CC BY
111) повысить точность измерения за счет осуществления интегрирования возведенного в квадрат сигнала, пропорционального текущему значению напряжения точно за интервалы времени, кратные полуперио-ду напряжения питания цепи;
2) повысить быстродействие за счет исключения дополнительных операций и процедур по определению точного размера интервала усреднения; -
3) расширить функциональные возможности благодаря реализации функций, которых не имеется у других известных способов, в частности функции измерения периода синусоидального напряжения пита* ния цепи, а также - по выражению (6) - фазы сетевого напряжения.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Электромагнитная совместимость. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М: Госстандарт, 1998.
2 Атабеков Г. И. Теоретические основы электротехники. М.: Энергия. 1970.
3. Измерения в промышленности: Справ, изд.// Под ред. П.Профоса: М.: Металлургия, 1980, 648 с.
4 Шахов Э.К.. Телеги» С.М., Шляндин В.М, Метод цифрового измерения действующего значения переменного напряжения И Изв. вузов СССР. Приборостроение. 1972. Т. 15. №5.
5. Новенко Б.А., Каплан Л.И. Цифровые приборы для измерения энергетических величин: Сб. нач. тр. Ивановского энергетического института. Вып. 23.1972.
Статья поступила в редакцию !5 марта 2007 г.
УДК 622.23.082
В. А. Кузнецов
ИНТЕГРАЛЬНЫЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СКОРОСТИ БУРЕНИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН
Рассмотрим новый способ определения скорости бурения глубоких скважин, основанный на интегрировании измерительных сигналов, полученных с датчиков веса и подачи бурильного инструмента. Применение операции интегрирования, обладающей фильтрующими свойствами, позволило повысить помехоустойчивость измерительного устройства, а следовательно, и точность измерения.
Скорость перемещения долота при бурении скважин, называемая механической скоростью бурения, является важнейшим технологическим параметром процесса бурения. Этот параметр определяет эффективность выбранного режима бурения и рациональность компоновки породоразрушающего инструмента.
Весом нижней часта колонны бурильных труб создаётся осевая нагрузка на долото, которую оператор регулирует подачей бурильного инструмента.
Если <2Н - начальный вес бурильной колонны, а 0, - текущий вес колонны в процессе бурения, то осевая нагрузка на долото определяется их разностью:
^=6*-а-
Колонна бурильных труб представляет собой упругий стержень, поэтому связь между перемещением вfepxнeгo конца бурильной колонны и изменением её веса выражается законом Гука:
, .. -'й / .......... ...
: '*—5Г; ()
где 1В - перемещение верхнего конца колонны труб; Qt - изменение текущего веса колонны; Ь -длина колонны труб; Ем- модуль упругости материала труб; Р- площадь поперечного сечения труб.
Учитывая, что в процессе бурения перемещается и нижний конец колонны, выражение (1) принимает
вид
I _/ -Ш .
. .. ■ ... 1в1н-ЕЕ> ■ ■ ;■
где 1И - перемещение нижнего конца КОЛОННЫ. , :. •
Дифференцируя левую и правую части этого выражения, получим ■ - 1
У*=Уп +
1-.& ер а
(2)
Здесь УБ - механическая скорость бурения, или скорость перемещения нижнего конца колонны; Уп -скорость подачи бурильного инструмента, или скорость перемещения верхнего конца колонны.
Зависимость (2) лежит в основе современных методов измерения мгновенной механической скорости бурения [1].
На рис.1 представлены графики измерения скорости бурения УБ, скорости передачи бурильного инструмента Уп и текущего веса бурильной колонны Qt при ручном регулировании осевой нагрузки на долото с помощью тормоза буровой лебёдки. Как видно из рисунка, скорость подачи бурильного инструмента существенно отличается от скорости бурения.
Обработка измерительной информации по алгоритму (2) позволяет получить значения мгновенной скорости бурения. Для реализации этого алгоритма необходимы датчик подачи и датчик веса бурильного инструмента. Обычно датчик подачи размещается или на кронблоке, или на валу лебёдки буровой установки, а датчик веса устанавливается на неподвижном конце талевого каната грузоподъёмного механизма.
Недостаток способа измерения скорости бурения по алгоритму (2) связан с наличием операции дифференцирования. Сигнал с датчика веса бурильного инструмента подвержен воздействию помех.
Р и с.1. Графики изменения скорости бурения УБ , скорости подачи бурильного инструмента Уп и веса бурильной колонны Qt при ручном регулировании процесса бурения
При дифференцировании этого сигнала высокочастотные помехи усиливаются, что приводит к погрешности измерения.
Интегрируя выражение (2), получим
ЕР
Уп - • (3)
Из этого выражения видно, что интеграл разности скоростей Уп и УБ соответствуют весу бурильного инструмента, который измеряется на буровой установке. Это обстоятельство позволяет применить интегральный способ изменения скорости бурения, отличающийся высокой помехоустойчивостью [2].
В этом случае измерительное устройство представляет собой автоматическую следящую систему, в которой сравнивается сигнал веса бурильной колонны (2,, получаемого с датчика веса и сигнал веса, вычисляемого по алгоритму (3). . - ■.
Разность этих сигналов
ЛУ =-ф, -£>*]
или с учетом (3):
а-рп-ъ)*
Сигнал ДI/ представляет собой статизм следящей системы, который должен быть минимизирован. Структурная схема автоматической следящей системы, реализующей интегральный способ измерения скорости бурения, представлена на рис.2.
Аи = К
Устройство содержит датчик скорости подачи бурильного инструмента ДП, интегросумматор И С, датчик веса бурильной колонны ДВ, блок сравнения сигналов БС, регулирующий блок РБ, задатчик сигнала скорости бурения ЗС и задатчик параметров бурильной колонны ЗП.
На выходе иетегросумматора формируется сигнал
ин^К^ип-ивУЬ,
где ип - сигнал с датчика скорости подачи бурильного инструмента; VБ - сигнал задатчика скорости бурения; К- коэффициент, учитывающий параметры бурильной колонны и задаваемый элементами Л) Л2 й
С.
Сигнал ин соответствует вычисляемому по алгоритму (3) значению веса бурильного инструмента. На выходе блока сравнения БС формируется разность сигналов
д и=и0-ин_
где 1!д - сигнал, получаемый с датчика веса бурильного инструмента.
Р и с. 2. Структурная схема устройства для измерения скорости бурения
Очевидно, что вычисляемое значение веса бурильного инструмента должно быть равно реальному весу, т.е. разность Д V должна стремиться к нулю. Минимизация Д£/ достигается регулированием сигнала задатчика скорости бурения. С помощью ре!упятора РБ сигнал задатчика скорости бурения устанавливается таким, чтобы статизм системы АС/ был минимальным. При минимизации ДС/ сигнал на выходе ЗС будет соответствовать скорости бурения УБ .
Если применять астатическую следящую систему, для чего в регулятор РБ вводится интегрирующее устройство, то Д и = 0.
Таким образом, предложенный способ измерения скорости бурения позволил заменить операцию дифференцирования измерительного сигнала, применяемую в классическом способе измерения по алгоритму (2), на операцию интегрирования, повышающую помехоустойчивость и точность измерительного устройства. Кроме того, интегрирующее устройство обладает фильтрующим свойством, освобождающим измерительный сигнал от высокочастотных помех.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Бражников В.А., Кузнецов В.А. Информационные устройства для определения эффективности управления процессом бурения.
М., Недра, 1978.146 с. ■ ■ ; : - ^ ■
2. А.с. 907226 СССР. Устройство для измерения механической скорости; бурения. В.А, Кузнецов. Зарегистрировано в Госреестре изобретений СССР от 23 февраля 1982 г. _
Статья поступило, в редакцию 16 января 2007 г.
