Основные сведения об автоматизации технологических процессов бурения скважин.

Тахометрические (турбинные расходомеры).

Общие характеристики

Крыльчато-тахометрические (турбинные) расходомеры относятся к скоростным расходомерам, в которых для создания крутящего момента на измерительной крыльчатке используется кинетическая энергия измеряемого потока.

Турбинные расходомеры являются наиболее точными приборами для измерения расхода жидкостей. Приведенная погрешность измерения расхода турборасходомерами составляет величину порядка 0,5—1,0% (известны турборасходомеры с приведенной погрешностью 0,1—0,2%).

Приборы просты no конструкции, обладают большой чувствительностью и большими пределами измерений (для одной модификации 10:1 и более), возможностью измерения как малых (от 5^.10^-9 м³/с),так и больших (до 1 м³/с ) расходов жидкостей с широким диапазоном физико-химических свойств, малой инерционностью и вследствие этого относительно малыми динамическими ошибками при измерении средних и мгновенных значений пульсирующих расходов. Их применяют там, где требования к точности измерений имеют превалирующее значение - в ракетной, авиационной технике, химической и нефтедобывающей промышленности. К недостаткам турбинных расходомеров существующих модификаций, препятствующим более широкому применению данных приборов, можно отнести:

· необходимость индивидуальной градуировки и вследствие этого необходимость наличия градуировочных расходомерных устройств высокой точности;

· влияние изменения вязкости измеряемой среды на показания приборов;

· наличие изнашивающихся опор, что резко сокращает срок службы приборов (особенно при измерении расхода абразивных сред) и приводит к снижению их точности в процессе эксплуатации.

В настоящее время отечественным приборостроением разработаны и осваиваются турбинные расходомеры с безопорными датчиками, с устройствами автоматической коррекции показаний при изменении вязкости измеряемой среды, у которых два последних недостатка отсутствуют.

 

Принцип действия.

 

Принцип работы крыльчато-тахометрических расходомеров, предназначенных для измерения потоков, заключается в следующем. В измеряемый поток помещается сбалансированная легкая крыльчатка, вращающаяся в подшипниках, обладающих малым трением. Крыльчатка под давлением движущегося потока совершает вращательное движение. При стационарном режиме скорость ее вращения пропорциональна скорости потока. Конструктивно крыльчатка может быть выполнена аксиальной или тангенциальной (фиг. 14а).

Измерение числа оборотов крыльчатки может производиться различными способами: электрическим, радиоактивным, фотоэлектрическим и др. Полученный пульсирующий электрический сигнал, число пульсаций которого в единицу времени пропорционально числу оборотов крыльчатки, после усиления подается на частотомер, измерительный сигнал с которого поступает на регистрирующий прибор

Для осуществления процесса измерений турбинный расходомер •(рис. 14б) должен состоять, по крайней мере, из трех элементов: турбинного датчика 3; первичного преобразователя 4, отсчетной системы (регистратора) 1.

Турбинный датчик представляет собой аксиальную или тангенциальную лопастную турбинку (на схеме рис. 14б показана аксиальная турбинка), опирающуюся на керновые подпятники или подшипники.

Поток измеряемой среды, воздействуя на лопасти турбинки, сообщаетей вращательное движение с угловой скоростью w, пропорциональной расходу Q

Первичный преобразователь, изображенный на схеме, представляет собой индукционную катушку. При пересечении магнитного поля катушкилопастями ферромагнитной турбинки в катушке наводится пикообразный пульсирующий ток. Частота пульсаций наведенного тока пропорциональна угловой скорости вращения турбинки, а следовательно, и измеряемому расходу.

В качестве первичных преобразователей используются также индуктивные катушки, в которых при вращении ферромагнитной турбинки создается периодическое изменение индуктивности, вызывающее соответствующие изменения одного из параметров текущего через нее тока. Применяются также и фотоэлектрические элементы.

Импульсы пульсирующего тока регистрируются отсчетной системой (регистратором) 1.

Общее число импульсов, зарегистрированных этой системой за время t, характеризует суммарное количество вещества, протекшее по трубопроводу за это время. Число импульсов, зарегистрированных (отсчитанных) системой за единицу времени, характеризует расход измеряемого вещества.

Основными эксплуатационными факторами, существенно влияющими на точность измерения расхода турбинными расходомерами, являются:

1) изменение вязкости измеряемой среды;

2) износ опор;

3) закрутка потока, вызванная влиянием местных сопротивлении.

Вследствие этого данные приборы мало пригодны для измерения расхода загрязненных или абразивных сред, а также жидкос:тей, сильно меняющих свою вязкость при числах Рейнольдса, меньших критических (переход ламинарного течения к турбулентному)

Влияние местных сопротивлений, закручивающих поток, в значительной мере устраняется, если перед турбинным датчиком установить специальные направляющие или сопловые аппараты. В этом случае для нормальной эксплуатации турбинных датчиков не требуется столь длинных прямых участков трубопровода как для других типов расходомеров.

Сравнительно редко применяют турбинные расходомеры для измерения расхода газов.

 

 

Датчик плотности ДП1.

1 Назначение

Плотномеры жидкости ДП1 (далее «плотномеры») предназначены для непрерывных измерений в мерах вместимости:
– плотности жидкостей, в том числе светлых нефтепродуктов через измерение перепада гидростатического давления на погружаемом чувствительном элементе (ПЧЭ);
– температуры жидкостей в одной точке ПЧЭ (на уровне верхней ячейки для измерений давления).

Плотномеры предназначены для построения систем объемно-массового учета. Плотномеры комплектуются (по заказу) ячейкой индикации ЯИ10-0 (далее «ЯИ10») для отображения на жидкокристаллическом индикаторе (далее «ЖКИ») измеренных значений плотности и температуры.

Плотномеры ДП1 соответствуют требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011.

Соответствие плотномеров требованиям Технического регламента Таможенного союза ТР ТС 012/2011 обеспечивается выполнением требований безопасности согласно ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ Р 52350.0 и ГОСТ Р 52350.11.

Плотномеры предназначены для установки на объектах в зонах классов 0, 1 и 2 по ГОСТ Р 52350.10, где возможно образование смесей горючих газов и паров с воздухом категории IIB температурной группы T5 по ГОСТ Р 52350.0. Плотномеры ДП1 имеют взрывозащищенное исполнение, соответствуют требованиям ГОСТ Р 52350.0, ГОСТ Р 52350.11, имеют вид взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь», уровень взрывозащиты «Особовзрывобезопасный» для взрывоопасных смесей газов и паров с воздухом категории IIB по ГОСТ Р 51330.11, температурной группы T5 по ГОСТ Р 52350.0, маркировку взрывозащиты «0ЕхiаIIBT5 X» по ГОСТ Р 52350.0 и могут применяться во взрывоопасных зонах класса 0, 1 и 2 согласно требованиям ГОСТ Р 52350.10 или других нормативно-технических документов, регламентирующих применение электрооборудования во взрывоопасных зонах. Знак «Х» указывает на специальные условия безопасного применения плотномеров:
– плотномеры применяются только в комплекте с вторичными приборами производства ЗАО «Альбатрос», имеющими вид взрывозащиты «Искробезопасная электрическая цепь», искробезопасные цепи уровня «ia» для взрывоопасных смесей категории IIB и параметры искробезопасных выходов U_O≤14,3 В; I_O≤80 мА; L_О≤22 мГн; C_О≤1,8 мкФ;
– необходимость предотвращения условий образования зарядов статического электричества на защитных крышках плотномеров во взрывоопасной зоне при их наличии (запрещается сухая протирка и обдув сухим воздухом, нарушающие электростатическую безопасность; допускается протирка только влажной тканью).

Контролируемая среда

Светлые нефтепродукты, а также другие однофазные жидкости различных производств.

Стойкость плотномеров к агрессивным средам ограничена применяемыми материалами, контактирующими с контролируемой средой: фторопласт-4, Teflon PFA C-980 DuPont, резина маслобензостойкая 1H-I-МБС-С-1,5 ГОСТ 7338 и нержавеющие стали 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М3Т и AISI 316.

Состав плотномеров

3.1 Плотномер состоит из:
– первичного преобразователя в литом корпусе;
– погружаемого чувствительного элемента на гибком подвесе.

3.2 Плотномер выполнен в литом корпусе из стали DIN 1.4408. На корпусе имеется съемная крышка, кабельный сальниковый ввод, винт и клемма защитного заземления. Внутри корпуса расположена электронная плата, на которой установлен клеммный соединитель.

3.3 Плотномер (по заказу) комплектуется ячейкой индикации ЯИ10, включающей в себя клавиатуру и ЖКИ для коррекции параметров настройки плотномера.

Технические данные

4.1 Основные технические характеристики и условия эксплуатации плотномеров даны в таблице 1.

Таблица 1

Наименование параметра	ДП1
Длина чувствительного элемента	от 1,5 до 25,0 м
Рабочее избыточное давление в газовой подушке	от минус 5 до 25 кПа
Температура контролируемой среды	от минус 45 до +75 °С*
Плотность контролируемой среды	от 450 до 1050 кг/м³
Маркировка взрывозащиты	0ExiaIIBT5 X
Степень защиты	IP68 по ГОСТ 14254
Климатическое исполнение	ОМ1,5 по ГОСТ 15150
Температура внешней среды	от минус 40 до +75 °С (для плотномеров с ЯИ10)**; от минус 45 до +75 °С (для плотномеров без ЯИ10)
Пределы измерения атмосферного давления	от 84,0 до 106,7 кПа
Тип атмосферы	III, IV (морская и приморско-промышленная)
Срок службы	14 лет
Масса (не более)	11,8 кг
Габаритные размеры (не превышают)	255,5х162х(124+LЧЭ***) мм (без крышки защитной, со штуцером в сборе); 240х162х(124+LЧЭ***) мм (без крышки защитной и с неразъемным кабельным вводом); 332х162х(124+LЧЭ***) мм (без крышки защитной и с разъемным кабельным соединением); 258,5х180х(200+LЧЭ***) мм (с защитной крышкой, со штуцером в сборе); 243х180х(200+LЧЭ***) мм (с крышкой защитной и с неразъемным кабельным вводом); 335х180х(200+LЧЭ***) мм (с крышкой защитной и с разъемным кабельным соединением); 258,5х162х(124+LЧЭ***) мм (с крышкой клавиатуры, со штуцером в сборе); 243х162х(124+LЧЭ***) мм (с крышкой клавиатуры и с неразъемным кабельным вводом); 335х162х(124+LЧЭ***) мм (с крышкой защитной и с разъемным кабельным соединением);

* При условии незамерзания контролируемой среды
** Считывание данных с ЖКИ гарантируется при температуре окружающей среды более минус 30 °С
*** «L_ЧЭ» - длина чувствительного элемента плотномера

4.2 Вязкость контролируемой среды не ограничивается при отсутствии застывания и отложений на чувствительном элементе плотномера, препятствующих работе ячеек для измерений давления (ЯИД).

4.3 Метрологические характеристики
4.3.1 Минимальный уровень контролируемой среды относительно нижнего конца ЧЭ плотномера H_МИН - 640 мм
4.3.2 Пределы допускаемой абсолютной основной погрешности измерений плотности контролируемой среды равны ±1,1 кг/м³.
4.3.3 Пределы допускаемой абсолютной дополнительной погрешности измерений плотности контролируемой среды в диапазоне рабочих температур равны ±1,1 кг/м³.
4.3.4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры – ±0,5 °C.
4.3.5 Плотномеры откалиброваны по параметру «плотность» при значении ускорения свободного падения равном 9,8156 м/с2 (г.Москва). Потребителю необходимо умножить значение плотности, выводимое на экран монитора персональной электронной вычислительной машины (ПЭВМ), на поправочный коэффициент k, учитывающий отличие значения ускорения свободного падения в своем географическом регионе от московского, в программном обеспечении верхнего уровня для обеспечения автоматической коррекции показаний. Поправочный коэффициент k определяется по формуле k = gМ/gГРЗ,
2 где gМ - ускорение свободного падения для московского региона, м/с;
2 gГРЗ - ускорение свободного падения для географического региона заказчика, м/с.
4.3.6 Плотномеры предназначены для непрерывной работы.

4.4 Электрические параметры и характеристики
4.4.1 Питание плотномеров осуществляется от вторичного прибора постоянным напряжением 12 В ± 10% с параметрами искробезопасности U_O≤14,3 В, I_O≤80 мА. Ток потребления плотномеров составляет не более 40 мА.
4.4.2 По степени защиты от поражения электрическим током плотномеры относится к классу защиты III в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.007.0.
4.4.3 Связь плотномеров с вторичными приборами осуществляется с помощью экранированного четырехпроводного кабеля. Для повышения устойчивости плотномеров к промышленным помехам рекомендуется применять кабель - две витые пары в экране. Наружный диаметр кабеля должен быть от 7 до 12 мм для неразъемного кабельного подключения уровнемера, либо от 5 до 13 мм для разъемного кабельного подключения уровнемера. При прокладке кабеля внутри металлорукава наружный диаметр кабеля должен быть не более 9 мм.
4.4.4 Нормальное функционирование плотномеров обеспечивается при длине соединительного кабеля между плотномером и вторичным прибором не более 1,5 км. Разрешается применение экранированных контрольных кабелей со следующими параметрами: R_КАБ≤100 Ом, С_КАБ≤0,1 мкФ, L_КАБ≤2 мГн.
4.4.5 Обмен информацией плотномеров с вторичными приборами ведется последовательным кодом в асинхронном полудуплексном режиме по протоколу ЗАО «Альбатрос» версии 3.2. Скорость передачи составляет 4800 бит/с.
4.4.6 Предельные параметры выходного ключа плотномера на активной нагрузке, обеспечиваемые вторичным прибором:
– коммутируемое напряжение 12 В ±10 %;
– допустимый ток коммутации ключа не более 20 мА.
4.4.7 Входной токовый сигнал, соответствующий:
– логическому нулю - 0 мА;
– логической единице - от 5 до 20 мА.
4.4.8 Время установления рабочего режима плотномеров не более трех минут. Время измерения не превышает 1 с.
4.4.9 Средняя наработка на отказ плотномеров с учетом технического обслуживания, не менее 100000 ч.

Принцип работы прибора

5.1 Плотность контролируемой среды определяется через перепад гидростатического давления ПЧЭ, представляющего собой разность давлений, измеренных ячейками для измерений давления (ЯИД). ЯИД расположены в верхней и нижней частях ПЧЭ на базовом расстоянии 450 мм друг от друга. В нижней точке ПЧЭ установлен фторопластовый сильфонный разделитель сред. С его помощью давление контролируемой среды подводится к обратным сторонам обеих ЯИД для компенсации синфазной составляющей давления, вызванной погружением ПЧЭ в контролируемую среду. Связь ЯИД и разделителя сред пневматическая. Рабочая среда – воздух.

Для обеспечения необходимой точности и термостабильности питание ЯИД, усиление, нормирование и термокомпенсация их выходных сигналов осуществляется специализированными аналого-цифровыми микросхемами по внешним датчикам температуры, в качестве которых применяются диоды, прикрепленные непосредственно к корпусам ЯИД.

5.2 Для измерения температуры в ПЧЭ плотномера на уровне верхней ЯИД установлен цифровой интегральный термометр, прошедший калибровку с целью снижения абсолютной погрешности измерения температуры до ±0,5° C в диапазоне рабочих температур.

Установка прибора

Установка плотномера осуществляется в верхней части меры вместимости на любой имеющейся или специально образованной горизонтальной поверхности (максимальное отклонение поверхности от горизонтали ±5°).

Допускается использование других вариантов установки плотномера по согласованию с предприятием-изготовителем.

 

Подробнее про ДП1: https://albatros.nt-rt.ru/images/manuals/ATS_DUUM/ATS_DP1_RE.pdf

Основные сведения об автоматизации технологических процессов бурения скважин.

Контроль процесса бурения скважин, как и любого другого сложного технологического процесса, является важным средством повышения эффективности н производительности труда. Все технологические измерения проводятся с помощью контрольно-измерительной аппаратуры (КИП). КИП являются базовой составляющей автоматизации производственных процессов. Однако, практически, буровые установки оснащались контрольной аппаратурой частично. Геолого-технические условия проведения буровых работ отличаются по характеристике не только в каждом районе, но зачастую и в каждой скважине. Поэтому измерение параметров процесса бурения необходимо не только для контроля заданного технологического режима, но и для установления наиболее рациональной технологии при бурении каждой скважины. Непрерывный контроль параметров бурения скважин позволяет, кроме того, по показаниям наземных приборов расчленять пласты разбуриваемых пород непосредственно в процессе бурения. Это способствует своевременному принятию необходимых мер для полноценного извлечения керна из скважины. Большое значение имеет контроль процесса бурения в предупреждении возникновения аварийных ситуаций и ликвидации авврий. Бурильщик с помощью измерительной аппаратуры может не только следить за изменениями процесса, но и получать предупредительную сигнализацию при отклонениях значений параметров режима бурения и работы механизмов. Кроме того, измерительная аппаратура обеспечивает возможность устройства автоматических защитных средств. Регистрация параметров процесса бурения дает возможность расшифровать баланс рабочего времени, что позволяет выявить резервы роста производительности труда. Оснащение контрольно-измерительной аппаратурой буровых установок позволяет автоматизировать процесс бурения, обеспечивает получение информации для систем диспетчеризации, создавая тем самым, основу для разработки и применения автоматизированных систем управления геологоразведочным производством. Специальным конструкторским бюро «Геотехника» было разработано несколько видов контрольно-измерительной аппаратуры для различных типов буровых установок. Опыт внедрения этой аппаратуры позволил решить целый ряд вопросов, связанных с конструированием и эксплуатацией приборов. Установлено, что в случае специфичности условий эксплуатации КИП на буровых, нельзя рассчитывать на использование приборов общепромышленного назначения с присущими им характеристиками. Аппаратура должна работать в широком диапазоне изменения температуры окружающей среды с повышенной влажностью, быть непроницаема для пыли и брызг, устойчива к воздействию ударов и вибрации, устойчива колебаниям напряжения питающей среды. Специфичность условий эксплуатации контрольно- измерительной аппаратуры буровых станков привела к необходимости выработки особых требований к основным параметрам приборов. Эта задача была решена путём разработки и реализации нормальных стандартных рядов КИП буровых установок для бурения скважин на твёрдые полезные ископаемые. Нормальные ряды КИП устанавливают рациональный минимум оснащения указате- лями, регистраторами н сигнализацией буровых установок по номенклатуре параметров наземного контроля, определяют классы точности и диапазоны измерения, а также формулируют основные технические требования. В зависимости от размерного класса буровых установок, нормальные ряды предусматривают контроль следующих основных параметров процесса бурения: 1- веса бурового снаряда и осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент; 2- нагрузки на крюке талевой оснастки; 3-механической скорости бурения; 4 – скорости вращения бурового снаряда; 5 - крутящего момента на вращателе; 6 - расхода промывочной жидкости; 7- давления в магистрале промывочной жидкости. Контроль осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент-один из основных методов управления процессом разрушения горных пород при любом способе бурения. От правильного выбора значения и контроля данного параметра зависит эффективность всего процесса. Например, внезапные изменения осевой нагрузки, особенно при бурении со свободной подачей, свидетельствует о смене разбуриваемых пород. Это позволяет в процессе бурения вести с помощью КИП механический каротаж. В связи с тем, что по мере увеличения. глубины скважины уменьшается отношение нагрузки на породоразрушающий инструмент к весу снаряда, нормальными рядами предусмотрено повышение точности измерителей нагрузки от класса 4 до класса 1. Контроль нагрузки на крюке талевой системы необходим при спуско-подьёмных операциях и, особенно, при ликвидации аварий, вызванных прихватом инструмента в скважине. Применение такого контроля повышает безопасность буровых работ. Контроль механической скорости бурения позволяет устанавливать наиболее эффективные режимы и проводить механический каротаж в процессе бурения Контроль крутящего момента является основным методом предупреждения аварий, вызванных прихватом или обрывом колонны бурильных труб при перегрузках крутящих моментов. Кроме того, контроль крутящего момента позволяет судить о характере разрушения горной породы при бурении и дает дополнительную информацию для механического каротажа. Это позволяет в сочетании с контролем осевой нагрузки оперативно управлять процессом работы породоразрушающего инструмента Контроль расхода промывочной жидкости особенно необходим при бурении скважин алмазным инструментом. Он позволяет избежать прижогов коронкн и связанных с этим прихватов инструмента. Кроме того, измерение расхода промывочной жидкости позволяет своевременно обнаружить поглощение промывочного раствора в скважине н контролировать состояние буровых насосов. Контроль давления промывочной жидкости является необходимым по условиям техники безопасности. Кроме того, по давлению можно судить о степени зашламования забоя и герметичности соединений колонны бурильных труб Нормальными рядами предусмотрен класс точности приборов, равный 4. Для регистраторов установлен класс точности 2,5. Нормальными рядами установлены также следующие основные технические требования по условиям эксплуатации аппаратуры: По рабочему температурному диапазон у Для датчиков н указателей,0 С (-30) — (+50) Для регистраторов, °С (—5)— (+50) По устойчивост и к вибрациям Для датчиков и указателей, ы/сек 15 Для регистраторов (в диапазоне частот от 50до 80 Гц), м/сек... 5 По параметрам источнико в питани я Колебания, % от номинальной величины напряжения ±20 частоты ±2 Нормальными рядами установлено исполнение приборов: датчиков и указателей -пьше-брызгозащищённое; регистраторов - пылезащищённое. Все параметры процесса бурения являются физически разнородными. Тем не менее, в основу всех описанных ниже приборов положены единые принципы измерения неэлектрических величин электрическими методами, что позволило в значительной мере унифицировать узлы и блоки различных систем измерения, особенно, вторичных приборов и устройств питания. В этом случае появляется широкая возможность использования в унифицированных узлах принципиальных решении, разработанных в общепромышленном приборостроении. Что же касается датчиков и исполнительных механизмов автоматических устройств, то для них чаще всего приходится находить оригинальные решения. В зависимости от условий, способа бурения, типа буровой установки контроль различных параметров может иметь различное назначение. Поэтому, как показала практика, кроме комплексной контрольно-измерительной аппаратуры целесообразно применять отдельные системы измерения каждого параметра. Такое конструктивное исполнение аппаратуры позволяет более экономично осуществить контроль и, кроме того, облегчает освоение техники буровым персоналом. Различными могут оказаться требования к точности измерения тех или иных параметров. Полноценное формулирование этих требований позволяет осуществить выбор необходимого прибора. Большое значение имеет оценка возможной погрешности, получаемой при измерениях. Оснащение буровых установок измерительной аппаратурой, основанной на электрическом методе измерения, позволяет осуществить автоматизацию процесса бурения. Контроль процесса геологоразведочного бурения н его автоматизация позволяют создавать системы автоматической оптимизации и телемеханической диспетчеризации, являющихся основой систем автоматического управления геологоразведочным производством. Углубка скважины является основной технологической операцией процесса бурения. При её реализации возникает множество ситуаций, которые фиксируются контрольными приборами. Основная задача контроля процесса бурения - оперативное распознавание технологической ситуации и её численная оценка. Другая, не менее важная - контроль действий бурильщика, для чего необходимо применять соответствующие технические средства и методы. Для оценки реальных (забойных) значений основных параметров режима бурения, искажённых при прохождении их от наземных исполнительных механизмов до забоя скважины, созданы забойные автономные и телеизмерительные контрольно-измерительные средства. Они позволяют вносить коррективы в показания наземных приборов при управлении процессом бурения. В СКБ «Геотехника» разработана глубинная и телеизмерительная аппаратура ГРП-2 и ТИС-1200. В ВИТР'е совместно с кафедрой радиопередающих устройств ЛЭТИ им. Ульянова /Ленина/ (ЭТУ) разработана скважинная телеизмерительная многоканальная аппаратура с электроманометричсскими преобразователями механических параметров забойных датчиков в электрический сигнал. Аппаратура предназначена для измерения осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент, крутящего момента на коронке, давления промывочной жидкости и сигнализации входа бурового снаряда в пласт угля. Передающим устройством является автономный узкополосный многоканальный забойный передатчик с беспроводным электромагнитным каналом связи (радиолиния забой-устье скважины). Наземная часть аппаратуры оснащена показывающими и записывающими приборами, сигнализатором звукового н светового оповещения об отклонении значений параметров режима бурення от заданных. При эксплуатации в скважинах устойчивая связь с забоем может осуществляться с глубины до 1,5 километра без ретранслятора. Практическое использование наземных и забойных КИП значительно повышает эффективность процесса бурения и качество геологической информации. На современном этапе позволяет перейти к компьютерному обеспечению управления технологическими процессами. Но для этого утраченный в последние годы интерес к контрольно - измерительным приборам должен снова найти своё прежнее место.

Информационная система контроля направления бурения скважин. В процессе бурения необходим постоянный контроль за положением оси скважины в пространстве. Только в этом случае можно построить геологический разрез и определить истинные глубины залегания продуктивных пластов, определить положение забоя скважины и обеспечить попадание его в заданную проектом точку. Для этого необходимо знать зенитные и азимутальные углы скважины и глубины их измерений. Такие замеры производятся с помощью специальных приборов, называемых инклинометрами.

По способу измерения и передачи информации на поверхность инклинометры подразделяются на забойные, производящие измерения и передачу информации в процессе бурения, автономные приборы, опускаемые внутрь колонны бурильных труб и выдающие информацию только после подъема инструмента, и инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле или тросе.

В первом случае информация от забойных датчиков по каналу связи передается на поверхность, где и расшифровывается. В настоящее время используются как проводные, так и беспроводные каналы связи. Проводной канал связи широко используется с электробурами, так как в этом случае возможна передача сигнала с забоя по силовому кабелю. На этом принципе работает телесистема СТЭ. Существуют системы с встроенными в каждую бурильную трубу кабелями, соединяемые разъемами, линии с индукционной связью и линии из цельного сбросового кабеля. Такие линии связи обеспечивают высокую передающую способность, но они достаточно дороги, осложняют спуско-подъемные операции, имеют низкую стойкость из-за износа кабеля, создают помехи при ликвидации обрывов бурильных труб.

К беспроводным каналам связи относятся гидравлический, электрический, акустический и некоторые другие. В гидравлическом канале информация передается по промывочной жидкости в виде импульсов давления, частота, фаза или амплитуда которых соответствует величине передаваемого параметра. Беспроводный электрический канал связи основан на передаче электрического сигнала по породе и колонне бурильных труб. Однако в этом случае с увеличением глубины скважины происходит значительное затухание и искажение сигнала. На этом принципе работает система ЗИС-4 и ее модификации.

Другие каналы связи пока не находят широкого применения.

Забойные инклинометрические системы позволяют постоянно контролировать положение скважины в пространстве, что является их бесспорным преимуществом. Кроме замеров зенитного угла и азимута с помощью таких систем одновременно измеряются непосредственно на забое скважины и другие параметры процесса бурения, а также характеристики проходимых пород. Однако применение телеметрических систем существенно увеличивает себестоимость работ.

Автономные инклинометры опускаются (бросаются) внутрь колонны бурильных труб и производят измерение зенитного угла и азимута в процессе бурения, но информация на поверхность не передается, а хранится в памяти прибора и считывается из нее после подъема колонны бурильных труб. Разрешающим сигналом для замера является, как правило, остановка процесса бурения, а при бурении инклинометр отключается. За один спуск инструмента может быть произведено до 50 замеров в зависимости от типа инклинометра.

Наибольшее распространение в настоящее время у нас в стране получили инклинометры, опускаемые в скважину на кабеле. При их применении на замеры параметров искривления требуется дополнительное время, но такие инклинометры просты по конструкции и имеют низкую стоимость. По способу измерения азимута их можно подразделить на приборы для измерения в немагнитной среде, в которых азимут измеряется с помощью магнитной стрелки, и приборы для измерения в магнитной среде.

Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.