- •Глава 2 общие сведения об измерениях и приборах
- •§ 1. Понятие об измерениях
- •§ 2. Физические величины и их единицы
- •§ 3. Погрешность результата измерения и источники ее появления
- •§ 4. Классификация средств измерении
- •§ 5. Погрешности средств измерений и классы точности
- •Контрольные вопросы
- •Глава 3 государственная система промышленных приборов и средств автоматизации
- •§ 1. Принципы построения
- •§ 2. Характеристика ветвей гсп
- •§ 3. Преобразователи с унифицированными сигналами
- •Контрольные вопросы
- •Системы дистанционных измерении
- •§ 1. Назначение и классификация методов дистанционной передачи
- •§ 2. Электрические системы и преобразователи с естественными сигналами
- •§ 3. Вторичные приборы электрических и пневматических систем дистанционных измерений
- •Контрольные вопросы
- •Глава 5 измерение давлении и разрежении
- •§ 1. Основные определения и классификация приборов
- •§ 2. Деформационные манометры
- •§ 3. Электрические манометры
- •§ 4. Скважинные манометры
- •Контрольные вопросы
- •Глава 6 измерение температур
- •§ 1. Температурная шкала
- •§ 2. Термометры манометрические
- •§ 3. Электрические термометры сопротивления
- •§ 4. Измерение средней температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарах
- •§ 5. Измерение температуры в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 7 измерение расхода жидкости, пара и газа
- •§ 1. Определение и классификация методов измерения
- •§ 2. Объемные расходомеры
- •§ 3. Расходомеры переменного перепада давления
- •§ 4. Расходомеры постоянного перепада давления
- •§ 5. Расходомеры переменного уровня
- •§ 6. Тахометрические расходомеры
- •§ 7. Вибрационный массовый расходомер
- •§ 8. Электромагнитные расходомеры
- •§ 9. Измерение расхода в скважине
- •Контрольные вопросы
- •Глава 8 измерение уровня жидкостей в емкостях и скважинах
- •§ 1. Назначение и классификация приборов
- •§ 2. Поплавковые и буйковые уровнемеры
- •§ 3. Пьезометрические уровнемеры
- •§ 4. Измерение уровня жидкости в скважинах
- •Акустический метод измерения уровня в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 9 измерение физических свойств веществ и примесей
- •§ 1. Измерение плотности
- •§ 2. Измерение вязкости
- •§ 3. Анализаторы содержания воды в нефти
- •§ 4. Анализаторы содержания солей в нефти
- •Контрольные вопросы
- •Глава 10 контроль процессов бурения скважин
- •§ 1. Параметры контроля процессов бурения скважин
- •§ 2. Автономные измерительные установки. Измерение осевой нагрузки на забой
- •Измерение крутящего момента
- •§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения
- •Преобразователи
- •§ 4. Каналы связи дистанционного контроля глубинных параметров бурения
- •§ 5. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с электрическим каналом связи
- •§ 6. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с гидравлическим каналом связи. Индикатор осевой нагрузки
- •Контрольные вопросы
- •Часть вторая системы автоматического регулирования и средства автоматизации
- •Глава 11
- •Основные понятия теории автоматического регулирования
- •§ 1. Система автоматического управления
- •§2. Обратные связи
- •§ 3. Разомкнутые и замкнутые сау
- •§ 4. Принцип действия системы автоматического регулирования
- •§ 5. Классификация систем автоматического регулирования
- •§ 6. Требования, предъявляемые к cap
- •§ 7. Понятие статической характеристики
- •§ 8. Понятие динамических характеристик
- •Контрольные вопросы
- •Глава 12 расчет систем автоматического регулирования
- •§ 1. Типовые динамические звенья
- •§ 2. Способы соединения звеньев
- •§3 Понятия устойчивости системы
- •§ 4. Критерии устойчивости
- •§ 5. Оценка качества процесса автоматического регулирования
- •§ 6. Свойства объектов автоматического регулирования
- •Контрольные вопросы
- •Глава 13 общие сведения об автоматических регуляторах
- •§ 1. Классификация автоматических регуляторов
- •§ 2. Математические модели регуляторов
- •§ 3. Регуляторы прямого действия
- •Контрольные вопросы
- •Глава 14 пневматические регуляторы
- •§ 1. Основные особенности пневматических регуляторов
- •§ 2. Унифицированная система элементов промышленной пневмоавтоматики (усэппа)
- •§ 3. Основные регулирующие устройства и вторичные приборы системы старт
- •Контрольные вопросы
- •Глава 15 исполнительные устройства
- •§ 1. Общая характеристика и классификация
- •Исполнительных устройств
- •§ 2. Регулирующие органы
- •§ 3. Исполнительные механизмы
- •§ 4. Основные характеристики и расчет исполнительных устройств
- •Контрольные вопросы
- •Глава 16 построение функциональных систем автоматизации технологических процессов
- •§ 1. Состав технической документации по автоматизации технологического процесса
- •§ 2. Условные обозначения средств автоматизации по конструктивному принципу
- •§ 3. Условные обозначения средств автоматизации по функциональному признаку приборов и устройств
- •§ 4. Функциональные схемы автоматизации
- •Глава 17
- •§ 1.Теоретические основы автоматического
- •§ 2. Фрикционные и гидравлические устройства подачи долота
- •§ 3. Электромашинные устройства подачи долота
- •§ 4. Забойные устройства подачи долота
- •Контрольные вопросы
- •Глава 18 автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа
- •§ 1 Характерные особенности нефтедобывающих предприятии и основные принципы их автоматизации
- •§ 2. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия
- •§ 3. Автоматизация нефтяных скважин
- •§ 4. Автоматизированные групповые измерительные установки
- •§ 5. Автоматизированные сепарационные установки
- •§ 6. Автоматизированные блочные дожимные насосные станции
- •Глава 19 автоматизация подготовки и откачки товарной нефти
- •§ 1.Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти
- •§ 3. Автоматическое измерение массы товарной нефти
- •§ 4. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций
- •Контрольные вопросы
- •Глава 20 автоматизация объектов поддержания пластовых давлении
- •§ 1. Характеристика системы поддержания пластовых давлений (ппд)
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин
- •§ 3. Автоматизированные блочные кустовые насосные станции
- •Контрольные вопросы
- •Глава 21 автоматизация добычи и промысловой подготовки газа
- •§ 1. Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации
- •§ 2. Автоматическое управление добычей промысла
- •§ 3. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа
- •§ 4. Автоматизация абсорбционного процесса осушки газа
- •Контрольные вопросы
- •Глава 22 основные элементы и узлы комплекса технических средств асу тп
- •§ 1. Назначение и общие принципы организации асу тп
- •§ 2. Основные элементы систем телемеханики и вычислительной техники
- •§ 3. Аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи
- •Контрольные вопросы
- •Глава 23 основы вычислительной техники
- •§ 1. Общие сведения об эвм
- •§ 2. Принципы построения и области применения цвм
- •§ 3. Процессоры
- •§ 4. Запоминающие устройства
- •§ 5. Устройства ввода-вывода
- •§ 6. Порядок решения задачи на цвм
- •Контрольные вопросы
- •Глава 24 телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа
- •§ 1. Понятие об агрегатной системе телемеханической техники
- •§ 2. Телемеханизация нефтедобывающих предприятий
- •§ 3. Телемеханизация газодобывающих предприятий
- •§ 4. Микропроцессоры и некоторые перспективы их применения в нефтяной и газовой промышленности
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Оглавление
§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения
Комплект преобразователей с вторичными приборами, конструктивно оформленных в виде пульта, представляет собой систему наземного контроля процессов бурения (ПК.Б). Первичные преобразователи (датчики) устанавливают в местах отбора измерительного импульса, блок вторичных приборов — в месте, удобном бурильщику для наблюдения. В зависимости от проектной глубины скважины и сложности бурения применяют одну из существующих трех модификаций ПКБ.
ПК.Б-1 входит в состав комплекта буровой установки БУ-50 и обеспечивает контроль нагрузки на крюке, крутящего момента на роторе, давления бурового раствора, частоты вращения ротора и механической скорости бурения.
В комплект ПКБ-2 входят электрические системы на сельсинах, предназначенные для измерения веса на крюке, подачи инструмента, расхода и давления промывочной жидкости. Самопишущий прибор обеспечивает одновременную независимую регистрацию всех четырех контролируемых параметров на диаграммной ленте. Пультами ПКБ-2 комплектуют буровые установки БУ-80, БУ-100 и БУ-125.
Пульт контроля ПКБ-3 аналогичен пульту ПКБ-2 и предназначен для комплектации буровых установок БУ-160 и БУ-200. В отличие от ПКБ-2 пульт ПКБ-3 имеет дополнительную измерительную систему для контроля нагрузки на долото, крутящего момента и частоты вращения ротора. Все семь контролируемых параметров одновременно и независимо регистрируются на диаграммных лентах двумя самопишущими приборами.
Рассмотрим устройство пульта ПКБ-2, обеспечивающего контроль режима бурения, выполняемого с помощью буровых установок грузоподъемностью широкого диапазона. В состав пульта входят (рис. 10.4) блок указателей 1, блок регистраторов 2, датчик веса на крюке 9, датчик давления буровой жидкости 8, датчик расхода промывочной жидкости 4 и преобразовательный блок расходомера 5, датчик подачи инструмента 7, измеритель частоты вращения ротора 6 и распределительный блок 3.
Измеряемые параметры преобразуются датчиками в пропорциональное угловое перемещение ротора сельсина-датчика и по кабелю передаются сельсину-приемнику (см. гл. 4), установленному в блоке регистраторов.
Вес на крюке определяют по натяжению неподвижного конца талевого каната, который крепится к специальному приспособлению, представляющему собой смонтированный на установленный в опорах ролик с рычагом. Усилие от натяжения неподвижного конца талевого каната рычагом приспособления передается упругому элементу, который представляет собой балку равного сопротивления изгибу. Прогиб балки при помощи трибосекторного механизма приводит к соответствующему угловому перемещению ротора бесконтактного сельсина-датчика. Угол поворота сельсина-датчика измеряется дистанционно при помощи приемного бесконтактного сельсина-приемника, включенного по трансформаторной схеме.
Давление промывочной жидкости измеряется датчиком, смонтированным на трубопроводе между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов. В качестве чувствительного элемента используют геликсную пружину (подобную используемой в скважинном манометре), которая, раскручиваясь под действием измеряемого давления, поворачивает ротор сельсина-датчика. Сельсин-датчик соединен по индикаторной схеме с сельсинами-приемниками, установленными в блоках показывающих и регистрирующих приборов.
Подача бурового инструмента осуществляется свиванием талевого каната с барабана буровой лебедки. При этом канат проходит через ролики талевой системы, вследствие чего вертикальные перемещения крюка с буровым инструментом пропорциональны угловым перемещениям роликов. Датчик подачи установлен на кронблоке буровой установки и с помощью сельсинной передачи передает угловые перемещения ролика кронблока. установленному в блоке регистраторов устройству, которое записывает на перемещающейся с постоянной скоростью диаграммной ленте подачу бурового инструмента.
Среднюю скорость бурения определяют прибором скорости подачи посредством измерения угла поворота ролика кронблока за определенный промежуток времени. Ротор сельсина-приемника прибора скорости подачи с помощью реле времени периодически на 26 с подключается к датчику подачи. При этом стрелка прибора показывает среднюю скорость подачи за каждые 28 с.
Частоту вращения ротора определяют стандартным тахометром ТЭ-204, который снабжен дополнительным редуктором. Измерение расхода промывочной жидкости осуществляется расходомером РГР-7, устройство которого описано в гл. 7.
Основная приведенная погрешность измерения всех параметров не превышает ±2,5%.
На рис. 10.5 показана блок-схема комплекса приборов наземного контроля параметров бурения Б-7.
Комплекс, состоящий из комплекта первичных преобразователей (датчиков) изменяемых величин, пульта показывающих приборов и блока регистраторов, обеспечивает контроль и регистрацию следующих параметров процесса бурения: 1) нагрузку на крюк (долото);
2) частоту вращения ротора; 3) крутящий момент на роторе; 4) давление на выкиде буровых насосов; 5) число ходов буровых насосов в минуту; 6) крутящий момент на механическом ключе при свинчивании и развинчивании труб над устьем; 7) подачу бурового инструмента.
Ниже даны краткое описание и характеристика измерительных устройств, входящих в комплекс.
Измеритель нагрузки на крюк типа ГИ В-М состоит из гидравлического преобразователя давления, монтируемого на рычаге устройства для крепления неподвижного конца талевого каната, соединительного шланга и показывающего прибора, представляющего собой двухстрелочный манометр. Измерительная система заполнена маловязким маслом (ПМС-30). Маленькая стрелка показывающего прибора и две внутренние шкалы предназначены для отсчета полной нагрузки на крюк, большая стрелка и две внешние шкалы — для отсчета нагрузки бурильной колонны на забой, следовательно, для определения нагрузки на долото. Внешние шкалы выполнены вращающимися, для чего предусмотрены ручки установки «нуля» нагрузки на долото, когда последнее находится над забоем (вес всего бурового инструмента воспринимается крюком).
При разгрузке инструмента на забой по внешним шкалам можно определять нагрузку на долото. Каждая стрелка через трибосекторный механизм приводи гея во вращение от специальной пружины <трубка Бурдона). Упругость пружины, приводящей большую стрелку, в 6 раз меньше упругости пружины, соединенной с малой. Парные шкалы, выполненные разным цветом, предназначены для разных оснасток талевых систем.
Измеритель давления на выкиде буровых насосов типа ГИД-1—гидравлическое устройство, состоящее из датчика, показывающего прибора, соединительного шланга и запорного вентиля. Датчик, представляющий собой мембранный разделитель, установлен на напорной линии буровых насосов. Для сглаживания пульсаций давления в нем предусмотрен дроссель. В качестве показывающего прибора использован стандартный манометр. Конструкцией ГИД-1 предусмотрено подключение регистратора и гидроэлектрического преобразователя, предназначенного для формирования электрического сигнала в систему передачи данных. Диапазон измерения: 0—25 и 0—40 МПа.
Измеритель частоты вращения ротора типа ИСР-1 представляет собой электротахометр, состоящий из стандартного тахогенератора и показывающего прибора, в качестве которого используется вольтметр, отградуированный в единицах частоты вращения ротора. Предел измерения 0—300 об/мин.
Индикатор крутящего момента на роторе типа ГИМ-1 представляет собой гидравлическую систему, состоящую из датчика, показывающего прибора, соединительного шланга и демпфера.
Датчик индикатора — гидравлический преобразователь плунжерного типа — воспринимает нагрузку от натяжения цепного привода ротора буровой установки. Давление на плунжер создается рычагом, на котором закреплена ось ролика, прижатого к ведущей (нижней) ветви цепи привода ротора. В качестве показывающего прибора использован манометр, шкала которого отградуирована в условных единицах. Шкала может поворачиваться для установки ее. на «нуль» при вращении бурильной колонны вхолостую, т. е. когда долото находится над забоем. Таким образом, условно компенсируется крутящий момент, вызванный трением колонны о стенки скважины. Когда долото нагружается, индикатор отражает изменения крутящего момента на долоте.
В конструкции ГИМ-1 предусмотрено устройство, обеспечивающее подключение регистратора и гидроэлектрического преобразователя для передачи сигналов в систему телеизмерения. Диапазон измерения 0—300 кН*м.
Измеритель числа ходов поршня бурового насоса в единицу времени типа ИХН-1 предназначен для определения расхода бурового раствора, закачиваемого в скважину. Расход определяют по числу ходов поршня бурового насоса в единицу времени. При этом принимают, что геометрические размеры цилиндров бурового насоса и длина хода поршня известны, а коэффициент наполнения стабилен. Принцип действия и комплектность ИХН-1 аналогичны рассмотренному измерителю частоты вращения ротора ИСР-1. Шкив тахогенератора ИХН-1 соединен ременной передачей со шкивом, устанавливаемым на редукторном валу бурового насоса. Предел измерения 0—150 ход/мин.
Измеритель крутящего момента (силы) на механическом ключе ГМК-1 необходим для предотвращения срыва резьбы и обеспечения необходимой герметичности соединений при свинчивании бурильных труб во время спуско-подъемных операций. Состоит он из гидравлического преобразователя, показывающего прибора и соединительного шланга.
Гидравлический преобразователь имеет две серьги для присоединения к удерживающему канату механического ключа. Одну серьгу крепят к удерживающему канату, соединенному с рукояткой ключа, вторую — к арматуре фонаря буровой вышки в том месте, где обычно крепят второй конец удерживающего каната.
При свинчивании и развинчивании труб сила, возникающая в удерживающем канате, передается на датчик плунжерного типа. В измерительной камере создается давление, пропорциональное действующей силе, которое жидкостью, заполняющей соединительный шланг, передается чувствительному элементу показывающего прибора—трубе Бурдона. Предел измерения 0—70 кН.
Все приборы, входящие в комплект, имеют основную приведенную погрешность измерения ±2,5%. Комплекс Б-7 состоит измногоканальногорегистратора
Р-7 и измерителя проходки ИП-1. Многоканальный регистратор предназначен для одновременной синхронной записи всех указанных технологических параметров на одной ленточной диаграмме.
Гидравлические сигналы от датчиков нагрузки на крюк, давления на выкиде насосов, крутящего момента на роторе и на механическом ключе по шлангам высокого давления поступают на чувствительные элементы регистратора—трубки Бурдона, плоскости которых расположены горизонтально. Свободные концы трубки Бурдона через рычажные механизмы соединены с пишущими устройствами.
Электрические сигналы от датчиков частоты вращения ротора и числа ходов поршня бурового насоса поступают на малогабаритные электронные потенциометры с бесконтактным реохордом. В схеме потенциометра предусмотрен электродвигатель, обеспечивающий компенсацию измеряемого и эталонного напряжений. Вал электродвигателя с помощью рычажного механизма управляет пишущим устройством.
Запись параметров выполняется латунными штифтами на диаграммной ленте, покрытой специальным веществом.
Совмещенный с регистратором измеритель проходки делает на диаграммном бланке короткие штрихи через каждые 10 см и длинные — через каждый 1 м перемещения бурового инструмента. Импульсы измеритель проходки получает от тросика, соединенного с вертлюгом буровой установки.
Для создания автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ-ТП) бурения нефтяных и газовых скважин Грозненским научно-производственным объединением «Промавтоматика» создан микропроцессорный комплекс БУРУН. Комплект включает четыре макромодуля: 1) контроля и отображения технологических параметров — информационно-измерительная подсистема; 2) управления технологическим режимом; 3) анализа и отображения организационно-технологической информации; 4) передачи—приема данных.
Информационно-измерительная подсистема комплекса БУРУН, предназначенная для контроля и отображения технологических параметров процесса бурения, включает в себя (рис. 10.6):
а) первичные преобразователи—датчики, устанавливаемые на технологическом оборудовании буровой установки;
б) линейный блок с промежуточными преобразователями и модулями ввода-вывода дискретной и аналоговой информации, блок устанавливается в шкафу управления или в стойке индикационного табло бурильщика;
в) индикационное табло бурильщика, размещенное на стойке и оснащенное индикаторами основных технологических параметров бурения (вес инструмента, осевая нагрузка на долото, подача инструмента и проходка, крутящий момент на роторе, частота вращения ротора, давление и расход промывочной жидкости). Стойка с табло устанавливается на рабочем месте бурильщика;
г) шкаф управления с панелью контроля и управления, в который встраиваются блок-каркасы макромодулей.
На панели контроля и управления шкафа размещены: цифровые индикаторы контроля технологических параметров; световые индикаторы сигнализации об отклонениях технологических параметров от предельного значения и о виде работы (бурение, спуск, подъем);
устройство ручного кодирования, ввода статистической информации и констант.