технология бурения 3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Неотъемлемой частью управления параметрами режимов бурения является контроль давления промывочной жидкости в манифольде буровой установки. Осуществление контроля данного параметра позволяет судить о работе насоса и например, объемного двигателя (ВЗД), состоянии всей циркуляционной системы, об эффективности промывки скважины и изменении гидравлических потерь в элементах циркуляционной системы.

Для контроля давления в нагнетательной линии насосов часто применяются механические (показывающие) и электрические (с электрическим выходным сигналом) манометры. Преобразователь давления ПДР (рис. 14.8) используется в комплексе станции контроля процесса бурения (СКУБ) и предназначен для преобразования давления ПЖ в нагнетательной линии в пропорциональный электрический сигнал напряжением 0-10 В.

Рисунок 14.8 – Датчик давления бурового раствора на входе преобразователь давления ПАР

Преобразователь давления ПАР работает следующим образом. Давление жидкости воздействует на чувствительный элемент – мем-

брану 5 с кронштейнами 4, которая, прогибаясь, перемещает плунжер 2 дифференциального трансформатора. Перемещение плунжера 2 преобразовывается преобразователем ПДР в пропорциональное напряжение на выходе.

Чувствительный элемент преобразователя – мембрана 5 – навернута на резьбовую втулку, которая является составной частью свaрнoгo цилиндрического корпуса 6 и служит для присоединения к манифольду буровой. С мембраной 5 жестко связаны кронштейны 4, на которых установлены катушка 1 с экраном и плунжep 2. В первоначальное положение относительно катушки 1 плунжер 2 устанавливается при помощи резьбового соединения с кронштейном 4 и фиксируется болтом 3.

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

14.3. Технические средства и технологии, направленные на оптимизацию режимов бурения, оперативного управления и автоматизацию процесса углубления скважин

На сегодняшний день оперативный контроль (управление) за режимами бурения c учетом корректировки текущего положения ствола горизонтальной скважины обеспечивается станциями ГТИ. Выпускается достаточно большое их количество. Наиболее широкое применение нашли станции АМТ-121, Мега-АМТ компании ООО»АМТ» и АПК «Волга», а также Гео- тест-5 компании ОАО НПФ «Геофизика».

Например, программный комплекс станции ГТИ Мега-АМТ компании

ООО»АМТ» (рис. 14.9) предполагает получение практически полной картины процесса бурения, работы датчиков наземного и скважинного оборудования.

Рисунок 14.9 – Информативность станции ГТИ Мега-АМТ

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для обработки информации работы устьевого и внутрискважинного оборудования, а именно, управления режимом бурения большинство предприятий Западной Сибири и Севера Тюменской области используют программный комплекс GeoScan 2.0 (рис. 14.10).

Рисунок 14.10 – Программный комплекс ГТИ GeoScan 2.0

Практически все используемые программные комплексы в составе вышеперечисленных станций ГТИ обеспечивают решение следующих задач:

-автоматический приём сигналов технологических датчиков, аппаратуры газового каротажа, забойной инклинометрической системы, ввод справочной информации;

-автоматическую обработку принятых сигналов, интерпретацию полученной информации;

-контроль процесса бурения: углубление забоя, СПО с контролем долива скважины, цементирования;

-выделение в процессе бурения литологического разреза, пластовколлекторов, зон АВПД, определение пластового давления в процессе бурения и прогноз пластового давления;

-определение параметров газового каротажа и прогноз продуктивности пластов-коллекторов;

-построение уточненного геологического разреза по данным, полученным в процессе бурения и исследования шлама и керна (ввод данных, расчеты, печать стратиграфолитологического разреза, шламограммы, карбонатограммы, результатов люминисцентнобитуминологического и др. анализов шлама и керна, результатов механического, фильтрационного и газового каротажа);

19

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-контроль и прогноз траектории ствола скважины;

-выполнение расчетов при решении геологических и технологических задач проводки скважины;

-визуализацию всей полученной по скважине информации на экране монитора;

-накопление и хранение всей полученной по скважине информации;

-формирование и печать отчетной документации по скважине;

-копирование информации по скважине для ее последующей обработки в центрах сбора, обработки, интерпретации информации по сква-

жинам.

На рисунке 14.11 представлена схема станции ГТИ и состав АПК «ВОЛГА».

Представленная схема включает как наземные, так и забойные системные модули, а также датчики контроля работы устьевого и глубинного оборудования.

Датчики технологических параметров, используемые в станциях ГТИ, являются одной из самых важных составных ее частей.

Условные обозначения:

1 – пульт бурильщика; 2 – ПК оператора; 3 – УСО «ВОЛГА»; 4 – принтер; 5 – блок сопряжения; 6 – модем ПК

оператора; 7 – приемное устройство; 8 – антенна приемного устройства; 9 – модем удаленного ПК;

10 – удаленный ПК; 11 – нагнетательная линия насосов; 12 – насос; 13 – привод насоса; 14 – лебедка; 15 – привод лебедки; 16 – ротор; 17 – привод ротора; 18 – превентор; 19 – привод превентора; 20 – бак с буровым раствором; 21 – датчик уровня бурового раствора; 22 – датчик давления; 23 – датчик расхода; 24 – датчик плотности;

25 – датчик наличия газовых включений;

26 – управляющий клапан;

27 – газоанализатор; 28 – трос;

29 – индикатор веса на крюке;

30 – колонна бурильных труб;

31 – забойная телеметрическая система;

32 – пульсатор ГКС; 33 – источник питания; 34 – передающий модуль; 35 – датчик оборотов турбины; 36 – датчик крутящего момента;

37 – датчик осевой нагрузки; 38 – блок инклинометрии; 39 – отклоняющая компоновка; 40 – забойный двигатель; 41 – датчик перемещения колонны бурильных труб.

20

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 14.11 – Схема станции ГТИ и состав АПК «ВОЛГА»

По функциональному назначению они могут быть разделены на:

1.Датчики, характеризующие технологический процесс бурения (перемещения талевого блока, он же – проходки, он же – глубиномер; веса инструмента; частоты вращения ротора; момента на роторе; момента на машинном ключе; давления промывочной жидкости; расхода; уровня в емкостях).

2.Датчики свойств промывочной жидкости (плотности, вязкости, объемного газосодержания, температуры, минерализации).

3.Газоаналитическая аппаратура, к которой относятся дегазаторы промывочной жидкости, суммарные газоанализаторы (индикаторы горючих газов) и хроматографы.

4.Аппаратура и оборудование для анализа образцов горных пород, флюидов и промывочной жидкости (геологическая кабина).

Информация от датчиков, как правило, поступает непрерывно, от газоаналитической аппаратуры – как в непрерывном, так и в дискретном (хроматограф) режимах, в то время как данные от приборов геологической службы всегда дискретны, так как связаны с анализом отдельно взятых проб.

Вцифровых и компьютеризированных ГИС после аналого-цифрового преобразования вся непрерывная информация представляется множеством дискрет, количество которых определяется временем опроса датчиков, пропускной способностью каналов связи которых однако должно быть достаточным для полного восстановления исходного сигнала, полученного от датчика с аналоговым выходом.

По степени обработки исходной информации датчики можно условно подразделить на группы:

- датчики, преобразование сигналов которых до уровня унифицированных производится на вторичных измерительных пультах (панелях);

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-датчики, преобразование сигналов которых до уровня унифицированных производится на месте (в самом датчике);

-интеллектуальные (микропроцессорные) датчики, в которых первичный измерительный сигнал преобразуется в кодовый (цифровой) сигнал, способный транслироваться по общей линии связи непосредственно на вход персонального компьютера;

-измерительные системы (в т.ч. и автономные), в которых производятся сложные функциональные преобразования с помощью современных средств микропроцессорной техники (примером может являться аппаратура виброакустического каротажа с радиоканалом, в которой с помощью сигнального процессора производится Фурьепреобразование от 3-компонентного акселерометра, устанавливаемого на вертлюге буровой установки). Данная аппаратура рекомендуется в качестве дополнительной в составе ГИС, ГТИ для исследования разрезов сложных скважин (поисковые, горизонтальные и т.п.).

От точности показаний и надежности работы датчиков во многом зависит эффективность службы ГТИ при решении задач по контролю и оперативному управлению процессом бурения. Однако из-за тяжелых условий эксплуатации (широкий диапазон температур – от –50 до +50 ºС, агрессивная среда, сильные вибрации и т.д.) датчики остаются самым слабым и ненадежным звеном в составе технических средств ГТИ.

Применяемые в производственных партиях ГТИ датчики в большинстве своем были разработаны в начале 90-х годов с использованием отечественной элементной базы и первичных измерительных элементов отечественного производства, причем из-за отсутствия выбора использовались общедоступные первичные преобразователи, которые не всегда отвечали жестким требованиям работы в условиях буровой. Этим объясняется недостаточно высокая надежность применяемых датчиков.

Исследования функциональных способностей станций ГТИ показал, что они могут решать комплекс геологических и технологических задач, направленных на достижение оптимальных технико-экономических показателей путем оперативного выделения в разрезе перспективных пластовколлекторов, изучение выделенных объектов, а также частично решать задачи, направленные на оптимизацию режима бурения с обеспечением безаварийной проводки скважин.

Опыт их использования выявил ряд проблем, связанных с оперативностью:

-корректировки траектории ствола горизонтальной скважины; получения информации от глубинных приборов, сигналы которых достигают наземных приемников, позволяющих выдавать достаточно точную информацию о режиме углубления забоя и состоянии элементов КНБК в условиях скважины в кратчайшие сроки.

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Частичное решение проблемы оперативной корректировки режимов бурения возможно на основе применения современных бортовых вычислительных комплексов и соответствующего программно-методического обеспечения.

В последние годы за рубежом интенсивно развиваются системы ГТИ, позволяющие получать информацию с забоя непосредственно в процессе бурения с помощью телеметрических забойных систем (ТЗС) МWD и LWD. В нашей стране ТЗС под шифром «Забой» разрабатываются во ВНИИГИС. Их освоение началось в 1996 г.

Автоуправление траекторией скважины (приводом ротора) предусматривает создание системы автоматического управления траекторией ствола наклонно направленной скважины по углу и азимуту с использованием ТЗС типа ЗИС-4 (ЗИТ-l), которые выдают информацию о фактических параметрах траектории ствола скважины через каждые 20–30 с.

Они позволяют использовать одну универсальную компоновку низа бурильной колонны (КНБК) с кривым переводником, как для набора кривизны, так и на участке стабилизации. При этом, когда идет набор кривизны, ротор неподвижен (колонна не вращается), за счет чего и осуществляется набор кривизны. Однако при этом автоматическая система управления должна осуществлять доворот ротора на необходимый угол в нужном направлении за счет сигнала рассогласования между проектными и фактическими данными о траектории ствола скважины. После набора нужного угла и азимута участок стабилизации может быть обеспечен путем медленного вращения колонны ротором. При этом дополнительно появляется возможность измерения момента на роторе как технологического параметра.

Телесистемы, объединенные с поверхностными системами ГТИ, образуют сложные компьютеризированные многопроцессорные приборные комплексы, предназначенные для получения комплексной геологотехнологической и геофизической информации в процессе бурения скважин. Созданием как ТЗС, так и комплексных скважинных систем, занимаются десятки зарубежных фирм, в том числе и традиционно геофизических, таких как «Шлюмберже», «Халибертон» и др.

Также в составе ГТИ используются аппаратурно-методические комплексы автономных забойных систем (АЗС). АЗС представляют собой встраиваемые или сбрасываемые в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) приборные комплексы на современной элементной базе, регистрирующие в процессе спуска инструмента, бурения и подъема инструмента траекторные параметры скважины (угол, азимут, угол установки отклонителя), технологические параметры процесса бурения (нагрузка на долото, момент на долоте, обороты долота, давление в трубах и затрубье, температура в трубах и затрубье, амплитуда и частота вибраций и др.), параметры свойств горных пород (естественная гамма-активность, сопротивление на различных зондах и др.).

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Использование результатов ГТИ для совершенствования технологии бурения, оптимизации и автоматизации процесса бурения может быть разбито на три самостоятельных направления: оперативные рекомендации, рекомендации на основе статистической обработки накопленной информации, и оперативное управление. На рисунке 14.12 представлена схема ГТИ для совершенствования технологии, оптимизации и автоматизации бурениям.

Оперативные рекомендации по контролю и управлению бурением скважин можно разделить на рекомендации по оптимизации режима бурения – оперативному управлению, отработке долот, поддержанию свойств промывочной жидкости, предотвращению аварийных ситуаций.

Оперативное управление режимом бурения, а именно контроль осевой нагрузки на долото, осуществляется: автоуправлением подачей бурового инструмента (регуляторами подачи долота (РПД), блоками автоматического управления осевой нагрузкой на долото (БАУ) и др.); автоуправлением приводом ротора; автоуправлением привода буровых насосов (использование параметров состояния приводного двигателя бурового насосного агрегата БНА в сочетании с РПД); по величине момента двигателя, исходя из определения (регистрации) разницы перепадов давления в двигателе при его работе в рабочем режиме и в режиме холостого хода; тензодатчиками (устанавливаемые в немагнитном переводнике над двигателем).

Рисунок 14.12 – Использование данных ГТИ для совершенствования технологии, оптимизации и автоматизации буровых работ

Наиболее актуальными (первоочередными) задачами оперативного управления режимом бурения являются:

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.Автоуправление подачей бурового инструмента;

2.Автоуправление приводом ротора;

3.Автоуправление работой шламовых насосов, доливом скважины;

4.Автоуправление приводом буровых насосов.

Известные устройства автоматизации подачи бурового инструмента - регуляторы подачи РПД-3, СВМ и др., не нашли применения в практике проведения буровых работ в условиях Западной Сибири из-за:

1.Небольшого диапазона реализации механической скорости (до 60100 м/ч).

2.Невозможности применения в условиях часто перемежающегося тонкослоистого разреза с резко различными по механическим свойствам породами и сильного искривления ствола скважины.

3.Невозможность осуществления автоматического поиска и поддержания оптимального значения нагрузки для каждой разбуриваемой литологической разности пород без перерыва бурения.

Исходя из этого, ОПМ-I0 Управления Запсибнефтегеофизика в 1981 году был создан действующий макет блока автоматического управления осевой нагрузкой на долото, успешно опробованный на скважинах Самотлорского месторождения.

Блок автоматического управления осевой нагрузкой на долото (БАУ) предназначен для автоматического управления электромагнитным ферропорошковым тормозом ТЭП-4500, входящим в комплекс буровой установки, для регулирования осевой нагрузки на долото при бурении скважин. На рисунке 14.13 представлена структурная схема БАУ. Блок предусматривает возможность работы при спуско-подъемных операциях (СПО).

Рисунок 14.13 – Структурная схема блока автоматического управления (БАУ)

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вданном случае он выполняет функции ограничителя скорости при спуске бурового инструмента и обсадной колонны задаваемой бурильщиком. БАУ осуществляет автоматический поиск и регулирование оптимальной нагрузки на буровой инструмент в зависимости от изменения механической скорости бурения. Диапазон изменения механической скорости бурения – от 2,0 до 100 м/ч; диапазон регулирования осевой нагрузки на долото – от 5 до 150 кН.

Всостав БАУ входят:

1)узел измерения и регистрации текущего значения угловой скорости вращения барабана лебедки буровой установки;

2)датчик контроля величины натяжения талевого каната буровой установки (датчик нагрузки на крюк);

3)электронная исполнительная часть;

4)комплект соединительных кабелей;

5)источник питания.

Впроцессе работы БАУ сигнал с датчика веса поступает на узел определения периода колебаний бурильной колонны. За время периода колебаний производится измерение и суммирование мгновенных скоростей бурения. Сигналы, пропорциональные скорости бурения, вырабатываются датчиком скорости. Далее определяется отношение суммы мгновенных скоростей к периоду колебаний, т.е. средняя механическая скорость за период. Значение средней скорости в цифровом видео отсылается в память, и одновременно производится сравнение средней скорости за текущий период (ТП) и за предыдущий. В результате сравнения вырабатывается сигнал, знак которого соответствует требуемому направлению изменения нагрузки (увеличению или уменьшению) с точки зрения увеличения механической скорости бурения. Данный сигнал после формирования поступает на узел управления тиристором и изменяет ток через катушку ТЭП-4500, т.е. производится регулирование осевой нагрузки на долото.

Процесс регулирования производится каждый раз по окончании периода колебаний бурильной колонны, т.е. в течение всего времени нахождения долота на забое, чем обеспечивается близкий к оптимальному режим бурения скважины.

Входе отработки составных частей блока автоматического управления осевой нагрузкой на долото и проведения промысловых испытаний БАУ Лукьяновым Э. Е. определены зависимости изменения во времени мгновенной механической скорости и нагрузки на крюке таль-блока, а также получено соответствие экспериментальных зависимостей зависимостям, рассчитанным для движения механического аналога. Отмечено, что разность между оптимальной по механической скорости нагрузки на долото и нагрузкой, вызывающей остановку забойного двигателя, для некоторых горных пород невелика и составляет всего 15–20 кН. Также отмечено появление ошибочных управляющих воздействий, вызванных неправильным

26