Меню

Автоматизированные системы управления буровых установок

Автоматизация буровых установок

Конструкция буровых установок позволяет осуществлять управление режимами работы по одному или двум параметрам: подача бура и частота его вращения. Возможны следующие автоматизированные режимы рабо­ты буровых установок вращательного бурения, а также вращательно-ударного бурения:

1. Стабилизация на заданном токовыми уставками уровне среднего значе­ния мощности электродвигателя подсистемы привода исполнительного органа с помощью регулятора режимов работы. Этот режим может быть реализован для мехатронизированных буриль­ных ма­шин при наличии в составе их подсистем подвески и перемещения испол­нительного органа гидроцилин­дровых податчиков с регулируемыми гид­ропередачами «насос-гидродомкраты», обеспечивающими соответствующие измене­ния скорости подачи органа на забой. Принцип построения системы автоматического регулирования (САР) режима работы буровых машин для поддержания заданного значения нагрузки заключается в изменение скорости подачи в зависимости от нагрузки на приводной электродвигатель. Отличительная особенность САР буровой установки является наличие режима забуривания, который проводится при заведомо пониженной скорости.

2. Стабилизация на заданном уровне среднего значения момента электродвигателя подсистемы привода исполнительного органа на основе частотно-регулируемого электропривода путем регулирования скорости резания.

3. Автоматическое наращивание става путем последовательного выполнения следующих операций: выдвижка питателя с новой штангой на линию бурения; соединение новой штанги с буровым станком; возвращение питателя в заданном положении; бурение скважин на длину одной штанги; возвращение питателя в заднее положение. За тем цикл повторяется и бурение происходит до тех пор пока последняя штанга не выйдет из питателя. Процесс бурения может продолжаться после загрузки питателя штангой.

В настоящее время существует ряд технических средств автоматизации буровых установок, краткая характеристика которых приведена далее по тексту.

Пропорционально-интегральный регулятор ПРИЗ-М

Электрогидравлический, пропорционально-интеграль­ный, релейно-импульсного типа регулятор ПРИЗ применяется при автоматизации буровых ус­тановок и проходческих комбайнов [9].

Регулятор ПРИЗ обеспечивает выполнение следующих функций:

— стабилизацию тока электродвигателей установки на заданном уровне путем изменения скорости подачи режущего органа на забой;

— двухступенчатую защиту электродвигателей от технологических пере­грузок и опрокидываний;

— ограничение скорости подачи при пуске машины, забуривании и дли­тельном перегрузе;

— забуривание по заданному времени;

— блокировки, исключающие подачу режущего органа на забой при вы­ключенных электродвигателях привода;

— индикацию режимов работы контролируемых электродвигателей.

В состав регулятора ПРИЗ – М входит блок регулятора для формирования требуемого закона управления, датчик тока для определения нагрузки на электропривод, сервопривод для изменения скорости подачи исполнительного органа в соответствии с сигналами управления.

Принцип действия регулятора заключается в сравнении сигналов, снимае­мых с датчиков тока главных электродвигателей в блоке регуля­тора, с сигналами задания и выдачи команд на изменение или отключение подачи комбайна на забой. Подача отключается, но ток электродвигателя достигает двукратного номинального значения. При этом срабатывает безынерционный каскад защиты регу­лятора ПРИЗ. Если в течение 1—2 с перегрузка не устранилась электродвигатели отключаются. Регулятор нагрузки стабилизирует ток нагрузки электродвигателя режущего органа на заданном уровне путем изменения количества масла, подаваемого в гидро­цилиндры перемещения стрелы, а также защищает электродвигатель от перегрузок.

Комплекс технических срадств автоматизации КТСА

Комплекс КТСА предназначен для дистанционного управления буровым станком типа Б15-50 Э с автоматическим наращиванием става буровых штанг с функциями управления механизмами бурового станка в автоматическом, дистанционном и маневровом режимах и оповещением обслуживающего персонала в звуковом и световом виде [2].

Станок буровой типа Б15-50 Э предназначен для бурения дегазационных, увлажнительных скважин и скважин другого назначения. Наибольшая глубина скважины может доходить до 200 м в пологих и до 150 м в крутых угольных пластах из подготовительных выработок и камер.

Комплекс КТСА рассчитан для эксплуатации в подземных выработках шахт, опасных по газу и пыли, в том числе на выбросоопасных или угрожающих по выбросам угля, породы и газа пластах.

Современная элементная база комплекса с применением программируемого микропроцессорного контроллера, дисплея на пульте дистанционного управления позволи­ла реализовать следующие оновные функции:

— дистанционное управление механизмами бурового станка с пульта дистанционного управления с использованием блокировок, которые исключают поломку ме­ханизмов при ошибочных действиях обслуживающего персонала и при выполнении маневровых операций;

— автоматическое наращивание бурового става;

— автоматическое продолжение операции по наращиванию буро­вого става после прерывания напряжения питания с дальнейшим включением его нажатием кнопки «Пуск маслостанции»;

— отображение на дисплее информации о положении механизмов станка; о включении бурового станка в режиме автоматического, дис­танционного и маневрового управления; о выполнении станком про­цесса бурения скважины;

— диагностика отказов электродвигателей, питателя, механизмов подхвата, подачи, контроль уровня масла в маслобаке насосной стан­ции и его перегрева;

— при не включении одного из электродвигателей и при отсутст­вии подачи на дисплее указывается причина отказа;

— отображение на пульте дистанционного управления наличие буровых штанг в питателе, конечные положения питателя и каретки вращателя, окончание процесса свинчивания штанг.

Состав комплекса КТСА: пульт дистанционного управления; блок управления;коробка клеммная маслостанции;коробка клеммная бурового станка;коробка клеммная питателя.

Количество контролируемых электродвигателей не менее 3 шт. Максимальная дальность расположения пульта дистанционного управления от станка при бурении, м, не более 30.

Читайте также:  Признаковая система негативной установки учителя к ученику

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Учись учиться, не учась! 11067 — | 8247 — или читать все.

источник

АСУ механизмами буровой установки

АСУ механизмами буровой установки

Автоматизированная система управления

Предназначена для управления электроприводами главных (буровые насосы, лебедка и ротор) и вспомогательных механизмов буровой установки в ручном или полуавтоматическом режиме, разработана на базе микропроцессорного программируемого контроллера и выполняет следующие функции:

  • ввод, контроль и первичная обработка входных сигналов;
  • контроль выхода значений параметров за допустимы технологические границы, исправности датчиков и линий связи;
  • сбор, обработка и визуализация информации о состоянии оборудования, датчиков и линий связи;
  • управление механизмами буровой установки в соответствии с требуемыми режимами;
  • прием и контроль достоверности информации ручного ввода;
  • формирование и выдача управляющих воздействий и сообщений об отказах и отклонениях параметров;
  • подсчет времени наработки основного оборудования.

В состав системы АСУ входит следующее оборудование:

  • шкаф с микропроцессорным контроллером — МПК;
  • пульт бурильщика — ПБ;
  • пульт управления буровыми насосами — ПН;
  • шкаф АКЛ со станцией удаленного ввода/вывода информации;
  • инверторы (приводные блоки) с цифровым управлением ИН1…ИН4.

Шкаф АКЛ со станцией удаленного ввода/вывода информации устанавливается в лебедочном блоке буровой установки.

Пульт бурильщика с графическим дисплеем и кнопками управления, а также подключенный к пульту командоаппарат для задания скорости лебедки находится в кабине бурильщика.

Пульт управления насосами со станцией удаленного ввода/вывода информации устанавливается в насосном блоке.

Управление главными механизмами буровой установки производится с пульта бурильщика по сети Profibus DP. На пульте бурильщика осуществляется визуализация состояния главных приводов.

При разработке системы управления использован принцип модульности и взаимозаменяемости элементов системы. Восстановление работоспособности системы при отказах производится, как правило, путем замены элементов на аналогичные из комплекта ЗИП. Такой принцип построения системы позволяет повысить ее ремонтопригодность, надежность и безотказность.

Обеспечивает диагностику работы комплекса технических средств и выдает сообщения об отказе элементов, что позволяет в короткие сроки локализовать и устранить причину отказа.

Визуализация состояния механизмов, технологических блокировок, аварийные сообщения о неисправностях и т.д. осуществляется посредством панелей операторов, расположенных на пульте насосов и пульте бурильщика.

Связь преобразователей частоты и панелей оператора с системой управления осуществляется по сети с протоколом обмена данными Fieldbus / Profibus DP.

Система визуализации позволяет оператору осуществлять мониторинг состояния механизмов буровой установки:

  • стола ротора и буровой вышки;
  • буровой лебедки;
  • системы ЦСГО;
  • буровых насосов;
  • системы электроснабжения.

С помощью видеографических панелей оператора осуществляется, также, контроль параметров бурения:

  • горизонтальности стола ротора;
  • вертикальности буровой вышки;
  • уровня и температуры масла в картерах;
  • температуры подшипников механизма ротора, раздаточных коробок и буровых насосов;
  • давления в системах смазки редукторов механизмов;
  • давления в пневмокомпенсаторах низкого и высокого давления;
  • уровня, температуры и плотности бурового раствора;
  • частоты и напряжения для контроля электропитания с дизель-генераторных установок;
  • информации с датчиков блокировок и защитных ограждений.

источник

БУРОВЫЕ АВТОМАТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ

В литературе и практике буровые автоматические системы получили название «буровые автоматические регуляторы» (БАР). Однако по классическому определению автоматическая система включает в себя объект регулирования и регулятор. И в дальнейшем термин БАР будет относиться к буровой автоматической системе. При рассмотрении буровых автоматических систем регулирования многими авторами часто приводится описание регулятора и основных звеньев объекта регулирования, и в целом это называется также буровым автоматическим регулятором — БАР.

Ниже описываются в качестве примеров «классические» системы подачи инструмента (долота) как историческая справка. Описываемые регуляторы работают по жесткому алгоритму.

В настоящее время используются компьютеризированные системы управления процессом бурения, описанные в разделе 5.

Общие понятия о буровых автоматических системах

Автоматизация буровой установки предполагает автоматизацию двух основных процессов при сооружении скважин: процесса бурения и процесса спуско-подъемных операций (СПО). При автоматизации этих двух основных процессов буровую установку можно назвать комплексно автоматизированной. Комплексно-автоматизированная буровая установка включает и сложные автоматические системы, и простые, работа которых заранее может быть запрограммирована в пространстве и во времени.

Рис. 4.1. Блок-схема ручного регулирования осевой нагрузки при подаче с лебедки: ОП — оператор (бурильщик); Л — лебедка (ТК — тормозные колодки, БЛ — барабан лебедки); ТС — талевая система; БВ — буровой вал;

ДЗ — звено «долотозабой»; ГИВ-б — гидравлический индикатор веса (ТД — трансформатор давления, ИП — измерительный прибор — основной указатель)

Рассмотрим схему ручного управления осевой нагрузкой при подаче инструмента с лебедки (рис. 4.1), а затем «переконструируем» ее на автоматическое управление и посмотрим, что это влечет за собой.

Большинство систем автоматизации процесса бурения работают в функции осевой нагрузки, т. к. осевая нагрузка, как режимный параметр, во многом определяет успех бурения.

Управление осевой нагрузкой при подаче инструмента с лебедки производится путем перемещения его верхнего конца (верха буровой колонны).

Читайте также:  Установка душевой системы gappo

Бурильщик, наблюдая за показаниями прибора (Fji

усилие в ходовой ветви ТС, сматываемой с барабана лебедки; Скр — усилие на крюк талевой системы, Got), т. е. при уменьшении тормозного усилия / увеличиваются скорость подачи верха колонны Vn и нагрузка на ПРИ, при увеличении тормозного усилия — скорость подачи и нагрузка уменьшаются. В установившемся режиме скорость подачи верха колонны Уп равна скорости подачи низа колонны FM, т. е. и механической скорости бурения VM.

Таким образом, роль бурильщика сводится к перемещению 5 рукоятки управления тормозом лебедки в функции изменения показаний прибора , т. е. и нагрузки Goc па ПРИ в соответствии с выражением

где AGoc — отклонение осевой нагрузки от заданного значения; к — коэффициент пропорциональности, показывающий, какое перемещение бурового инструмента приходится на единицу отклонения нагрузки.

Рис. 4.2. Структурная схема автоматического регулятора осевой нагрузки при подаче с лебедки:

3 задатчик; У — усилитель; ИМ- исполнительный механизм; Уос

Для перехода на автоматическое управление с реализацией формулы (4.1) необходимо в схеме предусмотреть вместо бурильщика исполнительный механизм ИМ, воздействующий на тормоз лебедки. Естественно, потребуется введение и других узлов: задатчика, узла сравнения, усилителя и др. (рис. 4.2).

Как первый пример, так и второй — обе системы замкнутые, с обратной связью. Но в первом случае обратную связь осуществляет бурильщик, зрительно наблюдая за показаниями прибора. Во втором случае эту функцию выполняет звено обратной связи уос, в качестве которого может быть применен любой датчик с электрическим выходным сигналом иос (суммируются сигналы одной размерности). И в первом, и во втором случаях речь идет о стабилизаторе осевой нагрузки. При смене горных пород необходимо для задания и стабилизации новой осевой нагрузки изменять задающее воздействие.

источник

Автоматизированная система управления процессом бурения ЗОЯ 1.1

Система ЗОЯ 1.1 предназначена для контроля технологических параметров бурения с целью оперативного управления и оптимизации режимов бурения скважин на нефть и газ и обеспечивает:

  • 1 — автоматический сбор и обработку с расчетом производных параметров и представление текущей информации в наглядной форме на средствах отображения и регистрации бурильщика и бурового мастера;
  • 2 — документирование результатов бурения в цифро-аналоговом и графическом виде, включая рапорт за смену;
  • 3 — контроль выхода технологических параметров за установленные пользователем пределы со световой и звуковой сигнализацией этих событий;
  • 4 — аварийную сигнализацию при выходе параметров «Вес на крюке», «Давление на входе» за предельные значения с выдачей сигналов блокировки на соответствующее буровое оборудование;
  • 5 — автономное функционирование пульта бурильщика при отключении ЭВМ;
  • 6 — высокую эксплуатационную надежность и долговечность при минимальных затратах на техническое обслуживание и метрологическое обеспечение.

К необходимому типовому элементу любой системы автоматического управления относятся датчики технологических параметров.

Система включает следующие датчики:

  • 1- датчик веса на крюке устанавливается на неподвижной ветви талевого каната. В качестве первичного преобразователя в датчике используется тензометрический силоизмерительный элемент;
  • 2 — датчик контроля момента на роторе (тензометрический) устанавливается на редукторе привода ротора вместо фиксирующей серьги- стяжки или фиксирующей опоры; контролируется действующее на датчик усилие растяжения или сжатия;
  • 3 — датчик контроля ходов насоса (индуктивный датчик приближения) устанавливается на шкиве привода насоса;
  • 4 — датчик канала контроля скорости вращения ротора определяет скорость вращения вала привода ротора; в качестве первичного преобразователя применяется датчик приближения, устанавливается на трансмиссии;
  • 5 — датчик давления (тензорезисторный) устанавливается в нагнетательной линии;
  • 6 — датчик глубин дает исходную информацию для расчета глубины забоя, подачи, положения талевого блока. Датчик цепной передачей связан с валом лебедки;
  • 7 — датчик-индикатор изменения расхода бурового раствора на выходе (в желобе) преобразует угол отклонения лопатки от вертикального положения в электрический сигнал в зависимости от уровня и скорости потока;
  • 8 — в совмещенном датчике плотности-уровня бурового раствора (БР) и плотности БР на выходе в качестве первичного преобразователя применяется дифференциальный манометр. Измеряется гидростатическое давление в погруженных в буровой раствор трубках, через которые под давлением продувается воздух;
  • 9 — датчик суммарного содержания горючих газов, выполненный на основе первичного термохимического преобразователя, монтируется вместе с датчиком-индикатором изменения расхода на выходе. Аналогичные датчики применяются для контроля газосодержания и сигнализации во взрывоопасной зоне;
  • 10 — датчик температуры БР на входе и выходе выполнен на основе специальной микросхемы и устанавливается, соответственно, в рабочей емкости и в желобе;
  • 11 — датчик температуры воздуха (аналогичный) размещен в кабельной распределительной коробке;
  • 12 — датчик момента на ключе (тензометрический) устанавливается на приводном тросе ключа;
  • 13 — датчик момента на турбобуре (тензометрический) устанавливается на узел стопора ротора.

Информация от датчиков по кабелям передастся в блок УКП, где осуществляется преобразование и обработка сигналов, и, затем, в пульт бурильщика и ЭВМ.

Информационно-метрологические характеристики приведены в табл. 5.16.

источник

Автоматизированные системы управления процессом бурения скважин

Автоматическая система управления технологическим процессом бурения скважин АСУТП-Б (Кировское ИГО) предназначена для осуществления технологического процесса управления углубки скважины алмазным инструментом в автоматическом или ручном режиме управления.

Читайте также:  Установка системы из под флешки

Система АСУТП-Б обеспечивает:

  • — оптимизацию технологического процесса по критерию — стоимость 1 м бурения или реализацию управления по частным критериям — максимум производительности с ограничением по расходу алмазов или минимум расхода алмазов с ограничением по производительности;
  • — качественное выполнение буровых работ по выходу керна;
  • — предупреждение технологических осложнений и аварий;
  • — улучшение организации труда буровой бригады;
  • — снижение психологических нагрузок на бурильщика в условиях форсированного технологического процесса;

независимость технико-экономических показателей бурения от квалификации персонала буровой бригады;

  • — возможность оперативной корректировки технологического процесса программными средствами;
  • — возможность создания разветвленной автоматизированной системы производством буровых работ по всему геологоразведочному объекту.

АСУТП-Б включает в себя комплект средств управляющей вычислительной техники; программное обеспечение; телевизионный индикатор.

Применяется для управления буровым агрегатом СКБ-5 и его модификациями и включает комплект серийных преобразователей параметров режима бурения.

При работе в автоматическом режиме управления выполняются следующие операции:

  • — промывка скважины;
  • — постановка на забой породоразрушающего инструмента в начале рейса;
  • — приработка породоразрушающего инструмента;
  • — поиск оптимальных значений осевой нагрузки, расхода промывочной жидкости и скорости вращения бурового снаряда;

корректировка параметров режима бурения в соответствии с изменяющимися геолого-техническими условиями;

— контроль и предупреждение аварийно-опасных ситуаций;

отображение основных параметров бурения на телевизионном индикаторе в виде гистограмм;

— вывод оперативных сообщений и подача звукового сигнала при возникновении аномальных ситуаций в технологическом процессе;

прекращение рейса при реализации замера или возникновении неликвидируемой аварийно-опасной ситуации.

В автоматическом режиме работы система АСУТП-Б позволяет:

  • -проводить бурение в режиме ручного управления при отображении параметров технологического процесса на телевизионном индикаторе;
  • — выполнять цикл операций в автоматическом режиме при ручном регулировании скорости вращения бурового снаряда;
  • — осуществлять переход с автоматического на ручной режим управления и обратно без остановки процесса углубления скважины;

Рис. 7.12. Устройство управления процессом углубления скважин «Карат-2»

— проводить оперативную корректировку

технологического процесса путем оперативной замены уставок, используемых в алгоритме, а также осуществлять подрыв бурового снаряда и возврат к бурению в любой момент рейса по желанию бурильщика.

При проведении работ в автоматическом режиме

функции бурильщика заклюю-чаются в выполнении спускоподъемных операций, наращивании бурового снаряда, пуске системы, техническом обслуживание оборудования, подготовке к работе технологического инструмента.

По данным испытаний и производственной эксплуатации АСУТП-Б в условиях пород IX, X категории по буримости получены следующие техникоэкономические показатели: механическая скорость 3-4 м/ч; расход алмазов 0,3-0,5 кар/м; длина рейса и выход керна — на 5-10 % выше, чем при ручном управлении.

Устройство управления процессом углубления скважин «Карат-2» (рис. 7.12), созданное в ПГО «Кировгеология», успешно эксплуатируется на буровых агрегатах СКБ-4, СКБ-5, СКБ-7, причем наличие на них регулируемого электропривода не обязательно. «Карат-2» может быть установлен также на буровом агрегате ЗИФ-650М, но для этого необходимо оснастить агрегат гидропультом станка СКБ-5 или провести доработку его гидросистемы.

Устройство «Карат-2» обладает такими достоинствами: способностью адаптироваться к изменению пород в процессе бурения, что повышает его эффективность в условиях перемежаемых, трещиноватых и дробленых пород.

Примером создания полностью автоматизированного бурового агрегата является система РБК-4 — роботизированная буровая установка для бурения геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые.

Автоматизированной системой управления процессом бурения оснащены буровые агрегаты Diamec U6 АРС и Diamec U8 АРС компании Atlas Copco.

Компьютерная система управления АРС на основе операционной системы MS Windows обеспечивает полную автоматизацию процесса бурения, повышая производительность и снижая риск ошибок из-за «человеческого фактора», а также гибкость и дистанционную диагностику неисправностей, вывод на дисплей инструкций по эксплуатации агрегата и каталогов запасных частей. В модификации АРС один оператор может выполнять весь перечень необходимых работ благодаря новой конструкции позиционирования станка, ускоряющей подготовку машины без перемещения лебедки при смене направления бурения, и полуавтоматическому режиму спуско-подъемных операций.

Агрегаты Diamec U6 АРС и Diamec U8 АРС оснащены электронной системой управления Candus, которая позволяет сокращать количество шлангов и гидроприводов, обеспечивает диагностику неисправностей.

Применение современных станков с автоматизированной системой управления дает очень высокие результаты производительности бурения. В США (шт. Айдахо) на станке Diamec U8 АРС при колонковом алмазном бурении в автоматическом режиме за 10-часовую смену проходка достигала 185,6 м. Полученный результат показывает возможности автоматизированных систем, способных оптимально управлять процессом бурения.

> Контрольные вопросы и задания к гл. 7

  • 1. Назовите основные средства механизации бурения.
  • 2. Назовите основные средства механизации спуско-подъемных операций при бурении.
  • 3. Назовите основную контрольно-измерительную аппаратуру, используемую при бурении.
  • 4. Назовите назначение ваттметра Н-348.
  • 5. Назовите основные направления автоматизации бурового процесса.
  • 6. Какие известны средства управления процессом углубления скважины?
  • 7. Назовите известные системы управления процессом бурения скважин.
  • 8. Назовите основные возможности автоматизированных систем управления бурением буровых установок типа Diamec.

источник

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *