Контрольная работа по дисциплине Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти
 Скачать 2.57 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВКЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. М.С. ГУЦЕРИЕВА КАФЕДРА «БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН» Контрольная работа по дисциплине: Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти Выполнил:___________________ Группы:___________________ Проверил:__________________________ Ижевск, 2019 Содержание 1. Обеспечение контроля направленного бурения скважин по заданной траектории……………………………………………………………….…………..3 2. Применение телесистем с гидравлическим каналом связи……………………7 3. Классы точности измерительных приборов и их назначение в технологическом процессе……………………………………….……….……….12 Список используемой литературы………………………………………………..15 1. Обеспечение контроля направленного бурения скважин по заданной траектории Обеспечение контроля направленного бурения осуществляется несколькими способами, из которых большое распространение вследствие простоты и достаточной для практической цели точности получил «метод меток», предложенный А. С. Сквпрским и И. П. Галютой. При этом методе заранее па всех муфтах и ниппелях бурильных замков при помощи специального шаблона или уровня наносят метки так, чтобы они лежали па одной образующей трубы (двухтрубки). Такую же метку наносят на образующей верхнего конца отклонителя, лежащей в плоскости действия отклоняющей силы. Соединив отклонитель с забойным двигателем и докрепив резьбовое соединение машинными ключами, поворачивают ротор вправо до тех пор, пока метка на отклопителе не совпадет с заданным азимутом искривления Затем шаблоном сносят метку па стапипу ротора После этого отклонитель соединяют с бурильной трубой. Так как во время свинчивания отклонитель с забойпым двигателем могли повернуться, вращением ротора совмещают метку на отклони- теле с соответствующей меткой на станине ротора. После совмещения меток на станину ротора сносят мотку с нижнего конца навинченпои трубы и спускают бурильную колонну в скважину. Дальнейшие операции по переносу меток проводят аналогичным порядком. Отличие заключается лишь в том, что после спесения'метки с нижнего конца вновь навинченной трубы на станину ротора метка от предыдущей трубы стирается. Таким образом, на станине всегда имеется метка, соответствующая метке на отклони теле, и метка, снесенная с последней трубы, спущенной к скважину. После спуска всех труб навинчивается ведущая труба. Совместив метку на верхнем конце последней бурильной трубы с соответствующей ей меткой на станине ротора, замечают один из углов ведущей трубы, и па станине ротора против него делают метку. После спуска бурильной колонны вкладывают зажимы в отверстие стола ротора, вращением последнего совмещают угол ведущей трубы с соответствующей меткой па станине и закрепляют ротор. Чтобы устранить скручивание колонны, которое могло образоваться во время спуска, ее несколько раз расхаживают на длину ведущей трубы при закрепленном роторе. Забойный инклинометр, разработанный Р. Н. Строцким, Г. М. Раммом и Г. П. Малюгой, выполнен в виде корпуса и измерительной системы. Измерительная система состоит из вращающейся рамки, па которой находится буссоль с магнитной стрелкой для измерения азимута искривления скважины, отвес для измерения зенитного угла и вспомогательный лимб. Для определения положения отклонителя относительно направления искривления скважины или относительно меридиональной плоскости север — юг. Вращающаяся рамка эксцентрична относительно оси вращения, поэтому она сама устанавливается в плоскости искривления скважины подобно тому, как это происходит с полуцилиндром в приборе Петросяна. При спуске в скважипу вся измерительная система закрепляется фиксатором а. В момент посадки прибора па «ножи» на свинце образуются отпечатки «ножей», нижняя часть корпуса прекращает движение, тогда как верхняя часть вместе с измерительной системой продолжает спускаться вппз, надвигаясь на цилиндрический груз, который соединен телескопически с обеими частями при помощи пальцев и прорезей. При этом диск садится па нажимной шток и освобождает измерительную систему. Освобожденная рамка инклинометра устанавливается в плоскости искривления скважины, а стрелки буссоли и отвеса занимают положения, соответствующие азимуту и углу наклона скважины в точке замера. Нажимной шток имеет специальное гидравлическое реле которое после определенной, заранее заданной и отрегулированной выдержки во времени устраняет нажатие диска. Как только диск возвратится на свое место, фиксатор5 закрепляет стрелки буссоли и отвеса в тех положениях, которые соответствуют азимуту и зенитному углу искривления в точке измерения. Для проверки правильности показаний инклинометра в стакан можно вставить пробирку с плавиковой кислотой и определить угол искривления и положение отклонителя подобно тому, как это делается по способу Шаньгина—Кулигина. Средняя часть корпуса инклинометра заполнена маслом. Через компенсатор гидростатическое давление столба промывочной жидкости передается на масло, вследствие чего происходит выравнивание давления внутри и снаружи прибора и достигается высокая герметичность сальника , штока и резьбовых соединений. Масло оказывает также демпфирующее влияние на стрелки буссоли и отвеса и используется для работы гидравлического реле времени. В нижней части прибора имеется кольцевой лимб, а вдоль одной из образующих корпуса нанесена глубокая риска. Лимбы и риска позволяют связать отпечатки ножей на свинцовой печати с показаниями измерительной системы и провести ориентирование отклонителя. Инклинометр опускается в бурильную колонну при помощи вспомогательной лебедки на тонком стальном канатике, прикрепленном к кольцу колпака. Замер длится 3—5 мин, если не считать времени па спуск и подъем прибора. Подняв прибор на поверхность, снимают колпак и определяют зенитный угол скважины по показанию стрелки отвеса, а азимут искривления — по показанию магнитной стрелки буссоли. Для уточнения положения отклонителя относительно плоскости искривле-ния скважины по лимбу отсчитывают угол от пуля до образующей корпуса, отмеченной риской. С этой образующей совмещают показание лимба, при этом нуль этого лимба будет совпадать с плоскостью искривления скважины. Затем к свинцовой печати прикладывают специальный шаблон, его визирную струпу устанавливают параллельно отпечатку ножей, как это делается при использовании прибора Шаньгила—Кулигина, я замеряют по лимбу угол между плоскостью искривления скважины (нуль по лимбу) и направлением отклонителя. Угол поворота рассчитывают путем вычитания угла положения отклонителя, найден-ного при помощи инклинометра, из заданной величины азимута установки его. Следует учитывать также угол компенсации от реактивного момента забойного двигателя. 2. Применение телесистем с гидравлическим каналом связи Широкое распространение гидравлического канала связи для передачи информации вызвано следующими его преимуществами: - гидравлический канал связи является естественным каналом связи, так как в нем в качестве канала связи используется столб бурового раствора в бурильной колонне, а следовательно, не требуется дополнительных затрат на организацию канала связи; - гидравлический канал связи обладает большой дальностью действия. Первые телеметрические системы, разработанные в начале 1960-х гг. во ВНИИБТ, представляли собой механические устройства, привод которых был конструктивно связан с валом турбобура. К таким телеметрическим системам относятся гидротурботахометры ГТН-2, ГТН-3, ГТН-4, ГТН-ПН, ИЧТ, которые в то время являлись единственными телеметрическими приборами, обеспечивающими непрерывный телеконтроль режима работы турбобура. Гидротурботахометры успешно использовались как при бурении опорно-технологических скважин и обычных скважин, так и при бурении сверхглубоких скважин (Кольская сверхглубокая СГ-3 и Саатлинская СГ-1). Первая в нашей стране более совершенная телеметрическая система с гидравлическим каналом связи для наклонно направленного бурения под названием СНБ (сигнализатор направления бурения), а затем ГИТ (гидравлическая инклинометрическая телесистема), позволяла осуществлять контроль за азимутом, зенитным углом и направлением действия отклонителя. С 1982 г. началось широкое внедрение усовершенствованного варианта телесистемы под шифром "Индикатор частоты вращения вала турбобура ИЧТ" в производственных объединениях Белоруснефть, Ноябрьскнефтегаз, Укрнефть Сургутнефтегаз, Каспморнефтегазпром. При применении "Телесистемы ИЧТ" были получены высокие показатели бурения: достигнуто увеличение механической скорости и проходки на долото по Западной Сибири. В настоящее время разработкой телесистем с передачей информации по гидравлическому каналу связи занимается НИИ ТС "Пилот" (г. Уфа), которому удалось создать экспериментальный образец телесистемы, осуществляющей контроль процесса бурения. За рубежом в области каротажа в процессе бурения наиболее успешно работают фирмы Schlumberger, Halliburton (США), Sperry-Sun (Великобритания), Baker Hughes, Teleco, Eastman Cristensen (США), Эти фирмы в конце восьмидесятых годов разработали и используют телесистемы MWD с гидравлическим каналом связи, позволяющие осуществлять оперативный контроль за траекторией скважин путем измерения инклинометрических параметров, некоторых технологических и в ряде случаев ГК и КС В настоящее время зарубежные фирмы разрабатывают и предлагают системы LWD с гидравлическим каналом связи с набором методов, не уступающим системам каротажа на кабеле. Как правило, эти системы состоят из отдельных модулей, каждый из которых имеет ЗУ в скважинном приборе, позволяющее запоминать скважинные данные во время работы прибора. Кроме того, информация о пластах передается в реальном времени по каналу связи на поверхность. В настоящее время разработаны и широко используются системы с так называемыми "положительными" и "отрицательными" импульсами. Их отличиями является то, что при "положительных" импульсах (рис.2.2) происходит перекрытие внутритрубного пространства клапаном, что приводит к повышению внутритрубного давления, этот всплеск (на 0,7сек) давления и является импульсом основного сигнала, который фиксируется датчиком давления, установленным в манифольд, а далее наземной аппаратурой входящей в комплект телесистемы. В случае с "отрицательными" импульсами (рис.2.3), клапан открывается и выпускает буровой раствор в затрубное пространство, и при этом происходит падение (на 0,7сек) давления. Регистрация импульса происходит таким же образом. Актуальным и перспективным направлением деятельности зарубежных фирм стала разработка систем "геонаправления", при которых выбор и корректировка траектории скважины производится на основе геологических данных о пласте, полученных в реальном времени. В таких системах измерительные датчики располагаются вблизи от долота, в отличие от систем предшествующего поколения, где датчики отстоят от долота на 9…30 м.  Примером таких телесистем является новый прибор MWD фирмы Halliburton Strata Tracher (ТМ), первый в промышленности малогабаритный прибор, измеряющий гамма-излучение с азимутальным сканированием и отклонение на долоте, динамическую и статическую инклинометрию и измерение скорости вращения долота. Измерения датчика обрабатываются до передачи через "короткую линию" на отдельный модуль, расположенный в КНБК над двигателем. Передача производится по электромагнитному каналу связи. Верхний модуль соединяется с высокоскоростным инклинометром PathFinder™ для передачи данных на поверхность в реальном масштабе времени по гидравлическому каналу связи. Фирма Baker Hughes INTEQ также обладает более чем пятнадцатилетним опытом в проведении MWD в любых буровых условиях на месторождениях по всему земному шару, имеет в своем распоряжении полную серию систем MWD как для контроля направления, так и для оценки пласта, рассчитанных на температуру 125…150С и давление 140 МПа: навигационные приборы MWD малого диаметра Teleco Navigamma и Teleco Navitrac, навигационные приборы MWD большого диаметра - Navigator, Teleco DDG и DG, приборы для проведения каротажа в процессе бурения Teleco MDL, MNP и DPR, образующие комбинированный прибор Triple Combo, а также прибор, сочетающий навигационную систему Navitrac с измерением сопротивления - NaviMPR и прибор Teleco RGD для измерения удельного электрического сопротивления в комбинации с измерением инклинометрических параметров и ГК.  Фирма Schlumberger также рекламирует новый прибор Slim Access, транспортируемый на трубах в повторно разбуриваемую скважину диаметром 95 мм с резкими изменениями направления ствола величиной 40 град. 30 м. применение этого прибора сэкономило фирме Albert Energy Co. суточное время при каротаже трудного участка скважины ниже колонны бурильных труб с открытыми концами. Одним из примеров технических решений по совершенствованию гидравлического канала связи является заявленный фирмой Schlumberger помехоустойчивый генератор интенсивных импульсов давления для системы MWD. В системе обеспечивается максимизация интенсивности сигналов при минимальной вероятности искажений сигналов, обусловленных частицами, взвешенными в буровом растворе. В системе используется модулятор, содержащий статор с отверстиями, через которые протекает буровой раствор, и ротор, вращающийся относительно статора. В результате генерируются импульсы давления (патент США 6219301). 3. Классы точности измерительных приборов и их назначение в технологическом процессе Класс точности измерительного прибора -- это обобщенная характеристика, определяемая пределами допускаемых основных и дополнительных погрешностей, а также другими свойствами, влияющими на точность, значения которых установлены в стандартах на отдельные виды средств измерений. Класс точности средств измерений характеризует их свойства в отношении точности, но не является непосредственным показателем точности измерений, выполняемых при помощи этих средств. Для того чтобы заранее оценить погрешность, которую внесет данное средство измерений в результат, пользуются нормированными значениями погрешности. Под ними понимают предельные для данного типа средства измерений погрешности. Погрешности отдельных измерительных приборов данного типа могут быть различными, иметь отличающиеся друг от друга систематические и случайные составляющие, но в целом погрешность данного измерительного прибора не должна превосходить нормированного значения. Границы основной погрешности и коэффициентов влияния заносят в паспорт каждого измерительного прибора. Основные способы нормирования допускаемых погрешностей и обозначения классов точности средств измерений установлены ГОСТ. Что означает класс точности измерительного прибораНа шкале измерительного прибора маркируют значение класса точности измерительного прибора в виде числа, указывающего нормированное значение погрешности. Выраженное в процентах, оно может иметь значения 6; 4; 2,5; 1,5; 1,0; 0,5; 0,2; 0,1; 0,05; 0,02; 0,01; 0,005; 0,002; 0,001 и т. д. Если обозначаемое на шкале значение класса точности обведено кружком, например 1,5, это означает, что погрешность чувствительностидs=1,5%. Так нормируют погрешности масштабных преобразователей (делителей напряжения, измерительных шунтов, измерительных трансформаторов тока и напряжения и т. п.). Это означает, что для данного измерительного прибора погрешность чувствительности дs=dx/x -- постоянная величина при любом значении х. Граница относительной погрешности д(х) постоянна и при любом значении х просто равна значению дs, а абсолютная погрешность результата измерений определяется как dx=дsx Для таких измерительных приборов всегда указывают границы рабочего диапазона, в которых такая оценка справедлива. Если на шкале измерительного прибора цифра класса точности не подчеркнута, например 0,5, это означает, что прибор нормируется приведенной погрешностью нуля до=0,5 %. У таких приборов для любых значений х граница абсолютной погрешности нуля dx=dо=const, а до=dо/хн. При равномерной или степенной шкале измерительного прибора и нулевой отметке на краю шкалы или вне ее за хн принимают верхний предел диапазона измерений. Если нулевая отметка находится посредине шкалы, то хн равно протяженности диапазона измерений, например для миллиамперметра со шкалой от -3 до +3 мА, хн= 3 - (-3)=6 А. переносной аналоговый амперметрОднако будет грубейшей ошибкой полагать, что амперметр класса точности 0,5 обеспечивает во всем диапазоне измерений погрешность результатов измерений ±0,5 %. Значение погрешности до увеличивается обратно пропорционально х, то есть относительная погрешность д(х) равна классу точности измерительного прибора лишь на последней отметке шкалы (при х = хк). При х = 0,1хк она в 10 раз больше класса точности. При приближении х к нулю д(х) стремится к бесконечности, то есть такими приборами делать измерения в начальной части шкалы недопустимо. На измерительных приборах с резко неравномерной шкалой (например на омметрах) класс точности указывают в долях от длины шкалы и обозначают как 1,5 с обозначением ниже цифр знака "угол". Если обозначение класса точности на шкале измерительного прибора дано в виде дроби (например 0,02/0,01), это указывает на то, что приведенная погрешность в конце диапазона измерений дпрк = ±0,02 %, а в нуле диапазона дпрк = -0,01 %. К таким измерительным приборам относятся высокоточные цифровые вольтметры, потенциометры постоянного тока и другие высокоточные приборы. В этом случае д(х) = дк + дн (хк/х - 1), где хк - верхний предел измерений (конечное значение шкалы прибора), х -- измеряемое значение. Список используемой литературы 1. «Создание автоматизированного управления в добыче газа» И.С. Никоненко Москва НЕДРА 2001г 2. Методы классической и современной теории автоматического управления: Учебник. В 3-х т. М.: Изд-во МГТУ, 2000. 3. Емельянов С.В., Коровин С.К. Новые типы обратной связи. Управление при неопределенности. М.: Наука, 1997. |