ASU_Burenia

1.

Автоматизированные системы
управления процессом бурения

2.

Автоматизированные системы
управления процессом бурения
Системы управления
технологическими
процессами и
операциями бурения
Системы управления
буровой установкой

3.

Системы автоматизации управления траекторией ствола
скважины
Решение проблемы повышения точности
проводки горизонтальных скважины по
заданному профилю привело к созданию
роторных управляемых систем (РУС), основу
которых
составляют
забойные
телеметрические системы. Телеметрическая
система передает замеры угла искривления и
азимута
скважины,
а
также
данные
геофизических замеров свойств окружающих
горных пород на поверхность и позволяет в
реальном времени управлять направлением
работы породоразрушающего инструмента.
https://youtu.be/zWCYGwkvMVg

4.

Системы автоматизации управления
траекторией ствола скважины
Роторные управляемые системы (РУС) для бурения
наклонных и горизонтальных скважин
Способы управления
породоразрушающим
инструментом, используемые в
РУС
принудительное радиальное
смещение долота в заданном
направлении
позиционирование долота за счет
смещения или изгиба наддолотной
трубы

5.

Автоматизация управления
траекторией ствола скважины
Роторная управляемая система
Долото соединено с бурильной колонной наддолотной трубой (приводным
валом долота), которая проходит внутри через блок-отклонитель (отклоняющийся блок)
и блок управления (контрольный блок). Блок-отклонитель установлен на подшипниках и
не вращается вместе с колонной за счет торможения о стенки скважины. Таким образом
обеспечивается известность положения отклоняющих элементов относительно
вертикальной плоскости, проходящей через ось скважины.
Блок-отклонитель системы снабжен опорами, выдвижением которых создается
отклоняющее усилие на долото. Независимое гидравлическое давление для
выдвижения каждой из опор позволяет создавать радиальное усилие в заданном
направлении.
РУС передает информацию на поверхность оператору и получает от него
управляющие команды по гидравлическому или электрическому каналам связи.

6.

Автоматизированные системы
управления процессом бурения
Задачи автоматизации управления технологическим
процессом бурения включают:
• автоматизацию управления подачей бурового
инструмента;
• автоматизацию управления приводом ротора;
• автоматизацию управления работой буровых
насосов.

7.

Автоматизация
подачи долота

8. Талевая Система

Талевая система (оснастка) буровых
установок предназначена для
преобразования вращательного движения
барабана лебедки в поступательное
(вертикальное) перемещение крюка, к
которому крепится бурильная колонна, и
уменьшения нагрузки на ветви каната.
1 – Буровая лебёдка
2 – Кронблок
3 – Талевый блок
4 – Крюк
5 – Талевый канат (струны)
6 – Механизм крепления неподвижного
конца талевого каната
7 - Гидравлический индикатор веса
(А) – подвижный конец талевого каната
(Б) - неподвижный конец талевого каната
8

9.

Изменение осевой нагрузки и проходки
при ручной и автоматической подаче долота
G
G0
G1
G0 – начальное давление на забой при освобождении тормоза, h0 – проходка.
Площадь треугольника ABC пропорциональна работе, выполненной долотом за
рассмотренный цикл.

10.

Автоматическая подача бурильного инструмента
обеспечивает следующие преимущества:
• увеличение механической скорости,
• относительное снижение крутящего момента в
бурильных трубах,
• уменьшение износа долота
• и соответственное увеличение проходки.
Для управления нагрузкой на долото можно воздействовать на
перемещение верхнего или нижнего конца бурильной колонны.
В первом случае устройство подачи долота (УПД) располагается на
поверхности и называется наземным устройством подачи долота.
Во втором случае УПД устанавливается в скважину вблизи забоя и
называется глубинным устройством подачи долота.

11.

Структурная схема наземной САР подачи
долота

12.

Устройства подачи долота делят на
• фрикционные (использующие тормозную систему лебедки),
гидравлические (подача регулируется гидронасосом)
• электрические (подача регулируется электродвигателем).
В качестве автоматических регуляторов подачи
долота нашли применение следующие средства:
СВМ, АСВ, РПДЭ-3 и другие.

13.

Бурение на больших глубинах (свыше 2000 м) с помощью наземных
автоматических устройств подачи долота малоэффективно из-за сил трения
бурильной колонны о стенки скважин, значительно искажающих
измеряемые на поверхности осевые нагрузки на долото. В связи с этим
используются глубинные УПД.
ПРИМЕР:
Забойный автомат подачи (глубинное УПД), использующий
зависимость перепада давления жидкости на лопатках турбобура от
частоты вращения.
Изменение частоты вращения вследствие изменения осевой нагрузки на
забой влияет на перепад давления жидкости, что вызывает срабатывание
гидромеханического привода автомата. Привод приподнимает турбобур
над забоем или опускает его, уменьшая или увеличивая, таким образом,
осевую нагрузку.

14.

Автоматизация спускоподъемных операций

15.

Структурная схема АСК режима спуско-подъемных
операций

16.

АСК режима спуско-подъемных операций
КАСПУ состоит из:
пульта управления;
аппаратного шкафа;
талевого блока с элеватором;
лебедки с тормозным устройством;
натяжного устройства, встроенного в талевую систему;
штангодержателя с ключом, служащих для удержания бурильной колонны
на весу, свинчивания и развинчивания бурильных труб;
свечеподающего устройства, служащего для переноса свечей;
центратора, предназначенного для центрирования резьбы нижнего конца
свечи, подаваемой свечеподающим устройством относительно резьбы
верхнего конца бурильной колонны, удерживаемой штангодержателем;
направляющих талевого блока;
устройства для определения местонахождения замковых соединений
бурильной колонны и останова ее на заданной высотной отметке.
Примером КАСПУ является комплекс СПА-ВИТР.

17.

Автоматизация промывки
скважин

18.

Структурная схема САР режимом промывки скважины

19.

Стабильность количества циркулирующей промывочной жидкости
может определяться двумя методами:
1) по разности объемов закачиваемой в скважину жидкости и выходящей из нее, измеряемой дифференциальным расходомером или двумя
расходомерами на входе и выходе;
2) по изменению объема циркулирующей промывочной жидкости, контролируемой по ее уровню в приемных емкостях.
Из-за наличия воздуха в промывочной жидкости, закачиваемой в скважину, применение 1-го метода приводит к большим ошибкам. Поэтому для
определения стабильности количества циркулирующей жидкости в
основном применяются регистраторы-сигнализаторы уровня.

20.

Автоматизация управления
технологическим процессом бурения
В настоящее время задачи автоматизации управления процессом
бурения комплексно реализуют в автоматизированных системах
управления (АСУ) буровой установкой.
Основные функции АСУ:
·
управление главными приводами лебёдки, буровых насосов и
ротора;
·
управление вспомогательными механизмами и механизмами ЦС;
·
мониторинг основного электрооборудования с визуализацией на
панелях управления;
·
архивирование отказов и основных параметров буровой установки,
с возможностью просмотра в дневниках событий;
·
удалённый доступ системы верхнего уровня к параметрам буровой
установки.

21.

АСУ буровой установкой:

22.

23.

Автоматизация управления
технологическим процессом бурения
АСУ буровой установкой включает в себя следующие подсистемы:
• система управления электроприводом лебедки;
• система управления электроприводами буровых насосов;
• система управления электроприводом ротора.
Задачи
автоматизации
процесса бурения
Подсистемы АСУ
буровой установкой
Управление подачей
бурового инструмента
(регулирование осевой
нагрузки на долото)
Система управления
электроприводом лебедки
Управление приводом
ротора (регулирование частоты
вращения ротора)
Система управления
электроприводом ротора
Управление работой
буровых насосов
(регулирование расхода
бурового раствора)
Система управления
электроприводами буровых
насосов

24.

Структурная схема АСУ
буровой установкой
ПЧ 1
Привод
лебедки
ПЧ 2
Привод
насоса 1
ПЧ 3
Привод
насоса 2
ПЧ 4
Привод
ротора
Станция
управления
Управление
насосами
Управление
приводами
ротора и
лебедки
Пульт
насосов
Промышленная информационная сеть
Главный
контроллер
Пульт
бурильщика
ПЧ – преобразователи частоты

25.

Автоматизированная система управления
буровой установкой
Состав АСУ ТП
буровой установкой
Шкаф с микропроцессорным контроллером
Шкаф с удаленными модулями ввода/вывода
лебедочного блока
Пульт бурильщика
Пульт управления буровыми насосами со
станцией удаленных модулей ввода/вывода
Шкаф с микропроцессорными системами
управления
электроприводами (преобразователями
частоты)
Автоматизированная система управления буровой
установкой предназначена для управления приводами
главных механизмов (лебёдка, ротор, буровые насосы)
и
относящихся
к
ним
вспомогательных
электроприводов.
В состав АСУ входят:
- шкаф с микропроцессорным контроллером;
- преобразователи частоты основных механизмов;
- пульт бурильщика;
пульт управления буровыми насосами.
Микропроцессорный
программируемый
контроллер
является
ведущим
устройством
системы. Передача данных осуществляется по
сетям ProfiBus DP или Ethernet.

26.

Шкаф с преобразователями
частоты
Применение преобразователей частоты (так
называемый
частотно-регулируемый
привод)
обеспечивает:
возможность регулирования осевой нагрузки
на долото, частоты его вращения и расхода бурового
раствора путем регулирования скорости вращения
электродвигателей соответственно буровой лебедки,
ротора и буровых насосов;
сокращение потребления электроэнергии;
безударный плавный запуск электродвигателей;
необходимые технологические и электрические
защиты и блокировки.

27.

28.

Частотно регулируемые
приводы
https://youtu.be/_uurJjMpsNE
http://www.bpa.ru/producti-iproecti/preobrazovateli-chastoty-i-ustrojstvaplavnogo-puska/

29.

Система управления
электроприводом ротора
Функции системы управления
электроприводом ротора
Плавное регулирование скорости
двигателя
Ограничение темпа разгона и
торможения электропривода
ротора
Поддержание заданной скорости
вращения двигателя
Оперативное изменение
ограничения момента двигателя
Система
управления
электроприводом ротора обеспечивает:
• плавное
регулирование
скорости
двигателя;
• ограничение
темпа
разгона
и
торможения электропривода ротора;
• поддержание
заданной
скорости
вращения двигателя;
• оперативное изменение ограничения
момента двигателя.

30.

Функции системы управления
электроприводом ротора
Включение и отключение привода,
выбор направления вращения
с пульта бурильщика или от АСУ высшего уровня
Задание величины скорости ротора,
установка ограничения момента
и мощности двигателя
Блокировки и сигнализация
•Система автоматического
регулирования электропривода
ротора обеспечивает: плавное
регулирование скорости
двигателя в диапазоне от 0 до
810 об/мин;
•ограничение темпа разгона и
торможения электропривода
ротора;
•поддержание заданной
скорости вращения двигателя;
•оперативное изменение
ограничения момента
двигателя в диапазоне от 20 до
100% от номинального

31.

Функции системы управления
электроприводами буровых насосов
Плавное регулирование скорости
двигателя
Ограничение темпа разгона
электроприводов насосов
Поддержание заданной скорости
вращения двигателя
Ограничения момента двигателя
Система управления электроприводами буровых
насосов обеспечивает:
• плавное регулирование скорости двигателя;
• ограничение темпа разгона электроприводов
насосов;
• поддержание заданной скорости вращения
двигателя;
• ограничение момента двигателя.

32.

Функции системы управления
электроприводом лебедки
Плавное регулирование скорости
двигателя
Ограничение темпа разгона и
торможения электропривода
лебедки
Поддержание заданной скорости
подъема и спуска талевого блока
Точная остановка талевого блока
в заданном положении
Поддержание заданной нагрузки на
долото
в режиме бурения
Ограничение момента двигателя
Удержание груза в неподвижном
состоянии
Включение и отключение привода и вспомогательных
механизмов, относящихся к лебедки;
Регулирование скорости лебедки при спускоподъемных
операциях (СПО) по заданию бурильщика через
командоаппапрат
с ограничением скорости, мощности, тока двигателя и
заданными
параметрами трогания, разгона и торможения;
Автоматическое торможение талевого блока при
подходе к заданным бурильщиком верхней и нижних
точках при СПО;
Удержание колонны бурильных труб (КБТ) в
неподвижном положении при задании нулевой
скорости;
Автоматическое управление механическим тормозом
при
остановке и трогании лебедки, переключение скоростей
лебедки бурильщиком;
Запоминание веса КБТ, регулирование усилия на
долото с
ограничением скорости подачи в режиме бурения с
заданными параметрами

33.

Визуализация хода технологического процесса
Визуализация
состояния
механизмов,
технологических
блокировок, аварийные сообщения о неисправностях и т.д.
осуществляется посредством панелей операторов, расположенных на
пульте насосов и пульте бурильщика.

34.

ПУЛЬТ БУРИЛЬЩИКА
Функции пульта бурильщика
Автоматизированный сбор информации
с датчиков технологических параметров
бурения
Обработка и отображение информации
на линейных и цифровых индикаторах
Контроль параметров
по установленным пороговым значениям
Распознавание в автоматическом режиме
аварийных ситуаций
Вывод световой и звуковой аварийной
сигнализации
Вывод сообщений для бурильщика
в бегущей (информационной) строке
Двусторонняя связь с компьютером
для передачи/приема информации

35.

Визуализация хода технологического процесса

36.

Оперативный контроль удаленных объектов
Унифицированная суточная отчетность
Оперативный и ретроспективный анализ данных

37.

38.

Передача данных в реальном времени (Real-time)
Корпоративный
Корп БД
уровень
управления