устройством, которое называется турбобуром. Турбобур находится

внижней части буровой колонны и с помощью встроенной в его кон­ струкцию системы турбин преобразует давление бурового раствора

вмомент вращения долота, жестко связанного с этой системой. По­ сле выхода из турбобура буровой раствор омывает забой скважины и, как в предыдущем способе бурения, выносит продукты бурения на устье скважины. В остальном эта технология мало отличается от пре­ дыдущей.

Разновидностью турбобуров являются электробуры, которые оборудуются асинхронными электродвигателями специальной кон­ струкции, электроэнергия к которым подается по специальному ка­ белю, расположенному во внутренней полости труб буровой колон­ ны. Момент от этого двигателя через редуктор передается буровому долоту. Сложность этой конструкции состоит в том, что буровой раствор на забой скважины должен проходить через электродвига­ тель и редуктор.

18.1.Регулирование параметров при бурении нефтяных или газовых скважин

Основной задачей системы автоматизации при бурении сква­ жин является автоматическое регулирование независимых пара­ метров, к которым относятся частота вращения долота, оптималь­ ная осевая нагрузка и необходимый расход бурового раствора. От соотношения этих параметров зависит скорость проходки сква­ жины с учетом механических свойств буримых пород и фактиче­ ской глубины бурения.

При роторном бурении частоту вращения бурового инструмен­ та можно плавно изменять за счет применения асинхронного двига­ теля с частотным регулированием скорости вращения его якоря. Аналогично возможно менять величину подачи в скважину бурово­ го раствора. Наиболее сложным является процесс регулирования оптимальной осевой нагрузки на буровое долото ц частоты его вра­ щения при турбинном бурении, так как в этом случае частота зави­ сит от осевой нагрузки.

При ручном управлении процессом бурения скважины буровой мастер по показаниям приборов с помощью тормоза буровой лебед­ ки устанавливает расчетную для данной глубины бурения величину

тормозного момента. При этом на долото должна воздействовать такая часть веса буровой колонны, которая не превосходит предель­ но допустимого усилия на долото. В процессе самого бурения сква­ жины происходит перераспределение веса буровой колонны, в ре­ зультате чего возрастает нагрузка на талевую систему подвески бу­ ровой колонны и сокращается ее осевое воздействие на буровое долото. Если осевое воздействие на долото достигнет нижнего пре­ дельного уровня, то эффективность бурения резко снизится, поэто­ му буровой мастер вынужден аналогичным способом снова уста­ навливать расчетную нагрузку на это долото.

При автоматическом управлении процессом бурения скважины система управления должна постоянно поддерживать расчетную нагрузку на долото на всем интервале рейсового бурения. Автома­ тическая система управления процессом бурения имеет двухкон­ турную структуру (рис. 79).

Рис. 79. Структура системы управления нагрузкой на долото

при бурении скважины

Одним из контуров управления в этой системе является контур управления нагрузкой на долото. Этот контур имеет приоритет пе­ ред другим — контуром регулирования скорости подачи.

Регулирование скорости подачи долота и величины осевой на­ грузки осуществляется через тормозную систему буровой лебедки. При этом выходной сигнал элемента сравнения 1 увеличивает тор­ мозной момент этой лебедки, а сигнал элемента сравнения 2 его уменьшает. В случае если нагрузка на долото не будет превышать заданного значения, контур управления скоростью бурения будет поддерживать эту скорость на установленном уровне, который

является максимально возможным для данного рейсового участка скважины. Если же на этом участке бурения скважины нагрузка на долото при установленной скорости бурения окажется выше задан­ ного значения, то контур управления этой нагрузкой уменьшит ее до установленного уровня, несмотря на то что скорость бурения при этом меньше заданного значения.

В качестве основных датчиков для системы управления про­ цессом бурения скважины используют: тахогенератор как датчик измерения скорости бурения и индикатор веса типа ГИВ-6 как дат­ чик замера усилия на долоте. Тахогенератор соединен с валом дви­ гателя буровой лебедки, а индикатор ГИВ-6 подвешивается на хо­ лостом (мертвом) конце талевого каната.

Датчик ГИВ-6 (рис. 80) состоит из системы трех роликов (бло­ ков), которые огибает талевый канат 1. Блоки 2 жестко крепятся к раме датчика, а блок 3 закреплен на штоке гидроцилиндра 4, по­ этому может свободно перемещаться в осевом направлении.

Рис. 80. Схема индикатора веса буровой колонны

(датчик ГИВ-6)

При изгибе каната на роликах (блоках) этого датчика происхо­ дит разложение усилия в канате на несколько составляющих, одна из которых — К воздействует на шток поршня гидроцилиндра 4. Причем это усилие строго пропорционально натяжению каната. В результате этого воздействия в гидроцилиндре возникает давле­ ние рабочей жидкости, которое регистрируется датчиком давления 5. Таким образом, усилие в канате (вес буровой колонны) регистри­ руется в этом датчике через показания датчика давления.

Представленная на рис. 77 структура автоматической системы управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин реали­ зована в аналоговых регуляторах, один из вариантов которых пока­ зан на рис. 81.

Датчиком давления в этой системе является электроконтактный манометр (ЭКМ), встроенный в конструкцию индикатора веса ГИВ-6. Задающий контакт этого манометра устанавливается буро­ вым мастером в положение, соответствующее весу буровой колон­ ны на данном участке бурения скважины с учетом разгрузки на крюке талевой подвески осевым давлением, которое она оказывает на буровое долото, т. е. он фиксирует заданное значение допусти­ мой нагрузки на долото.

В зависимости от положения контактов этого манометра на ба­ зы транзисторов Г1 или 72 через сопротивление R подается откры­ вающий потенциал.

Заданное значение скорости бурения устанавливается потен­ циометром — задатчиком скорости, движок которого подключен к одному из входов поляризованного реле Р1, другой вход этого ре­ ле подсоединен к тахогенератору (ТГ), связанному с валом буровой лебедки.

Электромагниты ЭМ1 и ЭМ2 управляют гидроклапанами при­ вода тормоза буровой лебедки, соответственно увеличивая или уменьшая на ней тормозной момент.

Принцип действия этого регулятора следующий. Если нагрузка на долото не превышает установленного значения, то электроконтактный манометр устанавливает свои контакты в положение 1. Если при этом сигнал тахогснератора будет меньше значения задающего

На верхний уровень этот контроллер пересылает данные о фак­ тическом состоянии элементов системы и об уровне параметров технологического процесса бурения. Переданные на верхний уро­ вень данные обобщаются в головном компьютере и архивируются сервером этого уровня. Из этих данных особо выделяются сведения об аварийных ситуациях, которые также архивируются для после­ дующего их анализа.

19.АВТОМАТИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ

ИПЕРВИЧНОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

После вскрытия бурением скважин нефтеносных горизонтов

иих обустройства оборудованием, необходимым для добычи неф­ ти, начинается сам процесс добычи этой нефти.

Добыча нефти может осуществляться тремя способами: фон­ танным, насосным и газлифтным. Независимо от способа добычи на устье скважины всегда устанавливают запорную аппаратуру

исредства контроля давления как в рабочей колонне, так и в выкид­ ной линии, а при необходимости — и в затрубном пространстве. Однако при любом способе добычи нефти оборудование, установ­ ленное в скважине, должно работать в автоматическом режиме без постоянного присутствия оперативного персонала.

Фонтанный способ добычи нефти применяется на начальной стадии разработки месторождения, когда уровень пластового давле­ ния достаточен для свободного выноса нефтегазовой смеси на устье скважины. При автоматизации этого способа добычи нефти кроме датчиков давления, установленных в рабочей колонне и на выкидной линии, предусматривается установка отсекателя, автоматически пе­ рекрывающего выкидной трубопровод при возникновении в нем дав­ ления выше установленного значения или в случае его порыва.

Насосный способ добычи нефти применяется тогда, когда пла­ стовое давление снижается до уровня, недостаточного для свобод­ ного выноса нефти по рабочей колонне на устье скважины. В этом случае для откачки нефти применяют электропогружные и штанго­ вые насосы.

При электропогружном способе добычи нефти насос со специ­ альным электродвигателем, расположенный в скважине на уровне нефтеносного пласта, выносит нефть на устье скважины за счет соз­ даваемого им дополнительного подпорного давления.

При выносе нефти на устье скважины дополнительное подпор­ ное давление в рабочей колонне может создаваться штанговым на­ сосом поршневого типа, возвратно-поступательное движение поршня которого осуществляется через систему штанг с помощью специальной установки (станка-качалки), установленной на днев­ ной поверхности. При насосном способе добычи нефти устье сква­ жины оборудуется так же, как и при фонтанном способе добычи.

При газлифтном способе добычи нефти дополнительное дав­ ление на жидкую фракцию нефтяного пласта может создаваться по­ путным газом или воздухом, нагнетаемым под определенным дав­ лением в затрубное пространство скважины. За счет этого давления нефть достигает устья скважины.

Добыча и первичная подготовка нефти производится по сле­ дующей технологии (рис. 83).

Рис. *з. Технология добычи и первичной подготовки нефти

Нефтяные скважины с различными способами добычи (1 — газлифтным, — насосным, 3 — фонтанным) подсоединены к об­ щему коллектору 4, из которого одна из скважин подключается к измерительному сепаратору (ИС).

После замера дебита в конкретной скважине нефть снова возвра­ щается в общий коллектор. Для повышения эффективности после­ дующего процесса первичной подготовки нефти ее нагревают (осо­ бенно в зи м ни й период) в печи 5, а затем направляют в сепараторы 7