По алфавиту:

Указатель категорий Теория организации Автоматизация технического процесса бурения

Автоматизация технического процесса бурения

Тип работы: Дипломная работа
Предмет: Теория организации
Язык документа: Русский
Год сдачи: 2008
Последнее скачивание: не скачивался

Описание.

Диплом

Выдержка из работы.

  Введение.

    Автоматизация технологического процесса составляет важную часть научно-технического прогресса  в проведении геологоразведочных работ. Теоретические исследования в области  совершенствования управления процессом  бурения и его оптимизации  получили новые возможности практической реализации с появлением управляющей микропроцессорной техники и созданием на ее основе систем автоматизированного управления.

    В отрасли в течение ряда лет  проводятся исследования по созданию микропроцессорных систем автоматизированного управления геологоразведочным бурением, реализующие методы и средства универсального, многофункционального управления, способного в отличие от жестких аналоговых решений осуществлять гибкую технологию бурения.

    Разнообразные образцы систем автоматизированного управления процессом  бурения разведочных скважин на твердые полезные ископаемые позволяют не только управлять процессом бурения в реальном времени по любому из известных алгоритмов, но и собирать, накапливать и обрабатывать информацию о процессе бурения, а также диагностировать работоспособность отдельных узлов и  механизмов.

    Автоматизация технологических процессов на основе современной техники должна обеспечить интенсификацию производства, повышение  качества и снижение себестоимости  продукции.

    Необходимость этого вытекает из анализа производственной деятельности геологоразведочных организаций  по выполнению плановых заданий. Несмотря на то, что внедрение современного оборудования, инструментов, прогрессивной  технологии бурения, средств механизации и автоматизации отдельных операций, совершенствование организации труда в целом обеспечило выполнение этих заданий, в разведочном бурении остаются значительные резервы повышения  производительности труда и улучшения его технико-экономических показателей. Эти резервы заключаются, прежде всего, в оптимизации и автоматизации оперативного управления процессом бурения скважин и в совершенствовании организации работ.

    Сегодня, в условиях интенсифицированного производства, возросших скоростей бурения  резко повысилась физическая нагрузка на буровой персонал. Учитывая также и тенденцию к росту глубин бурения разведочных поисковых скважин, можно утверждать, что возросли психологическая нагрузка и ответственность за решения, принимаемые бурильщиком в процессе бурения. Уже сейчас время простоев из-за неправильных технологических решений в процессе бурения составляет 5-7% общего баланса рабочего времени.

    Процесс бурения, особенно глубоких скважин, протекающий  в условиях значительной неопределенности, подвергается сильным и непредсказуемым возмущающим воздействиям, основа которых – как горно-геологические, так и технико-технологические факторы. Буровики знают насколько проектный геологический разрез может отличаться от фактического, а следовательно, проектная технология бурения – от фактической. Бурильщику приходится отступать от проектной технологии, использовать свой опыт, знания, интуицию, чтобы вовремя обнаружить изменение категории буримости пород, неблагоприятную технологическую ситуацию; хорошие мастера работают на грани искусства. Поэтому научить бурить хорошо, не задавать проектные параметры режимов бурения, а варьировать ими в зависимости от условий очень сложно. Намного быстрее и дешевле научить бурильщика пользоваться системой автоматизированного управления процессом бурения, которая  будет выбирать и поддерживать оптимальные режимы бурения в соответствии с заданными критериями оптимальности и в рамках установленных ограничений. С помощью систем автоматизированного управления можно более жестко нормировать процесс бурения, широко внедрять передовые технологии бурения.

    Устройство  сбора и первичной обработки  информации о состоянии процесса бурения является неотъемлимой частью автоматизированной системы управления этим процессом. Задачей настоящего дипломного проекта является разработка такого устройства. Выбор этой проблемы обуславливается спецификой специальности АТПиП. 

 

Глава 1.Описание технологического процесса бурения. 

    1.1. Буровая скважина  и ее элементы.

    Буровой скважиной называется цилиндрическая горная выработка в земной коре, характеризуемая относительно малым диаметром по сравнению с ее глубиной.

    Основные  элементы буровой скважины (рис. ZZZZ).

    Устье скважины 1 -  место пересечения  буровой скважиной  земной поверхности, дна акватории или элементов  горной выработки при бурении в подземных условиях.

    Забой скважины 8 - дно буровой скважины углубляющееся в процессе бурения; он может быть кольцевой 6 с керном 7 или сплошной 8.

    Стенки  скважины 9 - боковая поверхность  буровой скважины.

    Ствол скважины 2,5 - пространство, ограниченное стенками скважины. В неустойчивых породах стенки скважины закрепляются обсадными колоннами, при этом ствол скважины сужается.

    Ось скважины 4 - геометрическое место точек  центра забоя, перемещающегося при  углубке скважины, т. е. воображаемая линия, соединяющая центры поперечных  сечений буровой скважины.

    Глубина скважины - расстояние между устьем и забоем скважины по ее оси.

    Диаметр скважины - условный диаметр равный номинальному диаметру породоразрушающего инструмента. Фактический диаметр скважины, как правило больше номинального породоразрушающего инструмента за счет разработки скважины.

    Существует  также понятие "конструкция скважины". Под конструкцией скважины подразумевают ее характеристику, определяющую изменение

 

    

                                  1                                                            2 

                                             

                                                            

                                                              /                          
 
 

    9                                                      

                                                                                            

 

                                                                           3

                                                               /

                                                                                                                                                 

 
 

                                                                                   4                            
 

    Вся необходимая для работы информация содержится в таблице опроса параметров (рис. xxxx) и определяет требуемый режим и характеристики измерений. Блок схема алгоритма работы модуля приведена на рис. xxxx.

    Важное  преимущество подобной структуры данной подсистемы - возможность простого изменения или замены подпрограммы обработки измерений параметров, и следовательно возможность работы системы с различными датчиками и измерительными приборами.

 

Глава 4. Разработка принципиальной схемы устройства связи персонального  компьютера с объектом автоматизации.

    4.1 Описание автоматизированной  системы управления  процессом бурения Зоя 1.1.

    Система Зоя 1.1 предназначена для контроля технологических параметров бурения с целью оперативного управления и оптимизации режимов бурения скважин на нефть и газ и обеспечивает:

  • автоматический сбор и обработку с расчетом производных параметров и представление текущей информации в наглядной форме на средствах отображения и регистрации бурильщика и бурового мастера;
  • документирование результатов бурения в цифро-аналоговом и графическом виде, включая рапорт за смену,
  • контроль выхода технологических параметров за установленные пользователем пределы со световой и звуковой сигнализацией этих событий;
  • аварийную сигнализацию при выходе параметров "Вес на крюке", "Давление на входе"  за предельные значения с выдачей сигналов блокировки на соответствующее буровое оборудование;
  • автономное функционирование пульта бурильщика при отключении ЭВМ;
  • высокую эксплуатационную надежность и долговечность при минимальных затратах на техническое обслуживание и метрологическое обеспечение.

    К необходимому типовому элементу любой  системы автоматического управления относятся датчики технологических  параметров. Назначение датчика - преобразование контролируемой или регулируемой величины в величину другого рода, удобную для дальнейшего применения.

    В системе присутствуют следующие  датчики:

  • Датчик веса на крюке устанавливается на неподвижной ветви талевого каната. В качестве первичного преобразователя в датчике используется тензометрический силоизмерительный элемент.
  • Датчик контроля момента на роторе (тензометрический) устанавливается на редукторе привода ротора вместо фиксирующей серьги-стяжки или фиксирующей опоры. Контролируется действующее на датчик усилие растяжения или сжатия.
  • Датчик контроля ходов насоса (индуктивный датчик приближения) устанавливается на шкиве привода насоса.
  • Датчик канала контроля скорости вращения ротора определяет скорость вращения вала привода ротора. В качестве первичного преобразователя применяется датчик приближения. Устанавливается на трансмиссии.
  • Датчик давления (тензорезисторный) устанавливается в нагнетательной линии.
  • Датчик глубин дает исходную информацию для расчета глубины забоя, подачи, положения тальблока. Датчик цепной передачей связан с валом лебедки.
  • Датчик-индикатор изменения расхода бурового раствора на выходе (в желобе) преобразует угол отклонения лопатки от вертикального положения в электрический сигнал в зависимости от уровня и скорости потока.
  • В совмещенном датчике плотности - уровня бурового раствора (БР) и плотности БР на выходе в качестве первичного преобразователя применяется дифференциальный  манометр.  Измеряется гидростатическое давление в погруженных в буровой раствор трубках, через которые   под   давлением продувается воздух.
  • Датчик суммарного содержания горючих газов, выполненный на основе первичного термохимического преобразователя, монтируется вместе с датчиком-индикатором изменения расхода на выходе. Аналогичные датчики   применяются для контроля газосодержания и сигнализации во взрывоопасной зоне.
  • Датчик температуры БР на входе и выходе выполнен на основе специальной микросхемы и устанавливается, соответственно, в рабочей емкости и в желобе.
  • Датчик температуры воздуха (аналогичный) размещен в кабельной распределительной коробке.
  • Датчик момента на ключе (тензометрический) устанавливается на приводном тросе ключа.
  • Датчик момента на турбобуре (тензометрический) устанавливается на узел стопора ротора.

    Информация  от датчиков по кабелям передается в блок УКП, где осуществляется преобразование и обработка сигналов, и, затем, в пуль бурильщика и ЭВМ.

    Информационно-метрологические  характеристики   в  полном  объеме приведены в прилагаемой  таблице №.

                                                                                     Таблица  №.

        Контролируемый параметр
    Наименование  параметра, единица измерения Диапазон  контроля
    1 Вес на крюке, кН 0 - 5000; 0 - 4000

    0 - 3000; 0 - 2500

    0 - 2000; 0-1500

    2 Нагрузка на долото, кН 0-500
    3. Крутящий момент на роторе, кНм 0-60 0-30
    4. Давление на входе, Мпа 0-40
    5 Расход на входе, л/с 0-100
    6 Обороты ротора, об/мин 0-300
    7 Число ходов каждого насоса (до  трех), ход/мин 0-125
    8 Изменение расхода на выходе, % 0-99
    9. Подача, м 0-99,9
    10. Положение талевого блока, м 0-60 0-45
    11 Глубина забоя, м 0 -9999
    12 Положение долота над забоем, м 0 - 9999
    13 Текущее время, дата -
    14. Время бурения 1 м проходки, мин/м 0-1000
    15. Механическая скорость проходки, м/час 0-200
    16. Скорость СПО, м/с 0-3
    17. Время бурения долотом, мин 0-999999
    18. Проходка на долото, м 0-999
    19. Плотность бурового раствора (БР),г/смЗ 0,8-2,6
    20. Уровень БР, м 0,4-2,0; 0,8-2,4

    1,2-2,8

    21 Суммарный объем БР,мЗ 0 - 999,9
    22. Изменение суммарного объема БР, мЗ 0-500
    23 Суммарное содержание горючих газов, % НКПР 0-50
    24. Момент на ключе, кНм 0-60
    25. Момент турбобура, кНм 0-30
    26 Температура на входе и выходе,°С 0-100
    27 Температура воздуха,°С 0-100
    28. Плотность промывочной жидкости  в желобе, г/смЗ 0,8-2,6
Похожие работы:
© 2009-2021 Все права защищены — dipland.ru