Автоматизированное управление процессом бурения

Введение
Автоматизированное управление процессом бурения является важной частью научно-технического прогресса в проведении геологоразведочных работ.
Автоматизация скважины, оборудованной погружным электронасосом, заключается в автоматическом отключении электродвигателя погружного насоса при аварийных ситуациях; пуск и остановку по команде с групповой установки и при перерывах подачи электроэнергии, самозапуск, перекрытие выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления.
Автоматизация скважины, оборудованной штанговым насосом, заключается в автоматическом управлении электродвигателем станка-качалки в аварийных случаях, отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных ситуациях и самозапуск станка-качалки после перерыва в подачи электроэнергии
Теоретические исследования в области совершенствования управления процессом бурения и его оптимизации получили новые возможности практической реализации с появлением управляющей микропроцессорной техники и созданием на ее основе систем автоматизированного управления.

Автоматизированное управление процессом бурения промысловых скважин
Автоматизированное управление процессом бурения необходимо для обеспечения роста производительности труда, сокращение оперативного персонала при обслуживании технологического оборудования, снижения трудоемкости оперативного управления и значительное повышение его информативности.
Современные промысловые предприятия представляют собой сложные комплексы технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях. Бурение промысловых скважин является трудоемким и капиталоемким, но необходимым процессом. Эффективность процесса бурения скважин во многом зависит от его автоматизации, успешное внедрение которой определяется использованием современных средств автоматики.
Основной трудностью автоматизации бурения нефтяных или газовых скважин является то, что информация о происходящих забойных процессах, на данный момент, может быть получена только косвенным образом с помощью поверхностной аппаратуры, которая измеряет реакцию узлов буровой установки на результат протекания этих процессов.
Точность замера результата забойных процессов с помощью поверхностной аппаратуры не всегда достаточна для эффективного управления процессом бурения в автоматическом режиме.
Повышение точности такой аппаратуры возможно путем использования сложных алгоритмов, которые учитывают одновременно несколько косвенных параметров проявления забойного процесса. Это возможно при условии применения в управлении процессом бурения современных вычислительных устройств, в том числе и микропроцессорной техники.
Разработка нефтяных или газовых скважин может выполняться несколькими способами:
роторный способ;
турбинный способ.
Роторное бурение скважин применяется на начальном этапе их сооружения, когда они бурятся по относительно слабым и геологически сложным породным горизонтам. При этом способе бурения вращение буровому долоту передается от механизма вращения буровой установки вращением буровой колонны.
Рис.1. Роторное бурение скважин. [1].
Осевое усилие на долото создается частью веса буровой колонны, которая подвешивается с помощью вертлюга и канатной полиспастной системы на буровой вышке. Величина этого усилия регулируется тормозным моментом на барабане буровой лебедки. На этот барабан наматывается канат полиспастной системы подвески буровой колонны.
Для удаления продуктов бурения из забойной части скважины во внутреннюю полость буровой колонны подается буровой раствор, плотность которого достаточна для выноса на земную поверхность продуктов разрушения забоя. Этот раствор подается под давлением, которое создается буровым насосом.
После выноса на устье скважины продуктов бурения буровой раствор очищается от них, дополнительно обрабатывается и вновь закачивается в скважину. Для того чтобы при бурении стенки скважины не подвергались разрушению, они закрепляются специальными трубами, которые называют обсадными. Эти трубы на всей длине скважины соединяются в обсадную колонну.
Турбинное бурение скважин применяется при больших глубинах бурения.
Рис.2. Турбинное бурение скважин. [1].
Особенностью технологии турбинного бурения является то, что буровая колонна в этом случае остается неподвижной, а вращение бурового долота обеспечивается специальным устройством, которое называется турбобуром. 
Турбобур находится в нижней части буровой колонны и с помощью встроенной в его конструкцию системы турбин преобразует давление бурового раствора в момент вращения долота, жестко связанного с этой системой. После выхода из турбобура буровой раствор омывает забой скважины и, как в предыдущем способе бурения, выносит продукты бурения на устье скважины.
Разновидностью турбобуров являются электробуры, которые оборудуются асинхронными электродвигателями специальной конструкции, электроэнергия к которым подается по специальному кабелю, расположенному во внутренней полости труб буровой колонны. Момент от этого двигателя через редуктор передается буровому долоту.
Основной задачей системы автоматизации при бурении скважин является автоматическое регулирование независимых параметров, к которым относятся частота вращения долота, оптимальная осевая нагрузка и необходимый расход бурового раствора. От соотношения этих параметров зависит скорость проходки скважины с учетом механических свойств буримых пород и фактической глубины бурения.
При роторном бурении частоту вращения бурового инструмента можно плавно изменять за счет применения асинхронного двигателя с частотным регулированием скорости вращения его якоря. Аналогично возможно менять величину подачи в скважину бурового раствора. Наиболее сложным является процесс регулирования оптимальной осевой нагрузки на буровое долото и частоты его вращения при турбинном бурении, так как в этом случае частота зависит от осевой нагрузки.
При ручном управлении процессом бурения скважины буровой мастер по показаниям приборов с помощью тормоза буровой лебедки устанавливает расчетную для данной глубины бурения величину тормозного момента.
В процессе самого бурения скважины происходит перераспределение веса буровой колонны, в результате чего возрастает нагрузка на талевую систему подвески буровой колонны и сокращается ее осевое воздействие на буровое долото. Если осевое воздействие на долото достигнет нижнего предельного уровня, то эффективность бурения резко снизится.
При автоматическом управлении процессом бурения скважины система управления должна постоянно поддерживать расчетную нагрузку на долото на всем интервале рейсового бурения. Автоматическая система управления процессом бурения имеет двухконтурную структуру.
Регулирование скорости подачи долота и величины осевой нагрузки осуществляется через тормозную систему буровой лебедки. При этом выходной сигнал элемента сравнения 1 увеличивает тормозной 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 заданного значения, то контур управления этой нагрузкой уменьшит ее до установленного уровня, несмотря на то, что скорость бурения при этом меньше заданного значения.
Рис.3. Структура системы управления нагрузкой на долото при бурении скважины.
В качестве основных датчиков для системы управления процессом бурения скважины используют: тахогенератор как датчик измерения скорости бурения и индикатор веса типа ГИВ-6 как датчик замера усилия на долоте. Тахогенератор соединен с валом двигателя буровой лебедки, а индикатор ГИВ-6 подвешивается на холостом (мертвом) конце талевого каната.
Рис.4. Схема индикатора веса буровой колонны (датчик ГИВ-6) [Храменков, В.Г.Автоматизация управления технологическими процессами бурения нефтегазовых скважин: учебное пособие для академического бакалавриата].
Структура автоматической системы управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин реализована в аналоговых регуляторах.
Рис.5. Принципиальная схема регулятора подачи бурового долота.
Датчиком давления в этой системе является электроконтактный манометр (ЭКМ), встроенный в конструкцию индикатора веса ГИВ-6. Задающий контакт этого манометра устанавливается буровым мастером в положение, соответствующее весу буровой колонны на данном участке бурения скважины с учетом разгрузки на крюке талевой подвески осевым давлением, которое она оказывает на буровое долото.
Аналоговые регуляторы выполняют лишь функцию регулирования скорости бурения в соответствии с нагрузкой на долото. Попытки расширить функциональные возможности аналоговых регуляторов оказались малоэффективными. Успешное решение этой проблемы стало возможным только на основе применения микропроцессорных устройств.
Использование микропроцессорных систем для управления процессом бурения позволило не только успешно решить проблему эффективного регулирования технологического процесса бурения скважин, но и обеспечить своевременную передачу и оперативную обработку информации о параметрах этого технологического процесса.
Система автоматизированного управления процессом бурения промысловых скважин имеет многоуровневую структуру. На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функциональными элементами нижележащих уровней.
Основное назначение элементов этого уровня системы − сбор и обработка информации о результатах бурения, а также сбор и архивирование информации об аварийных ситуациях, возникающих в процессе бурения скважин, управление скоростью бурения и величиной допустимой нагрузки на долото. Компьютер этого уровня связан со структурными элементами нижних уровней системы через последовательный порт по физическому протоколу RS-485.
Рис.5. Структура микропроцессорной системы автоматизированногоуправления бурением нефтяных и газовых скважин.
На уровне управления (нижний уровень) в этой системе расположен ПЛК локального типа, связанный по системной шине ISA с портами и модулями расширения. По этой шине процессор CPU контроллера передает портам и модулям расширения команды или получает от них цифровые сигналы для их дальнейшей обработки.
На самом нижнем (полевом) уровне расположены датчики и исполнительные устройства, подключенные к соответствующим портам самого контроллера или к портам модулей расширения.
Процесс управления бурением выполняется SCADA-программой, которая хранится в памяти ПЛК. С помощью программного пакета контроллером на основе сигналов датчиков регулируются: частота вращения ротора, количество подаваемого в скважину бурового раствора, необходимое давление бурового раствора.
На верхний уровень этот контроллер пересылает данные о фактическом состоянии элементов системы и об уровне параметров технологического процесса бурения. Переданные на верхний уровень данные обобщаются в головном компьютере и архивируются сервером этого уровня. Из этих данных особо выделяются сведения об аварийных ситуациях, которые также архивируются для последующего их анализа.

Список использованной литературы:
В. Г. Храменков Автоматизация управления технологическими процессами бурения нефтегазовых скважин. Учебное пособие для СПО.
Локотош Б. Н. Автоматизация процесса бурения глубоких скважин