Датчик нагрузки на крюке реферат
Обновлено: 05.07.2024
В настоящее время на рынке предлагаются различные системы контроля над величиной и динамикой основных технологических параметров при бурении, капитальном и промежуточном ремонтах скважин. Некоторые из них применяются для бурения сложных скважин, для получения данных о геофизических свойствах пластов. Такие системы относительно дороги и требуют при эксплуатации постоянного присутствия квалифицированного обслуживающего персонала. Чаще при бурении и ремонте скважин достаточно определенного количества параметров, которые необходимо контролировать для обеспечения технологичности и безопасности проводимых работ. Какие приборы, измеряющие эти параметры, предлагают отечественные разработчики?
В настоящее время на рынке предлагаются различные системы контроля над величиной и динамикой основных технологических параметров при бурении, капитальном и промежуточном ремонтах скважин. Некоторые из них применяются для бурения сложных скважин, для получения данных о геофизических свойствах пластов. Такие системы относительно дороги и требуют при эксплуатации постоянного присутствия квалифицированного обслуживающего персонала. Чаще при бурении и ремонте скважин достаточно определенного количества параметров, которые необходимо контролировать для обеспечения технологичности и безопасности проводимых работ. Какие приборы, измеряющие эти параметры, предлагают отечественные разработчики?
Задачи контроля параметров скважины при бурении и ремонте, необходимого для обеспечения технологичности и безопасности проводимых работ, решают сравнительно недорогие контрольно-измерительные комплексы, устанавливаемые, как на стационарные буровые станки, так и на самоходные подъёмные установки. Электронно-измерительные комплексы такого типа не требуют постоянного присутствия квалифицированного персонала. К ним относится разработанный и производимый научно-производственным предприятием Петролайн-А контрольно-измерительный комплекс ДЭЛ-140 (далее ДЭЛ-140), предназначенный для измерения и визуального отображения основных технологических параметров при бурении и ремонте скважин. С 2000 года ДЭЛ-140 модернизировался и дорабатывался в соответствии с пожеланиями и рекомендациями заказчиков. В настоящее время различные версии ДЭЛ-140 эксплуатируются во всех нефтедобывающих регионах России, в Казахстане, Узбекистане и Белоруссии, показывая высокую надежность и удобство при эксплуатации.
У ДЭЛ-140 есть ряд преимуществ перед аналогичными контрольно-измерительными комплексами.
Одно из них - это датчик нагрузки на канате с новой конструктивной схемой - ДН130.
В основном в системах измерения веса на крюке грузоподъёмного механизма используются датчики, устанавливаемые посредством винтовых соединений на неподвижный конец каната талевой системы, прогибая его. Нагруженный канат распрямляется, воздействуя на датчик в трех жесткофиксированных точках - т. н. трехточечная схема. Пропорционально нагрузке на канате изменяется прогиб датчика, что приводит к изменению сигнала с тензопреобразователей. Но в силу того, что в измерении задействована система канат-датчик, при каждом изменении положения датчика на том же канате (переустановке) положение точек взаимодействия между канатом и датчиком изменяется по причине неравномерности диаметра каната в различных местах витых прядей. Это приводит к увеличению погрешности измерения относительно определенной при калибровке. Дополнительное увеличение погрешности вносит крепление датчика посредством скоб на винтовых соединениях. При переустановке датчика с винтовыми креплениями на канате невозможно повторить геометрию точек взаимодействия, при которой были занесены данные в память датчика при калибровке. Поэтому для датчиков с жесткой трехточечной схемой смещение датчика вдоль каната или поворот его относительно оси каната приводит к значительному увеличению погрешности, т. н. погрешность переустановки. Кроме этого, диаметр каната подъёмного механизма по причине износа также не совпадает с диаметром каната, на котором датчик калибровался,и это приводит к дополнительному увеличению погрешности измерения нагрузки.
Для уменьшения погрешности при измерении нагрузок на крюке грузоподъёмного механизма в контрольно-измерительном комплексе ДЭЛ-140 разработан датчик нагрузки ДН130, который имеет другую конструктивную схему. Оригинальная конструкция ДН130 позволяет значительно повысить точность измерения весовой нагрузки на крюке грузоподъёмного механизма по сравнению с другими датчиками.
В ДН130 воздействие на среднюю опорную часть датчика распределено по дугообразному ложементу. Это позволяет сохранить соотношение сил при установке датчика на рабочий канат подъемника, близкое к тому, что было при калибровке.
В ДН130 отсутствуют винтовые соединения в элементах крепления, что исключает неопределенность при его установке, при этом полностью повторяется геометрия положения мест взаимодействия датчика с канатом, имевшее место при калибровке.
ДН130 допускает несовпадение до 1-2 мм диаметра калибровочного и рабочего канатов на подъёмной установке без заметного увеличения погрешности измерений.
Особенностью ДН130 является то, что при увеличении нагрузки на канате погрешность измерения составляет не более 1%, а при уменьшении нагрузки наблюдается небольшой гистерезис, проявляющийся в запаздывании уменьшения показаний. Это происходит по причине задержки соскальзывания волокон каната с поверхности ложемента при уменьшении нагрузки на канате. Погрешность при уменьшении нагрузки может достигать 2-2,5%. ДН-130 внесен в Государственный реестр средств измерений под № 32522-06 и защищен патентом №77426 от 19.03.08 г.
Благодаря применению датчика ДН130 в ДЭЛ-140 стало возможным измерение нагрузки на крюке до 500 тНс с точностью, обеспечивающей безопасность и технологичность работ.
Также ДН130 калибруется без привязки к контроллеру, так как является отдельным измерительным прибором, включающим в себя всю измерительную цепочку и выдающим результат измерений в цифровой форме по стандартному протоколу. Цифровой канал связи датчика с контроллером выбран не случайно. При включении комплекса ДЭЛ-140, датчик инициализируется и сообщает контроллеру свой заводской номер, дату последней калибровки. И все полученные от датчика данные идентифицируются. При разрешении спорных, аварийных ситуаций эти данные в отчетах жестко привязаны к конкретному датчику. В случае, когда применяется аналоговый датчик (4-20 мА), утверждать, что именно этот датчик производил измерения. Соответственно достоверность графиков измерений можно оспорить.
Кроме этого, в ДЭЛ-140 применен оригинальный датчик крутящего момента и количества оборотов на роторе буровой установки - ДКМ-140. Датчик ДКМ-140 предназначен для буровых установок с карданным приводом на редуктор ротора. Устанавливается ДКМ-140 между фланцем редуктора ротора и фланцем приводного карданного вала с помощью болтового соединения. Карданный вал при этом укорачивается на длину ДКМ-140. В датчике нет вращающихся частей. Он полностью автономен. Данные о величине крутящего момента и количестве оборотов передаются в контроллер по радиоканалу.
ДКМ-140 позволяет измерять передаваемый через карданный вал крутящий момент с погрешностью не более 1,5%. В контроллер ДЭЛ-140 вводится коэффициент передаточного числа редуктора. На отдельном выносном табло отображаются величины крутящего момента и оборотов ротора в минуту.
ДКМ-140 показал высокую надежность при эксплуатации, как на стационарных буровых станках, так и на мобильных установках КРС.
ДКМ-140, как и остальные приборы в составе контрольно-измерительного комплекса ДЭЛ-140, имеет взрывозащищенное исполнение и соответствующую маркировку.
Помимо ДКМ-140, комплекс ДЭЛ-140 может комплектоваться датчиком момента для установок с цепным приводом. Особенность данного датчика в том, что вместо опорного ролика в нем применена звездочка. Это значительно увеличивает ресурс работы, как самого датчика, так и приводной цепи ротора.
В комплектации ДЭЛ-140 предусмотрен также вариант надежной измерительной системы для контроля над величиной крутящего момента с датчиком под опорой вала цепного привода буровых установок.
Контрольно-измерительный комплекс ДЭЛ-140 последней версии позволяет измерять, отображать и регистрировать до 13-ти технологических параметров при бурении и ремонте скважин:
- нагрузку на крюке подъёмной установки;
- нагрузку на буровой инструмент;
- крутящий момент на роторе;
- обороты стола ротора;
- крутящий момент при свинчивании труб;
- давление ПЖ на входе (манифольде);
- скорость талевого блока;
- положение талевого блока над столом;
- уровень ПЖ в емкостях;
- индикацию выхода ПЖ;
- обороты вала бурового насоса (расход ПЖ на входе);
- концентрацию опасных газов в рабочей зоне.
По основным контролируемым параметрам вводятся предельные значения, при превышении которых подается звуковой сигнал и команда на блокировку тормоза лебёдки.
Параллельно данные с ДЭЛ-140 по радиоканалу могут передаваться на ПК на рабочем месте мастера, где программа верхнего уровня, помимо перечисленных функций, позволяет осуществлять визуальный контроль над величиной контролируемых параметров на дисплее ПК в режиме on-line.
Для эксплуатации в районах, где нет GSM связи, в ДЭЛ-140 предусмотрен съёмный модуль памяти объёмом до 1ГБ, в котором данные накапливаются и затем переносятся через специальный интерфейс в ПК диспетчера.
Перечисленные факторы позволяют считать контрольно-измерительный комплекс ДЭЛ-140 высокотехнологичной, надежной и удобной в эксплуатации системой контроля над величиной и динамикой технологических параметров при проведении буровых и ремонтных работ, отвечающей всем современным требованиям.
Датчик нагрузки на крюке (ДН)
Принцип действия ДН основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с применением тензометрического датчика усилий. Внешний вид датчика показан на рис.9.
Рис.9. Внешний вид датчика нагрузки на крюке
5.6.1. Конструктивно ДН состоит из двух частей, трансформатора усилий и
электронного блока.
Корпусом электронного блока служит герметичная крышка 1, в которой размещена электронная плата 2 и установлен выходной электрический разъем 3, защищенный от воздействия окружающей среды колпачком 4.
Трансформатор усилий предназначен для преобразования силы натяжения талевого каната в электрический сигнал и состоит из следующих основных узлов и деталей.
Подвеска 5 датчика изготовлена методом сварки из стальных листов; на подвеске установлены вилки с роликами 6 и корпус 7. Внутри корпуса установлена пружина специальной конструкции 8., преобразующая усилие на канате в усилие, воздействующее на тензопреобразователь 9 через упор 10 и шаровой наконечник 11.
5.6.2. Настройка датчика производится следующим образом.
Упор 10 выворачивается до отсутствия контакта с шаровым наконечником. Пружина 12, воздействуя на наконечник тензопреобразователя, увеличивает диапазон рабочего перемещения. Упор 10 ввертывается до касания с шаровым наконечником, что подтверждается изменением начального значения выходного сигнала. Изменением положения корпуса 7 предварительно установить упор 13 так, чтобы А+d каната - В = 10,7 мм.
Корпус законтрить гайкой 14. Установить датчик на разрывную машину.
Изменением усилия на машине от 0 до 20000 кГ произвести тарировку датчика
с записью в журнале величин выходных сигналов, соответствующих усилиям на
канате с интервалом в 1000 Кг. Усилие на канате снять до "0" значения,
производя запись величин выходных сигналов, соответствующих усилиям на
канате с интервалом в 1000 кГ в обратном направлении. Проверку повторить
три раза. При отсутствии изменения выходных сигналов на одинаковых усилиях
каната, датчик считается принятым к эксплуатации. Отклонение показаний
выходных сигналов при одинаковых усилиях на канате не должно превышать
по абсолютной величине, выраженной в % от Uд,
5.6.3. Электрический сигнал с тензометрического датчика усилий по проводам поступает к электронному блоку, где сигнал усиливается до стандартного уровня 0 - 10В. Питание тензометрического моста датчика усилий производится стабилизированным напряжением +9 В. Сигнал разбалансирования тензометрического моста, пропорциональный силе натяжения талевого каната, поступает в дифференциальный усилитель. Выходной усилительный каскад электронной схемы содержит цепь температурной компенсации, регулировки усиления и нулевого уровня.
Компьютеризация 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 компьютеризированного управления.
В отрасли в течение ряда лет проводятся исследования по созданию микропроцессорных систем компьютеризированного управления геологоразведочным бурением, реализующие методы и средства универсального, многофункционального управления, способного в отличие от жестких аналоговых решений осуществлять гибкую технологию бурения.
Разнообразные образцы систем компьютеризированного 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.
Компьютеризация 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 компьютеризации 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, в оптимизации и компьютеризации 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 компьютеризированного 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 компьютеризированного управления можно более жестко нормировать процесс бурения, широко внедрять передовые технологии бурения.[2 ] [СОДЕРЖАНИЕ ]
2. Станция контроля процесса бурения Леуза-2
Непрерывный контроль и регистрация технологических параметров процесса бурения с целью оперативного управления бурением и оптимальной, безаварийной проводки скважины .
Область применения
Бурение скважин на нефть и газ. Контроль процесса бурения. Геолого-технологические исследования скважин. Удаленный мониторинг скважин.
"Леуза-2" с беспроводной связью - см. Состав станции, п. 5.
Состав станции
1.Датчики технологических параметров бурения /базовый вариант из 8 датчиков/
Датчик давления ПЖ на входе
Датчик оборотов вала буровой лебедки (датчик глубины)
Датчик крутящего момента на роторе
Датчик уровня ПЖ в приемной емкости
Датчик нагрузки на крюке
Датчик плотности ПЖ в приемной емкости
Датчик ходов насоса
Датчик потока (расхода) ПЖ на выходе
2.Пульт бурильщика
Количество контролируемых параметров: от 8
Уровень входных сигналов, В : 0-5; 0-10
Габариты, мм: 600×400×120
Температура окружающей среды, °С: -45. +50
3. Сигнальное устройство
- световой индикатор (фонарь)
- звуковая сирена
4. Рабочее место оператора
! 5. Технические средства* беспроводной передачи данных с пульта бурильщика на компьютер
- устройство беспроводной передачи/приема данных (комплекс: радиомодем-антенна-кабель) - 2 шт.
/Дальность действия - 1,5 км в прямой видимости/
! 6. Технические средства и ПО* передачи данных с буровой
- модем (радиомодем, GSM-модем)
- программное обеспечение приема/передачи данных
! См. расширенный вариант - систему удаленного мониторинга "RT-Leuza"
* - поставляется по желанию заказчика.
Выносной пульт бурильщика осуществляет сбор и визуализацию информации с датчиков.
Компьютер на рабочем месте мастера (оператора) в автоматическом режиме принимает и обрабатывает информацию с пульта бурильщика и позволяет оперативно решать задачи по контролю и управлению процессом бурения.
Регистрируемая информация накапливается в базе данных реального времени .
Система регистрации распознает в автоматическом режиме аварийные ситуации и сигнализирует о них, включая сигнальное устройство.
Датчики устанавливаются на буровом оборудовании (см. схема расположения датчиков на буровой ).
Пульт бурильщика устанавливается на буровой на удалении 3-5 м от бурильщика.
Рабочее место оператора размещается в любом отапливаемом помещении на буровой.
Каналы связи для передачи информации с буровой (по выбору заказчика) :
- существующие телефонные линии с использованием обычного модема ;
- радиоканал (расстояние 10-20 км) с использованием радиомодема ;
- сотовая связь с использованием GSM-модема ;
- спутниковая связь.
Система может быть укомплектована другим набором датчиков, либо дополнительными датчиками.
При подключении более 12 датчиков используется распредкоробка на необходимое количество дополнительных датчиков. [ 1 ] [СОДЕРЖАНИЕ ]
3. Система удаленного мониторинга скважин "RT-Leuza"
Удаленный мониторинг процесса бурения нефтяных и газовых скважин
Система "RT-Leuza" обеспечивает в режиме реального времени :
Для работы системы "RT-Leuza" необходимо :
- оснащение буровых станциями, регистрирующими процесс бурения:
- станциями контроля процесса бурения "Леуза-2" или
- станциями ГТИ "Геотест-5".
Использование системы "RT-Leuza"
- дисциплинирует буровую бригаду
- снижаются неоправданные простои;
- минимизируются нарушения технологии и отклонения от ГТН;
- повышаются технико-экономические показатели строительства скважины;
- непрерывный контроль и оперативное вмешательство в процесс бурения со стороны заказчика или супервайзера позволяет избегать грубых ошибок, приводящих к аварийным ситуациям.
Состав системы "RT-Leuza"
- Программное обеспечение:
- программа "RT- Proxy" - сервер подключений
- программа "RT- Client" - рабочее место
- спутниковая связь/сотовая связь/радиосвязь
- сервер коммутации (сервер на предприятии наблюдателя)
Программа "RT- Proxy" устанавливается на сервер на предприятии наблюдателя (или у провайдера интернет-услуг ).
Программа "RT- Client" устанавливается на рабочие места наблюдения.
Техническая характеристика системы "RT-Leuza"
- основные регистрируемые и расчетные параметры;
- тип операции;
- комментарии оператораПериодичность поступления данных
Рекомендуемая скорость линии
не ниже 9600 Кб/с
Тип обратной связи
Рабочие экраны наблюдения системы "RT-Leuza"
![]()
![]()
![]()
![]()
![]()
4. Пульт бурильщика
Выносной технологический модуль коммутации и сбора информации на буровой
Область применения: Контроль процесса бурения и геолого-технологические исследования (ГТИ) скважин при бурении на нефть и газ.
![]()
Количество каналов:
- входные аналоговые сигналы - 22
- входные дискретные сигналы (TTL) - 8
- выходные дискретные (TTL) - 8
- входные/выходные (TTL) - 5Разрядность АЦП - 12
Уровень входных сигналов: 0 – 5 В; 0 – 10 В
Канал связи пульта с компьютером:
- RS-485 (оптоизолированный)
- Радиоканал (433 МГц)Напряжение питания: 150-260 В
Температура окружающей среды: (- 45) - (+50) °С
Габаритные размеры: 600 х 400 х 120 мм
Отображаемые параметры :
- крутящий момент ротора;
- давление ПЖ на входе;
- нагрузка на долото;
- вес на крюке;
- плотность ПЖ на входе;
- уровень ПЖ в приемной емкости;
ПЖ - промывочная жидкость
- расход ПЖ на входе;
- расход ПЖ на выходе;
- высота долота над забоем;
- глубина;
- механическая скорость бурения;
- суммарное газосодержание бурового раствора.
![]()
Пульт бурильщика осуществляет:
Функциональные особенности :
- возможность подключения как аналоговых, так и цифровых датчиков;
- стандартные параметры входа (совместимость с регистрирующей аппаратурой сторонних предприятий );
- 2 вида связи с компьютером: по кабелю и радиосвязь (по выбору заказчика ).
Пульт бурильщика размещается на буровой в непосредственной близости от бурильщика под легким укрытием. [ 1 ]
1. http://www.npf-geofizika.ru/leuza/index.html - Лаборатория "Информационно-измерительные системы ГТИ" с ИПЦ "Геотест" , в составе ОАО НПФ "Геофизика", представляет свои разработки по контролю процесса бурения нефтяных и газовых скважин и ГТИ: станции, лаборатории, системы, комплексы, наземную аппаратуру, приборы и программное обеспечение .
1. Буровая ночью:
![]()
2. чудеса инженерии :-):
![]()
3. (В каких условиях нам посчастливится работать ?) - 64 Цельсия:
![]()
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДАТЧИКА ВЕСА НА КРЮКЕ
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDFПредметом исследования является датчик веса на крюке, информация с которого используется для определения нагрузки на долото. В процессе бурения часть этих датчиков выходят из строя. Задачей исследования является исследование прочностных характеристик датчика и поиск путей повышения его надёжности.
В данной работе проведена оценка напряженно-деформированного состояния серийно выпускаемого датчика веса на крюке ДНК-1, с целью определения допустимых и предельных значений нагрузок.
Датчик веса (рис.1) представляет собой механическую рычажную конструкцию, подвешиваемую на канат неподвижного конца талевой системы.
Датчик закрепляется на канат и стопорится от перемещений хомутами из комплекта монтажных частей для предотвращения "сползания".
C помощью системы автоматизированного проектирования T-FLEX СAD/Анализ были построены 3Dмодели самого датчика и его первичного преобразователя. Важнейшим элементом этой системы является так называемый пост-процессор-инструментарий, позволяющий проанализировать полученные результаты расчетов и сделать обоснованные выводы о напряженном поведении конструкции и о ее прочности.
Заключение о вероятной статической прочности конструкции можно сделать по результатам конечно-элементного моделирования. В большинстве случаев для этого достаточно трех типов результатов: перемещений, напряжений и коэффициента запаса по напряжениям.
Оценка запаса прочности позволяет оценить количественное отношение рассчитанных эквивалентных напряжений к допускаемому напряжению, указанному в характеристиках материала. Если отношение допускаемого и расчетного напряжений приближается к единице, или меньше ее, условие прочности перестает выполняться.
В ходе исследования был произведен статический анализ первичного преобразователя датчика при разных усилиях 1 (см. PDF файл), результаты приведены в таблице.
Табл.1 Результаты статического анализа первичного преобразователя силы
Измеряется сила натяжения неподвижной ветки талевого каната пропорциональная весу бурильной колонны в буровом растворе. Кроме того, на датчик действует сила пропорциональная весу крюкоблока (Wк), талевого каната (Wт), квадрата (Wкв) при бурении. Используется для определения "кажущейся" нагрузки на долото.
•основной - вес на крюке определяется путем измерения натяжения неподвижного ("мертвого") конца талевой системы. Калибруется по расчетному весу колонны бурильных труб.
Используемый датчик: тензометрический датчик веса инструмента, подвешиваемый на канат неподвижного конца талевой системы.
Единица измерений - тс.
Диапазон измерений - 0 - 600 тс (устанавливается в зависимости от грузоподъемности буровой установки, и оснастки талевой системы: 0 - 600 тс;
О - 400 тс; 0 - 250 тс; 0 - 200 тс; 0 - 160 тс; 0 - 100 тс; 0 - 75 тс).
Погрешность - не хуже ±1%.
Разрешение - не хуже 0,1 тс.
•дополнительный - вес на крюке определяется по углу поворота первого (неподвижного) ролика кронблока, связанного с неподвижным концом талевой системы за счет растяжения неподвижной ветви талевой системы, на угол до 30 - 40°.
Используемый датчик: датчик угла поворота с прижимным роликом, за счет которого угол поворота непосредственно датчика увеличивается до 300 -330°. Установка датчика веса на кронблоке целесообразна только при установке на кронблоке датчика глубины.
Допускается измерение веса на крюке методом измерения давления масла (жидкости) в системе гидравлического индикатора веса (ГИВ) инструмента по согласованию с Заказчиком.
![]()
Примечание- В некоторых случаях целесообразна установка двух датчиков веса (второй - с большей разрешающей способностью) для более достоверной оценки величины нагрузки на долото.
Более точный и правильный метод - измерение усилия в МПТК(катушка), поскольку оно не зависит от направления движения талевого блока, в отличие от измерения натяжения талевого каната.
Установка датчика веса производится персоналом партии ГТИ по согласованию с буровой бригадой. Датчик крепится на неподвижном конце талевого каната выше механизма крепления каната на расстоянии 0,5 -1,5м при разгруженной талевой системе. На талевом канате ниже датчика веса должно быть установлено приспособление ("жимок"), препятствующее сползанию датчика веса вниз по канату.
Установка датчика давления с электрическим выходом в измерительную гидравлическую магистраль гидравлического индикатора веса (ГИВ) должна осуществляться таким образом, чтобы не вносить помех в измерение.
Калибровка датчика весаосуществляется на разрывной машине:
• при изготовлении датчика веса;
• с периодичностью не реже 1 раза в 6 месяцев.
На буровой установке проверка достоверности измерений осуществляется при монтаже и периодически не реже чем 1 раз в долбление в соответствии с показаниями ГИВ и по отношению к расчетному весу бурового инструмента, подвешенного на крюке и находящегося в вертикальной части скважины, заполненной буровым раствором.
Минимальное значение проверяется по отношению к весу вертлюга- ведущей буровой штанги (квадрата). Паспортное значение указанного веса должно запрашиваться у бурового подрядчика (буровой бригады).
Тензодатчик калибруется по двум точкам; код 0 значение 0; код соответствующий расчетному весу бурильной колонны с учетом облегчения =Wкр* (1-Yp/Yж)+ Wк+Wт+Wкв. Полученная прямая продолжается до максимального кода.
ГИВ (МД-12) калибруется по трем точкам: код х (при подключенном, но не врезанном в гидравлическую систему МД10) - значение 0; код х - значение Wкр=Wк+Wт; код х - значение равное Wкр* (1-Yp/Yж)+ Wк+Wт+Wкв.
ГИВ на 10 делений не калибруется.
Для расчета веса на крюке в SETUP вводится конструкция бурильной колонны, в МЕНЕДЖЕРЕ назначается параметром Вес на крюке ожидаемый Wкр.ож., который выводится на экраны: БУРЕНИЕ17.scr, пятиминутный БУРЕНИЕ31.scr и используется совместно с весом на крюке для своевременного определения посадок (затяжек) инструмента, определение нагрузки на долото, контроля долива скважины, для правильной установки масштабе (после перетяжки талевого каната), контроля режима бурения.
Для определения нагрузки на долото определяется полный вес инструмента, определение проводится во время проведения операции ВЗВЕШИВАНИЕ: при включенной циркуляции, инструмент установлен на высоте 1 метра от забоя при движении вниз, при вращении в течении 3-5 минут. За полный вес принамается среднемаксимальное значение Wкр, которое вводится в ГЛАВНОЕ МЕНЮ на СЕРВЕРЕ (F3), РАСЧЕТ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО. Для правильного определения Wд необходимо, чтобы все бурильщики одинаково проводили ВЗВЕШИВАНИЕ и с достаточной частотой.
Читайте также:
