Методика расчета камертонного датчика давления бурового раствора в скважине

блок-схемы алгоритмов бурильные трубы буровые растворы давление бурового раствора забои скважин измерительные контейнеры камертонные датчики давления манометрические пружины преобразователи давления бурового раствора расчеты датчиков давления устья скважин частоты колебаний

Построение линейного тренда по суточным данным работы скважин с помощью методов помехоустойчивого оценивания, Моделирование двухфазных потоков в газоконденсатных скважинах, ...

В.Н. Перов (Астраханский государственный технический университет) Одним из важных параметров, характеризующих процесс бурения, является давление бурового раствора. <...> Существует тесная связь между давлением бурового раствора и механической скоростью бурения. <...> Однако контроль давления бурового раствора на забое скважины непосредственно в процессе бурения не осуществляется по ряду причин, одной из которых является низкая надежность измерительных средств, работающих в условиях забоя. <...> Поэтому процесс бурения проводится на основе косвенной оценки давления на забое по показаниям давления на выходе буровых насосов на устье скважины с погрешностью 20…30 %. <...> Во избежание аварий процесс бурения осуществляется с превышением давления бурового раствора над пластовым и, следовательно, неэффективно. <...> В Астраханском государственном техническом университете предложено устройство измерения в процессе бурения давления бурового раствора на забое, предназначенное для работы по беспроводному электрическому каналу связи [1]. <...> 1), которое размещают над долотом в контейнере, содержит корпус 1, закрепленный в бурильной трубе 2 посредством ребер 3, 4, систему привода 5 и съема 6 колебаний, линию связи 7, преобразователь давления, выполненный в виде полого механического резонатора – камертона 8, заполненного тяжелой жидкостью, концы ветвей которого изогнуты в виде упругих трубчатых пружин (трубок Бурдона) 10, мембрану 11, воспринимающую давление бурового раствора [2]. <...> При изменении давления бурового раствора в затрубном пространстве над долотом мембрана 11 прогибается, тяжелая жидкость 9 перемещается в ветвях камертона 8, заполняя полость трубчатых пружин 10. <...> При этом свободные концы трубчатых пружин перемещаются пропорционально давлению бурового раствора, что приводит к изменению момента инерции ветвей камертона 8 и, следовательно, к изменению частоты его колебаний. <...> Система съема колебаний 6 преобразует механические <...>

• Похожие документы из РУАЭСТ
• |
• Похожие документы из Руконт