Контроль процесса бурения

Размещено на http://www.allbest.ru

1. ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Электрической станцией называется энергетическая установка, служащая для преобразования природной энергии в электрическую. Наиболее распространены тепловые электрические станции (ТЭС), использующие тепловую энергию, выделяемую при сжигании органического топлива (твердого, жидкого и газообразного).

На тепловых электростанциях вырабатывается около 76% электроэнергии, производимой на нашей планете. Это обусловлено наличием органического топлива почти во всех районах нашей планеты; возможностью транспорта органического топлива с места добычи на электростанцию, размещаемую близ потребителей энергии; техническим прогрессом на тепловых электростанциях, обеспечивающим сооружение ТЭС большой мощностью; возможностью использования отработавшего тепла рабочего тела и отпуска потребителям, кроме электрической, также и тепловой энергии (с паром или горячей водой) и т.п.

Высокий технический уровень энергетики может быть обеспечен только при гармоничной структуре генерирующих мощностей: в энергосистеме должны быть и АЭС, вырабатывающие дешевую электроэнергию, но имеющие серьезные ограничения по диапазону и скорости изменения нагрузки, и ТЭЦ, отпускающие тепло и электроэнергию, количество которой зависит от потребностей в тепле, и мощные паротурбинные энергоблоки, работающие на тяжелых топливах, и мобильные автономные ГТУ, покрывающие кратковременные пики нагрузки.

бурение скважина нефтяной контроль



1.1 Типы ТЭС и их особенности

На рис. 1 представлена классификация тепловых электрических станций на органическом топливе.

Рис.1. Типы тепловых электростанций на органическом топливе.

Рис.2 Принципиальная тепловая схема ТЭС

1 - паровой котёл; 2 - турбина; 3 - электрогенератор; 4 - конденсатор; 5 - конденсатный насос; 6 - подогреватели низкого давления; 7 - деаэратор; 8 - питательный насос; 9 - подогреватели высокого давления; 10 - дренажный насос.

Тепловой электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, преобразующих энергию топлива в электрическую и (в общем случае) тепловую энергию.

Тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием и их можно классифицировать по различным признакам.

По назначению и виду отпускаемой энергии электростанции разделяются на районные и промышленные.

Районные электростанции - это самостоятельные электростанции общего пользования, которые обслуживают все виды потребителей района (промышленные предприятия, транспорт, население и т.д.). Районные конденсационные электростанции, вырабатывающие в основном электроэнергию, часто сохраняют за собой историческое название - ГРЭС (государственные районные электростанции). Районные электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (в виде пара или горячей воды), называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Как правило, ГРЭС и районные ТЭЦ имеют мощность более 1 млн кВт.

Промышленные электростанции - это электростанции, обслуживающие тепловой и электрической энергией конкретные производственные предприятия или их комплекс, например завод по производству химической продукции. Промышленные электростанции входят в состав тех промышленных предприятий, которые они обслуживают. Их мощность определяется потребностями промышленных предприятий в тепловой и электрической энергии и, как правило, она существенно меньше, чем районных ТЭС. Часто промышленные электростанции работают на общую электрическую сеть, но не подчиняются диспетчеру энергосистемы.

По виду используемого топлива тепловые электростанции разделяются на электростанции, работающие на органическом топливе и ядерном горючем.

За конденсационными электростанциями, работающими на органическом топливе, во времена, когда еще не было атомных электростанций (АЭС), исторически сложилось название тепловых (ТЭС - тепловая электрическая станция). Именно в таком смысле ниже будет употребляться этот термин, хотя и ТЭЦ, и АЭС, и газотурбинные электростанции (ГТЭС), и парогазовые электростанции (ПГЭС) также являются тепловыми электростанциями, работающими на принципе преобразования тепловой энергии в электрическую.

В качестве органического топлива для ТЭС используют газообразное, жидкое и твердое топливо. Большинство ТЭС России, особенно в европейской части, в качестве основного топлива потребляют природный газ, а в качестве резервного топлива - мазут, используя последний ввиду его высокой стоимости только в крайних случаях; такие ТЭС называют газомазутными. Во многих регионах, в основном в азиатской части России, основным топливом является энергетический уголь - низкокалорийный уголь или отходы добычи высококалорийного каменного угля (антрацитовый штыб - АШ). Поскольку перед сжиганием такие угли размалываются в специальных мельницах до пылевидного состояния, то такие ТЭС называют пылеугольными.

По типу теплосиловых установок, используемых на ТЭС для преобразования тепловой энергии в механическую энергию вращения роторов турбоагрегатов, различают паротурбинные, газотурбинные и парогазовые электростанции.

Основой паротурбинных электростанций являются паротурбинные установки (ПТУ), которые для преобразования тепловой энергии в механическую используют самую сложную, самую мощную и чрезвычайно совершенную энергетическую машину - паровую турбину. ПТУ - основной элемент ТЭС, ТЭЦ и АЭС.

ПТУ, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями. ПТУ оснащённые теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Газотурбинные тепловые электростанции (ГТЭС) оснащаются газотурбинными установками (ГТУ), работающими на газообразном или, в крайнем случае, жидком (дизельном) топливе. Поскольку температура газов за ГТУ достаточно высока, то их можно использовать для отпуска тепловой энергии внешнему потребителю. Такие электростанции называют ГТУ-ТЭЦ. В настоящее время в России функционирует одна ГТЭС (ГРЭС-3 им. Классона, г. Электрогорск Московской обл.) мощностью 600 МВт и одна ГТУ-ТЭЦ (в г. Электросталь Московской обл.).[1]

Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) - это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.

Парогазовые тепловые электростанции комплектуются парогазовыми установками (ПГУ), представляющими комбинацию ГТУ и ПТУ, что позволяет обеспечить высокую экономичность. ПГУ-ТЭС могут выполняться конденсационными (ПГУ-КЭС) и с отпуском тепловой энергии (ПГУ-ТЭЦ). В настоящее время в России работает четыре новых ПГУ-ТЭЦ (Северо-Западная ТЭЦ Санкт-Петербурга, Калининградская, ТЭЦ-27 ОАО «Мосэнерго» и Сочинская), построена также теплофикационная ПГУ на Тюменской ТЭЦ. В 2007 г. введена в эксплуатацию Ивановская ПГУ-КЭС.

Блочные ТЭС состоят из отдельных, как правило, однотипных энергетических установок - энергоблоков. В энергоблоке каждый котел подает пар только для своей турбины, из которой он возвращается после конденсации только в свой котел. По блочной схеме строят все мощные ГРЭС и ТЭЦ, которые имеют так называемый промежуточный перегрев пара. Работа котлов и турбин на ТЭС с поперечными связями обеспечивается по другому: все котлы ТЭС подают пар в один общий паропровод (коллектор) и от него питаются все паровые турбины ТЭС. По такой схеме строятся КЭС без промежуточного перегрева и почти все ТЭЦ на докритические начальные параметры пара.

По уровню начального давления различают ТЭС докритического давления, сверхкритического давления (СКД) и суперсверхкритических параметров (ССКП).

Критическое давление - это 22,1 МПа (225,6 ат). В российской теплоэнергетике начальные параметры стандартизованы: ТЭС и ТЭЦ строятся на докритическое давление 8,8 и 12,8 МПа (90 и 130 ат), и на СКД - 23,5 МПа (240 ат). ТЭС на сверхкритические параметры по техническим причинам вполняется с промежуточным перегревом и по блочной схеме. К суперсверхкритическим параметрам условно относят давление более 24 МПа (вплоть до 35 МПа) и температуру более 5600С (вплоть до 6200С), использование которых требует новых материалов и новых конструкций оборудования. Часто ТЭС или ТЭЦ на разный уровень параметров строят в несколько этапов - очередями, параметры которых повышаются с вводом каждой новой очереди.



2. БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

2.1 Способы бурения скважин

Бурить скважины можно механическим, термическим, электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако промышленное применение находят только способы механического бурения - ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии экспериментальной разработки. Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении скважин на воду и т.п. находит свое применение.

2.1.1 Вращательное бурение

Нефтяные и газовые скважины бурятся методом вращательного бурения. При таком бурении разрушение пароды происходит за счет вращение долота. Вращение долоту придает ротор находящийся на устье через колонну бурильных труб. Это называется роторным спосабом. Так же крутящий момент иногда создается при помощи двигателя (турбобура, электробура, винтового забойного двигателя), то этот способ будит называться бурение забойным двигателем.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой насосами в скважину промывочной жидкости.

Электробур - представляет из себя электродвигатель, электрический ток к нему подается к нему подается по кабелю с поверхности. Бурение скважин ведется с помощью буровой установки.



1-долото; 2 - надолотная утяжеленная бурильная труба; 3,8 - переводник; 4 - центратор; 5 - муфтовый переводник; 6,7 - утяжеленные бурильные трубы;9 - предохранительное кольцо; 10 - бурильные трубы; 11 - предохранительный переводник; 12,23 - переводники штанговые, нижний и верхний; 13 - ведущая труба; 14 -редуктор; 15 - лебедка;16 - переводник вертлюга; 17 - крюк;18 -кронблок;19 - вышка;20 - талевый блок; 21 - вертлюг;22 - шланг;24 - стояк;25 - ротор;26 - шламоотделитель;27 - буровой насос

Разрушение осуществляется с помощью долота, спускаемым на бурильных трубах, на забой. Вращательное движение придается при помощи забойного двигателя, через колонну бурильных труб. После спуска бурильных труб с долотом в отверстие ствола ротора вставляют два вкладыша, а внутрь их два зажима, которые образуют отверстие квадратного сечения. В этом отверстие так же находится ведущая труба тоже квадратного сечения. Она воспринимает вращающий момент от стола ротора и свободно перемещается вдоль оси ротора. Все спускоподъемные операции и удержания на весу колонны бурильных труб осуществляется грузоподъемным механизмом.

2.2 Назначение бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенном на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины.

Функции, выполняемые бурильной колонны , определяются проводимыми в скважине работами. Главными из них являются следующие.

В процессе механического бурения бурильная колонна:

· является каналом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота: механической - при роторном бурении; гидравлической - при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической - при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель);

· воспринимает и передает на стенки скважины (при малой текущей глубине скважины также на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;

· является каналом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости, газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространству движется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка);

· служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратно на долото и частично пропуская их выше;

· может служить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент.

· при спускоподъемных операциях бурильная колонна служит для спуска и подъема долота, забойных двигателей, различных забойных компоновок;

· для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;

· для проработки ствола скважины, осуществляя промежуточных промывок с целью удаления шламовых пробок и др.

При ликвидации осложнений и аварий, а также проведении исследований в скважине и испытании пластов бурильная колонна служит:

· для закачки и продувки в пласт тампонирующих материалов;

· для спуска и установки пакеров с целью проведения гидродинамических исследований пластов путем отбора или нагнетания жидкости;

· для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглащений,

· укрепления зон осыпаний или обвалов, установки цементных мостов и др.;

· для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

При бурении с отбором керна (образца горной породы) со съемной колонковой трубой бурильная колонна служит каналом, по которому осуществляется спуск и подъем колонковой трубы.

2.3 Функции бурового раствора

Растворы выполняют функции от которых зависит не только результат и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Успешное выполнение этих функций - обеспечивает быстрое углубление , сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивности данного пласта. Все эти функции зависят от взаимодействия раствора с проходимыми породами и характером взаимодействия природой и составом дисперсионной среды. По составу данной среды растворы подразделяются на три типа: растворы на водной основе; растворы на нефтяной основе и газообразные агенты. Состав бурового раствора подбирается в соответствии с типом грунта, диаметром трубопровода, протяженностью скважины и другими факторами.

2.3.1 Требования к буровым растворам

Буровые растворы по применению можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе. Однако раствор подбирают с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Одними из основных требований к буровым растворам всех типов, а прежде всего к растворам на водной основе, с помощью которых буриться основной объем скважин.

Для обеспечение большего результата ожидаемого от бурового раствора, предъявляют следующие требования:

· Жидкая основа должна быть маловязкой и иметь наибольшее поверхностное натяжение на границе с горными породами.

· Концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть как можно меньше, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы как можно больше.

· Раствор должен быть недиспергирующимся под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели.

· Буровой раствор должен быть химически нейтрален по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание

· Растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях.

Успешное выполнение этих требований зависит во многом от геолого-технических условий бурения. В каждом конкретном случаи нужна выбирать тот или иной раствор с учетом технических параметров буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификация работников, географическое местоположение скважины.

2.4. Типы буровых долот и их назначение

2.4.1 Типы долот для сплошного бурения

Все долота для сплошного бурения подразделяются по воздействию на забой и по своему конструктивному исполнению. По характеру воздействия подразделяются на три группы:

· долота лопастные (режущие и скалывающие породу )

· долота шарошечные с почти цилиндрическими шарошками (скалывающие и дробящие породу )

· долота с коническими шарошками (дробящие породу )

· одно- ; двух- ; трех- ;четырехшарошечные

Применяются различного типа, размеров, моделей долота. При бурение скважин на территории РФ, широкое применение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняются 90% всех работ на территории России и за рубежом. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота.

2.4.1.1 Шарошечные долота

Шарошечное бурение -- способ бурения скважин с использованием шарошечного долота. Впервые было применено в США в 20-х годах 20-го века. В России этот способ бурения применятся с 30-х гг. 20 в. для бурения нефтяных и газовых скважин.

При шарошечном бурении горные породы разрушаются стальными или твердосплавными зубками шарошек, вращающимися на опорах бурового долота, которое, в свою очередь, вращается и прижимается с большим осевым усилием к забою.

Долото шарошечное -- (англ. roller bit) породоразрушающий дробящий, дробяще-скалывающий инструмент карьерных станков вращательного бурения, с вооружением шарошки в виде фрезерованных на ней зубьев различной длины и конфигурации или впрессованных на нее штырей из твёрдого сплава -- карбида вольфрама, применяемый для механического разрушения горной породы от мягкой до очень крепкой в процессе бурения скважины.

2.4.1.2 Лопастные долота

В отличие от шарошечных лопастные долота просты по конструкции и по технологии изготовления. Такие долота характерны своей механической скоростью в рыхлых, мягких и несцементированных породах. При бурении такими долотами часто наблюдается значительное уменьшение диаметра скважин, что приводит к необходимости расширения и проработки скважины перед спуском очередного долота. К таким долотам необходимо прикладывать большой крутящий момент. Они выпускаются в пяти разновидностей: 2Л - двухлопастные; 3Л - трехлопастные; 3ИР истирающе-режущие; П - пикообразные однолопастные.

2.4.1.3 Фрезерные долота

Фрезерное долото - применяется в твердых породах при глубоком вращательном бурении). Патент американских изобретателей Шарпа и Юза. Оно состоит из 2 конических, грубо насеченных, фрезеров из твердой стали, насаженных навстречу один другому под углом 46° к вертикали, каждый н"а собственной оси, на конце тупого массивного корпуса долота. Вследствие вращения корпуса ФД вместе со всей штанговой системой, каждый из фрезеров, касающийся забоя скважины, получает свое самостоятельное быстрое вращательное движение около своей собственной оси и своей работой изнашивает твердую породу забоя, отчего и получается поступательное движение всего бурового снаряда. Иногда на том же массивном корпусе долота устанавливаются подобные же, цилиндрические с усеченными конусами по концам и на вертикальной оси, фрезеры-расширители.

Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок.



2.4.1.4 Долота ИСМ

Отличие ИСМ является в том, что их породоразрушающие элементы покрыты сверхтвердым материалом славутич. В зависимости от размера и конструкции долота ИСМ изготавливаются цельноковаными (с последующим фрезерованием лопастей) либо с приваренными лопастями. Данные долота обладают более высокой износостойкостью и меньшей стоимостью, по сравнению с долотами оснащенными природными алмазами. Долота ИСМ выпускают трех разновидностей: режущего действия (режущие), торцовые (зарезные) и истирающие.

2.4.1.5 Алмазные долота

Алмазные долота обладают наличием алмазных режущих элементов т.е. (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). Обычно используются наименее ценные разновидности природного алмаза, именуемые карбонадо (бразильские технические алмазы) или черные алмазы (характерные своей вязкостью). Показатели данных долот зависят от качества и размеров алмазов. Качество определяют группой и категорией, а размер - числом камней. Природные и синтетические алмазы размещают в спекаемой матрице (обычно медно-твердосплавной), составляющей единое целое с нижней частью стального полого цилиндрического корпуса долота.



3. РАДАРНЫЕ УРАВНОМЕРЫ

Работают на принципе частотно-модулированной непрерывной волны. Сигнал от радара излучается антенной и отраженный от цели (в нашем случае поверхность среды) приходит назад через время задержки t. Расстояние до отражающего пограничного слоя (воздух/среда) определяется радарным уровнемером пропорциональностью времени задержки микроволнового сигнала t ответа: каждый метр до среды, волна проходит дважды, затрачивая при этом приблизительно 6.7 ns по времени. Измеряемое расстояние рассчитывается следующим образом а = с * t / 2; где с = скорость света. Система FMCW на радарных уровнемерах использует линейный частотномодулированый высокочастотный сигнал; частота посылаемого сигнала увеличивается линейно в пределах заданного интервала времени (частотная зачистка). Так как частота посылаемого радарным уровнемером сигнала изменяется из-за задержки при распространении сигнала, то для получаемого низкочастотного сигнала (обычно, до нескольких кГц) частота f пропорциональна расстоянию до рефлектора, а - получается от разницы между текущей частотой посылаемого сигнала и частотой полученного сигнала. Уровень среды тогда рассчитывается через разницу между высотой резервуара и расстоянием а. В высокоточных радарных уровнемерах используется частотный контур управления, чтобы произвести особую линейную зачистку при помощи динамической структуры PLL (= петля фазовой синхронизации) чтобы получить улучшенную точность измерения.

Обычно, рабочая частота радарных уровнемеров независимо от типа варьирует от 5,8 до 26 ГГц. Чем более высока частота, тем более узок луч и тем выше энергия излучения, а, следовательно, сильнее отражение.

Поэтому высокочастотные уровнемеры позволяют производить измерения уровня сред с низкой диэлектрической проницаемостью и, следовательно, слабой отражательной способностью. Они, также, удобны в емкостях, где присутствует различное оборудование, сокращающее свободную зону для работы радара. Вместе с тем, высокочастотные уровнемеры более чувствительны к таким явлениям как запыленность, испарения, волнение поверхности рабочей среды, налипание частиц среды на поверхность антенны вследствие более интенсивного рассеивания сигнала. В подобных условиях лучше работают уровнемеры с частотой 5,8..10 ГГц.

Другой важной характеристикой влияющей на формирование сигнала является размер и тип антенны. Различают следующие типы антенн: рупорная (коническая), стержневая, трубчатая, параболическая, планарная. Чем больше размер антенны, тем более сильный и узконаправленный сигнал она излучает и, в тоже время, тем лучше прием отраженного сигнала.

Наиболее универсальный тип антенны - рупорная. Она применяется, как правило, в больших емкостях, позволяет работать с широким спектром сред по диэлектрической проницаемости, применима в сложных условиях и обеспечивает диапазон измерения до 35..40 м. (в условиях спокойной поверхности)

Стержневая антенна применяется в небольших емкостях с химически агрессивными средами или гигиеническими продуктами, а также в случае, когда доступ в емкость ограничен малыми размерами патрубка. Диапазон измерения - до 20 м. Поверхность стержневой антенны покрыта слоем защитной изоляции.

Трубчатая антенна представляет собой надстроенный удлиненный волновод. Она позволяет формировать наиболее сильный сигнал за счет снижения рассеивания и используется в особо сложных случаях при наличии сильного волнения поверхности среды или большого слоя густой пены либо для случая сред с низкой диэлектрической проницаемостью. Трубчатая антенна применима для небольшого диапазона измерения уровня.

Планарный и параболический типы антенн обеспечивают особо высокую точность (до +/- 1 мм.) и применяются в системах коммерческого учета.

Основные преимущества:

· высокоточный метод измерения уровня - даже в экстремальных условиях процесса;

· наличие паров или газов не влияет на измерения;

· метод измерения в большинстве случаев не зависит ни от давления, ни от температуры.

Области применения:

Различные требования к средствам непрерывного измерения уровня жидкостей и сыпучих продуктов часто влекут за собой необходимость использования различных методов измерения. Микроволновый метод измерения (радарный уровнемер) доказал свою состоятельность для широкого спектра отраслей промышленности - химия и нефтехимия, фармацевтика и пищевая промышленность.

Основные технические характеристики:

максимальная абсолютная погрешность ±1мм.

ширина измерительного луча 4°.

диапазон измерения уровня 0,6 ч 30м.

рабочая температура окружающей среды от -60 до +500С

температура контролируемого продукта не ограничена

напряжение питания 24В постоянного тока,

либо 220В 50Гц

исполнение взрывозащищенное

цифровой интерфейс RS485, Modbus

аналоговый выход 4-20 мА

Производители радарных уравнемеров:

· ЗАО «Лимако»

· KROHNE

· Endress + Hauser

· SITRANS



4. ОБОБЩЕННАЯ СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА НА ОСНОВЕ ЦИФРОВЫХ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ УСТРОЙСТВ

Информационно-измерительная система.

(ИИС) - комплекс измерит. и вычислит. средств, а также соответствующего математического обеспечения для автоматического получения необходимой информации непосредственно от контролируемого объекта, визуализации, регистрации выходных данных и обработки этой информации на ЭВМ. ИИС предназначаются для автоматического контроля, технической диагностики и др. Специализированные ИИС применяются при геофизических исследованиях, в горной промышленности для контроля технологических процессов, диагностики состояния горного оборудования и др. При полевых сейсмических работах используются ИИС типа "Прогресс", при проведении сейсмических работ на морских площадях - типа "Экспресс". Для сейсмических исследований с обработкой данных на ЭВМ предназначена система "Горизонт". При промысловых геофизических работах применяют ИИС, действующие в комплексе каротажных станций. Современные станции оснащаются ИИС с микроЭВМ. Для исследования и контроля процесса бурения используют ИИС, осуществляющие сбор и обработку данных о технологических параметрах процесса бурения и свойствах бурового раствора. При помощи ИИС (на базе комплекса ТМ620) проводится контроль за технологическими процессами на нефтяных промыслах.

Рассмотрим ИИС на примере автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ, АСКУЭ). АИИС КУЭ - совокупность аппаратных и программных средств, обеспечивающих дистанционный сбор, хранение и обработку данных об энергетических потоках в электросетях. АИИС КУЭ необходима для автоматизации торговли электроэнергией. Также АИИС КУЭ выполняет технические функции контроля за режимами работы электрооборудования.

Среди разработчиков АИИС КУЭ принято условное деление системы на нижний и верхний уровень. К нижнему уровню относится оборудование и микропрограммы, работающие непосредственно на объекте учёта. К верхнему уровню относится остальная часть системы, расположенная, как правило, в центре обработки данных и офисах контролирующей организации.

4.1 Информационно-измерительные каналы

Информационно-измерительный канал (ИИК) -- часть системы от проводника электроэнергии до электросчётчика. Трансформаторы тока, трансформатор напряжения и электропроводка, соединяющая трансформаторы со счётчиком, входит в состав информационно-измерительного канала. АИИС КУЭ, как правило, содержит несколько информационно-измерительных каналов. Информационно-измерительный канал относится к нижнему уровню АСКУЭ. Коммуникационной средой между счетчиком и УСПД (Устройство сбора и передачи данных) может являться интерфейс RS-485 (витая пара), интерфейс RS-232 (устарело), GSM, радиоэфир, PLC - сеть 0,4кВ. Организация канала связи в коммуникационной среде осуществляется программными и аппаратными методами.

4.2 Информационно-вычислительный комплекс

Информационно-вычислительный комплекс (ИВК) -- часть системы от электросчётчика до контролирующей организации. К ИВК относятся:

· устройства сбора и передачи данных (УСПД)

· каналы связи между электросчётчиками и УСПД

· серверы верхнего уровня

· коммуникационная среда и каналы связи между УСПД и серверами верхнего уровня (переход с нижнего уровня на верхний)

· система обеспечения единого времени (СОЕВ)

· автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров

· автоматизированные рабочие места администраторов системы

· каналы связи верхнего уровня, в том числе между серверами и АРМ смежных пользователей информации

· программное обеспечение верхнего уровня

Коммуникационной средой между УСПД и серверами верхнего уровня может являться структурированная кабельная сеть, телефонная сеть с коммутируемыми каналами, радиоэфир, или Интернет. Организация канала связи в коммуникационной среде осуществляется программными или аппаратными методами.

Под смежными пользователями информации о количестве потреблённой электроэнергии подразумеваются физические или юридические лица, имеющие право доступа к этой информации (например, потребитель и энергосбыт, сетевая и генерирующая организация и т. п.).

Функции системы:

· автоматический сбор данных коммерческого учёта потребления (отпуска) электроэнергии по каждой точке (группе) учёта на заданных коммерческих интервалах времени

· хранение параметров учёта в базе данных

· обеспечение многотарифного учёта потребления (отпуска) электроэнергии

· обеспечение контроля за соблюдением лимитов энергопотребления

· вывод расчётных параметров на терминал и/или на устройство печати по требованию диспетчера

· ведение единого системного времени с возможностью его корректировки

4.3 Области применения

На предприятиях-потребителях.

Крупным потребителям электроэнергии (фабрикам, заводам, портам и т. п.) АИИС КУЭ даёт следующие преимущества:

· отсутствие необходимости в ручном снятии показаний множества электросчётчиков

· облегчение ведения многотарифного учёта электроэнергии

· облегчение прогнозирования затрат на электроэнергию

· контроль качества электроэнергии (не сертифицирован)

· запись в журнале событий УСПД событий по отключению-включению фидеров, перекосам по токам и напряжению (данную информацию собирает счетчик электроэнергии и передает УСПД)

· возможность автоматической передачи данных о количестве потреблённой электроэнергии в энергосбытовую организацию

· возможность выхода на оптовый рынок электроэнергии и мощности

В сетевых организациях.

Сетевые организации с помощью АИИС КУЭ ведут учёт потерь энергии в трансформаторах и линиях электропередачи. Анализ данных, предоставляемых АИИС КУЭ, полезен также для определения перегруженных участков электросети и принятия решения об увеличении их пропускной способности.

В генерирующих организациях.

Некоторые организации-производители электроэнергии предъявляют повышенные требования к частоте снятия показаний с электросчётчиков. Эти требования обоснованы необходимостью поддерживать оптимальные режимы работы оборудования и не допускать перерасхода энергоносителей. В том случае, когда невозможно ручное снятие показаний с требуемой частотой, единственным решением проблемы становится внедрение АИИС КУЭ.

В энергосбытовых организациях.

АИИС КУЭ может быть использована энергосбытом не только для автоматизации выставления потребителям счетов за электроэнергию, но и для предотвращения конфликтов. Так как АИИС КУЭ может предоставлять одни и те же учтённые данные энергосбыту и потребителю одновременно, разногласия можно устранить до их перехода в конфликт.



5. ИИС БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Следить и контролировать процесс бурения нефтяных скважин возможно двумя способами, на месте бурения и удаленно. Осуществление этих операций производится пультом бурильщика, системой удаленного мониторинга скважин и датчиками технологических параметров бурения.

5.1 Датчики технологических параметров бурения

Назначение: Измерение технологических параметров бурения и параметров промывочной жидкости. Автоматизированный сбор и регистрация технологической информации в процессе бурения. Контроль параметров бурения, предотвращение аварий и осложнений.

Область применения:

Контроль процесса бурения скважин на нефть и газ. Геолого-технологические исследования. Используются в станции контроля процесса бурения «Леуза-2» и станции ГТИ «Геотест-5», в других регистрирующих станциях отечественного производства, а также автономно.

Описание: Датчики устанавливаются на буровом оборудовании и функционируют в непрерывном режиме, контролируя все основные параметры бурения. Они укомплектованы необходимыми крепежными приспособлениями и легко монтируются на оборудовании отечественного и зарубежного производства.

1. Датчик оборотов вала буровой лебедки (датчик глубины)

Датчик выдает импульсы пропорционально оборотам вала лебедки и сигнал, показывающий направление вращения вала. Датчик устанавливается на станине буровой лебедки. Угол поворота буровой лебедки передается к датчику с помощью клино-ременной передачи.



Число импульсов за оборот, имп/об.	32
Направление вращения	0/1 ТТЛ
Напряжение питания, В	+5
Масса, кг	2,9
Габариты, мм	165х170х140

2. Датчик плотности ПЖ на входе (в емкости)

Принцип действия - преобразование выталкивающей силы погруженной в ПЖ гири. Датчик крепится с помощью крепёжного приспособления к верхней кромке ёмкости, подвешенная гиря опускается в ПЖ.

Основные технические характеристики:

Диапазон измерения, г/cм3	0-2
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности	±(0,01+0,01Х)
Уровень выходного сигнала, В	0-5
Напряжение питания, В	±12
Масса, кг	12,2
Габариты, мм - без поплавка и стоек - со стойками и поплавком	200х110х105 200х110х1880

3. Датчик давления ПЖ на входе

Датчик представляет собой тензометрический преобразователь давления. Датчик подключается к нагнетательной линии через средоразделитель штатного манометра на буровой с помощью тройника.

Основные технические характеристики:

Диапазон измерения, атм.	0-250
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности	±(0,01+0,015Х)
Уровень выходного сигнала, В	0-5
Напряжение питания, В	+12
Масса, кг	12,2
Габариты, мм	140x110x190

4. Датчик нагрузки на крюке

С помощью тензометрического датчика усилий измеряется натяжение каната на мертвом конце (по аналогии с ГИВ). Крепление - на неподвижном конце талевого каната.

Основные технические характеристики:

Диапазон измерения, т по заказу	0-100 0-200
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности	±(0,4+0,04Х)
Уровень выходного сигнала, В	0-5
Напряжение питания, В	+12
Масса, кг	7
Габариты, мм	300x200x115

5. Индикатор потока (расхода) ПЖ на выходе

Поток ПЖ измеряется по углу отклонения измерительной лопатки. Датчик крепится на стенке желоба с помощью крепежного приспособления.

Основные технические характеристики:

Диапазон измерения, л/сек	0-50; 0-100
Уровень выходного сигнала, В	0-5
Напряжение питания, В	±12
Масса, кг	2,5 + 1,8 = 4,3
Габариты (без крепежного приспособления и лопатки), мм	180х160х165

6. Датчик уровня ПЖ в приемной емкости поплавковый

Уровень в емкости измеряется по углу отклонения штока с поплавком. Датчик крепится с помощью крепёжного приспособления к верхней кромке приемной ёмкости; поплавок опускается в промывочную жидкость в середине ёмкости.

Основные технические характеристики:

Диапазон измерения, м	0-2
Предел допускаемой основной абсолютной погрешности	±(0,02+0,01Х)
Уровень выходного сигнала, В	0-5
Напряжение питания, В	±12
Масса, кг	9,5
Габариты (с поплавком и штангами), мм	275х225х2200

7. Датчик уровня ПЖ в приемной емкости герконовый

Датчик представляет собой герметичную штангу, по которой двигается поплавок с магнитом. Принцип работы датчика основан на выдаче сигнала стандартного уровня при изменении поплавка в емкости относительно штанги. Для крепления датчика к емкости предусмотрен хомут и уголок.

8. Датчик момента на ключе

Датчик представляет собой тензометрический преобразователь усилий. Он размещается на тросе машинного ключа и измеряет натяжение этого троса.

9. Датчик температуры ПЖ на входе/выходе/выходе

Датчик крепится с помощью крепежного приспособления. Датчик температуры ПЖ на входе крепится к корпусу емкости, термометр сопротивления погружается в промывочную жидкость в приемной емкости. Датчик температуры ПЖ на выходе крепится в желобной системе, термометр сопротивления погружается в промывочную жидкость в желобе.

10. Датчик ходов насоса (расхода на входе)

Основным исполнительным узлом датчика ходов насоса является индуктивный датчик, который срабатывает от приближения металла, выдавая импульсы кратно ходам насоса. Датчик крепится к корпусу насоса с помощью крепежного механизма.

11. Датчик оборотов ротора

Основным исполнительным узлом датчика является индуктивный датчик, который выдает импульсы кратно оборотам вала ротора. Датчик крепится с помощью крепежного механизма в непосредственной близости от карданного привода.

12. Датчик крутящего момента на роторе

Датчик измеряет реактивный момент роторного стола относительно станины с помощью тензометрического преобразователя усилий. Датчик устанавливается как стягивающее звено между основанием и роторным столом.

13. Датчик крутящего момента на роторе токовый

Токовый датчик момента на роторе состоит из двух частей: токоизмерительного преобразователя и электронного блока, соединенных между собой кабелем.

Крутящий момент на роторе определяется косвенным способом по величине потребляемой мощности электропривода роторного стола. Установка датчика производится таким образом, чтобы силовой провод проходил через отверстие токоизмерительного датчика.

14. Датчик электропроводности ПЖ на выходе

Датчик электропроводности бесконтактный, индуктивного типа. Датчик крепится в желоб с помощью крепежного приспособления.

15. Расходомер ультразвуковой «ARTWIK»

Принцип действия расходомера основан на допплеровском эффекте. Расходомер состоит из контроллера и накладного датчика, соединенных кабелем.

Датчик крепится к трубе с использованием прилагаемого набора для акустического сопряжения датчика и трубы. Корпус контроллера должен находиться в пределах 6 м от датчика.

16. Расходомер электромагнитный РГР-100

Принцип действия расходомера основан на явлении электромагнитной индукции. Расходомер состоит из соединенных между собой в единый блок двух преобразователей - первичного и передающего. Исполнение - взрывозащищенное. Монтаж первичного преобразователя осуществляется в напорную линию.

17. Плотномер ПЖ радиоактивный

Предназначен для бесконтактного непрерывного измерения в стационарных условиях и регистрации значений плотности бурового раствора в трубопроводе.

Принцип действия: регистрация изменений потока ионизирующего излучения в зависимости от плотности среды. Плотномер работает с излучателем типа натрий 22.

Состав: блок детектирования, микропроцессорный блок обработки информации, устройство крепления.

5.2 Пульт бурильщика

ВЫНОСНОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ КОММУТАЦИИ И СБОРА ИНФОРМАЦИИ НА БУРОВОЙ

Назначение: Сбор с датчиков, контроль и наглядное отображение основных технологических параметров бурения; вывод аварийной сигнализации и сообщений для бурильщика.

Область применения: Контроль процесса бурения и геолого-технологические исследования скважин при бурении на нефть и газ. Используется в станции контроля процесса бурения «Леуза-2», станции ГТИ «Геотест-5».

Пульт бурильщика осуществляет:

- автоматизированный сбор информации с датчиков технологических параметров бурения, обработку и отображение на 12 линейных и цифровых индикаторах;

- контроль параметров по установленным пороговым значениям;

- распознaвание в автоматическом режиме аварийных ситуаций;

- вывод световой и звуковой аварийной сигнализации;

- вывод сообщений для бурильщика в бегущей (информационной) строке;

- двустороннюю связь с компьютером для передачи/приема информации.

Функциональные особенности:

- возможность подключения как аналоговых, так и цифровых датчиков;

- стандартные параметры входа (совместимость с регистрирующей аппаратурой сто-ронних предприятий);

- 2 вида связи с компьютером: по кабелю и радиосвязь (по выбору заказчика).

Отображаемые параметры (базовый вариант):

глубина; вес на крюке; нагрузка на долото; крутящий момент ротора; высота долота над забоем; механическая скорость бурения; суммарное газосодержание; параметры промывочной жидкости на входе (давление, плотность, расход) и выходе (расход); уровень в приемной емкости. Размещение: на буровой в непосредственной близости от бурильщика под легким укрытием.

Основные технические характеристики:

Количество каналов: - входные аналоговые сигналы - входные дискретные сигналы (TTL) - выходные дискретные (TTL) - входные/выходные (TTL)	22 8 8 5
Разрядность АЦП	12
Уровень входных сигналов, В	0 - 5; 0 - 10
Канал связи пульта с компьютером	-RS-485 (оптоизолированный); - радиоканал (433 МГц)
Напряжение питания, В	150 - 260
Температура окружающей среды, °С	(- 45) ч (+50)
Масса (без соединительных кабелей), кг	16
Габариты, мм	600x400x120

5.3 Система удаленного мониторинга скважин «RT-LEUZA»

Назначение: Обеспечение в режиме реального времени:

- удаленного наблюдения процесса бурения скважин по регистрируемым параметрам бурения;

- обратной связи с буровыми для передачи рекомендаций и руководящих указаний.

Область применения: Бурение скважин на нефть и газ. Контроль процесса бурения на расстоянии. Передача данных о бурении в офис в режиме реального времени.

Система «RT-Leuza» позволяет:

- из офиса устанавливать сотовую, спутниковую или радиосвязь с любой удаленной буровой, оснащенной станцией, регистрирующей процесс бурения: «Леуза-2» или «Геотест-5»;

- по компьютеру в офисе вести наблюдение и контроль ситуации на буровой; - оперативно управлять процессом проводки скважин, передавая сообщения оператору на буровой в режиме экранного диалога;

- включать наблюдение скважины в любое время;

- переходить при просмотре от скважины к скважине;

- вести наблюдение одновременно с нескольких клиентских (рабочих) мест.

В состав системы входят программы для сервера и рабочих мест и технические средства передачи и приема данных по интернету.

Использование системы "RT-Leuza":

- дисциплинирует буровую бригаду: снижаются неоправданные простои, минимизируются нарушения технологии и отклонения от ГТН, повышаются технико-экономические показатели строительства скважины;

- оптимизирует процесс бурения: непрерывный контроль и оперативное вмешательство в процесс бурения со стороны заказчика или супервайзера позволяет избегать грубых ошибок, приводящих к аварийным ситуациям.

Система «RT-Leuza» является незаменимым инструментом геолога, технолога, супервайзера и многократно повышает эффективность и информационные возможности станций контроля процесса бурения и ГТИ.

Основные технические характеристики:

Передаваемые данные	- основные регистрируемые и расчетные параметры; - тип операции; - комментарии оператора.
Периодичность поступления данных: в режиме реального времени в пакетном режиме	каждые 10 с по выбору заказчика
Рекомендуемая скорость линии, Кб/с	9600
Тип обратной связи	текстовые сообщения



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ:

1. Трухний А.Д. Основы современной энергетики: учебник для вузов: в 2т./ под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. - М.: Издательский дом МЭИ, 2008. - 472с.

2. Баскаков А.П., Берг Б.В., Витт О.К. и др. Теплотехника: Учебник для вузов / Под ред. А.П. Баскакова. - М.:Энергоатомиздат, 1991. - 224с.

3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / Под ред. В.Я. Гиршфельда. - М: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

4. В.И. Кудинов., Основы нефтегазопромыслового дела, М-И., 2008

5. Волков С.А., Сулакшин С.С., Андреев М.М., Буровое дело, М., 1965;

6. Арш Э.И., Виторт Г.К., Черкасский Ф.Б., Новые методы дробления крепких горных пород. К., 1966.

7. Радарные уровнемеры KROHNE [Электронный ресурс] : Радарные (радиолокационные) уровнемеры. -- Электрон. каталог. -- Режим доступа: http://www.ste.ru/krohne/levelradar.html

8. Микроволновые радарные уровнемеры [Электронный ресурс] : Электрон. каталог. -- Режим доступа: http://www.technoline.ru/articles/view/11

9. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии [Электронный ресурс] : Электрон. энциклопедия и словарь. - Режим доступа: http://dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/1276023

10. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии [Электронный ресурс]: Электрон. энциклопедия и словарь. - Режим доступа: http://ru.wikipedia.org/wiki/Автоматизированная_информационно-измерительная_система_коммерческого_учёта_электроэнергии

11. Контроль процесса бурения [Электронный ресурс] : Электрон. каталог. -- Режим доступа: http://www.npf-geofizika.ru/?part_id=41,53,84



CONCLUSION

Drilling is a cutting process that uses a drill bit to cut or enlarge a hole in solid materials. The drill bit is a multipoint, end cutting tool. It cuts by applying pressure and rotation to the workpiece, which forms chips at the cutting edge.

Drilled holes are characterized by their sharp edge on the entrance side and the presence of burrs on the exit side (unless they have been removed). Also, the inside of the hole usually has helical feed marks.

Drilling may affect the mechanical properties of the workpiece by creating low residual stresses around the hole opening and a very thin layer of highly stressed and disturbed material on the newly formed surface. This causes the workpiece to become more susceptible to corrosion at the stressed surface.

For fluted drill bits, any chips are removed via the flutes. Chips may be long spirals or small flakes, depending on the material, and process parameters. The type of chips formed can be an indicator of the machinability of the material, with long gummy chips reducing machinability.

When possible drilled holes should be located perpendicular to the workpiece surface. This minimizes the drill bit's tendency to "walk", that is, to be deflected, which causes the hole to be misplaced. The higher the length-to-diameter ratio of the drill bit, the higher the tendency to walk. The tendency to walk is also preempted in various other ways, which include:

· Establishing a centering mark or feature before drilling, such as by:

o Casting, molding, or forging a mark into the workpiece

o Center punching

o Spot drilling (i.e., center drilling)

o Spot facing, which is facing a certain area on a rough casting or forging to establish, essentially, an island of precisely known surface in a sea of imprecisely known surface

· Constraining the position of the drill bit using a drill jig with drill bushings

Surface finish in drilling may range from 32 to 500 microinches. Finish cuts will generate surfaces near 32 microinches, and roughing will be near 500 microinches.

Cutting fluid is commonly used to cool the drill bit, increase tool life, increase speeds and feeds, increase the surface finish, and aid in ejecting chips. Application of these fluids is usually done by flooding the workpiece or by applying a spray mist.

In deciding which drill(s) to use it is important to consider the task at hand and evaluate which drill would best accomplish the task. There are a variety of drill styles that each serve a different purpose. The subland drill is capable of drilling more than one diameter. The spade drill is used to drill larger hole sizes. The indexable drill is useful in managing chips.



VOCABULARY:

Cutting - режущий

Drill bit - сверло

Сutting tool - резец

Рressure - давление

Burrs - зубцы

Residual stress - остаточное напряжение

Сorrosion - коррозия

Fluted - рифленый

Machinability - обрабатываемость

Deflected - искривленный

Forging - ковка

Molding - литье

Casting - набор

Spot drilling - точечное бурение

Drill bushings - буровые втулки

Drill jig - буровой зажим

Cutting fluid - буровой раствор

Размещено на Allbest.ru

...