- •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
§ 4. Забойные устройства подачи долота
Роторное бурение на больших глубинах (3000—5000 м) с помощью наземных автоматических устройств подачи долота малоэффективно вследствие действия сил трения бурильной колонны о стенки скважин, значительно искажающих измеряемые на поверхности значения осевых нагрузок на долото. При турбинном бурении силы трения колонны труб о стенки скважины увеличиваются, потому что колонна труб неподвижна. Кроме того, на устойчивую работу турбобура влияют кратковременные изменения нагрузочного момента. С увеличением глубины может возникнуть неустойчивый режим работы турбобура. Этот режим работы может наступить в зоне незначительных скоростей.
Одним из решений задачи по управлению забойным двигателем — турбобуром может быть создание быстродействующих наземных устройств, работающих по сигналам от датчиков, расположенных на забое. Однако создание УПД подобного типа требует надежных забойных датчиков, а также исполнительных механизмов таких устройств, больших установленных мощностей и надежных каналов связи. Кроме того, с увеличением глубин время на передачу информации о значении осевой нагрузки или частоте вращения турбобура с забоя на поверхность и команды в обратном направлении достигает нескольких секунд. В течение этого времени условия работы долота могут измениться настолько, что потребуется команда обратная той, что была передана.
Более эффективным решением проблемы автоматизации глубокого бурения может быть перенос регулирующего и исполнительного механизмов непосредственно на забой, где УПД могло бы перерабатывать на месте всю получаемую в процессе бурения информацию и вырабатывать команды управления исполнительному механизму. Такие УПД должны обеспечить регулирование параметров режима бурения и сделать его мало зависящим от сил трения.
Применение устройств автоматического управления подачей долота на забой в глубинном исполнении позволит использовать истинные значения забойных параметров и параметров, соответствующих максимальной мощности забойного двигателя.
Характерная конструктивная особенность большинства забойных УПД — их телескопическое исполнение, т. е. исполнение с расчленением низа колонны бурильных труб. В телескопе одна часть устройства соединена с колонной труб, а другая—с турбобуром или с породоразрушающим инструментом (при роторном бурении). Расчленение низа и позволяет создавать осевые нагрузки на долото независимо от сил трения колонны о стенки скважины.
Исполнительный механизм забойных УПД должен преодолевать силу, создаваемую не всем весом бурильной колонны, а только ее частью—нагрузкой на долото. Поэтому мощность этих УПД (при одинаковых скоростях подачи) может быть меньше мощности наземных устройств, исполнительные механизмы которых должны быть рассчитаны на полный вес колонны, а реверсивные исполнительные механизмы их — на подъем всей колонны.
Следует ответить два основных направления разработки забойных УПД:
а) УПД с использованием промывочной жидкости в качестве рабочего агента, в котором все измерительные, регулирующие и исполнительные механизмы работают на буровом растворе;
б) УПД автономного типа, все механизмы которых изолированы от воздействия бурового раствора и работают на рабочем агенте— масле.
Кроме того, имеются УПД, управляющие расходом промывочной жидкости, проходящей через забойный двигатель и УПД с фиксацией нижней части колонны бурильных труб о стенки скважины.
На рис. 17.8 изображена схема УПД с регулирующим клапаном, работающего по постоянству осевой нагрузки. Корпус сервоцилиндра 6 жестко связан с бурильной колонной, а поршень 5 через шток 2— с турбобуром. Сверху на поршень 5 постоянно действует гидравлический перепад давления на турбобуре и долоте. Перемещаясь вниз во время бурения, поршень 5 вытесняет жидкость из подпоршневой полости 4 через клапан S, на котором за счет дросселирования возникает постоянный перепад давления. Этот перепад давления действует на поршень 5 снизу, осуществляя его торможение, вследствие чего регулируется осевая нагрузка на долото. Величина осевой нагрузки G равна разности между суммой гидравлического усилия, действующего сверху на поршень 1 (произведение перепада давления на турбине рт и долоте рд на площадь поршня Sп и веса турбобура Gт) и гидравлического усилия, действующего на поршень снизу (произведение перепада давления рк на клапане 3 на активную площадь поршня в полости 4):
Регулирующий клапан 3 настраивается на заданную величину. Для перезарядки сервоцилиндра предусмотрен обратный клапан.
К забойным полуавтоматам подачи долота принадлежит УПД, поддерживающее постоянство какого-либо параметра режима бурения. В качестве такого параметра регулирования приняты частота вращения турбобура или нагрузочный момент на долоте. Исполнительным механизмом забойных полуавтоматов является работающий на промывочной жидкости сервоцилиндр, корпус которого связан с колонной труб (рис. 17.9). Полый шток 1 его, уплотненный в сальнике 2, соединен с турбобуром. Действие полного перепада давления на турбобуре и долоте в зоне 3 на сечение штока 1 создает постоянную слагающую осевой нагрузки на долото. К ней может прибавляться или вычитаться усилие от гидравлического давления на кольцевое сечение поршня 4.
Это давление изменяется в зависимости от положения золотника 5, управление которым осуществляется датчиком 6, действующим в функции выбранного параметра регулирования. Для реверса подачи инструмента при перегрузках необходимо, чтобы гидравлическое усилие на поршень 4 превосходило суммарную величину собственного веса турбобура и гидравлической силы, действующей на торец штока 1. В качестве датчика в забойных УПД используются работающие в среде промывочной жидкости пружинный манометр, центробежный регулятор скорости и гидравлический регулятор, состоящий из золотника с равновеликими поясками и возвратной пружиной. В зависимости от применяемого датчика регулирование турбобура может осуществляться по постоянству вращающего момента на долоте или по постоянству вращения турбобура.