Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

К этой группе устройств относятся глубинные стабилизаторы осевой нагрузки на долото, забойные стабилизаторы момента, забойные автоматы и регуляторы подачи долота. Эффективность их применения максимальна при бурении скважии турбобурами на глубину свыше 1500-2000 м. Это связано с тем, что с ростом глубины скважин увеличиваются потери осевой нагрузки на трение бурильной колонны о стенки скважины, в результате чего буровой снаряд либо зависает, либо периодически проскальзывает. Даже в режиме прокручивания бурильной колонны возникают ложные заниженные “максимумы” (экстремальные значения) механической скорости бурения в результате неравномерной нагрузки долота и

неустойчивого момента вращения турбобура. В таком режиме турбобур работает неустойчиво и с низкой производительностью. Технических наземных средств, с помощью которых возможно эффективно контролировать работу турбобура на больших глубинах нет.

Решение задачи управления режимом работы турбобура на больших глубинах — использование забойных автоматов или глубинных стабилизаторов. Глубинные стабилизаторы предназначены для поддержания постоянной осевой нагрузки на долото, независимо от длины колонны бурильных труб при роторном и турбинном бурении. При использовании глубинного стабилизатора веса (ГСВ) осевая нагрузка на долото может создаваться, как утяжеленными бурильными трубами (УБТ) с турбобуром, присоединенным к ГСВ, так и дополнительно за счет гидравлического перепела давления промывочной жидкости в стабилизаторе веса, рис.55. В первом случае за. счет равенства площади сечения верхнего штока диаметром d и кольцевой площади диаметрами йг и dj при открытых отверстиях 2, 3 и 4, соединяющих, соответственно, зону А с затрубным пространством и зону Б с пространством внутри штока с высоким давлением. Сила гидравлического перепада давления на штоке при любом его значении равна нулю. Отверстие 4 служит для сигнализации на поверхность о состоянии момента „разрядки” ГСВ. При выдвижении штока в процессе бурения отверстие 4 выходит за пределы корпуса ГСВ н давление внутри труб уменьшается, что фиксируется поверхностным манометром.

При необходимости создать дополнительную к весу УБТ н турбобура нагрузку иа забой отверстия 3 и 4 закрываются пробками, а отверстие в иижней части корпуса открывается. В этом случае иа штоке ГСВ появляется дополнительная сила гидравлического перепада давления, пропорциональная площади сечений штока. Верхняя часть штока воспринимает крутящий момент, который передается через перегородку с квадратным сечением на корпус ГСВ и компенсируется ротором буровой установки.

Глубинные стабилизаторы момента регулируют осевую нагрузку, поддерживая постоянную величину момента на долоте. Применяются и другие стабилизаторы.

Забойные автоматы подачи долота для турбинного бурения позволяют регулировать осевую нагрузку иа долото для поддержания постоянного значения перепада давления, частоты вращения или вращающего момента на валу турбобура. Забойные автоматы подачи устанавливаются над турбобуром. Прн необходимости между автоматом подачи и турбобуром может быть включен набор УБТ.

Автоматы подачи по перепаду давления используют зависимость перепада давления жидкости на лопатках турбобура от частоты вращения. Такая зависимость характерна только для лопаток определенного профиля. Изменение частоты вращения вследствие изменения осевой нагрузки на забой влияет на перепад давления жидкости, что вызывает срабатывание гидромеханического сервопривода автомата. В случае уменьшения частоты вращения сервопривод приподнимает турбобур над забоем, уменьшая осевую нагрузку, а, стабилизатор веса, следовательно, момент вращения на долоте и наоборот. Автомат по 1-шток; 2-4 — отверстия перепаду давления является самонастраивающейся системой на максимум мощности турбобура. Автоматы регулирования момента

вращения на валу турбобура имеют в качестве чувствительного элемента пружинный моментомер, реагирующий на изменение момента на долоте и перемещающий золотник гидромеханического привода подачи. Последний, в зависимости от положения золотника, нагружает или разгружает долото.

Принцип действия автомата подачи по зависимости изменения частоты вращения долота состоит в управлении осевой нагрузкой при помощи центробежного регулятора, связанного с валом турбобура.

Центробежный регулятор через гидроусилитель воздействует на золотник гидромеханического сервопривода, который уменьшает иди увеличивает нагрузку на долото При частоте вращения большей оптимального значения, сервопривод нагружает долото, увеличивая тем самым реактивный! момент и снижая частоту вращения. И, наоборот, при уменьшении частоты вращения сервопривод разгружает долото, доводя частоту вращения до оптимального значения. Одним из наиболее перспективных является забойный нереверсивный автомат с дросселирующим золотником, рис.5б. Он предназначен для работы в глинистом растворе. Его корпус соединяется с колонной бурильных труб, а гаток — с корпусом турбобура. Сервопривод автомата имеет два уплотнения — на поршне и на штоке. Между ними расположена зона А, давление в которой регулируется с помощью дросселирующего золотника. Когда зона А соединена с внутренней полостью бурильной колонны, нагрузка на долоте максимальна, а при соединении её с затрубным пространством — минимальна. Регулирующее воздействие на штангу дросселирующего золотника передается

Рис.56. Схема забойного

от диафрагмы, находящейся под воздействием перепада давления на регулирующей турбиике пропеллерного типа, растущим от холостого хода к тормозному режиму. Вал регулирующей турбинки соединен с валом турбобура.

При увеличении момента на валу турбобура частота вращения регулирующей турбинки уменьшается, а перепад давления на ней увеличивается. При этом штанга перемещается вниз и переключает зону с высокого давления внутри бурильной КОЛОННЫ на низкое в затрубном пространстве. Осевая нагрузка на долото уменьшается и частота вращения вала турбобура растет. Уменьшение момента на валу турбобура вызывает увеличение осевой нагрузки на долото. При колебании расхода промывочной жидкости автоматически осуществляется самонастройка регулятора путем гидравлического уравновешивания усилия на золотнике и диафрагме.

автомата АЗТС 1- шток; 2 — поршень; 3- дросселирующий золотник; 4-штанга; 5 — диафрагма;

6- регулирующая турбинка;

7- её вал.

Забойные контрольно-измерительные устройства С увеличением глубины бурения значения параметров режима бурения, регистрируемые наземными контрольно-измерт-ельными приборами, всё меньше отражают истинные их значения, действующие в забое скважины. Это вызвано

ГП I!

искажением измеряемого значения параметра с ростом глубины скважины при механической передаче забойной информации на поверхность по бурильной колонне.

Рис, 57. Структурная схема канала связи с забоем

Так, например, величина осевой нагрузки на забой, измеряемой на устье скважины, может существенно отличаться от дейст вительной за счет трения колонны о 1-входной сигнал; 2 — преобразовательное стенки скважины при ее движении [3] устройство; 3- передающее устройство; Частота вращения, измеряемая как средняя 4- канал связи; 5 — приемное устройство; величина, не отражает динамики движения 6- регистратор породоразрушающего инструмента с его

ускорениями и замедлениями.

В отличие от наземных забойные контрольно-измерительные средства

фиксируют на забое скважнны и передают на поверхность истинные значения параметров режима бурения. Осевая нагрузка на забой, крутящий момент, частота вращения

инструменте и перепад давления промывочной жидкости измеряются с помощью телеизмеригельных систем связи с забоем, рис. 57., в которых входной сигнал датчиком — преобразователем трансформируется в электрический сигнал или сигнал в виде

at’ Риг SR ГгВМЯ

гидравлических импульсов, пропорциональный измеряемой величине. Сигнал усиливается передающим устройством и по каналу связи попадает в приемное устройство, где дешифрируется и его величина регистрируется наземными приборами.

Принципиальное значение для разработки телеизмерительных систем связи с забоем имеет вид сигнала и канал связи. Передача сигнала на поверхность в виде постоянной величины (например, электрического напряжения, давления жидкости) недостоверна вследствие непост оянства проводящих характеристик канала связи, вызывающих неравномерное во времени изменение сигнала. Более надежной системой является передача сигнала в форме электрических, звуковых или гидравлических импульсов. В этом случае достоверность передаваемой информации определяется частого й, длительностью или амплитудой импульсов, а также отношением длительности импульса к паузе между ними.

При передаче по каналу связи на поверхность мощность сигнала уменьшается пропорционально глубине скважины и зависит от омического сопротивления горных пород. Поэтому несущая частота канала связи должна быть такой, чтобы затухание сигнала было наименьшим, а отношению сигнал/помеха наибольшим. Исследования различных способов передачи информации с забоя скважины и разработка телеизмерительных систем «забой-устье скважины» были осуществлены в ВИТРе совместно с ЛЭТИ, СКБ«Геотехника»,ВНИИБТ, ВНИИКАНЕФТЕГАЗ. Для

бетпроводвдго геологоразведочного бурения в ВИТРе была разработана 5-канальиая канала114связи° телеизмерительная система и в СКВ — 2х-канальная.

Для телеизмерений забойных параметров процесса бурения применяются следующие каналы связи с различными способами передачи сигнала:

1) электропроводный — с помощью встроенных в бурильные трубы токопроводов или с использованием токопроводящих кабелей;

2) беспроводный электрический (электромагнитный) — проводящий сигналы по бурильным трубам и окружающим горным породам;

3) акустический — с помощью упругих звуковых волн, распространяющихся по бурильным трубам и промывочной жидкости;

4) гидравлический — также с помощью упругих волн, распространяющихся по жидкости, заполняющей бурильные трубы.

Основной частью беспроводного электрического канала связи является источник ЭДС, представляющий собой передатчик, вырабатывающий сигнал переменного напряжения с частотной или время-импульсной модуляцией, который подаётся иа антенну — изолированные друг от друга участки колонны бурильных труб, рис.58. В момент поступления импульса между изолированными участками (лучами антенны) образуется электрическое поле с градиентом напряжения, зависящим от удельного сопротивления окружающих горных пород. Сигнал регистрируется на поверхности как разность потенциалов между заземлённым электродом и колонной бурильных труб. С помощью такого канала связи можно измерять забойные параметры процесса бурения в скважинах глубиной 1,5 -3 км. При бурении на нефть направленных скважин нашли применение телесистемы ВНИИГИС ЗИС-4М, а также МАК-170 и МАК-108. Эти системы используются с электромагнитным каналом связи.

В качестве гидравлического канала связи используется рабочая промывочная жидкость, прокачиваемая по бурильным трубам. По ней передаются импульсы давления,

Рис. 59. Гидроусилитель

создаваемые датчиком. Последний возбуждает гидравлические удары с частотой, пропорциональной измеряемому параметру, например, частоте вращения вала турбобура. Предельная глубина связи с помощью гидравлического канала 5-7 км. Гидравлический канал связи используют при турбинном бурении для управления работой турбобура и контроля частоты вращения его вала. Такие системы распространены наиболее широко в нефтяном бурении вследствие простоты конструкции забойного датчика. Его недостаток — малая разрешающая способность, то есть возможность передачи большого количества информации за единицу времени.

К недостаткам систем измерения

с беспроводным электрическим каналом связи следует отнести сложность конструкции

забойных датчиков и зависимость глубины связи от удельного омического сопротивления горных пород. В качестве источников сигнала с гидравлическим каналом связи используются гидротурботахометры.

Гидротурботахометр ГТН-ЗМ предназначен для измерения частоты вращения вала турбобура. Он состоит из глубинного датчика частоты вращения ТДН-8/5 и наземиыхприборов: индуктивного приёмного датчика ДД, преобразователя давления ИД-2, электронного активного фильтра АЭФ-2 и электромеханического пересчётного

устройства со

1-управляющий клапан; 2,6 и 8- отверстия; 3- подпоршневая зона; 4 — корпус; 5 — поршень; 7- дросселируюшее отверстие; 9- перегородка; 10-цилиндр; Qi и (Д — потоки рабочей жидкости в дросселирующем отверстии н штоке поршня.

стрелочным индикатором ЭМПУ-3.

Главной частью низкочастотного датчика частоты вращения является гидроусилитель, рис. 59. В его корпусе помещена перегородка с дросселирующими отверстиями, в которую встроен цилиндр с поршнем. Подпоршневая зона постоянно сообщается с зоной повышенного давления р через отверстие в подвижном штоке, а надпоршнвая зона — также через отверстия с зоной пониженного давления р2. При закрытии отверстия 2 управляющим клапаном 1 давление под поршнем рз становится равным pi и поршень перемещается вверх под действием перепада давления pi — р с силой F. Пря открытии отверстия 2 рз становится равным р2 и поршень под действием потока жидкости и собственного веса опускается вниз. Коэффициент усиления F/f=D2/d2, где f — сила закрытия управляющего клапана. Таким образом, гидроусилитель периодически перекрывая полностью или частично поток промывочной жидкости, возбуждает импульсы давления, передаваемые на поверхность по гидравлическому каналу связи.

Рис.60. Низкочастотный датчик частоты вращения ТДН-8/5

1 — планетарный редуктор; 2 — таходатчик; 3 и 6- проходные отверстия; 4 — перегородка, в которой размещен главный канал связи; 5 — главный клапан; 7 — управляющий клапан; 8 — кулачковый механизм; 9 — выходной вал; 10 — специальный переводник; 11 — прорезиненный шланг; 12 — ведомый валик; 13 — металлическая втулка; 14 — поводок вала; 15 — корпус трубопровода; 16 — вал турбобура.

Схема таходатчика ТДН-8/5, рие.60, отличается от описанной тем, что главный канал, частично перекрывающий поток жидкости, помещён в перегородке 4. Сам таходатчик 2 размещается в специальном переходнике, присоединяемом к корпусу трубопровода. Ведомый изогнутый валик, изолированный от внешней среды

прорезиненным шлангом, вращается при помощи прорезиненной втулки, эксцентрично вставленной в поводок вала турбобура. К нему подключён многоступенчатый понижающий планетарный редуктор, на выходном валу которого помещается кулачковый механизм, приводящий в возвратно-поступательное движение управляющий клапан. Передаточное число редуктора соответствует одному перекрытию управляющего клапана и, следовательно, одному срабатыванию главного клапана через каждые 100 оборотов вала турбобура. Импульсы давления, посылаемые датчиком, по форме близки к синусоидальным, благодаря подбору профиля кулачка и соотношения площадей проходных отверстий 3 и 6 в штоке главного и в седле управляющего клапанов. На поверхности импульсы давления регистрируются в пересчёте на частоту вращения вала турбобура в минуту.

Электрические датчики частоты вращения ЭБТ представляют собой электрические беспроводные турботахометры. Главной их частью является синхронный генератор, получающий вращение от вала турбобура и вырабатывающий синусоидальный сигнал. Датчик заполняют маслом и помещают в специальный контейнер над турбобуром. К нему присоединяют на резьбе изолятор-разделитель, разобщающий электрически верхнюю и ннжнюю части колонны, к которым подключены выводы датчика. Глубина связи в скважине датчиков ЭБТ-1 и ЭБТ-2, соответственно 2000 и 3000 м, диапазон частот составляет 5-25 и 0,166-0,833 Гц, длина датчиков 1000 и 1598 мм, длина изолятора — разделителя 4820 мм, диапазон частот вращения 300-1500 мин"’.

Телеизмерительная аппаратура забойных параметров геологоразведочного бурения ТИС-1200 (разработка СКБ «Геотехника») предназначена для измерения на забое скважин осевой нагрузки и крутящего момента с передачей информации по беспроводному каналу связи «забой-устье скважины» на поверхность.

Аппаратура ТИС-1200 состоит из забойной и наземной частей. Забойная часть, включающая блок датчиков, электронный блок, блок питания и изолирующую трубу, устанавливается над колонковой трубой и является частью бурового снаряда Вырабатываемые бесконтактными магнитоупругими датчиками сигналы, пропорциональные измеряемым параметрам — осевой нагрузке и моменту — изменяют параметры колебательных контуров двух генераторов высокой частоты, вследствие этого происходит частотная модуляции сигналов. Затем импульсы напряжения, вырабатываемые генераторами, усиливаются по мощности и передаются на поверхность по беспроводному каналу связи. Сигналы принимает наземная аппаратура, подключаемая к колонне бурильных труб и заземлению, расположенному на расстоянии 30-70 м от буровой. Она дешифрирует и регистрирует сигналы с помощью двух стрелочных приборов типа ПКР-11. Сигналы можно также записывать самописцем СК-5. Питание забойной аппаратуры осуществляется от блока аккумуляторов КНГК-10Д.

Комплекс забойной измерительной аппаратуры “Экран-5 "(разработка ВИ’ГР) предназначен для измерения осевой нагрузки (диапазон 0-20 кН), крутящего момента (0-400 Нм), перепада давления промывочной жидкости (0-5 МПа), температуры и электрического сопротивления — по одному каналу). Данные забойных параметров замеряются датчиками электроманометрического типа, сигналы скоторых поступают в телепередающее устройство и в формате время-импульсной модуляции передаются в эфир горных пород на поверхность по беспроводному каналу связи на несущей частоте 32 Гц [И].

Максимальная глубина связи в скважине в горных породах с низким и средним электрическим сопротивлением (осадочного комплекса) составляет 1200м без ретранслятора. Автономность питания не менее 50 ч. Погрешность измерений аппаратурой „Экран-5” не превышает 5%.. Длина погружного контейнера с передатчиком, блоком питания и датчиками-4,5м; наружный диаметр-бОмм. Прибор

Рис. 61 . Забойный регистратор 1-вставка в бурильной трубе; 1- коммутатор; 3-усилитель; 4- формиругощее устройство; 5- магнитная головка, 6-протяжный механизм; 7-магнитная проволока; 1ш.1*2 и /„-продолжительность импульсов сигналов.

встраивается в буровой снаряд над колонковой трубой. На базе аппаратуры“Экран-5”создан прибор — “Забойный сигнализатор встречи пласта угля” (патент на изобретение №296453 кл. Е21в) [2]. Забойный сигнализатор предназначен для проведения механического каротажа геологического разреза по скважине в процессе бурения. При входе породоразрушающего инструмента в пласт угля подаётся сигнал, который позволяет бурильщику принять оперативные меры для полноценного отбора керна. Сигнализация о встрече пласта угля поступает с забоя при мощности пласта не менее 5см. Глубинный регистратор ГРП, рис.61, относится к группе автономных приборов для записи параметров режима I — бурения на забое скважины. Такие приборы ц. включаются в состав бурового снаряда и у. записывают изменение величин одного-двух параметров в течение рейса.

Чувствительным элементом датчиков является специальная вставка из стали марки ЗбХМЮА в колонне бурильных труб. Момент и осевая на/рузка измеряются магнитоупругими датчиками ДМ и ДН. Коммутатор поочередно через 20 мс подает сигналы от датчиков на полупроводниковый усилитель, формирующее устройство и далее для записи на магнитную проволоку диаметром 0,05 им, которая протягивается около универсальной магнитной головки. Пределы измерения прибором осевой нагрузки до 30 кН и момента до ЮООНм с точностью ±5%.

Комментарии запрещены.