Датчик температуры на входе

Датчик температуры ПЖ на входе (в ёмкости) Диапазон измерения, °С. 0-100 Уровень выходного сигнала, В. 0-5 Напряжение питания, В. ±12 Масса, кг. 3,0 Габариты, мм. 410х270х110

Предназначен для измерения температуры промывочной жидкости (ПЖ) на входе (в приемной емкости).

Крепление - датчик крепится к корпусу емкости с помощью крепежного приспособления, прилагаемого к датчику; термометр сопротивления погружается в ПЖ в приемной емкости.

Датчик температуры на выходе

Датчик температуры ПЖ на выходе Диапазон измерения, °С. 0-100 Уровень выходного сигнала, В. 0-5 Напряжение питания, В. ±12 Масса, кг. 3,0 Габариты, мм. 410х270х110

Предназначен для измерения температуры промывочной жидкости (ПЖ) на выходе из скважины.

Крепление - датчик крепится в желобе с помощью крепежного приспособления, прилагаемого к датчику; термометр сопротивления погружается в промывочную жидкость в желобе.

Датчик уровня

Датчик уровня ПЖ в приёмной ёмкости Диапазон измерения, м. 0-2 Уровень выходного сигнала, В. 0-5 Напряжение питания, В. ±12 Масса, кг. 9,5 Габариты (с поплавком и штангами), мм. 275х225х2200

Предназначен для измерения уровня промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости.

Принцип действия - При изменении уровня ПЖ штанга с поплавком отклоняется на определённый угол и в измерительной обмотке преобразователя вырабатывается синусоидальный сигнал, амплитуда которого пропорциональна углу поворота вала преобразователя.
Регулятор амплитуды сигнала с генератора и регулятор коэффициента усиления обеспечивают перенастройку диапазонов измерений в широких пределах.

Крепление - Датчик крепится с помощью крепёжного приспособления к верхней кромке приемной ёмкости; поплавок опускается в промывочную жидкость в середине ёмкости.

Датчик ходов насоса

Датчик ходов насоса Число импульсов за ход   Уровень выходного сигнала, В. +5, +10 Напряжение питания, В. +12 Масса, кг. 2,0 Габариты, мм. 420х410х70

Предназначен для измерения ходов бурового насоса.

Принцип действия - основным исполнительным узлом датчика ходов насоса является индуктивный датчик, который срабатывает от приближения металла, выдавая импульсы кратно ходам насоса.

Крепление - датчик крепится к корпусу насоса с помощью крепежного механизма, входящего в комплект датчика.

Датчик электропроводности

Датчик электропроводности ПЖ на выходе Диапазон измерения, м/м. 0,1 -10 Уровень выходного сигнала, В. 0-5 Напряжение питания, В. ±12 Масса, кг. 3,0 Габариты, мм. 150х110х520

Предназначен для измерения электропроводности промывочной жидкости (ПЖ).

Принцип действия датчика основан на измерении электропроводности жидкостного витка связи индукционным трансформаторным методом.

Крепление - в желобе с помощью крепежного приспособления, прилагаемого к датчику.

Индикаторное табло

Индикаторное табло к датчику момента на ключе.

Индикаторное табло к датчику Количество элементов мнемоиндикации, шт.   Уровень входного сигнала, В. 0-5 Напряжение питания, В/Гц 220/50 Масса, кг.   Габариты, мм. 300х150х120 Тип исполнения пыле-, брызгозащищенный. Напряжение питания датчика, В/Гц ± 12

Индикаторное табло предназначено для визуализации измерений параметра, регистрируемых датчиком.

Информация отображается на индикаторном табло в мнемоническом и цифровом виде.

Индикаторное табло размещается в непосредственной близости от бурильщика.

! Индикаторное табло может быть совмещено с энергонезависимым регистратором, обеспечивая в этом случае регистрацию параметра в энергонезависимой встроенной памяти с последующим считыванием.

Пульт бурильщика

Пульт бурильщика (см. фото) предназначен для наглядного отображения основных технологических параметров бурения, вывода аварийной сигнализации и сообщений для бурильщика в процессе бурения.

Пульт бурильщика размещается на буровой в непосредственной близости от бурильщика под легким укрытием.

На индикаторном табло пульта бурильщика отображаются параметры:

· крутящий момент ротора; · давление ПЖ на входе; · нагрузка на долото; · вес на крюке; · плотность ПЖ на входе; · уровень ПЖ в приемной емкости; ПЖ - промывочная жидкость

· расход ПЖ на входе; · расход ПЖ на выходе; · высота долота над забоем; · глубина; · механическая скорость бурения; · суммарное газосодержание бурового раствора.

 

Количество каналов: - входные аналоговые сигналы - 22 - входные дискретные сигналы (TTL) - 8 - выходные дискретные (TTL) - 8 - входные/выходные (TTL) - 5 Разрядность АЦП - 12 Уровень входных сигналов: 0 – 5 В.; 0 – 10 В. Канал связи пульта с компьютером: - RS-485 (оптоизолированный) - Радиоканал (433 МГц) Напряжение питания: 150-260В Температура окружающей среды: - 45 - +50 °С. Габаритные размеры: 600х400х120 мм

 

2) на забойные модули (устанавливаемые на буровом инструменте в призабойной зоне)

1)оборотов долота

2)осевой нагрузки на долото

3)геофизические (ГК, КС, ПС, ВК и т.д.)

Можно составить обобщенный портрет этой технологии, удобный геофизику - каротажнику.

1. Весь процесс проектирования скважины, проводки, оперативной обработки материалов бурения и геофизики, комплексной интерпретации всей совокупности информации обрабатывается компьютером с помощью специально созданных программных систем.

2. Существует большое разнообразие в конструкции и размещении зондов ГК, ЭМК, ИК, ЭК.

3. Существует широко внедренная единая система передачи информации — гидроимпульсный канал связи. В то же время многие фирмы публикуют материалы по системам с электромагнитным каналом связи, дальность его не превышает 3,0 км. Вместе с тем, в организации работы канала (количество режимов, кодовые последовательности импульсов и т.д.), по-видимому, существует большое разнообразие, определяемое набором датчиков и технологией работ.

4. Главная задача оперативной интерпретации — правильная отбивка границ между литологическими разностями, чтобы своевременно корректировать траекторию и исключить перебурки. Для этого наверх передается необходимый объем информации, которую способен пропустить канал. Остальная информация запоминается внизу и считывается при подъеме инструмента.

5. Комплексная интерпретация включает геофизическую и техническую информацию (все параметры бурения) и существенно опирается на региональную базу данных. Геофизическая задача состоит в оценке коллекторов и их насыщения. Для достаточно точного решения этой задачи в условиях сильной неопределенности конфигурации сечения ГС и зоны проникновения заметна тенденция создания многозондовых приборов ГИС.

Модуль геонавигации.

Модуль геонавигации предназначен для оперативного управления проводкой скважин по геофизическим данным, получаемым по электромагнитному каналу связи, и позволяет повысить точность проводки стволов по продуктивному пласту, уменьшить количество, а в некоторых случаях исключить промежуточные каротажи, исключить ошибки в проводке горизонтальных скважин не по продуктивному пласту. Необходимость точной привязки местоположения забоя связана с тем, что продуктивный интервал имеет толщину порядка нескольких метров, ниже которых находится вода.

Гамма-каротаж (ГК) основан на том, что горные породы обладают некоторой, хотя и небольшой радиоактивностью. Гамма-каротаж состоит в измерении интенсивности естественного γ-излучения по стволу скважины. Для этого пользуются скважинным прибором, содержащим индикатор γ-излучения. В результате измерений получают кривую изменения γ-излучения по стволу скважины в масштабе глубины, называемую кривой гамма-каротажа (ГК).

Кривая ГК характеризует γ-активность пород, пересеченных скважиной, и в той или иной степени содержание в них радиоактивных элементов. Применение гамма-каротажа для изучения литологического разреза скважины основано на том, что породы различаются по содержанию в них радиоактивных веществ.

Характер связи между γ-активностью пород и их литологическими свойствами устанавливается для данного района на основе сопоставления кривых ГК с литологическим разрезом ранее пробуренных скважин и сопоставления измерений γ-активности керна с результатами его анализа. Как правило, содержание в породе радиоактивного вещества тем больше, чем больше в ней глинистого материала. В соответствии с этим глинистые пласты будут отмечаться на кривой ГК максимумами, а песчаные и чисто карбонатные – минимумами.

Ввиду того, что γ-излучение обладает большой проникающей способностью и, в частности, проходит через обсадные трубы с не очень большим поглощением, гамма-каротаж можно проводить как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах. Это свойство создает гамма-каротажу большие оперативные преимущества по сравнению с другими методами промыслово-геофизических исследований.

Рис.3.4.Профиль горизонтальной скважины.

Модуль инклинометрических преобразователей (МИП) предназначен для измерения в процессе бурения и в статике, без циркуляции промывочной жидкости и передачи на модуль управления и связи зенитного угла, азимута и угла установки отклонителя.

Инклинометрические измерения в скважинах обычно проводятся аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле после бурения. Такая аппаратура не испытывает таких вибраций и ударов, как телесистемы в процессе бурения, поэтому требования к датчикам такого применения значительно ниже, а использовать их в процессе бурения не представляется возможным из-за невысокой надежности их работы в условиях бурения.

Определение параметров траектории ствола скважины опирается на информацию об углах положения оси скважинного прибора относительно плоскости горизонта (зенитный угол) и плоскости меридиана (азимут), а также знание протяженности скважины (по длине колонны труб или геофизического кабеля). Важным параметром для управления буровым агрегатом является угол отклонителя, т.е. поворот скважинного прибора вокруг оси скважины.

Если рассматривать задачу ориентации скважинного снаряда с теоретических позиций, то для ее решения необходимо задать положение (ориентацию) двух неколлинеарных векторов, ориентация которых, с одной стороны, априорно известна в опорной (базовой) системе координат, а с другой — может быть определена относительно скважинного снаряда. Задание лишь одного вектора не позволит определить ориентацию скважинного снаряда вокруг этого вектора. Таким образом, для определения ориентации скважинного снаряда необходимо измерение или моделирование некоторых векторных величин, которые в принципе могут иметь самую различную физическую природу. Учитывая объект ориентации, в настоящее время возможно использование комбинаций из четырех векторов: вектора силы тяжести, вектора напряженности магнитного поля Земли, вектора угловой скорости суточного вращения Земли и вектора некоторого реперного направления, заданного у устья скважины.

Определение угла наклона скважинного прибора осуществляется по измерениям проекций ускорения свободного падения g на три взаимно перпендикулярные пространственные оси, можно выделить основной принцип построения инклинометрических систем: определение азимута скважины с помощью трёхосного магнитометра, который по аналогии с акселерометром измеряет проекции напряженности магнитного поля Земли на три взаимно перпендикулярные пространственные оси.

На основании этих данных и измеренных проекций g после соответствующих вычислений получают значение азимута, угла наклона и угла положения отклонителя в любой точке ствола скважины и его пространственную траекторию. Очевидно, что таким способом траектория строится в магнитных координатах, поскольку азимут скважины отсчитывается от направления на магнитный полюс Земли.

Подавляющее большинство инклинометров, применяемых в необсаженных скважинах, построено на этом принципе. Эти приборы, не содержат подвижных элементов, отличаются достаточной вибро- и ударостойкостью и работают в широком диапазоне изменения температур. По точности выработки информации о направлении меридиана они вполне бы устраивали практически любого потребителя (поскольку производится ряд моделей с погрешностью около 0,2 град). Однако погрешность таких «магнитных» навигационных систем сильно зависит от наличия вблизи магнитометров магнитных масс, например, бурильных труб, обсадных колонн и т.п., и в ряде случаев может быть недопустимой. При зарезке боковых стволов из обсаженных скважин или при кустовом бурении с морских платформ оперативное управление траекторией ствола скважин при помощи таких «магнитных» систем нежелательно, хотя и возможно при некотором удалении от больших магнитных масс.

Исследования, анализ, лабораторные и стендовые испытания некоторых конструкций, близких по техническим требованиям и условиям эксплуатации, забойных телесистем при их длительной непрерывной работе (магнитомодуляционные, двухкоординатные на горизонтируемой платформе, трехкоординатные, неподвижно закрепленные, хемотронные и акселерометрические) показал, что система трехкоординатных, магнитомодуляционных и акселерометрических датчиков обеспечивает достаточную точность и надежность в работе в условиях бурения.

Имея набор отклонений показаний датчика изменения азимута при разных зенитных углах и углах разворота, внесенных в таблицу, можно программно учитывать и вносить поправки в результаты вычислений. На участках, где значения угла зенита и угла разворота не соответствуют точкам замеров при калибровке, используется линейная интерполяция.

В течение десяти лет стендовых и скважинных испытаний в условиях забоя разработанные датчики показали высокую надежность и стабильность характеристик.

Применение жестко закрепленных и ортогонально расположенных акселерометров АТ 1104 и феррозондов ТМК-18 по разработанной нами оригинальной методике внесения компьютерных температурных поправок и поправок за неортогональность установки датчиков при калибровке аппаратуры позволили получить следующие результаты в условиях повышенных вибраций при рабочих температурах в диапазоне 20-120°С.:

¨ зенитный угол—0-180°±0,1°;

¨ угол положения отклонителя—0-360°±0,1°;

¨ азимутальный угол—0-360°±0,25°.

Рис.3.5.

Предлагаемый геонавигационный модуль для системы MWD (инклинометрия в процессе бурения) позволяет рассматривать ее как систему LWD (каротаж в процессе бурения). Геонавигационный модуль ГНМ состоит из аппаратурно-програм­много и программно-методического модулей.

Предлагаемый аппаратурно-программный модуль обеспечивает измерение параметров разбуриваемых пород. Для этого используются все компоненты телесистемы и выполненный отдельным конструктивным модулем модуль гамма-каротажа, подключаемый к телесистеме. Возможна регистрация следующих параметров:

ГК – естественная гамма активность разбуриваемых пород;

КС – кажущееся удельное сопротивление разбуриваемых пород, определяемое по напряжению и току диполя электромагнитного канала связи;

ВК– измерение интегрального уровня продольных вибраций буровой колонны акселерометром инклинометрического датчика (виброкаротаж);

Кроме ГК, нет специально организованных зондов, все параметры получаются как производные.

Программно-методический модуль обеспечивает обработку результатов измерений аппаратурно-программного модуля и включает в себя программное обеспечение (программа «GEONAG») и портативный компьютер (Notebook) – может использоваться Notebook, входящий в комплект телесистемы с которой используется модуль, или отдельный.

Модуль гамма-каротажа выполнен на основе сцинтилляционного блока. На рисунке 3.6. приведена его структурная схема, на рисунке 3.7 показан общий вид модуля.

Сцинтилляционный счетчик состоит из фотоэлектронного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлектронный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Индикатором гамма–излучения является прозрачный кристалл йодистого натрия,

активированного таллием - NaJ(Tl), молекулы которого обладают свойством сцинтилляции – испускания фотонов света при воздействии гамма – квантов. Фотоны отмечаются фотоумножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).

Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 – 60% гамма–квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 – 5%. Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую флуктуацию.

Рис.3.6. Структурная схема модуля гамма-каротажа

 

1 – Кожух; 2 – Шасси; 3 – Сцинтиляционный блок; 4 – Амортизатор; 5 – Крышка

Рис. 3.7. Общий вид модуля гамма-каротажа.

Модуль гамма каротажа состоит из кожуха 1 (см. рис.3.7.), изготовленного из титанового сплава, внутри которого фиксировано, относительно кожуха, закреплены шасси 2 с электронными платами и сцинтилляционным блоком 3. Шасси установлено на резиновых амортизаторах 4.

Электрическая связь модуля гамма-каротажа с соединительной штангой осуществляется посредством электрических разъемов РСГС 10, которыми снабжены концевые части прибора. С тем чтобы исключить изменения ориентированного расположения деталей модуля гамма каротажа и соединительных штанг, имеются установочные и фиксирующие штыри, которые при сборке входят в соответствующие отверстия гибкой соединительной штанги.

При работе с телесистемой LWD используется программное обеспечение аналогичное используемому при работе с телесистемой MWD. Данное программное обеспечение помимо инклинометрических параметров обеспечивает приём, оцифровку, фильтрацию и дешифрацию геофизических параметров передаваемых телесистемой LWD. Им же осуществляется регистрация, расчёт КС и преобразование геофизической информации в соответствии с тарировочными данными. Вся технологическая и геофизическая информация построчно записывается в текстовый файл. При частоте передаваемого сигнала: 10 Гц строки записываются через 20 сек.;5 Гц строки записываются через 40 сек.; 2,5 Гц строки записываются через 100 сек.

На рисунке 3.9. представлена структурная схема забойной телеметрической системы LWD с добавлением блок-схемы структурных элементов, относящихся к геонавигационному модулю.

 

 

 

Рис.3.9. Структурная схема забойной телеметрической системы LWD

 

Основные технические данные

 

Наименование параметра
Диапазон измерений:
интенсивности естественного гамма- излучения (ГК), мкР/ч	0 - 100
кажущегося удельного сопротивления пород (КС, на диполе), Омм.	0 - 100
потенциала спонтанной поляризации (ПС, на диполе), В´10	0 - 500
интегрального уровня вибраций (ВК), м/с2	0 - 100
механической скорости бурения (МК), м/ч	0 - 120
Допускаемая основная погрешность при измерении:
интенсивности естественного гамма- излучения, мкР/ч	± 10 %
кажущегося удельного сопротивления пород, Омм.	±10 %
потенциала спонтанной поляризации, В´10	± 10 %
интегрального уровня вибраций, м/с2	± 10 %
механической скорости бурения, м/ч.	± 5 %
амплитуды сигнала, В.	± 5 %
фазового сдвига, с´10	± 5 %
Максимальная рабочая температура, °С.
Максимальное гидростатическое давление, МПа
Габаритные размеры, мм.
диаметр модуля
длина модуля
Масса модуля, кг.