Меню

Все датчики для станций гти

Датчики

Датчик плотности ПЖ в приёмной ёмкости

Бесконтактный датчик глубины

Датчик давления ПЖ на входе

Датчик уровня ПЖ поплавковый

Датчик уровня ПЖ герконовый

Датчик положения клиньев (по давлению)

Датчик крутящего момента на роторе токовый

Датчик крутящего момента на роторе (токовые клещи)

Датчик крутящего момента на роторе

Датчик крутящего момента на роторе бесконтактный

Датчик электропроводности ПЖ на выходе

Датчик температуры ПЖ на входе/выходе

Датчик плотности ПЖ бесконтактный на входе

Датчик плотности ПЖ бесконтактный на выходе

Источник

Датчики

Датчики геолого-технологических исследований (ГТИ) , служащие для измерения технологических параметров и применяемые в системе сбора данных ГТИ, системах контроля, регулирования и управления технологическими процессами.

Датчик натяжения каната (датчик веса) ДНК-311-06

Предназначен для преобразования усилия натяжения неподвижной ветви талевого каната – в электрический сигнал или цифровой код для вычисления параметров «вес на крюке» и «нагрузка на долото».

Датчик высокого давления ДВД-320-06М

Предназначен для преобразования избыточного давления жидкости или газа в нагнетательной линии в цифровой код. Устанавливается в стакан манометра нагнетательной линии.

Датчик контроля положения инструмента ДКПИ-310

Глубиномер. Микроконтроллерный измерительный комплекс, который обрабатывает сигналы от датчика углового перемещения вала буровой лебедки, датчика усилия натяжения каната, датчика положения клиньев и вычисляет положение талевого блока, рабочего инструмента бурового станка вдоль ствола скважины, а также весовую нагрузку на талевый блок.

Датчик оборотов вала лебедки ДОВЛ-319

Инкриментальный энкодер. Устанавливается на буровой лебедке и при повороте барабана вырабатывает сигналы, позволяющие определить угол поворота и направление вращения вала.

Датчик приближения магнита ДПМ-336-04

Датчик предназначен для измерения частоты и общего количества циклических перемещений различных механизмов, например, частоты вращения вала. Является датчиком частоты ходов насоса и датчиком оборотов ротора.

Датчик плотности ареометрический ДПА-327-02

Предназначен для непрерывного преобразования измеряемого параметра – плотности жидкости – в электрический сигнал для дистанционной передачи в системы сбора данных

Датчик момента на машинном ключе ДММК-313

Датчики температуры ДТА-333-01/02

Датчики температуры ДТЦШ-334-01/02

Индикатор потока ИПМ-331-01, ИПБР-3310-01

Расходомер ультразвуковой Доплеровский РУД-342-03М

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ-340-06-MB

Датчик уровня Герконовый ДУГ-303-01

Датчик электропроводности ДЭИ-3290-01/02

Датчик положения клиньев ДПК-314-01/02

Оптический датчик импульсов ОДИ-341-03

Хотите купить датчики для ГТИ и ГК?

Узнайте актуальные цены по телефону ☎ +7 (4822) 63-00-83 или отправив запрос на емейл .

Архив: Датчики ГТИ выпуск которых прекращен.

Датчик уровня ультразвуковой ДУУ-340-06

Датчики угла поворота вала магнитный ДОВМ 318-01

Датчик момента на роторе ДМР-3115-01/02

Источник

Рекомендации по установке и калибровке датчиков, меры предосторожности

Технологических исследований

Ниже излагаются общие правила производства ГТИ в соответствии с техническим заданием, согласованным с Заказчиком, Пример технического задания приведен в Приложении 1.

Методы проведения исследований и алгоритмы, реализуемые в программном обеспечении в данном разделе не рассматриваются изложены в руководящем документе РД153-39.0-069-01.

Частота опроса датчиков и частота регистрации информации определяется физическим принципом измерения и требованиями, предъявленными Заказчиком к конкретному измеряемому параметру. Рекомендуется использование цифровых датчиков и систем сбора, в которых на базе микропроцессорной схемотехники производится осреднение, фильтрация, вычисление производных параметров и другие необходимые операции, обеспечивающие подготовку передачи данных на верхний уровень визуализации и обработки без потери основной первичной информации.

Пример «Технических условий на подготовку буровой к проведению ГТИ» приведен в Приложении 2. Готовность буровой к проведению ГТИ оформляется соответствующим Актом (Приложение 3).

Ниже даются рекомендации по унификации монтажа датчиков компьютеризированной станции геолого-технологических исследований на основных типах буровых установок, применяемых для бурения разведочных и эксплуатационных (в т.ч. и горизонтальных) скважин.

Рекомендации по установке и калибровке датчиков, меры предосторожности

Правила монтажа и места установки датчиков указываются в «Проекте установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой», согласованном и утвержденном Заказчиком (Приложение 4).

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 — 1,5 м 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 веса осуществляется на разрывной машине:

· при изготовлении датчика веса;

· с периодичностью не реже 1 раза в 6 месяцев.

Читайте также:  Sq23 камера датчик движения

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).

2. Датчик давления закачки и затрубного давления

Датчики давления бурового раствора на входе в скважину и на линии превентора (затрубное давление) монтируются в специальный стандартный стакан, вваренный на стояке манифольда (или в напорную линию между двумя насосами) и в выкидную линию превентора. Монтаж датчиков осуществляется при отсутствии давления в магистралях.

Датчики давления должны иметь средоразделитель, заполненный маслом или кремнеорганической жидкостью, не замерзающими при температуре до — 55 — 60 °С и легкосъемное крепление «вилкой».

Установка датчика давления на стояке манифольда буровой установки предпочтительнее из-за меньшего уровня вибраций, гасящихся после резинометаллического участка манифольда между насосами и стояком. Вваривание и опрессовка вваренных стаканов для установки датчиков высокого давления производятся Заказчиком. Факт опрессовки оформляется соответствующим актом. Разрешается по согласованию с Заказчиком подключение датчиков давления к соответствующей линии манометров буровой установки.

Калибровка датчиков высокого давления производится с помощью полевого задатчика давления (0 — 40 МПа), оснащенного образцовым манометром на 0 — 40 МПа.

3. Датчик положения талевого блока (глубиномер) и датчик положения клиньев

Датчик положения талевого блока монтируется на валу буровой лебедки или на валу жестко связанного с ним глубиномера. При этом вместо стандартного вертлюжка для подачи воздуха ставится устройство, на котором установлена шестерня. Вторая шестерня устанавливается на валу датчика глубины, размещенного на площадке, которая в свою очередь устанавливается на монтажную площадку, приваренную к основанию моноблока лебедки. Шестерни охватываются зубчатой ременной передачей, исключающей проскальзывание. Основным требованием к монтажной площадке является ее горизонтальность и соосность шестерен при установке на площадку датчика глубин.

Глубиномер с магнитными головками устанавливается либо как описано выше, под вертлюжок, либо непосредственно на вал лебедки. При установке диска с магнитами необходимо укрепить на кожухе лебедки штанги со считывающими датчиками. Монтаж датчика глубины производится персоналом партии ГТИ по согласованию с буровой бригадой с обязательной остановкой буровой лебедки.

Датчик положения клиньев представляет собой датчик, измеряющий давление в воздушной магистрали управления приводом клиньев. Датчик монтируется в разрыве пневмошланга, идущего к цилиндру привода клиньев и используемого для освобождения клиньев, и обжимается двумя хомутами. Монтаж датчика производится с участием пусковой вахты. Допускается применение электромагнитных датчиков положения (датчиков близости) под столом ротора, срабатывающих при изменении своего положения кольца пневматического клинового захвата.

Калибровка глубиномера производится путем промера вверх-вниз с различными скоростями так называемой «мерной базы», в качестве которой может быть использован «сдвоенный квадрат» (длина примерно 27 м) или стандартная свеча из 2-х трубок (длина примерно 25 м). При такой длине «мерной базы» в измерении будут задействованы всё слои талевого каната, навиваемого на барабан лебедки. «Мерная база» размечается с помощью рулетки с нанесением меток с частотой не менее 1,0 м (предпочтительней — 0,5 м). После этого осуществляют контрольные прогоны «мерной базы» с установкой передаточного коэффициента до тех пор, пока точность измерения не достигнет заданной (± 1 см на базе 25 м).

В качестве калибровочного устройства может быть применен линейный датчик перемещения высокой точности, закрепляемый на роторе, мерный тросик которого соединяется с петлей на вертлюге.

4. Устройство для непрерывной дегазации бурового раствора (дегазатор)

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.

Читайте также:  Как проверить датчик холостого хода уаз патриот

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.

1. Прибор для определения объемного газосодержания бурового раствора

Прибор для определения объемного газосодержания бурового раствора на выходе из скважины должен быть установлен в малой емкости перед виброситами таким образом, чтобы его датчик (излучатель и приемник) находился на расстоянии 0,15 — 0,2 м от дна этой емкости.

Наилучшим вариантом установки прибора является установка его датчика в небольшой сосуд диаметром 0,1 — 0,15 м, буровой раствор в который подается специальным насосом из отвода в разъемном устье ниже выхода раствора в желоб, а выход сосуда через сливной шланг направлен в выкидную трубу (желоб).

Калибровка прибора производится при его выпуске; для этого используется чистая вода, буровой раствор и вода с различным содержанием воздуха в воздушно-жидкостной эмульсии; данные калибровки указываются в паспорте прибора.

На буровой необходимо учесть сдвиг начала шкалы за счет наличия твердой фазы в буровом растворе. Для этой цели необходимо отобрать буровой раствор в любой сосуд диаметром 85 — 100 мм, высотой 150 — 200 мм, интенсивно перемешать и дать отстояться буровому раствору не менее 20 мин, после чего погрузить в него измерительную часть прибора. Полученные показания необходимо принять за «нулевые», от которых и отсчитывать значения по шкале, полученной при калибровке.

Периодичность поверки начала шкалы:

· перед началом работ на скважине и при их окончании;

· не реже одного раза в месяц;

· при получении результатов, которые представляются сомнительными.

2. Аппаратура суммарного содержания углеводородных газов

ИК-анализаторы требуют поверки не чаще 1 раза в год, на них распространяются правила калибровки, изложенные ниже.

Расход газовоздушной смеси через суммарный газоанализатор должен быть отрегулирован на постоянную величину, контролируемую ротаметром или другим измерителем объемной скорости ГВС.

Калибровка суммарного газоанализатора должна проводиться:

· перед началом проведения работ и при их окончании;

· с периодичностью не реже одного раза в месяц;

· при получении результатов, которые представляются сомнительными.

Рекомендуется воздушно-газовая смесь с 10; 5; 2,5 и 1,25 % содержания попутного газа нефтегазонасыщенных объектов данного месторождения. Допускается применение эталонных газов с заданным составом.

Калибровочные смеси и устройства для калибровки (статические или динамические смесители) должны быть в наличии на станции.

3. Аппаратура покомпонентного анализа газа (хроматограф или масс-спектрометр)

Калибровка хроматографов или масс-спектрометров производится известными (эталонными) газовыми смесями, включающими в себя все определяемые компоненты в известных соотношениях.

Калибровка должна производиться по калибровочным смесям с концентрациями в следующих диапазонах: 0,001 — 0,01; 0,01 — 0,1; 0,1 — 1; 1 — 10 % объемных.

Поставка калибровочных смесей должна быть обеспечена в таком количестве, чтобы смеси всегда были в наличии на станции ГТИ во время проведения исследований.

Калибровка хроматографа или масс-спектрометра производится:

· перед началом работ на скважине и при их окончании;

· с периодичностью не реже 1 раза в месяц;

· при получении результатов, представляющихся сомнительными.

Покомпонентный анализ проб газа, извлеченного при термовакуумной дегазации образцов шлама, керна, бурового раствора производится либо на отдельном приборе покомпонентного анализа (хроматографе) в ручном режиме подачи пробы, либо на основном приборе покомпонентного анализа в период перерыва циркуляции бурового раствора.

4. Датчик расхода бурового раствора

Монтаж расходомера на входе в скважину в линии высокого давления проводится Заказчиком в соответствии с действующими правилами техники безопасности.

Предпочтительное место установки расходомера на входе в скважину — линия высокого давления насосного блока в 4 — 5 м от насосов. Допускается монтаж расходомера в 2 — 3 м от стояка манифольда на специально оборудованной площадке.

Установка расходомеров на входе в линии низкого давления во всасывающих линиях насосов не требует опрессовки. Предпочтительное место установки — в 2 — 3 м от входа в насосы после задвижек, отсекающих расходные емкости.

Установка расходомера на выходе из скважины производится специалистами службы ГТИ.

5. Датчик уровня бурового раствора в емкостях

Для монтажа датчиков уровня (а также датчиков плотности и температуры) в емкостях буровой установки и в емкости под виброситами на полу этих емкостей необходимо вварить монтажные патрубки, предварительно прорезав в полу отверстия для их установки.

Опускаемые в монтажные патрубки датчики уровня, плотности и температуры бурового раствора в емкостях центрируется посадочной конусной пробкой и четырьмя центрирующими болтами. Монтажные патрубки привариваются на рабочих емкостях с условием, что патрубки находятся против входных отверстий всасывающих труб буровых насосов.

Читайте также:  Датчик старения масла в двигателе

На емкости под виброситами один монтажный патрубок приваривается в любом удобном месте.

Датчик уровня в доливной емкости, не имеющей крышки, монтируется персоналом партии ГТИ с помощью струбцины, укрепленной за борт емкости, без привлечения Заказчика.

6. Датчик температуры бурового раствора

Места установки датчиков на входе в скважину: в расходной емкости в точке, максимально близко к всасывающему патрубку бурового насоса или по согласованию с Заказчиком — во всасывающих патрубках буровых насосов.

Запрещается установка датчика:

· в обводном потоке раствора;

Места установки датчиков на выходе из скважины:

· в выкидном трубопроводе или открытом желобе на участке с хорошей циркуляцией без значительных скоплений шлама;

· в емкости с буровым раствором, установленной перед виброситами, но не менее чем на 200 — 250 мм от дна емкости для предотвращения зашламливания датчика.

Калибровка датчиков температуры производится при их выпуске, проверка — перед началом работ с помощью переносного электронного термометра.

7. Датчик плотности бурового раствора

Рекомендуется использование плотномеров на входе в скважину и на выходе из нее с использованием принудительной подачи в них раствора специальными насосами. Если это не реализуется, то выполняются следующие условия.

Датчики плотности бурового раствора на входе устанавливаются в расходных емкостях в зоне выхода раствора из емкости во всасывающую трубу насоса с тем расчетом, чтобы измерительный зонд приходился против сечения трубы.

Датчик плотности бурового раствора на выходе должен устанавливаться:

· как можно ближе к устью скважины или в разъемном устье;

· перед любым участком возможного значительного перепада потока раствора;

· в емкости с буровым раствором, установленной перед виброситами.

Калибровка производится при выпуске приборов, а также на буровой перед началом работ и периодически не реже одного раза в месяц с использованием пластикового цилиндра, заполненного водой и раствором с известной плотностью (с учетом температурных поправок).

8. Датчик (счетчик) числа ходов насоса

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.

Место 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.

9. Датчик скорости вращения ротора

Устанавливается на карданном приводе ротора или на одной из звездочек (при цепном приводе ротора). 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.

10. Датчик вращающего момента на роторе

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.

11. Датчик электропроводности бурового раствора

Датчик электропроводности бурового раствора на входе в скважину устанавливается в расходной емкости в месте отбора бурового раствора насосом (у приемного патрубка) с креплением его к емкости струбциной.

Датчик электропроводности бурового раствора на выходе из скважины монтируется рядом с датчиком объемного газосодержания бурового раствора в малой емкости перед виброситами или в сосуде диаметром 100 — 150 мм, в который раствор подается специальным насосом.

Калибровка датчика электропроводности производится:

· перед началом работ на скважине и при их окончании;

· с периодичностью не реже 1 раза в месяц;

· при получении результатов, представляющихся сомнительными.

Калибровка датчика электропроводности производится по эталонным растворам NaCl в дистиллированной воде с учетом температуры эталонных растворов.

Источник

Adblock
detector