Комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин СКУБ-М1.

Комплекс предназначен для контроля основных параметров процесса вращательного бурения нефтяных и газовых скважин и применяется на буровых установках эксплуатационного и глубокого разведочного бурения стволов нефтяных и газовых скважин на суше. Его выпускали в шести вариантах в зависимости от количества и диапазонов измерения контролируемых параметров.

Он используется в макроклиматических районах с умеренным климатом, но для эксплуатации при температурах окружающего воздуха от -50 до 50⁰С. По устойчивости к механическим воздействиям комплекс соответствует виброустойчивому и вибропрочному исполнениям, а по защищенности от воздействия окружающей среды - исполнению, защищенному от попадания внутрь твердых частиц (пыли) и воды. Регистрирующие приборы имеют обыкновенное исполнение.

Составные части комплекса размещаются на буровой: датчики устанавливаются на технологическом оборудовании буровой; блок питания и коммутации, пульт контроля и управления, блок наблюдения - на площадке буровой; устройство регистрации - в помещении бурового мастера.

Комплекс обеспечивает контроль технологических параметров, выдачу выходных управляющих сигналов и сигналов тревоги.

Комплекс СКУБ-М1 представляет собой совокупность технических средств, предназначенных для централизованного контроля процесса бурения скважин, и состоит из следующих основных устройств: ПП - первичных преобразователей; БПК - блока питания и коммутации; БН - блока наблюдения; ПКУ - пульта контроля и управления; УР - устройства регистрации.

Составные части комплекса СКУБ-М1 обеспечивают реализацию функций: контроля - измерение, сбор, обработку сигналов о технологических параметрах бурения; отображения сигналов на показывающих приборах; регистрации сигналов на диаграммной бумаге; обеспечения выхода сигналов на информационно-измерительные системы; сигнализации отклонения от заданных режимов и сигналов тревоги; управления - формирование и выдача управляющих сигналов при достижении контролируемыми параметрами ранее заданных значений.

Первичные преобразователи, устанавливаемые на технологическом оборудовании буровой, подключают к ВПК с помощью соединительных кабелей. БПК обеспечивает питание всего комплекса, обработку сигналов и передачу их к устройствам БН, ПКУ, УР и на контакты разъема «Выходные сигналы», расположенные на УР. БН и ПКУ обеспечивают представление контролируемых параметров бурильщику. Работой комплекса управляют с помощью ПКУ. Контролируемые параметры фиксируются на диаграммной бумаге приборами УР. Назначение управляющих сигналов приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Сигнал на пульте	Назначение
Вес	Отключение привода лебедки при перегрузке талевой системы
Тальблок	Отключение привода лебедки при подъеме талевого блока выше заданной высоты
Давление	Отключение привода насосов при превышении допустимого давления
Циркуляция	Наличие давления в манифольде нагнетательной линии
Момент	Отключение привода ротора при превышении допустимого крутящего момента
Момент	Отключение привода машинного ключа при превышении допустимого крутящего момента
Уровень	Отклонение уровня бурового раствора в приемных емкостях от заданного
Плотность	Отклонение плотности бурового раствора от заданной
Перелив	Перелив скважины при доливе в процессе подъема инструмента

Реализация функций осуществляется с помощью совокупности устройств, размещенных в составных частях, представляющих измерительный канал. Каналы формируют по каждому технологическому параметру, контролируемому комплексом. При этом если контролируемый технологический параметр и фактически измеряемая физическая величина совпадают, то канал называется измерительным. Если контролируемый технологический параметр и фактически измеряемая физическая величина не совпадают, то канал называется каналом контроля.

Датчики по функциональному назначению могут быть разделены на:

1. Датчики, характеризующие технологический процесс бурения (перемещения талевого блока, он же - проходки, он же - глу­биномер; веса инструмента; частоты вращения ротора; момента на роторе; момента на машинном ключе; давления промывоч­ной жидкости; расхода; уровня в емкостях).

2. Датчики свойств промывочной жидкости (плотности, вязко­сти, объемного газосодержания, температуры, минерализации).

3. Газоаналитическая аппаратура, к которой относятся дегазато­ры промывочной жидкости, суммарные газоанализаторы (инди­каторы горючих газов) и хроматографы.

4. Аппаратура и оборудование для анализа образцов горных пород, флюидов и промывочной жидкости (геологическая кабина).

Телеметрические забойные системы

В последние годы за рубежом интенсивно развивается новое на­правление промысловой геофизики - получение информации с забоя непосредственно в процессе бурения с помощью телемет­рических забойных систем (ТЗС), в переводной литературе по­лучивших название MWD- и- LWD-систем.

Создаваемые на первом этапе для измерения параметров траек­тории стволов наклонно-направленных скважин, бурящихся с пла­вучих буровых установок, в настоящее время ТЗС включают в себя практически весь комплекс ГИС для открытого ствола, а также целый ряд технологических параметров, время их бесперебойной работы доведено до 200 и более часов, дальность передачи инфор­мации по каналу связи превышает 6000 м.

ТЗС, объединенные с поверхностными системами ГТИ, обра­зуют сложные компьютеризированные многопроцессорные при­борные комплексы, предназначенные для получения комплекс­ной геолого-технологической и геофизической информации в процессе бурения скважин. Созданием как ТЗС, так и комплекс­ных скважинных систем занимаются десятки зарубежных фирм, в том числе и традиционно геофизических, таких как «Шлюмберже», «Халибертон» и др.

Добавление ТЗС к комплексу ГТИ принципиально меняет роль промыслово-геофизических исследований и место ГИС в об­щем комплексе исследования скважин, позволяя уверенно выде­лять маломощные продуктивные пласты, зачастую при обычной технологии проведения ГИС необнаруживаемые, проводить глу­бокие наклонно-направленные и горизонтальные скважины всего одним долблением без каких-либо перерывов в бурении с мини­мальной стоимостью.

В нашей стране ТЗС под шифром «Забой» разрабатываются во ВНИИГИС, однако их освоение началось в 1996 г.

Освоение системы «Забой» в полной конфигурации позволит существенно изменить возможности ГТИ и поэтому является первоочередной задачей.

Понятие о конструкции скважины. Расположение обсадных ко­лонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ве­дется бурение под каждую колонну, а иногда и других данных на­зывается конструкцией скважины (рис. 2).

Конструкция скважины должна обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение. Кроме того, конструкция скважины должна обеспечивать:

- доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных го­ризонтов (пластов) и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя (под конструкцией забоя понимается сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение напорных горизонтов, проведение технико­технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с оптималь­ным дебитом);

- предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможно­сти техники и технологических процессов;

- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

Число обсадных колонн, необходимых для обеспечения пере­численных требований, определяется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовмес­тимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижеле­жащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологи­ческих мероприятий по предотвращению этих осложнений невоз­можно.

Рис. 2. Конструкция скважин: а - профиль; б - концентрическое расположение колонн в стволе; в - графическое изображение конструкции скважины; г - рабочая схема конструкции скважины.

В конструкции скважины используются следующие типы об­садных колонн:

Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, уста­новки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;

Промежуточная обсадная колонна - для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по ус­ловиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего ин­тервала. В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной;

Эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения про­дуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геоло­гического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

Промежуточные обсадные колонны могут быть: сплошные, т.е. перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья, неза­висимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекры­тием предыдущей обсадной колонны, не менее чем на 100 м; ле­тучки - специальные промежуточные обсадные колонны, слу­жащие только для ликвидации осложнений и не имеющие связи с предыдущей или последующими обсадными колоннами. Летуч­ки до устья скважины не наращиваются.

Промежуточная колонна-хвостовик может наращиваться до ус­тья скважин или при благоприятных условиях служить в качестве эксплутационной колонны. Когда износ последней промежуточ­ной колонны незначительный, эксплуатационная колонна может быть спущена в виде хвостовика.

При подсчете числа колонн, входящих в конструкцию сква­жин, направление и кондуктор не учитывают. Конструкцию сква­жины, состоящую из эксплуатационной и одной промежуточной колонны, называют двухколонной, а из эксплуатационной и двух промежуточных - трехколонной и т.д.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. A.16.15.3.5. Экран вспомогательного блока управления (ACU) для использования в депо
2. A.32.4.5.3. Система УСАВП: тест управления рекуперативным торможением
3. A.7.2. Модули пульта управления машиниста
4. ArchiCAD - основа комплексного проектирования
5. Cинтетический учет поступления основных средств, в зависимости от направления приобретения
6. G-код и семейство управления путем инструмента
7. H)результатов неэффективной финансовой политики по привлечению капитала и заемных средств
8. I этап. Определение стратегических целей компании и выбор структуры управления
9. I. Общее понятие о целях, содержании, средствах и видах общения
10. I. Паспорт комплекта оценочных средств
11. I. Порядок назначения лекарственных средств
12. II. Государственная регистрация транспортных средств