Notice: Undefined variable: title in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 164
Реферат: Концепция создания дополнительных геофизических модулей для контроля технологических параметров и решения геологических задач - Рефераты по географии - скачать рефераты, доклады, курсовые, дипломные работы, бесплатные электронные книги, энциклопедии

Notice: Undefined variable: reklama2 in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 312

Главная / Рефераты / Рефераты по географии

Реферат: Концепция создания дополнительных геофизических модулей для контроля технологических параметров и решения геологических задач



Notice: Undefined variable: ref_img in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 323

Концепция создания дополнительных геофизических модулей для контроля технологических параметров и решения геологических задач в процессе бурения.

Решетников П.М.
По решаемым в процессе бурения скважины задачам первичные преобразователи (модули) можно разделить на две группы — геофизические и технологические. В свою очередь, геофизические преобразователи можно разделить на инклинометрические, данные измерений которых участвуют непосредственно в процессе проводки скважины в заданном направлении, и датчики измерения параметров окружающей среды – кажущегося удельного электрического сопротивления и естественной радиоактивности горных пород, упругих характеристик горных пород для литологического расчленения разреза, информация которых используется для уточнения границ пласта и привязки глубины скважин к разрезу.
Технологические преобразователи определяют параметры режима бурения, техническое состояние бурильной колонны, долота. К ним относятся датчики скорости вращения долота, осевой нагрузки и крутящего момента на долото, расход и давление промывочной жидкости, температура и буримость горных пород.
Метод определения пространственных координат скважины - инклинометрия, позволяющий установить правильность бурения в заданном направлении. Жизненная необходимость сокращения сроков строительства скважин и увеличения производительности труда в бурении ставит перед создателями инклинометрических приборов и систем задачу повышения не только точности соответствующей измерительной аппаратуры, но и оперативности получения инклинометрической информации, а также сокращения затрат времени при проведении инклинометрических работ. Это привело к разработке новых модульных геофизических приборов, включаемых в забойные бескабельные телеметрические системы, и информационно-измерительных систем с использованием последних научно-технических достижений. Совершенствуются методы и алгоритмы обработки данных, широко применяется вычислительная техника.
Измеряемая телесистемой информация, которая должна записывать информацию в память и передавать по беспроводному каналу связи на поверхность, записываться на жесткий диск компьютера и преобразовываться в форму, удобную для индикации на дисплее, и вывода на стандартные периферийные устройства в цифровом и аналоговом виде.
Создание модулей позволит выполнять:
1) Оперативный технологический контроль за режимом бурения скважин с целью его оптимизации;
2) Контроль направления бурения скважин с целью управления процессом направленного бурения по заданной траектории;
3) Литологическое расчленение геологического разреза скважины, исследование параметров пластов, не искаженных проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, выделение пластов-коллекторов, прогнозирование зон аномальных пластовых давлений.
4) Уменьшить количество, а в некоторых случаях исключить промежуточные каротажи.
5) Предотвращение попадания в ВНК и обводнения пласта.
6) Комбинировать количество и тип модулей для решения конкретных задач.

Обзор применения дополнительных модулей в забойных телесистемах.

Технология кустового бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин Западной Сибири предусматривает геолого-технологический контроль всех процессов на буровой, выполнение бригадой геолого-технологических исследований и информационно-измерительным комплексом, он размещается во ввозимом балке и включает связь со всеми наземными датчиками, установленными на буровой. Это контроль глубины скважины, механическая проходка, контроль циркуляции промывочной жидкости, давление на стояке, вес на крюке, контроль спускоподъемных операций и др. Результаты этих измерений регистрируются и отображаются на дисплее монитора ПЭВМ.
Измерительный комплекс при геолого-технологическом контроле должен включать измерение:
зенитного угла;
угла положения отклонителя;
азимутального угла;
естественной радиоактивности окружающих скважину горных пород;
температуру;
удельное электрическое сопротивление горных пород.
литологическое расчленение разбуриваемых пород.
От 75 до 90% длины горизонтального ствола проходит с вращением бурильной колонны (увеличивается скорость бурения, ориентация ствола более стабильна). Криволинейные участки проходят с закрепленной колонной и работающим забойным двигателем (режим ориентации). Таким образом, ГС может быть пройдена одной компоновкой колонны (без подъема на поверхность). Для геофизики это означает необходимость иметь внизу большую память для фиксации показаний геофизических зондов и последующего считывания на поверхности.
Телесистемы передают информацию:
- от комплекса ГИС и комплекса параметров бурения (включая инклинометрию):
- осевая нагрузка и момент на долоте. Сравнение этих величин с измерениями наземными датчиками позволяет оценить сопротивление колонне;
- число оборотов забойного двигателя в сочетании с параметрами расхода раствора позволяет оценить режимы бурения и износ долота;
- измерение ударных нагрузок и вибрации низа колонны также позволяет влиять на режим бурения, предотвращая поломки аппаратуры и оборудования.

Применение дополнительных модулей в импортных забойных телесистемах.

Один из современных вариантов гидроимпульсной телеметрии назван PowerPulse. Он работает на частоте до 10 бит/с. Это предельная пропускная способность для гидроимпульсного канала связи. Она недостаточна для передачи всей информации в реальном времени (фактические величины для устойчивой работы 3-6 бит/с). Поэтому устройство передает минимально необходимую информацию (инклинометрия, КС, ГК, АК и т.д.), необходимую для оценки траектории ствола, режимов работы и идентификации разреза. Остальная информация запоминается в памяти для последующего считывания на поверхности.
Зонды CDN (compensated density/neutron) представляют сборку двухзондовой комбинации литоплотностного ГГК и двухзондового ННК. Детекторы расположены в стенке буровой трубы, а нейтронный и гамма - источники на специальном съемном держателе расположены внутри буровой трубы, причем в случае аварии есть возможность их удаления на поверхность специальным съемником (на кабеле или гибкой трубе).
Многозондовая система электрокаротажа CDR (compensated dual resistivity) имеет несколько конфигураций для роторного бурения, для бурения с забойным двигателем и для режима ориентации (включения отклонителя). Система имеет несколько кольцевых электродов и точечных электродов, что при вращении колонны обеспечивает некоторого рода азимутальные измерения. Элементы могут располагаться на шпинделе или стабилизаторе (специальный прилив или утолщение буровой трубы, предотвращающий поперечную вибрацию). В качестве нового элемента отмечено, что одним из электродов является долото. Это позволяет измерять электрическое сопротивление окружающих скважину горных пород, не искаженных проникновением фильтрата бурового раствора в пласт.
Специальный отрезок буровой трубы содержит датчики крутящего момента и осевой нагрузки, внешних термобарических параметров, вибрационных нагрузок.
Для оперативной интерпретации в реальном времени на устье создана система компьютерной обработки и интерпретации IDEAL (Integrated Drilling Evaluation And Logging). Она обрабатывает как параметры бурения (геолого-технологические исследования), так и каротажа. Система имеет экран бурмастера, экран и дистанционный экран для отображения всех операций для заказчика работ.
В систему закладывается проект бурения, который затем постоянно сопоставляется с реальными данными для внесения коррекции в траекторию ствола. Система обрабатывает механические параметры (крутящий момент наверху и внизу, осевые нагрузки, изгибающие моменты), гидравлические параметры (давления и расходы наверху, внизу и на выходе из скважины), увязывает их между собой для определения режимов работы оборудования и сопоставления их с предельно безопасными значениями. В базе данных системы находятся теолого-технологические параметры разреза данного региона, которые постоянно уточняются и пополняются новыми данными для коррекции новых проектов.
Блок оперативной геофизической интерпретации постоянно сопоставляет реальный разрез, проходимый буровым оборудованием, с проектным. Например, система позволяет выделить ГНК по максимуму ГГК и минимуму ННК. Разрешающая способность зондов электрокаротажа равна 0,15 м, и разноглубинные измерения позволяют судить о проницаемости и приближении ВНК или ГНК.
Совокупность геофизических измерений позволяет дать оперативную интерпретацию, обеспечивающую правильную траекторию ствола скважины (проектные значения всех величин с необходимой коррекцией). Одной из главных задач является исключение дорогостоящих и медленных операций, связанных с перебуриванием, установкой цементных мостов, отклонителей и т.д.
Одним из последних достижений является расширение комплекса геофизических датчиков, обеспечивающих проводку скважин в пластах малой мощности.
Это достигается размещением технологических и каротажных зондов непосредственно над долотом или прямо на нем.
Система IDEAL (Integrated Drilling Evaluation and Logging system) включает в себя два новых измерительных узла:
прибор Джиостиринг — забойный двигатель—отклонитель, в шпиндельную секцию которого встроены датчики и передающее устройство;
прибор RAB—сопротивление на долоте (Resistivity at the Bit)—стабилизатор со встроенными датчиками. Производятся замеры гамма-излучения пород, электросопротивлений несколькими зондами (включая зонд на долоте) и таких технологических параметров, как зенитный угол, ударные нагрузки и частота вращения вала забойного двигателя.
Технической новинкой, позволившей разместить датчики ниже двигателя и непосредственно на долоте, является беспроводной канал связи. Эта телеметрическая линия с дальностью действия до 60 м связывает датчики на долоте с прибором MWD.
Поступившие по беспроводному каналу сигналы записываются системой MWD «Power Pulse» и в реальном масштабе времени передаются на поверхность по гидравлическому каналу (скорость передачи—до 10 бит/с).
Изменяя подачу насосов, можно передать с поверхности на забой команды по изменению набора данных, скорости их передачи и периодичности замеров.
Для прибора Джиостиринг разрешающая способность замеров электросопротивлений составляет порядка 1,8 м, для прибора RAB этот параметр составляет около 0,6 м.
Первая разработка в области проведения каротажа во время бурения основывалась на системе ориентации компании Teleco (1978), которая была пионером разработки систем контроля наклонного и горизонтального бурения. Первая промышленная система MWD компании Teleco Oilfield Sevices была выпущена в 1978 г. и включала измерение ГК, КС, инклинометрию и передачу информации по гидроимпульсному каналу связи.
Имеется ряд приборов MWD, размещаемый в буровых трубах диаметром от 3 3/8 до 10 дюймов. Имеется три набора измеряемых параметров. Минимальный набор включает инклинометрию, ГК, ГГК. Средний набор дополнительно включает трехэлементный зонд ИК, ННК, давление и трехкомпонентный акселерометр для измерения параметров вибрации. Максимальный набор включает 6-элементную комбинацию разноглубинных зондов ЭМК, датчик температуры, дополнительный датчик наклона ABIR.
Существует система, позволяющая проводить измерения литологического каротажа (ГГК) в автономном режиме с последующим считыванием результатов кабельной системой.
Модульная конструкция рассматриваемых систем может быть легко адаптирована к скважинным условиям. Для передачи данных в реальном масштабе времени с автоматической записью забойных данных возможна любая комбинация датчиков.
Рассматриваемая система (МРТ) отличается большей скоростью обработки данных с возможностью их передачи всеми датчиками для оценки пластов, а также по характеристикам инструмента, направлению скважин, давлению и вибрации. Скорость передачи данных (до 3,9 бит/с)* обеспечивает получение высококачественных каротажных диаграмм в реальном масштабе времени даже при высоких скоростях бурения. Информация со всех датчиков записывается в память скважинного прибора и затем считывается на поверхности.
Система EWRâ-S, 2 МГц введена фирмой в 1983 г. Позднее она стала стандартной при измерениях волнового сопротивления для оценки по методу петрофизических и качественных параметров методом LWD. Способность разрешать пласты толщиной 6 дюйм и обеспечивать значение R1 в тонких слоях (до 18 дюйм) сделало метод MWD более предпочтительным, чем использование спускаемых на электрокабеле индукционных инструментов. Эта новая система включает как фазосдвиговые, так и комбинированные измерения сопротивления.
Фазосдвиговые измерения сопротивления проводят определением сдвига фаз на электромагнитного сигнала между двумя приемниками. При комбинированных измерениях сопротивления используют метод измерения сдвига фазы и уменьшения амплитуды той же волны. Результаты измерений сопротивления методом фазового сдвига имеют лучшее разрешение по вертикали и более точны при высоких сопротивлениях. В большинстве случаев комбинированные измерения обеспечивают более углубленное изучение параметров и отличаются лучшим разрешением по вертикали, чем в случае определения только затухания амплитуды.
Рассматриваемая система представляет собой первый такого рода инструмент для определения электромагнитного волнового сопротивления измерениям на восьми разных глубинах (значения от 0,015 до 2000 Омм). Для получения фазосдвиговых и комбинированных результатов используют четыре независимых расстояния между передатчиком и приемником. Сравнение результатов измерений с аналогичными характеристиками при различных расстояниях позволяет избежать ошибок в интерпретации данных из-за различных пластовых характеристик, например при использовании расположенных на одном расстоянии приборов MWD для измерения фазосдвиговых затуханий амплитуды. Проведение работ на разных глубинах дает возможность обнаруживать проникновение фильтрата в пласты, а также фиксировать проницаемые зоны и мигрирующие углеводороды. Все это способствует более обоснованной оценке исследуемых пластов.
Истинные значения сопротивления можно получать даже после длительного
пребывания пластов во вскрытых бурением пластов из-за медленного бурения, сложных условий в скважинах. Кроме того, система позволяет удобно вносить поправки на быстрое проникновение фильтрата бурового раствора в процессе буровых работ.
Система одновременного измерения объемной плотности пластов (SFD) с возможностью максимально гибкого использования забойного оборудования
Датчики в этой системе предназначены для измерения объемной плотности и расчетов на этой основе коэффициента водонасыщения с привлечением результатов определения удельного сопротивления и гамма-каротажа. При дополнительном использовании датчика для измерения пористости оказывается возможной классификация углеводородов и интерпретация элементов общей литологической обстановки.
Модули в этой системе имеют конструкцию, позволяющую обходиться без стабилизатора. Детекторы смонтированы по окружности внутри гладкого переводника, что позволяет применять приборы в оборудовании горизонтального бурения или других забойных механизмах.
При необходимости использования стабилизаторов забойного оборудования, зонды могут устанавливаться как выше, так и ниже стабилизаторов. Лучше всего их использовать в направленных скважинах в режиме вращения. Помехи от скважин компенсируются анализом скоростей счета от четырех датчиков. Вращение инструмента позволяет счетным импульсам от правых и левых групп усреднять любое влияние эксцентриситета. Импульсы от ближних и дальних приборов дают представление о размерах скважины и, в свою очередь, используются для компенсации помех.
Первичную градуировку приборов производят на испытательных скважинах фирмы. Проверку инструмента перед спуском в скважину и после этого осуществляют посредством фиксированных испытательных источников на рабочей площадке.
Составной частью общей конструкции являются меры по безопасной работе с радиоактивными источниками. Источник гамма-излучения (Cs137, 1,5 Кюри) монтируется в самой прочной части муфты тремя независимыми замковыми механизмами. Как и в системе CNФ, расположение приборов и способ крепления предотвращают вероятность их случайного отсоединения. Инструмент, используемый при эксплуатации источников, обеспечивает быстрое проведение необходимых операций при работе с ними и тем самым сводит к минимуму время облучения персонала.
Сильная вибрация во время бурения может серьезно снижать надежность как механических, так и электронных деталей и узлов забойного оборудования, в том числе долота. Она же может служить критерием износа долота и стабилизатора или же других эффектов, например проскальзывание или прихватывание инструмента, а также проворачивание («подпрыгивание») долота. В этой связи актуальной становится необходимость изменения методов бурения, с тем, чтобы уменьшить уровень вибраций и повысить ресурс системы в связи с увеличением времени работы долота на забое.
Датчик динамических характеристик смонтирован в усовершенствованном электронном узле системы DGR , позволяющем обходиться без использования в забойном оборудовании дополнительного переводника. Трехосные акселерометры измеряют боковую, скручивающую и продольную вибрацию с записью средних, пиковых и мгновенных ускорений. Результаты анализа различных видов вибрации можно использовать для выявления возможных причин тех или иных ситуаций в бурении и принятия соответствующих мер.
Гамма-каротаж со встроенным резервированием (DGRâ) для обеспечения максимальной надежности.
Датчик ГК в рассматриваемой системе обеспечивает получение исключительно четких диаграмм для оконтуривания пластов толщиной 9 дюйм. При наличии обширного парка счетчиков Гейгера-Мюллера, отличающихся особо прочной конструкцией, система работоспособна при самых тяжелых условиях бурения. В реальном масштабе времени на поверхность в среднем передается две группы данных. После спуска инструмента и воспроизведения записанных данных обе группы можно сравнивать между собой, чтобы убедиться в идентичности полученных результатов. Фактор встроенного резервирования обеспечивает получение достоверных данных по другой группе.
При нормальных скоростях бурения датчик пересекает пласты более медленно, чем каротажный прибор, спускаемый на геофизическом кабеле. Это позволяет получить более четкую диаграмму с меньшей статистической погрешностью и делает такой датчик особенно ценным при изучении тонких пластов.

Применение дополнительных модулей при бурении отечественными забойными телесистемами.

В отечественных забойных телесистемах применяется не такое множество дополнительных модулей как в импортном оборудовании, но по качеству регистрации, передачи, и обработке получаемой с забоя информации они ничем не уступают.

Компоновка скважинных приборов забойных телесистем может быть разнообразной и зависит от предлагаемого заказчику комплекса геофизических, технологических и др. параметров.
Первичные преобразователи, используемые для определения положения долота в пласте, его приближение к кровле или подошве пласта должны размещаться вблизи вращающегося долота. Конструкция аппаратурного контейнера должна содержать источники питания, электронные схемы усиления, преобразования сигналов и передатчик сигналов к основному аппаратурному контейнеру, устанавливаемому после забойного винтового двигателя (турбобура).
Здесь в немагнитном переводнике размещаются инклинометрические и технологические датчики.
Для систем с электромагнитным каналом связи, в которых в качестве источника питания и передатчика используется турбоагрегат, имеющий мощное электромагнитное поле, его размещают, как правило, в самом верху аппаратурной сборки и соединяют с основным аппаратурным контейнером кабелем в износостойкой оболочке (покрытии). Если в составе комплекса применяются радиоактивные методы (ГГК, ННК), то целесообразно из соображений безопасности работ с источниками ионизирующих излучений предусмотреть канал для извлечения изотопного источника специальным ловителем. Зонды электрического или бокового каротажа (КС, БК, ПС и др.), размещаемые снаружи бурильной трубы в зависимости от технологии проводки скважины (с большим, средним или малым радиусами кривизны) соединяются с аппаратурным контейнером в виде единого блока или модулей, соединенных между собой шарнирными соединениями, обеспечивающих также электрическое соединение между блоками.
Существует два наиболее распространенных способа компоновки.
1. Скважинный прибор имеет общий источник питания, один единственный блок памяти и микропроцессор, управляющий работой всего глубинного блока. Каналы определенного специального назначения (геофизический — электрического, радиоактивного каротажа, инклинометрический; технологический — обороты долота, температура, давление и др.), функционируют по программе, как единая система (опрос датчиков, диагностика, метрология и др.).
2. Модули, работающие независимо друг от друга. Каждый имеет свой источник питания, необходимую электронику для функционирования и устройство памяти. Такая схема, использующая модульный принцип является более гибкой, в ней предусмотрено определенное резервирование, что делает ее более надежной, но более дорогостоящей. Пример такой компоновки приведен на рис.3.3.
Применение отдельных, дополнительных модулей обусловлено возможностью их комбинирования при различных условиях проведения работ при строительстве горизонтальных и наклонно-направленных скважин, для более качественной интерпретации полученных данных, а также в зависимости от требований предоставляемых заказчиком.
Дополнительные модули, применяемые при бурении, подразделяются:
на наземные (устанавливаемые на буровое оборудование), предназначенные для контроля за параметрами бурового оборудования, а также для удобства работы оператора телеметрии и удобства управления процессом направленного бурения.
К таким модулям относятся:
1) Датчик глубины.
2) Датчик давления.
3) Датчик момента на ключе.
4) Датчик момента ротора
5) Датчик нагрузки
6) Датчик оборотов ротора
7) Датчик плотности
8) Датчик потока
9) Датчик температуры бурового раствора на входе и выходе
10) Датчик уровня
11) Датчик ходов насосов
12) Датчик электропроводности бурового раствора
13) Индикаторное табло к моменту на ключе
14) Пульт бурильщика
Датчик глубины

Датчик глубины (датчик оборотов вала буровой лебедки)
Число импульсов за оборот, имп./об.
32
Направление вращения
0/1 ТТЛ
Напряжение питания, В.
+5
Масса, кг.
3,5
Габариты, мм.
165х170х140
Предназначен для определения глубины скважины в процессе бурения.
Принцип действия - датчик преобразует угол поворота буровой лебедки в импульсы, прямо пропорциональные перемещениям крюко-блока.
Крепление - датчик устанавливается на станине буровой лебедки. Угол поворота буровой лебедки передается к датчику с помощью клиноременной передачи.
Датчик давления

Датчик давления ПЖ на входе
Диапазон измерения, атм.
0-250
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
2,0
Габариты, мм.
140х110х190
Предназначен для измерения давления промывочной жидкости (ПЖ) на входе.
Принцип действия - Тензометрический преобразователь давления.
Крепление - Датчик подключается к нагнетательной линии через средоразделитель штатного манометра на буровой с помощью тройника.
Датчик момента на ключе

Датчик момента на ключе
Диапазон измерения, кН·м
0-50
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
7
Габариты, мм.
350х75х220
Предназначен для измерения момента на машинном ключе бурового оборудования.
Принцип действия - Тензометрический преобразователь усилий.
Крепление - Размещается между штоком пневмораскрепителя и тросом ключа.
Датчик момента ротора

Датчик крутящего момента на роторе
Диапазон измерения, кН·м
по заказу
0-10
0-30
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Вес, кг.
7
Габариты, мм.
510х75х220
Предназначен для измерения крутящего момента на роторе.
Принцип действия - Датчик измеряет реактивный момент редуктора привода роторного стола с помощью тензометрического преобразователя усилий.
Крепление - датчик устанавливается как стягивающее звено между основанием и роторным столом.
Датчик нагрузки-2

Датчик нагрузки на крюке. 2-я модификация
Диапазон измерения, т
по заказу
0-100
0-200
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
7
Габариты, мм.
400х205х115
Предназначен для измерения нагрузки на крюке.
Принцип действия датчика основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с применением тензометрического датчика усилий.
Крепление - датчик устанавливается на неподвижном конце талевого каната.
Датчик нагрузки-1

Датчик нагрузки на крюке. 1-я модификация
Диапазон измерения, т.
по заказу
0-100
0-200
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
11,5
Габариты, мм.
400х200х120
Предназначен для измерения нагрузки на крюке.
Принцип действия датчика основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с применением тензометрического датчика усилий.
Крепление - датчик устанавливается на неподвижном конце талевого каната.
Датчик оборотов ротора

Датчик оборотов ротора
Число импульсов за оборот, имп./об.
3
Уровень выходного сигнала, В.
+10
Напряжение питания, В.
+12
Масса (с крепёжным приспособлением), кг.
1,5
Габариты, мм.
405х370х90
Предназначен для измерения оборотов ротора.
Принцип действия - основным исполнительным узлом датчика оборотов ротора является индуктивный датчик, который срабатывает от приближения металла, выдавая импульсы кратно оборотам вала ротора.
Крепление - датчик размещается в непосредственной близости от карданного привода и крепится с помощью крепежного механизма, входящего в состав датчика.
Датчик плотности

Датчик плотности ПЖ в приёмной ёмкости
Диапазон измерения, г/см3
0-2
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
12,2
Габариты, мм.
- со стойкой и поплавком
200х110х105
200х110х1880
Предназначен для измерения плотности промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости.
Принцип действия - Работа датчика основана на измерении выталкивающей силы, действующей на гирю, погруженную в буровой раствор, с применением тензометрического датчика усилий (линейного перемещения). Величина перемещения изменяется пропорционально плотности ПЖ.
Крепление - датчик крепится с помощью крепёжного приспособления к верхней кромке ёмкости, подвешенная гиря опускается в ПЖ.
Датчик потока

Датчик потока (расхода) ПЖ на выходе
Диапазон измерения, л/с.
0-50, 0-100
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
4,7
Габариты (без крепежного приспособления и лопатки), мм.
180х160х165
Предназначен для измерения потока (расхода) промывочной жидкости (ПЖ) на выходе из скважины.
Принцип действия - Поток измеряется по углу отклонения измерительной лопатки.
Крепление - датчик устанавливается на стенке желоба с помощью крепёжного приспособления, прилагаемого к датчику.
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
1
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.
40
Уровень входного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В/Гц
220/50
Масса, кг.
2
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 ...

ВНИМАНИЕ!
Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)!

Чтобы просматривать этот и другие рефераты полностью, авторизуйтесь  на сайте:

Ваш id: Пароль:

РЕГИСТРАЦИЯ НА САЙТЕ
Простая ссылка на эту работу:
Ссылка для размещения на форуме:
HTML-гиперссылка:



Добавлено: 2012.01.17
Просмотров: 1211

Notice: Undefined offset: 1 in /home/area7ru/area7.ru/docs/linkmanager/links.php on line 21

При использовании материалов сайта, активная ссылка на AREA7.RU обязательная!

Notice: Undefined variable: r_script in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 434