Устройство для определения дебита газа в процессе бурения скважин Советский патент 1985 года по МПК E21F5/00 

1 Изобретение относится к горной промышлеиности и может быть использовано при разработке газоносных угольных пластов, в том числе пластов, склонньк к внезапным выбросам угля, породы и газа. Цель изобретения - повьпиение надежности в работе, оперативности и расширения диапазона замера дебит вьщеляющегося газа. На фиг. 1 представлена функциональная схема устройства для опреде ления дебита газа в процессе бурени скважины; на фиг. 2 - разрез А-А ни фиг. 1j на фиг. 3 - разрез Б-Б н (biir, ,, пи фиг. 4 - конструкция мем би jMiLUJ о насоса; на фиг. 5 - вид В ма фиг. 4. Устройство для определения дебита газа в процессе бурения скважин Состоит из газоотборника, представляющего собой корпус 1 с передней 2 и задней 3 стенками и пере городкой 4, имеющими центральные отверстия, сквозь которые пробурена труба 5 для размещения буровой штан ги 6. Корпус 1, труба 5) стенки 2 и 3, а также перегородки 4 образуют последовательно расположенные кольц вые камеры для перемешивания метано воздушной смеси, сообщающиеся между собой каналом а.. Стенка 2 в верхней части имеет отверстия б для аспирации метановоз душной смеси. Под которыми расположен отражатель 7, а в нижней - направляющую лопатку 8, которая вместе с отражателем 7 препятствует попаданию в отверстия б угольной мело чи, раскрученной шнеками буровой штанги 6. Fla корпусе 1 расположен штуцер 9 для отсоса газовоздушной смеси. Корпус 1 соединен с соплом 10, служащим для улавливания выделившегося из скважины метана, подсоса воздуха из атмосферы выработки и на правления буровой мелочи на почву выработки. Зазор между соплом 10 и забоем П регулируют винтами 12 и 13, укрепленными по бокам забоя 11. Корпус 1 имеет анкер 14 для фиксирования газоотборника в забое 11 и заглушку 15 для очистки кольцевых камер от угольной мелочи. К торцу трубы 5 прикреплен кронштейн 16, на котором посредством 82 оси 17 закреплены рычаги 18 и 19, а посредством оси 20 - раздвижной кулачок 21. Рычаги 18 и 19 соединены пружиной 22. В свободный конец рычага 19 завальцована гибкая металлическая оболочка 23 троса 24, который пропущен сквозь концы рычагов 18 и 19. Между концами троса 24 и рычага 18 установлена пружина 25. Мембранный насос состоит из тарельчатых корпуса 26 и крьшки 27, соединенных между собой и разделенных эластичной мембраной 28, образующей изолированные полости в и г. С Bifiemr ней средой полость в сообщается через впускной 29 и вьшускной 30 клапа ны, а полость г - через впускной 31 ,и выпускной 32 клапаны. Впускные клапаны расположены во входном патрубке 33, а выпускные - в выходном патрубке 34. В корпусе 26 расположена пружина 35, подпирающая мембрйну 28, и в него ввинчена полая шпилька 36 с наружной левой резьбой на одном конце и Правой - на другом и со сквозным продольным пазом д в средней части шпильки. Шпилька 36 снабжена расположенным внутри нее штоком 37 со штифтом 38, расположеннымв па-. зе д, при этом шток соединен с мембраной 28 и тросом 24. . I На поверхности шпильки расположены гайки 39 с левой и правой резьбой и контргайка 40, одна из гаек снабжена барабаном 41 со шкалой дебита газа и пазом е, а другая - указателем 42 дебита газа. К выходному патрубку 34 присоединен газоанализатор 43. Вращение буровой штанги осуществляют с помощью привода 44. Предлагаемое устройство работает следующим образом. ./ В забое выработки бурят шпзф диаметром 30-45 мм и глубиной 0,5 м, в который вводят и расклинивают анкер 14 так, чтобы сопло 10 находи.-, лось на расстоянии 2-1р мм от поверхности забоя 11. К штуцеру 9 подключают входной патрубок 33 мембранного насоса, а к выходному патрубку 34 - газоанализатор 43, например ИВМ-1, снабженный термокондуктометрическим датчиком для измерения высоких концентраций метана. В качества газоанализатора 43 можно использовать, например, известный интерферометр 111И-7. Кулачок 21 переводят в вертикальное положение, что приводит к раздви ганию рычагов 18 и 19, в трубу 5 вводят буровую штангу 6 и подключают к ней привод 44. Затем кулачок 21 пе реводят в горизонтальное положение, в результате чего рычаги 18 и 19 под действием пружины 22 сдвигаются и прижимаются к буровой штанге 6. При включении привода 44 штанга шнеками периодически раздвигает рычаги 18 и 19, при этом натягивается и перемещается трос 24 в гибкой оболочке 23. Поскольку пружина 25 жестче пружины 35, трос 24, натягиваясь перемещает шток 37 и мембрану 28 в сторону корпуса 26. При ;этом пружи на 35 сжимается, объем полости в уменьшается и, поскольку входной клапан 29 закрыт, газовоздушная смес Через клапан 30 выталкивается в патрубок 34. В то же время объем камеры г увеличивается и так как кла-. пан 32 закрыт, газовоздушная смесь из патрубка 33 через клапан 31 всасы вается в полость г. При дальнейшем вращении штанги 6 рычаги 18 и 19 сближаются, трос 24 выдвигается из оболочки 23, мембрана 28 и шток 37 под .действием пружины 35 перемещаются в сторону крышки 27 насоса, объем полости в увеличивается и, поскольку выходной клапан 30 закрыт , воздух поступает в не под действием атмосферного давления через входной клапан 29. В то же вре мя объем полости г уменьшается и, поскольку клапан 31 закрыт, воздух через вьтускной клапан 32 выталкивается в патрубок 34. Таким образом, при вращении штанги 6 происходит неир«рывное возвратно-поступательное движение мембраны 28, сопровождающееся постоянным всасыванием газовоздушной смеси чере патрубок 33 и выталкиванием ее в пат рубок 34. Производительность насоса опреде ляется по формуле Q« {5n-H(N-|)DS где Q - производительность насоса, -л/мин; Н - ход мембраны, см; п - число шнеков на буровой шта ге; N - скорость вращения штанги, об/мин; L - скорость подачи штанги, см/мин; -t - ход шнека, см; D - диаметр мембраны, см. Величину хода Н мембраны 28 и связанную с ним производительность насоса Q устанавливают по положению визира 39 относительно шкалы, нанесенной на барабан 41 вдоль паза е. При вращении барабана 41, например, по часовой стрелке, он перемещается по резьбе на шпильке 36 в сторону корпуса 26, а увлекаемая им гайка 39, имеющая обратную резьбу, перемещается в противоположную сторону, в результате чего увеличивается величина хода штифта 38 в пазу д, и, следовательно, амплитуда возвратно-поступательного движения мембраны 28. Вращением гайки 39 против часовой стрелки уменьшают величину хода Н мембраны 28 и производительность насоса. Производительность насоса выбирают несколько большей максимального ожидаемого дебита газа, выде-. ляющегося в процессе бурения скважины. Величину производительности -о насоса при необходимости можно контролировать, например, реометром или другим расходомером газа. При включенном приводе 44 и при вращении штанги 6 без подачи с помощью газоанализатора 43 измеряютконцентрацию метана С, затем равномерно в течение 1 мин бурят, например, метровый интервал скважины и через каждые 10 с измеряют концентрацию метана. При этом выбуренный штыб задерживается отражателем 7 и лопаткой 8 направляется на почву выработки, а метан, вьщелйвшийся из скважины, вместе с воздухом выработки втягивается под соп- , ло 10, всасывается через отверстия б в инерционную пылеотделительную кольцевую камеру, образованную передней стенкой 2 и перегородкой 4, огибает с двух сторон трубу 5, и, пройдя отверстие а, поворачивается на 180®. Затем газовоздушный поток вновь разделяется, изменяет направление движения, витающая в нем угольная пьть осаждается, а вьщелившийся из скважины метан равномерно перемешивается с воздухом. Разовоздушная смесь мембранным насосом откачивается из газоотборника, омывает датчик газоанализатора 43 и выбрасывается в вьфаботку.

Дебит газа в процессе бурения скважины определяется из выражения

I Q-(ci

ср,

lOOVt

заданная постоянная производительность насоса, л/мин; ю сумма периодических отсчетов

в концентрации метана, %} концентрация метана перед началом бурения интервала скважины, %;15

Hg - число измерений концентрации метана за период интервала скважины. Преимущества изобретения состоят в повьшении надежности и точности измерений за счет того, что определение дебита газа производят при свободном истечении его из скважины. Кроме того, не менее чем на ЗС% уменьшается время измерений из-за сокращения объема подготовительнозаключительных операций при бурении скважин и значительно снижается масса и габариты устройства.

1. УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗА В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВА}ВДНЫ, содержащее мембранный насос с приводом, газоанализатор и газоотборник, вьшолненный в виде не менее двух последовательно расположенных и соединенных между собой кольцевых камер, в центральных СРГверстиях которых жестко закреплена труба для размещения витой буровой штанги, отличающееся тем, что, с целью повышения надежности в работе, оперативности и расширения диапазона замера дебита газа. И-../ мембранный насос снабжен пружиной, а привод насоса - рычагами и тросом в гибкой оболочке, привод жестко закреплен на трубе для размещения буровой штанги и связан с мембраной насоса с помощью троса в гибкой оболочке и пружины, при этом рычаги привода вьтолнены с возможностью обхвата витой буровой штанги и взаимодействия с нею, один из рычагов соединен с оболочкой троса, а другой с тросом. 2. Устройство поп. 1, отличающееся тем, что оно снабg жено регулятором производительности мембранного насоса, выполненным в ви(Л де соединенной с корпусом насоса и гибкой оболочкой троса полой шпильки с наружной левой резьбой на одном конце и правой - на другом и с про- , дольным пазом, при этом птилька снабжена расположенным внутри нее штоком со штифтом, причем шток соединен с мембраной и просом, штифт 00 входит в продольный паз шпильки, о а на поверхности шпильки располоО1 жены гайки с Левой и правой.резьбой, ьо одна из гаек снабжена барабаном 00 со шкалой дебита газа, а другая указателем дебита газа.

25

го.

21

Г7

Фаг.З

ФцгМ

I 11

/5 1Z 42 Ф«г.5

zoo юо