантаження від заданого значення.

Управління за формулою (8.2) можна здійснити автоматично, якщо бурильника на рис.8.16,а замінить виконавчий механізм (привід), впливаючий на гальмо бурової лебідки  (рис.8.16,б), керований первинним перетворювачем. В цьому випадку буде схема автоматичного регулювання за відхиленням.

Зіставляючи схеми рис. 8.16 а і б бачимо, що система автоматичного управління замкнута, на відміну від розімкненої при ручному управлінні. Зворотний зв'язок в цій замкнутій системі здійснюється первинним перетворювачем, яким служить трансформатор тиску гідравлічного індикатора ваги або первинний перетворювач електричного індикатора ваги. Вхідною величиною для управління приводом служить значення навантаження на долото.

Оскільки потужність сигналу первинного перетворювача в більшості випадків може виявитися недостатньою для управління приводом, у схему вводять проміжну ланку підсилення (рис. 8.17). Окрім розглянутих елементів в цій схемі передбачені блок порівняння і задавач. За допомогою задавача встановлюють навантаження на долото, яке має автоматично підтримуватися регулятором подачі. Блок порівняння виконує функцію вироблення управляючого сигналу, пропорційного різниці між існуючою і заданою навантаженнями на долото. В даному випадку саме розузгодження є джерелом дії, спрямованої на його усунення. При автоматичному управлінні подачею долота бурильна колона використовується як передавальна ланка. Тому для успішного розв`язання задачі автоматизації процесу буріння важливо дослідити статичні і динамічні характеристики бурильної колони, її вплив на процес буріння.

Бурильна колона в процесі буріння перебуває під дією осьових сил і крутних моментів, як розподілених по довжині, так і прикладених в окремих точках. На нижньому кінці колони прикладені осьова реакція в вибою і реактивний крутний момент долота, а по довжині розподілені сили ваги, інерційні, а також в'язкого і сухого тертя. Всі ці сили, діючи на колону, призводять до того, що порушується узгодження в переміщеннях верхнього і нижнього кінців і різко знижується точність вимірювання осьового навантаження на долото наземними вимірниками, погіршується якість управління процесом буріння.

                              

                                              

а)

                                             (Вхід)

                                                 

б)

Рисунок 8.16 – Схеми ручного (а) і автоматичного (б) керування подачею долота

Рисунок 8.17 – Схема автоматичного регулятора подачі долота

Вивчення динамічних характеристик велося різними дослідниками як на механічних, так і на електричних моделях. При цьому колона бурильних труб розглядалася як пружний розтягнутий стрижень, схильний до подовжніх і крутильних коливань. В результаті отримані наступні залежності:

 

     (8.3)

,     (8.4)

                          ,    (8.5)

,     (8.6)

де Р - розтягуюча сила в перетині колони; m - маса бурильних труб; S - ордината уздовж осі колони; V- поздовжня швидкість точки колони; t - час; - сила в'язкого тертя на одиницю довжини колони; - сила сухого тертя на одиницю довжини колони; g - прискорення вільного падіння; EF - жорсткість перетину колони; М - крутний момент в перерізі колони;  - момент інерції колони;  - кутова швидкість в перерізі колони;  - момент в'язкого тертя на одиницю довжини колони; - момент сухого тертя на одиницю довжини колони; G - крутильна жорсткість колони.

Зважаючи на невелику довжину стислої частини колони в порівнянні з розтягнутою (), вся колона вважається розтягнутою. Зважаючи на малу різницю в діаметрах свердловини і колони в порівнянні з її довжиною, можна прийняти, що вісь колони співпадає з віссю свердловини.

Проведені на механічній і електричній моделях дослідження динаміки бурильної колони як передавальної ланки системи автоматичного регулювання подачі долота показали, що бурильна колона спотворює передавані через неї механічні імпульси і тому є джерелом збурюючих дій при автоматичному регулюванні подачі долота. Вплив сил сухого тертя колони об стінки свердловини особливо сильно проявляється в перехідних режимах. При цьому фактичне осьове навантаження на долото може відрізнятися від виміряного на поверхні на величину сили сухого тертя.

Сили сухого тертя поздовжнього руху колони на порядок більші сил сухого тертя обертального руху. Це, можливо, є наслідком «зависання» колони, упираючись виступами замкових з'єднань об стінки свердловини.

Щоб краще зрозуміти роботу пристроїв подачі долота, представимо колону бурильних труб у вигляді пружини, жорсткість і вага якої рівні жорсткості і вазі реальної колони (рис.8.18), а маса зневажливо мала. Така модель дозволить спрощено виразити залежність між повільними змінами переміщень, швидкостей і зусиль у верхній і нижній точках бурильної колони. При цьому не враховуються інерційні зусилля, що виникають при переміщенні частин колони, що володіють масою. Модель не враховує також сил тертя між частинами колони, стінками свердловини і буровим розчином, що є достатньо справедливим в тих випадках, коли бурильні труби обертаються. При цьому основна складова сил тертя знімається крутним моментом, що обертає бурильну колону. При турбінному бурінні і бурінні за допомогою електробура, коли бурильна колона нерухома, вказане допущення справедливе тільки для вертикальних свердловин глибиною не більше 2-3 тис. м.

Для прийнятої схеми справедливі такі співвідношення:

;    (8.7)

   ;    (8.8)

                                 ,         (8.9)

де  - осьове навантаження на долото; G0 - повна сила ваги бурильної колони; G - сила ваги бурильної колони, вимірювана на її верхньому кінці (на гаку); - переміщення відповідно верхнього і нижнього кінців колони; L - довжина бурильної колони; - швидкості верхнього і нижнього кінців колони.

Перетворивши (8.9) в , ми бачимо, що значення швидкості  повинне бути більше максимального значення , щоб був запас швидкості, рівний  для деформації колони з метою зміни навантаження на долото. Співвідношення (8.7) і (8.8) показують, що для управління осьовим навантаженням Gд при заданій довжині бурової колони L і її вазі G0 можна впливати на переміщення верхнього або нижнього кінця бурильної колони.

Наземні ППД можуть працювати у функції підтримки постійності однієї з наступних величин: осьового навантаження на долото, частоти обертання долота або струму електробура. Осьове навантаження на долото GД створюється частиною ваги бурильної колони, тобто шляхом перерозподілу, величин G0 і G (див. формулу 8.7). Це здійснюється переміщенням верхнього кінця бурильної колони за допомогою ППД. При цьому нижній кінець бурильної колони опускається із швидкістю , рівною механічній швидкості буріння:

   (8.10)

де k - коефіцієнт буримості, залежний від міцності  породи, типу долота, кількості і якості промивальної рідини;

а - коефіцієнт, що залежить від типу долота і властивостей породи;

t - поточний час механічного буріння;

n - частота обертання долота;

- показник для порід твердих і середньої твердості близький до одиниці;

а - показник, що змінюється в діапазоні 0,3-0,8 і зростає з зменшенням твердості породи.

Рисунок 8.18 – Схема колони бурильних труб

У інтервалах однорідної породи в короткі відрізки часу встановлюється постійна механічна швидкість проходки. Прийнявши, що в цих інтервалах величина  постійна і , одержимо

.   (8.11)

Підставивши  з (8.11) в (8.12), одержимо:

.      (8.12)

При сталому режимі швидкість  подача верхнього кінця колони рівна механічній швидкості буріння . Отже, всі перетини бурильної колони повинні рівномірно опускатися. В процесі роботи ППД швидкість  може змінюватися в широких межах і в перехідних режимах змінювати знак на зворотний. Для рівномірної подачі долота давачем ППД вимірюється осьове навантаження на долото, яке порівнюється із заданим, внаслідок чого видається імпульс на подачу (S1 або , або G) такої величини і знаку, щоб регульований параметр (осьове навантаження на долото GД або частота обертання долота n, або струм електробура) підтримувався постійним. Як вже вказувалося, зміна осьового навантаження може здійснюватися переміщенням верхнього кінця бурильної колони за допомогою різних ППД. Управління частотою обертання долота здійснюється різними способами в

залежності від типу вживаного приводу долота. В роторному бурінні для цієї мети впливають на привідний двигун (дизель, двигун постійного струму), або змінюють передавальне число між валом двигуна і ротором (за допомогою коробки передач, гідротрансформатором і т.д.). В електробурінні частоту обертання долота можна змінювати дією на частоту живлячої напруги. Для турбінного буріння одним із способів управління частотою обертання долота є зміна кількості прокачуваної промивної рідини. Перераховані способи управління частотою обертання безпосередньо не залежать від моменту навантаження на долото.

Якщо привід має м'яку зовнішню характеристику, частоту обертання долота можна змінювати дією на осьове навантаження. До таких приводів відносяться привід долота від турбіни, а також привід за допомогою ротора, обертання якому передається від гідравлічного або електричного двигуна.

За ступенем автоматизації процесу буріння ППД можна розділити на механізми подачі долота (МПД) і автомати подачі долота (АПД). МПД є пристрої, що забезпечують рівномірну подачу долота. При використанні МПД бурильник звільнений від фізичної праці, але він повинен спостерігати за приладами, що вимірюють параметри процесу буріння, і управляти МПД для підтримки параметрів на заданому рівні. АПД є автоматичні регулятори, що здійснюють подачу долота з підтримкою заданого режиму буріння (осьове навантаження на долото, частота обертання долота, сила струму приводу, потужність на вихідному валу, витрата промивальної рідини). Схема АПД включає вимірювальні пристрої, задавачі, елементи порівняння, пристрої зворотного зв'язку.

За принципом дії ППД діляться на фрикційні, гідравлічні і електромашинні. За місцем дії на бурильну колону ППД ділять на наземні і глибинні. Наземні ППД впливають на верхню частину бурильної колони, а глибинні - на нижню. Біля наземних ППД конструкція, схема і габарити не залежать від розмірів свердловини і умов роботи долота на вибої. Біля глибинних ППД механізм подачі розташований у свердловині, поблизу вибою, що накладає обмеження на конструкцію, схему і габарити пристрою через обмежений діаметр стовбура свердловини, високий тиск заповнюючої свердловину бурової рідини, високу температуру, удари і вібрації, що супроводжують роботу долота. Проте глибинні ППД дозволяють краще здійснювати управління подачею долота, особливо в глибоких свердловинах, оскільки з контура управління виключається колона бурильних труб, що вносить завади через розглянуті вище складні умови, в яких вона працює.


Дисплей

ПК

Принтер

АТС

Модем

Перетворювач

RS232/RS485

Мікропроцесор ПК

Радіостанція

Мережа

Циркуляційна система

Бурова установка

Пульт контролю і керування

Пристрій збору і обробки даних

Блок спостереження

Комплект первинних вимірювальних перетворювачів

Виносне табло

Пристрій збору і обробки даних

Комплект первинних вимірювальних перетворювачів

vc

F

ЕР

ЗЕ

Х

Комплект датчиків

-

-

~

~

~

~

q

νр

h(tб)

tб(t)

eQ(t)

Q(t)

Nд (t)

F(t)

Процес

буріння свердловин

+

+

+

F(t)

Q(t)

Nд (t)

νм(t)

dh(t)/dt

eh(t)

h(t)

g(t)

+

eF(t)

eNд (t)

ε(t)

h(t)

f

Задавач

G=G1-G0

P

G1

G0

(Вхід)

Підсилювач

(Вихід)

Лебідка,

талева система

Колона

Первинний перетворювач

S

F

Блок порівняння

Гальмо

Привід

Лебідка,

талева система

Колона

Первинний перетворювач

S

F

Зворотній зв’язок

Гальмо

Привід

(Вихід)

(Вихід)

Лебідка,

талева система

Колона

Первинний перетворювач

(Вхід)

S

F

Показуючий прилад

Гальмо

буриль-

ник

РПД

ФПЕ

В3

В2

В1

Процес буріння (керований об’єкт)

h

+

Q=const

Nд=const

0,6

0,8

1,0

ht,мм

 ht

μτ

μе

2

4

6

8

10

12

14

16

18

t,год

16,0

14,0

12,0

10,0

8,0

6,0

4,0

2,0

0

ht,мм

1,0

ht,мм

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

t,год

16,0

14,0

12,0

10,0

8,0

6,0

4,0

2,0

0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

t,год

16

12

8

4

0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

t,год

h,мм

h,мм,μ٠10-1

16

14

12

10

8

6

4

2

0

2

3

1

μТ

μе

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

t,год

0,3

0,2

0,1

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

t,год

μ

μТ

μе

3

6

9

12

15

18

21

24

27

30

2

4

6

8

10

12

14

t,год

V,Vд

V3

V2

V1

V

Vд

0,5

0,4

0,2

0,1

μ

0,3

20,0

0,5

16,0

0,4

12,0

0,3

8,0

0,2

4,0

0,1

0

0,5

20,0

12,0

0,4

8,0

0,3

4,0

0,2

0

20,0

16,0

16,0

8,0

ht,мм

4,0

0,5

0

0,4

0,2

0,1

μ

0,3

14

16

12

10

8

6

4

2

t,год

μе

μТ

12,0

16

14

12

10

8

6

4

2

t,год

μе

μТ

ht,мм

2

4

6

8

10

12

14

16

t,год

μТ

μе

μ

ht,мм

1,0

2,0

3,0

4,0

ε

1,0

2,0

4,0

3,0

μ, мм

εТ

εе

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

μ, мм

ε

εе

εТ

20

40

60

80

100

120

140

Vд , мм3

0,4

0,2

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

t,год

2

4

3

1

6,0

4,0

2,0

4,0

8,0

12,0

0,33

0,66

1,0

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0

μ

ht,мм

μT

μe

ht

0,3

0,9

0,6

1,2

1,5

1,8

2,1

2,4

2,7

t,год

0

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0

1,33

1,66

t,год

3

1

Д

2

Vд 10-9, м3

V 10-9, м3

μ

ht,мм

ht

μT

t,%

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,4

0,3

0,1

μe

0,2



 

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.
6987. Вимоги безпеки до технологічних процесів і експлуатації торговельно-технологічного обладнання 14.5 KB
  Безопасность при эксплуатации сосудов которые работают под давлением. В период эксплуатации инспектор производит внутренний осмотр сосуда не реже одного раза в 4 года а гидравлическое испытание не реже одного раза в восемь лет. Для безопасной эксплуатации сосуды должны быть снабжены приборами для измерения давления и температуры среды; предохранительными устройствами пружинный и рычажногрузовой предохранительный клапаны запорной арматурой; указателями уровня жидкости. Общие правила безопасности при...
8962. АВТОМАТИЗАЦІЯ ПРОЦЕСІВ ВИДОБУВАННЯ НАФТИ, ГАЗУ І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ, ПРОМИСЛОВОГО ЗБОРУ І ПІДГОТОВКИ НАФТИ 5.06 MB
  Способи видобування нафти газу і газового конденсату 9. Другий тип фонтанування газліфтне з початком виділення газу в стовбурі свердловини рис. Третій тип фонтанування газліфтне з початком виділення газу в пласті рис.
13931. Глибинні насоси для свердловин 328.45 KB
  Глибинні насоси для свердловин є насосами переважно вертикального типу що встановлюються в: Свердловинах; Шахтних колодязях; Глибинні насоси забезпечують підйом рідини з великих глибин і одночаснонеобхідне охолодження вузлів агрегату. Глибинні насоси насоси для свердловин що застосовуються у побутовій сфері мають невеликий діаметр 34 дюйми і служать для підйому води з середніх глибин піщаного або вапнякового водоносного шару. Вони підходять для подачі води що містить механічні домішки. Це та ж насосна...
8925. СХЕМИ АВТОМАТИЧНОГО РЕГУЛЮВАННЯ ОСНОВНИХ ТЕХНОЛОГІЧНИХ ПАРАМЕТРІВ 232.96 KB
  Регулювання витрати Витрата є найважливішим контрольованим і регульованим параметром у всіх технологічних процесах і є одночасно основним керуючим впливом для підтримування інших параметрів і фактично визначає матеріальні та енергетичні ресурси процесу. Системи регулювання витрати мають такі особливості: мала інерційність ОК наявність високочастотних пульсацій у потоці зумовлених роботою помп і компресорів нелінійність залежності степеня відкривання клапана командного тиску на ВМ і витратою а також між витратою і перепадом тиску на...
5241. Кореляційно-регресійний аналіз впливу технологічних параметрів автомобілів на ціну 230.07 KB
  Абсолютна більшість нині існуючих автомобілів — автомобілі індивідуального користування (легкові). Їх використовують, як правило, для поїздок на відстані до двохсот кілометрів. Автомобіль - «засіб безрейкового транспорту з власним двигуном»
1169. Автоматизація парогенератора типу 98.61 KB
  Від автоматизації окремих установок і агрегатів, на даний час переходять до комплексної автоматизації і створення автоматичних цехів і заводів автоматів, що забезпечують максимальне підвищення продуктивності праці, зниження собівартості продукції і підвищення культури виробництва. В сучасних умовах подальший технічний прогрес любої галузі промисловості неможливий без автоматизації виробничих процесів. Основними умовами, що визначають ефективність примінення автоматичних засобів, являються наступні:
6274. Автоматизація управління проектами на підприємствах 34.08 KB
  Автоматизація управління проектами на підприємствах Мета: розкрити сутність основних понять теми; сприяти формуванню знань по темі; формувати аналітичне мислення уміння розвивати самостійність при розгляді деяких питань. Загальні відомості про управління проектами. Постановка задачі управління проектами. Сучасні стандарти управління проектами.
1583. Автоматизація обліку нематеріальних активів 534.68 KB
  Облік надходження і створення нематеріальних активів. Синтетичний та аналітичний облік надходження і створення нематеріальних активів. Облік амортизації нематеріальних активів.
17144. Розробка проекту заходів з підвищення ефективності виробничої діяльності цеху підземного і капітального ремонту свердловин НГВУ Долинанафтогаз 213.27 KB
  У роботі запропоновано методику аналізу показників які характеризують ефективність діяльності цеху підземного та капітального ремонту свердловин вибрано обгрунтовано та класифіковано чинники які впливають на об'єкт дослідження а також представлено методи за допомогою яких проводитиметься дослідження. Проведено аналіз діяльності НГВУ Долинанафтогаз та досліджено ефективність діяльності цеху поточного і капітального ремонту свердловин який є важливим підрозділом досліджуваного підприємства. На основі результатів аналізу виявлено резерви...
3461. Автоматизація процесу прекристалізації фумарової кислоти 21.13 KB
  Складність і висока швидкість протікання технологічних процесів у хімічній промисловості, їх чутливість до порушень режиму, а також вибухо- та пожежонебезпечність і шкідливість умов роботи спричиняють підвищену увагу до питань автоматизації хіміко-технологічних процесів. Автоматичні контроль та керування технологічними процесами забезпечують
© "REFLEADER" http://refleader.ru/
Все права на сайт и размещенные работы
защищены законом об авторском праве.