- •Глава 2 общие сведения об измерениях и приборах
- •§ 1. Понятие об измерениях
- •§ 2. Физические величины и их единицы
- •§ 3. Погрешность результата измерения и источники ее появления
- •§ 4. Классификация средств измерении
- •§ 5. Погрешности средств измерений и классы точности
- •Контрольные вопросы
- •Глава 3 государственная система промышленных приборов и средств автоматизации
- •§ 1. Принципы построения
- •§ 2. Характеристика ветвей гсп
- •§ 3. Преобразователи с унифицированными сигналами
- •Контрольные вопросы
- •Системы дистанционных измерении
- •§ 1. Назначение и классификация методов дистанционной передачи
- •§ 2. Электрические системы и преобразователи с естественными сигналами
- •§ 3. Вторичные приборы электрических и пневматических систем дистанционных измерений
- •Контрольные вопросы
- •Глава 5 измерение давлении и разрежении
- •§ 1. Основные определения и классификация приборов
- •§ 2. Деформационные манометры
- •§ 3. Электрические манометры
- •§ 4. Скважинные манометры
- •Контрольные вопросы
- •Глава 6 измерение температур
- •§ 1. Температурная шкала
- •§ 2. Термометры манометрические
- •§ 3. Электрические термометры сопротивления
- •§ 4. Измерение средней температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарах
- •§ 5. Измерение температуры в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 7 измерение расхода жидкости, пара и газа
- •§ 1. Определение и классификация методов измерения
- •§ 2. Объемные расходомеры
- •§ 3. Расходомеры переменного перепада давления
- •§ 4. Расходомеры постоянного перепада давления
- •§ 5. Расходомеры переменного уровня
- •§ 6. Тахометрические расходомеры
- •§ 7. Вибрационный массовый расходомер
- •§ 8. Электромагнитные расходомеры
- •§ 9. Измерение расхода в скважине
- •Контрольные вопросы
- •Глава 8 измерение уровня жидкостей в емкостях и скважинах
- •§ 1. Назначение и классификация приборов
- •§ 2. Поплавковые и буйковые уровнемеры
- •§ 3. Пьезометрические уровнемеры
- •§ 4. Измерение уровня жидкости в скважинах
- •Акустический метод измерения уровня в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 9 измерение физических свойств веществ и примесей
- •§ 1. Измерение плотности
- •§ 2. Измерение вязкости
- •§ 3. Анализаторы содержания воды в нефти
- •§ 4. Анализаторы содержания солей в нефти
- •Контрольные вопросы
- •Глава 10 контроль процессов бурения скважин
- •§ 1. Параметры контроля процессов бурения скважин
- •§ 2. Автономные измерительные установки. Измерение осевой нагрузки на забой
- •Измерение крутящего момента
- •§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения
- •Преобразователи
- •§ 4. Каналы связи дистанционного контроля глубинных параметров бурения
- •§ 5. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с электрическим каналом связи
- •§ 6. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с гидравлическим каналом связи. Индикатор осевой нагрузки
- •Контрольные вопросы
- •Часть вторая системы автоматического регулирования и средства автоматизации
- •Глава 11
- •Основные понятия теории автоматического регулирования
- •§ 1. Система автоматического управления
- •§2. Обратные связи
- •§ 3. Разомкнутые и замкнутые сау
- •§ 4. Принцип действия системы автоматического регулирования
- •§ 5. Классификация систем автоматического регулирования
- •§ 6. Требования, предъявляемые к cap
- •§ 7. Понятие статической характеристики
- •§ 8. Понятие динамических характеристик
- •Контрольные вопросы
- •Глава 12 расчет систем автоматического регулирования
- •§ 1. Типовые динамические звенья
- •§ 2. Способы соединения звеньев
- •§3 Понятия устойчивости системы
- •§ 4. Критерии устойчивости
- •§ 5. Оценка качества процесса автоматического регулирования
- •§ 6. Свойства объектов автоматического регулирования
- •Контрольные вопросы
- •Глава 13 общие сведения об автоматических регуляторах
- •§ 1. Классификация автоматических регуляторов
- •§ 2. Математические модели регуляторов
- •§ 3. Регуляторы прямого действия
- •Контрольные вопросы
- •Глава 14 пневматические регуляторы
- •§ 1. Основные особенности пневматических регуляторов
- •§ 2. Унифицированная система элементов промышленной пневмоавтоматики (усэппа)
- •§ 3. Основные регулирующие устройства и вторичные приборы системы старт
- •Контрольные вопросы
- •Глава 15 исполнительные устройства
- •§ 1. Общая характеристика и классификация
- •Исполнительных устройств
- •§ 2. Регулирующие органы
- •§ 3. Исполнительные механизмы
- •§ 4. Основные характеристики и расчет исполнительных устройств
- •Контрольные вопросы
- •Глава 16 построение функциональных систем автоматизации технологических процессов
- •§ 1. Состав технической документации по автоматизации технологического процесса
- •§ 2. Условные обозначения средств автоматизации по конструктивному принципу
- •§ 3. Условные обозначения средств автоматизации по функциональному признаку приборов и устройств
- •§ 4. Функциональные схемы автоматизации
- •Глава 17
- •§ 1.Теоретические основы автоматического
- •§ 2. Фрикционные и гидравлические устройства подачи долота
- •§ 3. Электромашинные устройства подачи долота
- •§ 4. Забойные устройства подачи долота
- •Контрольные вопросы
- •Глава 18 автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа
- •§ 1 Характерные особенности нефтедобывающих предприятии и основные принципы их автоматизации
- •§ 2. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия
- •§ 3. Автоматизация нефтяных скважин
- •§ 4. Автоматизированные групповые измерительные установки
- •§ 5. Автоматизированные сепарационные установки
- •§ 6. Автоматизированные блочные дожимные насосные станции
- •Глава 19 автоматизация подготовки и откачки товарной нефти
- •§ 1.Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти
- •§ 3. Автоматическое измерение массы товарной нефти
- •§ 4. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций
- •Контрольные вопросы
- •Глава 20 автоматизация объектов поддержания пластовых давлении
- •§ 1. Характеристика системы поддержания пластовых давлений (ппд)
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин
- •§ 3. Автоматизированные блочные кустовые насосные станции
- •Контрольные вопросы
- •Глава 21 автоматизация добычи и промысловой подготовки газа
- •§ 1. Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации
- •§ 2. Автоматическое управление добычей промысла
- •§ 3. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа
- •§ 4. Автоматизация абсорбционного процесса осушки газа
- •Контрольные вопросы
- •Глава 22 основные элементы и узлы комплекса технических средств асу тп
- •§ 1. Назначение и общие принципы организации асу тп
- •§ 2. Основные элементы систем телемеханики и вычислительной техники
- •§ 3. Аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи
- •Контрольные вопросы
- •Глава 23 основы вычислительной техники
- •§ 1. Общие сведения об эвм
- •§ 2. Принципы построения и области применения цвм
- •§ 3. Процессоры
- •§ 4. Запоминающие устройства
- •§ 5. Устройства ввода-вывода
- •§ 6. Порядок решения задачи на цвм
- •Контрольные вопросы
- •Глава 24 телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа
- •§ 1. Понятие об агрегатной системе телемеханической техники
- •§ 2. Телемеханизация нефтедобывающих предприятий
- •§ 3. Телемеханизация газодобывающих предприятий
- •§ 4. Микропроцессоры и некоторые перспективы их применения в нефтяной и газовой промышленности
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Оглавление
Глава 17
АВТОМАТИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ БУРЕНИЯ
§ 1.Теоретические основы автоматического
УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ БУРЕНИЯ
Процесс вращательного бурения скважин характеризуется независимыми и зависимыми параметрами. К независимым относятся: осевая нагрузка на долото, частота его вращения, расход промывочной жидкости. От этих параметров режима бурения, а также от механических свойств горных пород, конструкции и состояния долота зависят вращающий момент и скорость проходки (зависимые параметры).
Задача автоматизации процесса бурения заключается в автоматическом изменении независимых параметров в функции изменения механических свойств горных пород и изменения состояния бурильного инструмента (долота и бурильных труб). При этом режим бурения должен обеспечивать максимальную скорость проходки, что достигается рациональным сочетанием нагрузки на долото, его частоты вращения и расхода промывочной жидкости.
При ручном управлении процессом бурения нагрузка на долото регулируется бурильщиком изменением подачи бурильного инструмента с помощью тормозного устройства лебедки. Подача инструмента осуществляется уменьшением усилия на лентах тормозного барабана. Бурильные трубы (бурильный инструмент) под действием силы своего веса опускаются вниз (подача бурильного инструмента) до тех пор, пока бурильщик не затормозит барабан лебедки. При подаче бурильного инструмента осевая нагрузка ступенчато увеличивается. По мере разбуривания горных пород и соответственно углубления долота осевая нагрузка уменьшается. Отпуская тормоз лебедки, бурильщик снова осуществляет подачу. При этом, очевидно, она осуществляется не плавно, а ступенчато.
Частоту вращения бурильного инструмента при роторном способе бурения можно изменять ступенчато, меняя подачу от привода к ротору. При бурении электробуром это выполняется с помощью громоздких частотных преобразователей. При турбинном бурении частота вращения зависит от нагрузки на долото. Расход промывочной жидкости можно изменять сменой рубашек бурового насоса, т. е. также ступенчато.
Таким образом, вследствие отсутствия плавнорегулирующих приводов вращения долота и буровых насосов не имеется возможности осуществлять автоматическое регулирование частоты вращения долота и расхода промывочной жидкости. Исследования показывают, что наиболее эффективным в процессе бурения с нерегулируемым приводом является автоматизация подачи долота. Автоматическое регулирование подачи инструмента обеспечивает регулирование нагрузки на долото, что приводит к соответствующей скорости проходки (углубления скважин) при необходимом режиме промывки забоя скважины.
Р
Таким образом, автоматическая подача бурильного инструмента обеспечивает: 1) увеличение механической скорости, 2) относительное снижение крутящего момента в бурильных трубах, 3) уменьшение износа долота и соответственное увеличение проходки.
Для управления осевой нагрузкой можно воздействовать на перемещение верхнего или нижнего конца бурильной колонны. В первом случае устройство подачи долота УПД) располагается на
поверхности. Такие устройства называются наземными устройствами подачи долота. Во втором случае УПД устанавливают в скважине вблизи забоя и называют их глубинными устройствами подачи долота.
Схема управления процессом бурения показана на рис. 17.2. Бурильщик, наблюдая за показаниями прибора при отклонении нагрузки на долото с целью приведения ее к заданному значению, перемещает на расстояние 5 рукоятку тормоза лебедки. При этом изменяется усилие F тормозных колодок на шкив барабана лебедки, изменяется подача инструмента и осевая нагрузка на долото. С уменьшением тормозного усилия увеличивается подача v и осевая нагрузка на долото Q и наоборот.
Таким образом, роль бурильщика сводится к перемещению рукоятки управления тормозом лебедки в функции Изменения показаний р прибора (изменения нагрузки на долото). При этом нагрузку на долото приводят в соответствие со значением ее, заданным геолого-техническим нарядом на бурение. С помощью тормоза бурильщик управляет подачей бурильного инструмента, которую определяют по выражению
где А5—подача бурильного инструмента; К.—коэффициент пропорциональности, показывающий, какое перемещение инструмента приходится на единицу отклонения нагрузки на долото; AG—отклонение осевой нагрузки от заданного значения.
Управление по формуле (17.1) можно осуществить автоматически, если вместо бурильщика в схеме 17.2 предусмотреть исполни-
тельный механизм (привод), управляемый первичным преобразователем и воздействующий на тормоз буровой лебедки (рис. 17.3). В этом случае получим схему автоматического регулирования по отклонению.
Сопоставив схемы 17.2 и 17.3, видим, что система автоматического управления замкнутая в отличие от разомкнутой при ручном управлении. Обратная связь в этой замкнутой системе осуществляется первичным преобразователем, в качестве которого в данном случае применяют гидравлический трансформатор давления индикатора веса или первичный преобразователь электрического индикатора веса. Входной величиной для управления приводом служит сигнал, соответствующий нагрузке на долото. Поскольку мощность сигнала первичного преобразователя в большинстве случаев может оказать
ся недостаточной для управления приводом, в схему вводят промежуточное звено-усилитель. На рис. 17.4 показана структурная схема автоматического регулятора подачи долота. Кроме рассмотренных элементов в этой схеме предусмотрены блок сравнения и задатчик. С помощью задатчика устанавливают значение нагрузки на долото, которая должна автоматически поддерживаться регулятором подачи. Блок сравнения выполняет функцию выработки управляющего сигнала, пропорционального разнице между существующей и заданной нагрузками на долото. Таким образом, само рассогласование является источником воздействия, направленного на его устранение.
По степени автоматизации процесса бурения устройства подачи долота можно разделить на механизмы подачи долота (МПД) и автоматы подачи долота (АПД).
МПД представляют собой устройства, обеспечивающие равномерную подачу долота. При их использовании бурильщик освобожден от физического труда, но он должен наблюдать за приборами, измеряющими параметры процесса бурения, и управлять МПД для поддержания параметров на заданном уровне.
АПД представляют собой автоматические регуляторы, осуществляющие подачу долота с поддержанием заданного режима бурения (осевой нагрузки на долото, частоты вращения долота, силы тока привода, мощности на выходном валу, расхода промывочной жидкости). Схема АПД включает измерительные устройства, задатчики, элементы сравнения, устройства обратной связи.
По принципу действия УПД делятся на фрикционные, гидравлические и электромашинные.
Как уже указывалось, по месту воздействия на бурильную колонну УПД делят на наземные и глубинные. У наземных устройств конструкция, схема и габариты не зависят от размеров скважины и условий работы долота на забое, у глубинных механизм подачи расположен в скважине, вблизи забоя, что накладывает ограничения на конструкцию, схему, габариты устройств из-за ограниченного диаметра ствола скважины, высокого давления заполняющей скважину буровой жидкости, высокой температуры, ударов и вибраций, сопровождающих работу долота. Однако глубинные УПД позволяют лучше осуществлять управление подачей долота, особенно в глубоких скважинах, так как из контура управления исключается колонна бурильных труб, вносящая помехи из-за сложных условий, в которых она работает.