Датчики гти

Создание и развитие ГТИ

Для увеличения запасов и добычи нефти и газа необходим существенный рост темпов разведки новых нефтяных и газовых месторождений, повышение эффективности геологоразведочных работ, ускоренное разбуривание вводимых в разработку месторождений при резком повышении технико-экономических и качественных показателей буровых работ.

Важнейшим резервом в реализации этой задачи является развитие и внедрение в практику геологоразведочных работ прогрессивного направления промысловой геофизики – геолого-технологических исследований (ГТИ) в процессе бурения.

ГТИ в процессе бурения в отличие от традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС) проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя буровой бригады и бурового оборудования. Они способны решать комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных характеристик и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессного опробования и изучения методами ГИС выделенных объектов, обеспечения безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения с целью достижения оптимальных технико-экономических показателей процесса бурения. Эти особенности ГТИ делают их весьма перспективным направлением промысловой геофизики, способным существенно улучшить геологическую и экономическую эффективность буровых работ на нефть и газ.

С 1984 года в Западной Сибири проводится промышленный эксперимент по закреплению за передовыми буровыми бригадами комплексных каротажно-технологических партий, выполняющих все виды промыслово-геофизических исследований в бурящейся скважине и находящейся на буровой постоянно с обеспечением круглосуточного бесперебойного дежурства.

Станция «Разрез»

Первая станция ГТИ «Разрез» была изготовлена в ОАО НПП «ГЕРС» и поступила в эксплуатацию в 1988 г.

В 1995 г. при поддержке ОАО «Сургутнефтегаз» была изготовлена первая компьютеризирвоанная станция нового поколения «Разрез-2». С 1996 по 2007 г. НПП «Герс» было выпущено более 240 таких станций.

Станция «Разрез-2» предназначена для автоматизированного сбора, первичной обработки и интерпретации технологической и геохимической информации в процессе бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин.

Геолого-технологические исследования бурящихся нефтяных и газовых скважин обозначают совокупность методов и средств, применяемых на буровой специализированным исполнителем в интересах заказчика, имеющих целью получение точного представления о геологии разреза скважин и направленных на оптимизацию режима бурения.

Оборудования для измерения параметров включает в себя датчики и связанные с ними электронные приборы (блоки питания, устройства для обработки сигналов), которые непрерывно измеряют параметры бурения, бурового раствора, а также параметры, связанные с обеспечением мер безопасности.

Аппаратура станции по области применения делится на выносную, располагаемую непосредственно на буровой, и на стационарную, находящуюся в кузове станции. Стационарная и выносная аппаратура соединяются между собой посредством кабелей. Для проведения газоаналитических исследований между кабиной станции и буровой прокладывается газовоздушная магистраль.

С помощью выносной аппаратуры производится контроль параметров в процессе бурения. Измеренные данные поступают на обработку в прицеп-фургон, где на вычислительном комплексе они регистрируются, обрабатываются и отображаются. Эта информация используется для решения технологических задач, формирования базы данных, а также диагностирования предаварийных и аварийных ситуаций.

Большинство применяемых датчиков выдают результаты измерений в цифровом виде. В блоках распределительных из состава выносного комплекта имеется несколько линий. На каждую линию можно подключить несколько датчиков. Практически их число ограничено только суммарным потреблением по питанию. Ток потребления на каждой линии не должен превышать 420 мА. В системе сбора предусмотрена возможность подключения трех аналоговых датчиков с токовым выходом.

Классификация измерительных преобразователей (датчиков)

Преобразователи обычно классифицируются по принципу их работы или практическому применению.

По назначению

Первичный преобразователь является первым в измерительной цепи и включает в себя чувствительный элемент (зонд, мембрану) и другие необходимые элементы для преобразования входной неэлектрической величены в выходную электрическую величину. Датчик может состоять из одного или нескольких измерительных преобразователей, объединенных в единую конструкцию. На датчик непосредственно воздействует измеряемая неэлектрическая величина (сила, давление, уровень, температура и т.д.)

Унифиицированный преобразовательсостоит из датчика и схемы согласования, измеряемая физическая величина преобразуется с источником энергии в нормированную выходную величину. Нормированные сигналы постоянного тока находятся в диапазоне 0…5 мА или 0… 20 мА. Для устройств со смещенным нулем диапазон тока сужен: 1…5 мА, 4…20 мА.

Нормированные значения диапазонов сигналов напряжения составляют 0…+-1В и 0…+-10В, причем внутреннее сопротивление измерительных приборов не должно быть менее 1кОм. При использовании в качестве выходной величины частоты рекомендуемый диапазон ее измерения составляет 5…25 Гц. В пневматических системах нормировано давление газа. Оно должно находиться в диапазоне 0,02…0,1 Мпа.

Промежуточный преобразовательполучает сигнал измерительной информации от предшествующего преобразователя и передает после преобразования этот сигнал последующему преобразователю.

По характеру преобразования входной величиныизмерительные преобразователи делят налинейные и нелинейные. У линейных преобразователей функциональная зависимость между входной и выходной величинами линейная; у нелинейных преобразователей – нелинейная (например экспоненциальная).

По принципу действиядатчики делятся нагенераторные и параметрические. Выходным сигналом генераторных датчиков являдется ЭДС, напряжение, ток или электрический заряд, функционально связанные с измеряемой величиной, например ЭДС термопары. В параметрических датчиках измеряемая величина вызывает пропорциональное ей изменение параметра электрической цепи (R,L,C), например сопротивление реостатного датчика.

К генераторнымотносятся: индукционные, пьезоэлектрические, термоэлекетрические и некоторые виды электрохимических датчиков. Остальные датчики являютсяпараметрчиескими.

По принципу действия:

• резистивные, в которых измеряемая величина преобразуется в изменение его споротивления

• электромагнитные, в которых измеряемая величина преобразуется в изменение индуктивности

• емкостные, в которых измеряемая величина преобразуется в изменение емкости

• пьезоэлектрические, в которых динамическое усилие преобразуется в электрический заряд

• гальваномагнитные, основанные на эффекте Холла и преобразующие действующее магнитное поле в ЭДС

• тепловые, в которых измеряемая температура преобразуется в ЭДС или в величину термосопротивления

• оптоэлектронные, в которых оптические сигналы преобразуются в электрические

Для датчиков основными характеристиками являются: тип, диапазон измеряемой величины, диапазон рабочих температур и погрешность в этом диапазоне, обобщенное выходное и выходное сопротивления, частотная характеристика.

Датчики ГТИ по функциональному назначению могут быть разделены на:

1. Датчики, характеризующие технологический процесс бурения (перемещения талевого блока, он же – проходки, он же – глубиномер; веса инструмента, частоты вращения ротора, момента на роторе, момента на машинном ключе, давления промывочной жидкости, расхода, уровня в емкостях)

2. Датчики свойств промывочной жидкости (плотности, вязкости, объемного газосодержания, температуры, минерализации)

3. Газоаналитическая аппаратура, к которой относятся дегазаторы промывочной жидкости, суммарные газоанализаторы (индикаторы горючих газов) и хроматографы.

4. Аппаратура и оборудование для анализа образцов горных пород, флюидов и промывочной жидкости (геологическая кабина)

По степени обработки исходной информации датчики можно условно подразделить на группы:

1. датчики, преобразование сигналов которых до уровня унифицированных производится на вторичных измерительных пультах (панелях)

2. датчики, преобразование сигналов которых до уровня унифицированных производится на месте ( в самом датчике)

3. интеллектуальные (микропроцессорные) датчики, в которых первичный измерительный сигнал преобразуется в кодовый (цифровой) сигнал, способный транслироваться по общей линии связи непосредственно на вход ПК

4. измерительные системы (в т.ч. и автономные), в которых производятся сложные функциональные преобрзования с помощью современных средств микропроцессорной техники (пример – аппаратура виброакустического каротажа с радиоканалом)

Монтаж датчиков

Монтаж датчиков на элементах буровой установки производится в соответсвии с «проектом установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой» и с РЭ на датчики.

В случае необходимости проведения при монтаже датчиков сварочных работ, заказ на проведение этих работ должен быть заранее оформлен со стороны буровой организации

Питание на датчики до коончания их монтажа подавать запрещается. При монтаже датчиков на валу буровой лебедки, «мертвом» конце талевой системы, буровом насосе и т.п. все эти механизмы должны быть остановлены на необходимое время монтажа с согласия руководителя буровых работ. На момент монтажа на соответствующих органах включения должны быть повешены плакаты «Не включать. Работают люди» и организовано дежурство по подаче соответствующей команды об окончании монтажных работ.

Очень большое (иногда – решающее) значение имеет место установки того или иного датчика (преобразователя информации). Методически неверный способ установки датчика может исказить результаты контроля до полной потери слежения за контролируемым параметром.

Примеры:

1. Комплексные датчики уровня, плотности и температуры устанавливаются, как правило, в одном из углов емкости или возле борта емкости с тем, чтобы не попадать под действие перемешивающих устройств. Подобная установка приводит к тому, что если измерение уровня бурового раствора с той или иной погрешностью отражает реальное измерение уровня в емкости, то измерение плотности и температуры бурового раствора, как правило, совершенно не отражают параметры циркулирующего в емкости бурового раствора, т.к. его движение не затрагивает места установки датчиков.

2. При закрытой циркуляционной системе доступ к буровому раствору появляется только на выходе раствора на вибросита. При этом определение таких парамтеров как плотность, вязкость, объемное газосодержание не соответвует их значению на выходе из скважины до контакта с атмосферой, т.к. на контакте с атмосферой большая часть свободного газа, находящегося в буровом растворе, освобождается из раствора.

Технологические датчики станции ГТИ «Разрез-2»