Моделирование производственного процесса

     Проведя анализ технологического процесса выявлено проблемное место – контролирование  основных показателей бурения ( частота вращения, расход промыв очной жидкости, осевая нагрузка на инструмент). Поэтому необходимо решать эту проблему при помощи современных технологий. Данные показатели удобнее всего контролировать при помощи модели, созданной в программной среде Stratum 2000.  
 
 
 
 
 
 
 
 

      3. Описание разрабатываемой системы управления 

      3.1 Разрабатываемая  система 

      В ходе курсового проекта рассматривается система технологического процесса бурения вращательным методом. Необходимо найти место в рассматриваемом процессе, оптимизировав которое можно улучшить весь процесс в целом.

      В рамках курсового проекта рассматриваются 3 основных параметра бурения: частота вращения, расход промыв очной жидкости, осевая нагрузка на инструмент.  

     3.2 Вращательное бурение  нефтяных скважин 

     Вращательный  способ бурения характеризуется  высокой    производительностью (в 3...5 раз превышающей производительность ударного бурения), более низкой стоимостью буровых работ, возможностью бурения вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин.

      При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и  крутящего момента. Под действием  нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента  скалывает ее[3].    

  Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями.    

     При роторном бурении (Рис.  2) мощность от двигателей  9 передается через лебедку  8 к ротору 16  - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15  и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

        Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при движении вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем – невращающейся бурильной колонны. Характерной особенностью вращательного бурения является промывка 

      При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная  колонна – к корпусу двигателя 2. При работе двигателя вращается  его вал  с долотом, а бурильная колонна воспринимает реактивный момент вращения корпуса  двигателя , который гасится  невращающимся ротором (в ротор устанавливают специальную заглушку).

скважины  буровым раствором в течение всего времени работы долота на забое. 

  Для этого буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления ) 19 в стояк  - трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг(рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому  пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в  системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается  от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.     

        В настоящее время применяют  три вида забойных двигателей  – турбобур, винтовой двигатель  и электробур (последний применяют  крайне редко). 

     При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора , двигающегося вниз по  бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.     

        При  бурении с электробуром электрическая энергия  подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется  электродвигателем в механическую энергию на валу , которая непосредственно передается долоту.      

    По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. Когда  ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку , поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе  с вертлюгом 10 и спускают  ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают)  путем привинчивания к ней  двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину  на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа  ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.      

        Для замены изношенного долота  поднимают из скважины всю  бурильную колонну, а затем  вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.   

        При подъеме БК развинчивают  на свечи и устанавливают их  внутри вышки нижними концами  на  подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.      

        Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско- подъемными операциями (СПО)для смены изношенного долота.     

        Как правило, верхние участки  разреза скважины представляют  собой  легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м ) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб ( с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.      

        К окну в трубе приваривают  короткий металлический желоб,  по которому в процессе бурения  буровой раствор направляется  в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов .      

  Трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения , относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.     

        Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые  и кавернозные породы, осложняющие  процесс бурения  (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты  кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты  также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются  промежуточными (техническими) обсадными колоннами.     

  Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).     

  После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта  в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания , освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.     

        Сущность освоения скважины сводится  к тому, чтобы давление столба  бурового раствора, находящегося  в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада  давления нефть (газ) из пласта  начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских  работ скважину сдают в эксплуатацию.

     На  каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали  (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от  проектного не должно превышать заданных допусков.    

   Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об охране труда и окружающей природной среды. Строительство площадки под буровую , трасс для передвижения буровой установки, подъездных путей , линий электропередач, связи, трубопроводов для водоснабжения, сбора нефти и газа , земляных амбаров, очистных устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально отведенной соответствующими организациями территории. После завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую – максимально восстановлена (рекультивирована) для хозяйственного использования[4]. 

Рисунок 2 – Общая схема буровой установки

1 — буровое долото; 2 — УБТ; 3 — бурильные трубы; 4 — кондуктор; 5 — устьевая шахта; 6 — противовыбросовое устройства; 7 — пол буровой установки; 8 — буровой ротор; 9 — ведущая бурильная труба; 10 — буровой стояк; 11 — вертлюг; 12 — крюк; 13 — талевый блок; 14 — балкон верхового рабочего; 15 — кронблок; 16 — талевый канат; 17 — шланг ведущей бурильной трубы; 18 — индикатор нагрузки на долото; 19 — буровая лебёдка; 20 — буровой насос; 21 — вибрационное сито для бурового раствора; 22 — выкидная линия бурового раствора 
 
 
 
 
 

      3.3Описание входная информация и прикладной программы 

      В рамках курсового проекта рассматривается  вращательное бурение скважин вращательным методом, со всеми параметрами,  имеющимися в исходной системе.

      Входной информацией будут являться:

      - Fк - площадь контакта долота с породой, см2;

            - р - твердость горных пород или предел текучести для пород,

 не  дающих хрупкого разрушения, МПа;

      - Vм- механическую скорость бурения;

      - P0 - нагрузка на основной резец (вставку), кН;

      - D - диаметр скважины, дм;

      - dн - наружный диаметр бурильных труб, дм.

      Выходной  информацией будет:

      - эффективность бурения.

      Регулируемый  параметр:

       - р - твердость горных пород или предел текучести для пород, не дающих хрупкого разрушения, МПа;

       - Vм- механическую скорость бурения;

      - Q - подача насоса, л/с.

      В данной курсовой работе использовано программа Stratum 2000.

     Stratum - единая система, среда, и в ее составе есть ряд инструментов. Графический двухмерный и трехмерный редактор, текстовый редактор, гипертекстовая и гиперграфическая база, база данных, база моделей, математический решатель, технология проектирования, звуковой и видео проигрыватели, язык, система управления периферией компьютера, отображения и управления данными, система связи и управления всеми этими объектами между собой. Все это позволяет отобразить любую Вашу мысль в этой среде, выполнить любую потребность пользователя. Среда функционирует в сети и имеет систему развитых интерфейсов с другими продуктами.

     Пользователь  имеет в своем распоряжении Лист для оформления, Схему для функционального  описания, Проект для организации  сложных систем, Имиджи для реализации конструкторов и поддержки проектирования, графические Объекты для визуализации, Инструменты для работы, Модели для  расчетов, Мультимедиа для оживления, Базу для хранения, организации и  поиска данных, Ссылки и Связи для  организации.