Счетчик ходов насоса

Измерение числа ходов в минуту для каждого насоса и получение вход­ных данных для расчета производительности насоса.

Единица измерения - ход/мин.

Диапазон измерений - 0 - 200 ход/мин.

Погрешность - не хуже ±1%.

Разрешение - 1 ход/мин.

Устанавливается на одном, двух или трех насосах (в зависимости от их числа на буровой установке) при использовании дизельного привода или регулируемого электропривода. При использовании синхронного электропри­вода датчики (счетчики) числа ходов насоса не устанавливаются

М есто установки датчика (счетчика) - станина бурового насоса у плун­жерного окна. Крепление осуществляется с помощью струбцины. Монтаж производится при остановленных насосах.

Измерению подлежит число двойных ходов каждого насоса в единицу времени (ходы/минуту). При работе 2-х или 3-х насосов производится сум­мирование ходов насосов.

Датчик (ДКВ-1) нелинейный, калибруется на максимальное число точек, находящихся в рабочем интервале (50-100 ход/мин). Калибровка производится непосредственно по валу насоса путем регистрации частоты вращения с помощью секундомера.

Датчик скорости вращения ротора (при роторном бурении)

Измеряются обороты долота при роторном бурении..

Методы измерения:

• измерение скорости вращения элементов трансмиссии привода ротора;

• измерение скорости вращения ведущей трубы ("квадрата").

Единица измерения - об/мин.

Диапазон измерений - 0 - 350 об/мин.

Погрешность измерений - не хуже ±1 об/мин.

Разрешение - 1 об/мин.

Принципы измерения:

• тахометрический;

•оптический.

Датчик скорости вращения ротора устанавливается на карданном приводе ротора или на одной из звездочек (при цепном приводе ротора), как можно ближе к столу ротора, фильтр подбирается таким, чтобы пропускал короткие импульсы Монтаж осуществляется при остановленном роторе и открытых защитных устройствах трансмиссии ротора.

Монтаж оптического датчика скорости вращения "квадрата" осуществля­ется на вертикальной стойке, установленной у края буровой площадки на Вы­соте 0,5 -1,0 м от плоскости стола ротора.

Датчик (ДКВ-1) нелинейный, калибруется на максимальное число точек, находящихся в рабочем интервале (50-100 об/мин).

Калибровка прибора производится непосредственно на буровой и состоит в установлении зависимости между уровнем выходного сигнала и скоростью вращения контролируемого объекта при конкретных параметрах линии связи с местом регистрации.

Так как кинематическая связь прибора и ротора осуществляется через быстроходный вал привода, калибровка производится непосредственно по ротору путем регистрации частоты вращения с помощью секундомера.

Датчик вращающего момента на роторе (при роторном бурении)

Методы измерения:

• усилие, передаваемое ротором подроторному основанию (для буровых с дизельным приводом);

• сила тока приводного электродвигателя (для буровых установок с электро приводом).

Измеряется сила, пропорциональная силе сопротивления вращению бурильного инструмента, датчиками усилий разного типа.

Единица измерения - Тс-м.

Диапазон измерений - 0 - 5,0 тс-м.

Погрешность измерений - не хуже ±2,5%.

Разрешение - 0,2 тс-м.

Принципы измерения:

•датчик давления или тензодатчик для измерения натяжения приводной цепи;

•датчик усилий в плече поворотного редуктора;

• эффект Холла для измерения величины тока.

При дизельном приводе датчик вращающего момента на роторе встраива­ется в трансмиссию привода ротора (соприкасается с приводной цепью). Монтаж производится при остановленном роторе и открытых защитных уст­ройствах трансмиссии ротора.

• При электроприводе на силовой кабель приводного электродвигателя на­девается трансформатор тока или токовые клещи с преобразователем осно­ванном на эффекте Холла для измерения величины потребляемого тока при­водного двигателя.

Работа по монтажу датчика тока производится при отключенном питании приводного двигателя ротора в присутствии электрика буровой бригады.

Примерную калибровку можно выполнить по удельному моменту разрушения горных пород или просто в условных единицах. Момент холостого хода ставиться равным 40-50 у.е. ,с тем чтобы при увеличении нагрузки на долото на 10 т момент увеличился на 4-5 у.е.. Фильтр на входе подбирается таким, чтобы пропускал короткие импульсы, при приклинках (заклинках) долота.

Датчик электропроводности бурового раствора на входе и выходе скважины

Единица измерения - Ом-м.

Диапазон измерений - 0 - 10 Ом-м.

Погрешность измерений - не хуже ±2,5%.

Разрешение-0,1 Ом-м.

Датчик объемного газосодержания раствора (индикатор)

Измерение содержания любого свободного газа (включая воздух) в буро­вом растворе, выходящем из скважины.

Метод измерения - акустический, принцип действия - поглощение ультра­звука между излучателем и приемником, погруженными в буровой раствор.

Единица измерения - % объемные.

Диапазон измерений - 0 - 20% объемн.

Разрешение - 0,1% объемн.

Датчик электропроводности бурового раствора на входе и выходе скважины

Единица измерения - Ом-м.

Диапазон измерений - 0 - 10 Ом-м.

Погрешность измерений - не хуже ±2,5%.

Разрешение-0,1 Ом-м.

Датчик объемного газосодержания раствора (индикатор)

Измерение содержания любого свободного газа (включая воздух) в буро­вом растворе, выходящем из скважины.

Метод измерения - акустический, принцип действия - поглощение ультра­звука между излучателем и приемником, погруженными в буровой раствор.

Единица измерения - % объемные.

Диапазон измерений - 0 - 20% объемн.

Разрешение - 0,1% объемн.

.

Устройство для непрерывной дегазации бурового раствора (дегазатор)

Дегазатор ПЖ монтируется на открытом участке сливного желоба возможно ближе к устью скважины. Дегазатор требует периодического об­служивания, поэтому при монтаже следует обеспечить к нему свободный доступ.

Дегазатор принудительной (активной) дегазации должен:

•устанавливаться как можно ближе к устью скважины и в любом случае на­ходиться перед подходом бурового раствора к виброситам, чтобы обраба­тывать раствор, который не прошел предварительную дегазацию;

•устанавливаться в желобе для бурового раствора (или на выкидном трубо­проводе, идущем от устья скважины) с частичным погружением в поток бу­рового раствора, либо загружаться с помощью насоса, засасывающего бу­ровой раствор на устье скважины до контакта его с атмосферой.

Газопровод (газовая линия) между дегазатором и анализатором в станции ГТИ должен быть как можно более коротким, без провисаний, изгибов, пе­тель с тем, чтобы не допустить скапливания продуктов конденсации.

Газопровод должен быть оснащен защитным устройством (ловушкой), чтобы исключить случайное попадание в него бурового раствора, а также "вымораживателем" при использовании в условиях температур окружающего воздуха ниже 0°С или системой обогрева.