- •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
§ 6. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с гидравлическим каналом связи. Индикатор осевой нагрузки
Забойный индикатор осевой нагрузки (ЗИН) предназначен для преобразования осевой нагрузки на долото в импульсы давления, частота которых пропорциональна измеряемому параметру. Эти импульсы передаются на поверхность по столбу жидкости в скважине и воспринимаются на поверхности преобразователем давления в электрические сигналы.
Схема датчика осевой нагрузки на долото приведена на рис. 10.12. Система двух поршней 1 и 2 образует гидротрансформатор. Осевая нагрузка воспринимается поршнем 1 и через жидкость передается поршню 2. При этом перемещение поршня 2 больше перемещения поршня 1 на величину, пропорциональную отношению площадей этих поршней. Это перемещение передается к сильфонному измерителю 14, и жидкость из камеры 3 через калиброванный дроссель 4 перетекает в верхнюю камеру сильфона 5. Скорость сжатия сильфона пропорциональна величине осевой нагрузки на долото.
Над измерительным узлом датчика расположен исполнительный клапанный узел. Клапан 6, находящийся на пути движения промывочной жидкости (в том положении, как это изображено на рисунке), создает начальный перепад давления между зонами А и Б, равный 0,1—0,15 МПа, а при его движении в нижнее положение— 1,0— 2,0 МПа (разность этих давлений равна сигналу).
Клапан 6 периодически перемещается вниз-вверх вместе с полым штоком 7 и поршнем 8 с частотой, пропорциональной осевой нагрузке. При этом поршень 8 перемещается в цилиндре 9, в верхней части которого помещен клапан 10 с пружиной 11. При открытии клапана 10 с обеих сторон поршня 8 проявляется примерно одинаковое давление, в связи с чем на клапан 6 действует начальный перепад давления на нем, создающий силу, заставляющую перемещаться клапан 6 вместе со штоком 7 вниз. При этом нижняя часть штока 7 надавливает на сильфон 5 и заставляет перетекать жидкость, заполняющую камеру сильфона 5, в камеру 3 измерительного сильфона 14 через обратный клапан 15. В результате происходит автоматическая перезарядка измерительного узла в исходное положение для измерения следующего значения осевой нагрузки. Движение штока 7 через стержень 16 передается поршню 2 гидротрансформатора.
Клапан 10 соединен со стержнем 12, имеющим такую длину, что после движения клапана 6 вниз и подачи при этом импульса шток 7 упирается в нижний бортик 13 стержня 12 и закрывает клапан 10. В этом случае на нижней стороне поршня 8 будет давление большее, чем над поршнем (в цилиндре 9), передаваемом из зоны Б по каналу в штоке 7. Разность давлений приводит к перемещению штока 7 с клапаном 6 вверх. Этим заканчивается цикл измеряемого интервала времени перетекания жидкости через дроссель в измерительном узле. Затем жидкость начинает снова перетекать из камеры 3 в сильфон 5 до момента упора верхнего конца сильфона в стержень 12 и открытия им клапана 10. После этого повторяется описанный выше цикл перемещений деталей исполнительного узла датчика и подачи им в гидравлический канал связи импульса давления. Интервал времени между импульсами давления характеризует величину осевой нагрузки на долото.
Гидравлический турботахометр (рис. 10.13,а) состоит из таходатчика 2, посылающего в гидравлический канал импульсы давления с частотой, пропорциональной частоте вращения турбобура /, индуктивного преобразователя 3 сигналов (импульсов) давления в электрические импульсы, электронного фильтра-усилителя 4, указателя 5 и регистратора 6 частоты вращения турбобура.
Для обеспечения надежной связи по гидравлическому каналу при больших расстояниях необходимо, чтобы сигналы от датчика были низкой частоты и большей продолжительности. Во время работы турбобура в гидравлическом канале бурового насоса создаются импульсы давления, что способствует появлению помех. Частота сигналов помех fп==1—8 имп/с. С учетом этого частота полезных сигналов от таходатчика fс должна быть 0,2—0,3 имп/с.
В результате применения инерционной системы в наземном приборе турботахометра и соответствующих фильтров практически возможна четкая регистрация тахосигнала, если его наивысшая частота будет в 3—5 раз меньше самой низкой частоты помех, т.е. fс max (0,3—0,2). В ГТН-3 применен таходатчик ТДН-8, который посылает импульсы давления через каждые 100 оборотов турбобура.
Таходатчик состоит из планетарного редуктора и клапанной системы с гидравлическим усилителем, смонтированных в специальном контейнере, навертываемом на турбобур. Вал турбобура при этом соединяется с входной осью таходатчика.
Таходатчик (рис. 10.13,6) собран в корпусе 1, который монтируется над турбобуром. Перегородка 2 и деталь 3 образуют рабочий клапан, при периодическом закрывании которого создаются тахосигналы (импульсы давления). Клапан рассчитан на создание импульсов давления 1,5—2,0 МПа при расходе промывочной жидкости 35-40 л/с.
Между рабочим клапаном и задатчиком установлен гидравлический усилитель 5 с элементом обратной связи 4. Задатчик имеет связь с валом турбобура 3.
При осевом перемещении штока 6 с управляющим клапаном кулачкового механизма редуктора 7 и закрытии входного отверстия камеры гидравлического усилителя 5 давление в последней уравнивается с давлением над рабочим клапаном. При этом усилие, действующее на поршень гидроусилителя в камере 5, становится большим, чем противоположное усилие на поршне рабочего клапана, и последний начинает перемещаться в сторону закрытия. В этот период времени разность обоих указанных усилий постепенно увеличивается за счет действия положительной гидравлической обратной связи 4.
При открытии управляющего клапана давление в камере гидравлического усилителя 5 падает и результирующее усилие изменяет знак, открывая основной клапан и возвращая его в основное (открытое) состояние. Цикл работы гидроусилителя равен 100 об/мин вала турбобура. Коэффициент усиления гидравлического усилителя равен примерно 30—40, т. е. усилие на штоке 6 в 30—40 раз меньше усилия на штоке клапана 3. Следовательно, при усилии 4—5 кН, действующем на шток клапана 3, датчик 6 развивает усилие 1—1,5 кН.
Наземные приборы ГТН-3 питаются от сети переменного тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц. Основная приведенная погрешность показаний при частоте вращения вала турбобура, равной 1000 об/мин, составляет +5% от усредненной частоты его вращения за время, соответствующее 100 оборотам. Погрешность в результате действия помех (пропадание полезных и появление ложных сигналов), не более 5% от общего числа регистрируемых сигналов.
Применение турботахометров позволяет бурильщику контролировать отклонение работы турбобура от заданного режима. Изменение частоты вращения вала турбобура, если механические свойства пород в это время не изменились, указывает на изменение осевой нагрузки на забой. На глубине 3000—4000 м и более остановка турбобура может быть определена бурильщиком по отсутствию проходки через 15 мин и более. При помощи турботахометра остановку турбобура можно определить за 1—1,5 мин.
Из сказанного ясно, что с помощью турботахометра можно весьма эффективно контролировать процесс бурения.