Курсовая работа: Автоматизація процесу подачі долота при бурінні нафтових свердловин

М'які породи доцільно бурити при великих частотах обертання долота і відносно невеликому осьовому навантаженню. У твердих породах частота обертання снаряда зменшується, а навантаження на долото збільшується. З ростом глибини свердловини, а також при бурінні абразивних порід частота обертання снаряда зменшується.

Витрата промивної рідини при роторному бурінні розраховується, виходячи зі швидкості вихідного потоку, величина якого повинна бути не меншою 0,8-1,2 м/с . У м'яких породах інтенсивність шламоутворення більша, і тому значення швидкості вихідного потоку рідини повинно бути більшим, ніж при бурінні твердих порід.

Якщо в процесі роторного буріння будь-який із параметрів технологічного режиму можна змінювати, не змінюючи інших, то при турбінному бурінні основний параметр, від якого залежать інші, - кількість промивної рідини,що прокачується. Зміна бурильником подачі промивної рідини обов'язково спричинить за собою зміну частоти обертання снаряда й осьового навантаження, що можна прикласти до долота. Більш детально оптимізацію режиму буріння турбобуром розглянуто нижче на с.

При постійній витраті промивної рідини збільшення осьового навантаження на долото викликає автоматичне зменшення частоти обертання вала турбобура. Поступовою зміною осьового навантаження на долото можна знайти таку частоту обертання, при якій потужність і ККД., що розвиваються турбобуром, а також механічна швидкість поглиблення свердловини досягають максимальної величини. При бурінні у твердих породах навантаження на долото збільшується, а в м’яких – зменшується. Так як долото зношується, підібране на початку рейса осьове навантаження необхідно періодично перевіряти шляхом її зміни.

Частота обертання долота при турбінному бурінні, регулюється зміною кількості промивної рідини, що подається в свердловину, й осьовим навантаженням, переважно становить 5-12 с^-1 .

При проходженні свердловиною порід, що змінні за твердістю, частота обертання долота змінюється незалежно від бурильника навіть при постійних величинах кількості промивної рідини, що закачується, й осьового навантаження.

Витрата промивної рідини, що забезпечує стійку роботу турбобура, визначається його технічною характеристикою. Кількість промивної рідини,що необхідна для очищення забою від розбуреної породи, визначається за швидкістю вихідного потоку, що у залежності від буримості породи становить 0,8-1,5 м/с.

Технологічний процес буріння свердловини ,незалежно від методу буріння та певних конкретних особливостей,в загальному складається з послідовності наступних операцій:

1)опускання бурильної колони у свердловину до забою;

2)руйнування породи долотом;

3)підйом бурильної колони зі свердловини для зміни спрацьованого долота;

Вимір ювання ваги бурового инструменту та осьового навантаження на вибої свердловини

Механічна швидкість буріння в значній мірі залежить від навантаження на вибій. Зменшення осьового навантаження приводить до зниження швидкості, надмірне - до поломки бурильних труб, долота і скривлення стовбура свердловини.

Навантаження на вибій визначають як різницю між вагою бурової колони, коли інструмент ледве піднятий над вибоєм, і вагою її під час буріння. Вагу бурової колони вимірюють індикатором ваги по натягу нерухомого кінця талевого каната.

Вимірювання ваги на гаку талевої системи відіграє важливу роль у процесі спорудження свердловин. Вага є одним із найважливіших технологічних параметрів при оцінці аварійних ситуацій та оптимізації процесу заглиблення свердловини,встановленні оптимального навантаження на долото.

Технічні засоби контролю ваги на гаку, що мають електричний вихід,типу ПБК-3 (пункт контролю бурильника) та СКУБ (система наземного контролю процесу буріння нафтових та газових свердловин),якими облаштовувались бурові установки,зняті з виробництва внаслідок їхньої низької точності та надійності.

На даний час єдиним технічним засобом вимірювання ваги на гаку, яким обладнані всі бурильні установки,є гідравлічний індикатор ваги (ГІВ). Гідравлічні індикатори ваги прості за конструкцією,прості в експлуатації, але мають суттєві недоліки : не дозволяють робити дистанційні виміри і реєстрацію параметрів, не може бути використаний в автоматизованих системах оперативного контролю параметрів, часто порушується герметичність вимірювальних систем.

Тому актуальною є проблема створення пристрою вимірювання ваги на гаку,який би був простий і зручний в експлуатації,надійний у роботі,мав задовільні технічні характеристики та відповідав сучасному рівню техніки.

Гідравлічний давач ваги

Рис. Схема гідравлічного індикатора ваги ГИВ-6

Основні вузли гідравлічного індикатора (мал. ) наступні: гідравлічний трансформатор тиску 7, манометр 6, показуючий прилад вернєрний 5, реєструючий прилад 4 із краном 2 і прес-бачком 3. Усі перераховані пристрої з'єднані в єдину гідравлічну систему трубкою /, заповненою спеціальною рідиною, подаваної з прес-бачка.

Трансформатор тиску служить для перетворення сили, що розтягує, у нерухомому кінці талевого каната в пропорційний тиск рідини. Нерухомий («мертвий») кінець талевого каната, вигнутий між роликами трансформатора тиску, при збільшенні навантаження прагне випрямитися, давить на рухливу тарілку, і через неї на мембрану трансформатора. При цьому створюється тиск, пропорційний натягу каната.

Гідравлічні індикатори є на межі виміру 40—80 кн, 120—180 кн і 200—250 кн. Трансформатори тиску градуюють з канатами визначеного діаметра. Основна приведена похибка складає ±2,5%.

Загальний принцип визначення осьового навантаження:

Вага бурового інструменту вимірюється індикатором ваги по натягненню нерухомого кінця талевого канату.Вимірювач типу ДВЧ складається з чутливого елементу і частотної приставки типу ПГ.Вимірювана сила передається на чутливий елемент,в якому виникають механічні напруження стиску і деформація,що викликає відповідне переміщення встановлюючих важелів,до яких кріпиться котушка і рухомий плунжер частотного перетворювача “переміщення-частота“

Осьове навантаження на долото G_д

Осьове навантаження визначається побічно,шляхом вимірювання приросту ваги інструменту,підвішеного на гаку талевої системи до і після початку буріння:

G_д =G_k -G₀

де:G_k -повна вага вільно підвішеного на гак інструменту;