Размещено на http://www.allbest.ru/

Институт нефти и газа

Кафедра бурение нефтяных и газовых скважин

Реферат

Тема: «Контрольно-измерительные приборы в процессе бурения нефтяных и газовых скважин»

Руководитель А.В. Матвеев

Студент ЗНБ 17-05Б № 08063724 В.А. Одрин



Содержание

Введение

1. Буровая контрольно-измерительная аппаратура, её классификация

2. Измерители веса снаряда и осевой нагрузки

3. Измерители частоты вращения бура

4. Измерители механической скорости бурения

Заключение

Список использованных источников



Введение

Нефть и газ в настоящее время во всем мире и в России - основные виды энергетических ресурсов, на долю которых приходится около 70 % всех видов используемых ресурсов. Важными и актуальными задачами являются вопросы, связанные со всей цепочкой технологических процессов - от разведки месторождений до использования нефтепродуктов и газа.

Технологические процессы добычи углеводородов, такие как бурение и эксплуатация скважин, сбор, подготовка, передача и хранение нефти и газа, являются высокотехнологичными и на сегодняшний день не представляются возможными без использования контрольно-измерительных приборов и автоматики.

При добыче нефти и газа необходимо измерять и контролировать большое число параметров и показателей, таких как температура, давление, расход, состав, теплотворная способность, плотность и температуры точек росы газа по воде и углеводородам, а также содержание взрывоопасных и токсичных компонентов в окружающем воздухе. Эти параметры и показатели определяют номенклатуру наиболее широко применяемых контрольно-измерительных приборов.



1. Буровая контрольно-измерительная аппаратура, её классификация

Эффективность бурения скважин существенно зависит от полноты и достоверности результатов контроля технологических параметров режима бурения, цементирования скважин, показателей свойств буровых и тампонажных растворов, исходных материалов и др. Без полной и достоверной информации невозможно ведение технологических процессов при бурении скважин в оптимальных режимах, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели.

Многообразие решаемых при сооружении скважин задач, многообразие процессов и операций, частая невозможность прямым путем измерять технологические параметры объясняют большое многообразие контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА) в бурении. Поэтому буровую КИПиА классифицируют не по одному, а по ряду признаков.

Основные классификации буровой КИПиА:

по функционально-технологическому признаку;

по способам измерения и контроля;

по способу отображения информации;

по виду унифицированного сигнала датчика;

По функционально-технологическому признаку (это основная классификация) БКИА может быть объединена в пять классов (табл. 1).

1-й класс аппаратуры: аппаратура для контроля технологических параметров процессов, оборудования, машин, механизмов, инструмента, скважин, агента для удаления продуктов разрушения. С помощью данной аппаратуры контролируется режим работы, силовая загрузка, техническое состояние, параметры оборудования, инструмента и т.д., участвующих в процессах.

В данном классе технологической аппаратуры важнейшими являются семь основных групп:

1) аппаратура для контроля режима работы породоразрушающего инструмента: измерители осевой нагрузки, частоты оборотов (буровые тахометры), аппаратура для контроля режима промывки или продувки (измерители расхода и давления), измерители крутящего момента, измерители частоты и энергии ударов;

Таблица 1

Классификация БКИА по функционально-технологическому признаку

БКИА
Классы
1-й	2-й	3-й	4-й	5-й
Аппаратура для контроля технологических параметров	Аппаратура для контроля техникоэкономических показателей	Комплексная аппаратура (пульты)	Аппаратура для определения параметров и свойств материалов	Аппаратура по ТБ и охране труда

2) аппаратура для контроля работы привода (электродвигателей, двигателей внутреннего сгорания, гидро- и пневмопривода): приборы для контроля напряжения питания электродвигателей, приборы для контроля загрузки электродвигателей по току и др., аппаратура для измерения момента на валу привода, частоты оборотов и др.;

3) аппаратура для контроля силовой загрузки и состояния бурового оборудования и инструмента: измерители усилий, давлений и напряжений в узлах и деталях бурового агрегата и инструмента, аппаратура для контроля технического состояния буровых труб (толщиномеры, индикаторы износа, дефектоскопы), аппаратура для контроля загрузки талевого каната (счетчики работы талевого каната, измерители усилий), аппаратура для контроля износа вооруженности и состояния породоразрушающего инструмента;

4) аппаратура для контроля работы забойных буровых.машин;

5) аппаратура для контроля работы скважинных специальных снарядов и инструмента: сигнализаторы прекращения эжекции струйного насоса, сигнализаторы наполнения колонковой трубы керном, сигнализаторы изменения режима работы при смене горных пород и др.;

6) аппаратура для контроля спускоподъемных операций: измерители скорости и высоты подъема элеватора, счетчики количества поднятых свечей, измерители глубины спуска и подъема инструмента и др.;

7) аппаратура для контроля геометрических и геологических параметров скважины: аппаратура для проведения исследований по статике и динамике подземных вод, для контроля параметров процесса откачки (скважинные расходомеры, дебитомеры, уровнемеры, определителя направления потоков, манометры, термометры, аппаратура для выявления зон поглощений и водопритоков и др.), аппаратура для контроля процессов крепления скважин, аппаратура для определения и исследования аварийных ситуаций в скважине.

2-й класс аппаратуры: аппаратура для контроля технико-экономических показателей (ТЭП) процесса бурения скважин, контроля эффективности процесса бурения - измерители углубки за отрезок времени, рейсовой углубки, измерители механической и рейсовой скорости бурения, аппаратура для контроля затрат времени на технологические процессы и операции, электросчетчики, счетчики расхода топлива, воды, раствора, реагентов.

3-й класс аппаратуры: комплексная аппаратура, включающая несколько измерителей из первого и второго класса, конструктивно оформленная в виде единого контрольно-измерительного пульта с рядом показывающих приборов, блока питания и органов управления и отдельных датчиков на контролируемые параметры (ГП, ПКМ, ИРБ, КУРС, РУМБ).

4-й класс аппаратуры: аппаратура для определения свойств материалов, жидкостей, реагентов, участвующих в осуществлении технологических процессов (аппаратура для определения свойств горных пород, параметров промывочных жидкостей, цементных растворов и др.).

5-й класс аппаратуры: аппаратура для контроля параметров и показателей, характеризующих состояние техники безопасности и охраны труда при выполнении работ по сооружению скважин.

Классификация БКИА по способам измерения и контроля

По способам измерения и контроля буровая аппаратура может быть объединена в три основные группы.

1. Аппаратура, использующая способы прямого измерения и контроля параметров, которые непосредственно характеризуют технологический процесс или состояние: механическая сила и напряжение, расход промывочной жидкости, давление, температура, частота оборотов, момент, уровень, угол, толщина, электрическое напряжение и ток, перемещение и другие параметры, отображающие физическую природу измеряемых величин.

2. Аппаратура, использующая способы косвенного измерения и контроля параметров процесса или состояния по одному или нескольким другим параметрам, функционально связанным с искомой величиной.

3. Аппаратура, использующая экстраполирование (прогнозирование) по одному или нескольким параметрам.

Классификация БКИА по способу отображения информации

На рис. 1. представлена классификация БКИА по способу отображения информации. Аппаратура объединена в три группы: аппаратура с индикацией, аппаратура с регистрацией результатов измерения или контроля технологических параметров и комбинированная аппаратура. Все три типа аппаратуры применяются в практике сооружения скважин.



Рисунок 1 Классификация БКИА по способу отображения информации

Классификация БКИА по виду унифицированного сигнала датчика

В буровой контрольно-измерительной аппаратуре используются в основном четыре вида выходных сигналов датчика: аналоговые сигналы постоянного тока, аналоговые сигналы переменного тока, частотные и импульсные сигналы.

Классификация скважинной аппаратуры

Скважинная аппаратура предназначена для измерения «скважинных» параметров как в процессе бурения скважины, так и после ее окончания.

В общем случае скважинная аппаратура включает скважинный датчик, канал связи и поверхностную приемную часть; обязательным является нахождение в скважине точки съема сигнала - ТСС (диаметр, уровень, порода, температура долота и др.).

В частном случае скважинная аппаратура может включать только датчик со скважинной точкой съема сигнала. В отдельных случаях скважинной может быть только ТСС, все остальные звенья аппаратуры находятся на поверхности, при этом связь датчика с поверхностной аппаратурой беспроводная.

Скважинная аппаратура может быть классифицирована по следующим признакам:

· * по назначению (каверномеры, инклинометры, термометры и др.);

· * числу измеряемых параметров;

· * типу датчика;

· * типу канала связи;

· * виду предоставляемой информации;

· * времени использования (в процессе бурения, требуется перерыв в бурении, после окончания скважины, в аварийных ситуациях);

· * частоте использования (постоянно действующая, периодического действия, разовая, по мере необходимости);

· * времени получения (считывания) информации;

· * и др.: с накоплением информации, с возможностью обработки информации на ЭВМ, автономная, сигнальная, максимальная.

Условия эксплуатации и требования к БКИА

Условия эксплуатации контрольно-измерительной аппаратуры в бурении скважин резко отличаются от условий эксплуатации ее в любой другой отрасли. При бурении скважин наиболее важными параметрами являются текущие параметры режима работы породоразрушающего инструмента, разбуриваемые породы и многие другие «глубинные» параметры, которые необходимо знать в процессе бурения. В практике распространена расположенная на поверхности аппаратура для контроля забойных параметров. Звено «буровой вал-скважина» вносит большие погрешности в измерения забойных параметров. При разработке аппа ратуры большой трудностью является определение места съема сигнала (определение точки съема сигнала - ТСС) и его преобразование, т. е. выбор датчика.

БКИА работает в условиях сильных вибраций, тряски, динамических нагрузок, резкой смены и большой разности температур, давления, больших колебаний напряжения питания и частоты электрического тока.

Специфическими являются не только условия эксплуатации буровой КИА, но и ее обслуживание, надзор за работой аппаратуры.

Общие требования к аппаратуре общепромышленного применения относятся и к буровой КИА: высокая надежность, простота устройства и эксплуатации, точность, минимальная стоимость. При бурении скважин особое значение приобретают такие требования, как высокая надежность и простота устройства.

Эксплуатация буровой КИА требует обеспечения следующих условий: устойчивость к воздействию внешних факторов (воды, бурового раствора, масел, вибраций); возможность монтажа на серийно изготавливаемое буровое оборудование без внесения в него конструктивных изменений. Показания аппаратуры во всем диапазоне измерений не должны содержать ошибки, превышающие допустимые.

Специфичность БКИА привела к необходимости в выработке самостоятельных требований к основным параметрам приборов. Наземная буровая контрольно-измерительная аппаратура должна удовлетворительно работать при следующих условиях эксплуатации:

* температура окружающей среды, °С:

- для датчиков и указателей.................................................-30...+50

- для регистраторов.................................................................-5... +50

* колебания параметров источников питания в процентах от номинальной величины:

- напряжение...................................................................................±20

- частота........................................................................................... ±2

* вибрации, м/с2:

- для датчиков и указателей.............................................................15

- для регистраторов (в диапазоне частот от 5 до 80 Гц).................5

Применяемые элементы в аппаратуре должны гарантировать взрывобезопасность.



2. Измерители веса снаряда и осевой нагрузки

буровой контрольный измерительный прибор

Наиболее распространенными в настоящее время являются измерители веса снаряда и осевой нагрузки, связанные с гидравлической системой подачи станка и с неподвижным концом каната талевой системы. Для буровых станков с широко распространенной гидравлической системой подачи наиболее простым и приемлемым является встраивание датчиков в гидравлическую систему станка, т.е. точкой съема сигнала является давление масла в гидроцилиндрах вращателя. При подаче инструмента с лебедки в качестве точек съема сигнала могут быть взяты реакции (усилия, крутящий момент, напряжения) на крюке в элементах буровой установки (ходовая ветвь, рабочие струны, неподвижный конец каната талевой системы, талевый блок, опоры осей кронблока, оттяжные ролики, кронблочная рама, ноги мачты).

Гидравлический индикатор веса ГИВ-6 (рис. 2) предназначен для индикации и регистрации усилия в неподвижном конце каната талевой системы (т.е. и усилия на крюке) при бурении скважин, а по виду записи этого усилия, зная технологический процесс, судят о произведенных операциях во времени.

В ГИВ-6 в качестве регистратора применен самопишущий манометр типа МСТМ-410 с записью от центра к периферии. Чувствительным элементом манометра является трубчатая пружина на предел измерения 10 кгс/см²; цена деления диаграммы - 0,1 кгс/см², класс точности - 1, завод часового механизма -- на 8 сут.



Рисунок 2 Общий вид гидравлического индикатора веса ГИВ-6: 1 -- трансформатор давления; 2 - основной указатель; 3 - верньерный указатель; 4 -- регистратор; 5 - пресс-бачок; 6 -- вентиль; 7 - щит

Пресс-бачок служит для заполнения всей системы рабочей жидкостью и представляет собой цилиндр с днищем и крышкой. К днищу кренится штуцер для подсоединения трубопровода. Через крышку проходит винт с воротком, винт шарнирно соединен с поршнем. В крышке имеется пробка для залива рабочей жидкости.

Верньерный указатель предназначен для уточнения показаний индикатора веса при изменении нагрузки на долото и устроен аналогично основному. В отличие от основного верньерный указатель имеет 360-градусную шкалу с 40 неоцифрованными делениями. При нормальном давлении 10 кгс/см² стрелка прибора поворачивается на 180°. Таким образом, чувствительность его превышает чувствительность основного указателя примерно в 6,7 раза (180°/270° = 6,6).

Основной указатель (рис. 3) смонтирован в литом корпусе. В корпусе смонтирована трубчатая манометрическая пружина Бурдона, неподвижный конец которой впаян в держатель, а свободный закрыт наконечником, который тягой шарнирно связан с хвостовиком сектора трибосекторного механизма.

На неподвижном конце талевого каната трансформатор давления монтируется так, что канат оказывается преломленным между крайними роликами обоймы и средним опорным роликом, опирающимся на мембрану.



Рисунок 3 Общий вид трубчатого манометра: 1 - трубка Бурдона; 2 - шкала; 3 - стрелка, 4 - поводок; 5 -- зубчатый сектор; 6 -- пробка; 7 - штуцер; 8 -упругая пружинка

Гидравлический измеритель веса ГИВ-1Э (рис. 4, а) предназначен для измерения и регистрации усилий натяжения неподвижного конца талевого каната при бурении и капитальном ремонте скважин.

В состав прибора входят: трансформатор давления ТД-300 с электронным преобразователем давления КРТ-5-Ех, микропроцессорный блок измерения и индикации, показывающий и регистрирующий усилие натяжения каната в кН, и пресс-бачок для заполнения прибора. В энергонезависимой памяти прибора хранится информация за последние 80 суток, которая может быть снята при помощи устройства считывания с целью просмотра и хранения в компьютере.

Принцип действия измерителя основан на преобразовании усилия натяжения О конца талевого каната 2, вызванного нагруженным весом инструмента 6, в давление в камере трансформатора и в последующем непрерывном пропорциональном преобразовании его в унифицированный выходной сигнал постоянного тока 4 -- 20 м А преобразователем давления 5 (рис. 4, б). Канат преломлен между крайними опорами на корпусе 1 и средней опорой J, опирающейся на мембрану 4. Электрический сигнал с преобразователя давления типа КРТ5-Ех поступает в процессор микропроцессорного блока, в котором происходит обработка сигнала с последующей индикацией результата измерений на устройстве индикации.

Рисунок 4 Гидравлический измеритель веса ГИВ-1Э: а -- внешний вид; б - принципиальная схема трансформатора давления ТД-300

Измеритель ГИВ-1Э выполняет следующие функции:

сигнализирует о предельных нафузках, которые могут быть установлены в зависимости от характера выполняемой работы и типа подъемника (световая и звуковая сигнализация);

автоматическую регистрацию веса подвешенного инструмента на неподвижном конце талевого каната в масштабе реального времени;

обмен информацией с устройством считывания и хранения информации (УСХИ) и персональным компьютером;

возможность записи полученной информации на жесткие и гибкие магнитные диски для создания базы данных;

просмотр на экране персонального компьютера гистограммы нагрузок в реальном масштабе времени.

Магнитоупругий компенсационный измеритель нагрузки МКН-1 предназначен для оснащения буровых станков с талевой системой но схеме с неподвижным концом каната, в который встраивается датчик усилий, определяющий усилие на крюке при взвешивании бурового снаряда, при бурении, при производстве спускоподьемных операций. После взвешивания и «запоминания» веса снаряда при бурении определяется осевая нагрузка.

Таким образом, измеритель МКН-1 предназначен для:

визуального контроля веса снаряда;

визуального контроля и регистрации осевой нагрузки в процессе бурения;

визуального контроля и регистрации усилия на крюке при спускоподьемных операциях и аварийных работах.

В состав измерителя МКН-1 входят:

датчик нагрузки ДН (растяжения - ДНР или сжатия - ДНС);

показывающий и регистрирующий прибор ПРП-1;

комплект кабелей (кабель датчика и кабель питания).

Измеритель МКН-1 может снабжаться устройством сигнализации, срабатывающим при достижении измеряемым параметром задаваемых наименьшего и наибольшего значений. Принцип действия датчика нагрузки основан на использовании магнитоупругого эффекта, который заключается в изменении магнитной проницаемости ферромагнитных материалов под действием механического напряжения.

3. Измерители частоты вращения бура

Знание частоты оборотов вала забойных машин дает возможность оптимизировать процесс бурения при применении регулируемого привода бурового станка и передаче крутящего момента породоразрушающему инструменту с помощью бурового вала.

По принципу действия датчики угловой скорости могут быть разделены на три основные группы: механические, гидравлические и электрические. Самые распространенные в буровой контрольно-измерительной аппаратуре - электрические датчики тахометры.

Электрические тахометры весьма разнообразны как но типу используемого преобразователя, так и по методу измерения и тину измерительной цепи.

С точки зрения точности измерений угловой скорости электрические тахометры можно разбить на две группы:

* тахометры, работающие но принципу амплитудной модуляции (тахометры с индукционными преобразователями), выходной величиной которых является ЭДС;

* тахометры, работающие по принципу частотной модуляции (индуктивные, контактные, фотоэлектрические), выходной величиной которых является частота тока или напряжения.

Тахометры второй группы характеризуются большей точностью, так как частота выходного тока или напряжения практически не зависит от колебаний напряжения источника питания, температуры и других факторов.

С точки зрения используемых преобразователей и методов измерения электрические тахометры можно разбить на следующие группы: индукционные; электроимпульсные; фотоэлектрические; стробоскопические.

В буровой контрольно-измерительной аппаратуре находят применение главным образом индукционные тахометры -- тахогенераторы.

На рис. 5 показаны некоторые схемы датчиков тахометров, применяемых в буровой аппаратуре и регулируемом приводе.

Рисунок 5 Принципиальные электрические схемы индукционных тахометров: а -- тахогенератор постоянного тока; б - датчик с катушкой индуктивности и пластинкой постоянного магнита; e-датчик с герконом и пластинкой

Тахометры широко применяются для измерения линейных скоростей (при предварительном преобразовании линейного перемещения в угловое), например, скорости спуска и подъема инструмента, механической скорости бурения.

4. Измерители механической скорости бурения

Применение измерителей механической скорости дает возможность оперативно влиять на процесс бурения, изменяя режимные параметры, добиваясь более высоких показателей. Измерители механической скорости бурения могут работать по двум схемам: измеряющие мгновенную механическую скорость и измеряющие среднюю механическую скорость. Измерители первой группы дают значение скорости бурения в каждый момент времени (мгновенные значения), т.е. наглядную картину изменения скорости. Измерители второй группы дают усредненные показания за определенное время или в определенном интервале.

Сигнал для датчика механической скорости оурения может оыть взят от поступательно движущихся синхронно с углубкой элементов буровой установки (ведущая штанга, вертлюг-сальник, талевый блок, рабочие струны и ходовая ветвь талевой системы, кремальера, направляющие штоки, траверса вращателя) или вращающихся частей (барабан лебедки, ролики кронблока и талевого блока). Кроме того, связь датчиков может быть осуществлена с гидравлической системой станка или пристроенных гидроцилиндров.

Измеритель скорости проходки ИСП, разработанный СКБ НПО «Геотехника», реализует формулу А.И. Дряхлова

где Vмех -- механическая скорость бурения; V_e -- скорость подачи верха бурового инструмента; L_скв -- глубина скважины (длина бурового инструмента); ES -- жесткость поперечного сечения бурового инструмента; (/«к - осевая нафузка.

Измеритель предназначен для измерения механической скорости бурения при подаче инструмента с лебедки до глубины 1500 м станками различного типа с талевой системой ТС 1x2 или ТС 2x3 со встроенным измерителем нагрузки МКН-1. Прибор включает в себя датчик скорости подачи верха бурового инструмента ДС и вторичный показывающий прибор ////.

Измеритель ИСП обеспечивает непрерывный контроль механической скорости при различных режимах бурения, в том числе и «на выбурку» с полностью заторможенной лебедкой.

Датчик скорости подачи ДС состоит из приводного ролика, редуктора и асинхронного двигателя, работающего в генераторном режиме. Датчик своим роликом пристраивается к торцу барабана лебедки. Измерительная схема прибора построена по компенсационному принципу (рис. 6).

Вторичный показывающий прибор ПП имеег два канала: «нагрузка на забой» и «скорость подачи». Сигнал, пропорциональный нагрузке на забой, от датчика ДЫР измерителя МКН-1 поступает на вход одной из компенсационных систем, усиливается нуль-усилителем НУ1 и приводит во вращение ротор реверсивного двигателя РД1, ось которого кинематически связана с осью компенсатора К1. Напряжение на выходе усилителя НУ1 пропорционально скорости изменения нагрузки на забой dGос/dt. С выхода усилителя сигнал подается на делитель напряжения ДН^ который умножает этот сигнал на величину, пропорциональную длине бурового инструмента и обратно пропорциональную жесткости его поперечного сечения ES.

На пульте делитель напряжения имеет шкалу с оцифровкой глубины скважины (переключается бурильщиком в соответствии с глубиной скважины). Напряжение с выхода делителя ДН суммируется с напряжением датчика скорости ДС и подается на вторую компенсационную систему с отсчетным устройством ОУ. Эта система измеряет суммарное напряжение, пропорциональное механической скорости бурения.

Рисунок 6 Структурная схема ИСП

Измеритель скорости бурения ИСБ (СКВ НПО «Геотехника») (рис. 7) предназначен для буровых станков ЗИФ-650М и ЗИФ-1200МР при подаче бурового инструмента со шпинделя. Точкой съема сигнала является скорость поступательного движения элементов вращателя (траверсы, направляющего штока) при синхронном их движении с верхом бурового инструмента при бурении.

В комплект измерителя ИСБ входят измерительный пульт, преобразователь, шток, гибкий валик, привод с элементами крепления.

Работа измерителя ИСБ основана на механическом преобразовании скорости линейного движения направляющего штока (траверсы) в частоту вращения ротора тахогенератора переменного тока и измерении сигнала показывающим прибором непосредственной оценки (микроамперметром М325), шкала которого проградуирована в единицах скорости бурения м/ч.

Измерительный преобразователь скорости бурения ИПС состоит из тахогенератора АДП-262, повышающего редуктора (i_P = 29,06) и муфты одностороннего действия, которая обеспечивает разъединение кинематической цени привода при движении шпинделя бурового станка вверх или его остановке и тем самым защиту редуктора преобразователя от механических перегрузок.

ИПС преобразует вращение входного вала в электрическое напряжение переменного тока. Номинальное напряжение питания обмотки возбуждения тахогенератора 100 В, 50 Гц. Напряжение поступает с феррорезонансного стабилизатора напряжения, находящегося в пульте. Выходное напряжение - сигнал датчика подается на вход измерительной схемы пульта.

Привод преобразует поступательное перемещение штока во вращение оси ИПС. Связь привода с преобразователем обеспечивается с помощью гибкого валика. Проволочный гибкий валик правого вращения заключен в защитный шланг.

Рисунок 7 Принципиальная схема и общий вид панели измерителя ИСБ: / - привод; // - гибкий вал; /// - преобразователь скорости; IV - измерительный пульт; 1 - зубчато-реечная передача; 2 и 4 - повышающий редуктор; 3 -- муфта одностороннего действия; 5 - тахогенератор АДП-262; 6 - измерительный прибор; 7 --тумблер переключения пределов измерения; 8 - сигнальная лампа

Регистратор механической скорости бурения РСБ-ТПУ, разработанный кафедрой «Техника разведки месторождений полезных ископаемых» НИ Томского политехнического университета, предназначен для буровых станков с подачей инструмента с лебедки.

Основными узлами регистратора являются: пульт, датчик и самопишущий миллиамперметр Н343.

Датчик регистратора 1 своим основанием 2 крепится на мачте 3 (рис. 8, а) и имеет тросовую связь 4 с вертлюгом-сальником 5. Тросик одним витком охватывает барабан датчика и преобразует поступательное движение инструмента во вращение якоря 6 (рис. 8, б). Второй конец тросика прикреплен к каретке-контрфузу 7, движущейся по оттяжке 8 при перемещении вертлюга-сальника.

Рисунок 8 Регистратор механической скорости бурения РСБ-ТПУ: а -- схема монтажная датчика; 6 - принципиальная схема датчика; в - принципиальная схема индуктивного преобразователя

Принцип работы датчика (см. рис. 8, б) заключается в выдаче чередующегося ряда импульсов напряжения Uд (от первого и второго индуктивных преобразователей), интервал во времени между которыми Т0 соответствует углубке в 1 см. Интервал Та заполняется стандартными импульсами. Количество стандартных импульсов за время Та преобразуется в показания прибора - среднюю механическую скорость бурения в предыдущем интервале углубки в 1 см.

Индуктивные преобразователи 9 собраны на Ш-образном сердечнике, имеющем разомкнутую магнитную цепь (рис. 8, в). На среднем стержне расположена катушка с обмоткой возбуждения W1. На крайних стержнях расположены измерительные обмотки W2 и W3, включенные последовательно и встречно. При замыкании пластинкой 10 якоря 6 зазора индуктивного преобразователя возникает наведенный импульс напряжения Uд который поступает на входы преобразователей прямоугольных импульсов. Количество импульсов подсчитывается в двоичной форме схемой переноса на логических элементах. Сосчитанные стандартные импульсы за время Т„ посредством цифроаналогового преобразователя преобразуются в показания самопишущего миллиамперметра Н343.



Заключение

Современные темпы развития нефтегазовых технологий влекут за собой постоянно меняющуюся и увеличивающуюся базу знаний в данной области.

Оснащение контрольно-измерительной аппаратурой буровых установок позволяет автоматизировать процесс бурения, обеспечивает получение информации для систем диспетчеризации, создавая тем самым, основу для разработки и применения автоматизированных систем управления производством.

Аппаратура должна работать в широком диапазоне изменения температуры окружающей среды с повышенной влажностью, быть непроницаема для пыли и брызг, устойчива к воздействию ударов и вибрации, устойчива колебаниям напряжения питающей среды. Специфичность условий эксплуатации контрольно-измерительной аппаратуры буровых станков привела к необходимости выработки особых требований к основным параметрам приборов. Эта задача была решена путём разработки и реализации нормальных стандартных рядов КИП буровых установок для бурения скважин.



Список использованных источников

1. Антонова, Е.О. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов / Е.О. Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов. М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2003. 307 с.

2. Арбузов, В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебное пособие: в 2 ч. / В.Н. Арбузов. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. Ч. 1. 200 с. ; 2012. Ч. 2. 272 с.

3. Кабиров, М. М. Скважинная добыча нефти: учебник / М.М. Кабиров, Ш.А. Гафаров. СПб.: ООО «Недра», 2010. 416 с.

4. Крец, В.Г. Основы нефтегазового дела: учебное пособие / В.Г. Крец, А.В. Шадрина. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. 183 с.

5. Коршак, А.А. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. 3-е изд., испр. и доп. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. 528 с.

6. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: учебник для вузов / Г.С. Лутошкин. 3-е изд., стереотипное. М.: ООО «ТИД Альянс», 2005. 319 с.

Размещено на Allbest.ru