46 Принципы процесса автоматизации бурения нефтяных скважин. Аппаратные средства автоматизации бурения нефтяных скважин.

Бурение нефтяных и газовых скважин осущ-ся 2-мя способами: роторное и турбинное.

РОТОРНОЕ бурение характеризуется следующим образом:

1-буровая вышка; 2-полиспасная система (для ограничения давления); 3-буровая колонна; 4-ротор; 5-буровая лебедка; 6-обсадная колонна; 7-буровое долото.

Буровая колонна вращается с помощью ротора. Чтобы скважина не разрушилась используют обсадную колонну. Через вертлюк (8) под определенным давлением подается буровой раствор, который омывает призабойную часть, затем поднимается к устью скважины.

Этот способ применяется при небольших глубинах или на начале бурения.

ТУРБИННОЕ бурение. 1-турбобур; 7-долото

Стр-ра ГИВ-6 (гидравлический индикатор веса): 1-подвижный блок, который связан через шток с поршнем гидроцилиндра; 2-неподвижные блоки, жестко закреплены с корпусом; 3-поршень; 4-манометр с подвижным контактом (по величине показания определяется нагрузка на буровое долото); 5-канат.

Структурная схема автоматической подачи долота: два контура управления (по скорости и допустимого усилия на буровом долоте). Если фактическое усилие не превышает заданного значения, то работает контур рег-ния скорости. Если скорость выше заданной вкл-ся привод на затормаживание буровой лебедки. Датчиком скорости является тахогенератор, датчиком усилия ЭКМ (электроконтактный манометр), который является составной частью ГИВ. ЭКМ на пульте управления и дает сигнал на подачу инструмента при снижении нагрузки на долото менее заданной и на прекращение подачи, если нагрузка на долото достигла заданного значения.

Приоритетным является контур нагрузки на долото.

Заданное значение определяется потенциометром. Если усилие не превышает заданного, то в работу вступает контур управления скорости (строится на Р1).

Р1 – поляризованное реле (выполняет функции элемента сравнения); ЗС – задатчик скорости.

Если заданная скорость равна фактической скорости, то Р1 не включается. Если фактическая скорость больше заданной, то ЭКМ переключится в положение 2, подается напряжение на базу транзистора Т2 (открывается), далее срабатывает реле Р3, При это через контакт Р3 будет подано напряжение ЭМ2, который увеличивает тормозной момент, тем самым снижает осевую нагрузку на долото. В случае если ЭКМ в положении 1, через транзистор Т1 срабатывает Р2, через контакты Р2 подается питания на электромагнит ЭМ1, который растормаживает буровую лебедку, увеличивает нагрузку на долото, тем самым увеличивает скорость проходки.

47. Принцип автоматизации группового контроля дебита нефтяных и газовых скважин.

Газонефтяная смесь с примесью воды от глубиннонасосных 1, фонтанных 2, газлифтных 3 скважин поступает по одному трубопроводу на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 4, где каждая скважина автоматически по заданной программе подключается к измерительному устройству. После измерения дебитов жидкости и газа газожидкостная смесь от АГЗУ поступает в сепарационную установку 7, где происходит частично отделение газа от жидкости. Далее продукция скважин по одному трубопроводу направляется в автоматизированную блочную сепарационную установку, где осуществляется отделение газа от жидкости (первая ступень сепарации). Продукция обводненных скважин по трубопроводам – безводной и обводненной нефти – после измерения транспортируется на центральный пункт подготовки нефти, газа и воды (УППН). При добыче нефтей с большим содержанием парафина и большой вязкостью применяют блочные автоматизированные подогревающие печи 5, в которых нефть подогревается, чем создаются условия для нормальной работы АГЗУ и для транспортировки нефти до УППН. В случае низких буферных давлении эксплуатационных скважин для транспортировки нефти по системе нефтепромыслового сбора применяют сепарационные установки 8 с откачкой или дожимные насосные станции (ДНС) 9. Из сепарационных установок 7 и 8 нефть направляется в концевые сепарационные установки (КСУ)10. В случае большого содержания воды (выше 30%) в транспортируемой жидкости применяют сепарационные установки с предварительным сбросом воды 11. После установок 10 водонефтяная смесь поступает сначала в дэмульсионную установку 12, где происходит обезвоживание и обессоливание, а затем в стабилизационную установку 13 (горячевакуумная сепарация), предназначенную для извлечения их нефти легких углеводородных фракции. На установке 14 осуществляется учет товарной нефти по объему и массе и откачка ее на головное сооружение магистрального нефтепровода. Если обводненность нефти, поступившей на установку 14 превышает допустимые нормы. Нефть автоматический возвращают на повторную обработку в дэмульсионную установку 12. Выделившейся из нефти газ в сепарационных установках 7, 8, 10 и в установке предварительного обезвоживания 11 компрессорными станциями 15 и 16 подается на газоперерабатывающий 17 и на газораспределительные пункты 6, откуда он поступает на нефтяные скважины эксплуатируемые газлифтным способом. Отделившийся на обезвоживающих установках 11 и 12 пластовая вода поступает на установки очистки пластовых вод 18, где она очищается для использования ее в системе поддержания пластвого давления. С установки очистки вода подается на блочные автоматизированные кустовые насосные станции (БКНС) 21, откуда она поступает для закачки в нагнетательные скважины 22. на кустовые насосные станции подается также вода с водосборника 19 и очистных 20 сооружении.