Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Борьба с газопроявлениями, предупреждение выбросов и откры­тых фонтанов при бурении газовых и нефтяных скважин в по­следнее время приобрели исключительно важное значение в связи с увеличением глубин бурения и ростом пластовых давлений. Своевременное распознавание назревающей опасности дает воз­можность обслуживающему персоналу на ранней стадии зарож­дения фонтана принять необходимые меры для предупреждения выброса. Такая возможность представляется только при получе­нии и правильном анализе информации о параметрах промы­вочной жидкости и, в частности, о содержании свободной газо­вой фазы в ней, по которому с достаточной точностью можно определить гидростатическое давление столба газированной жид­кости на забой скважины [44]. Последующие действия буровой бригады сводятся к принятию мер, обеспечивающих достижение необходимого противодавления на пласт.

Насыщение ПЖ газом приводит к ухудшению ее технологи­ческих свойств вследствие снижения плотности, увеличения вяз­кости и статического напряжения сдвига, что в определенных условиях может явиться причиной выброса и открытого фонта­нирования скважины.

Газ в скважину может поступать следующими путями:

— вместе с выбуренной породой;

— при снижении противодавления на пласт;

— вследствие фильтрации и диффузии;

— из атмосферы путем аэрирования циркулирующей жидкости.

Наиболее интенсивное насыщение ПЖ газом может происхо­дить при нарушении технологии бурения из-за снижения давле­ния на пласт, которое может быть вызвано применением ПЖ заниженной плотности, вследствие ее поглощения, недолива сква­жины при подъеме и простое, а также в результате высоких ско­ростей подъема бурильной колонны и наличия сальника па до­лоте (эффект свабирования). Однако при определенных услови­ях интенсивное насыщение ПЖ газом может возникнуть и при вскрытии нефтегазоносных объектов в процессе нормального бурения с высокими скоростями.

В процессе вскрытия нефтегазоносного горизонта количество газа, поступающего в скважину, зависит от диаметра скважины, скорости проходки, коллекторских свойств пласта и газового фактора флюида пласта. Концентрация газа в ПЖ может быть рассчитана по выражению:

К ° ~^ —, (9-36)

где ¥м — механическая скорость бурения;

Дс — диаметр скважины;

<2 — расход ПЖ через забой скважины;

Гпр — содержание газа па единицу объема породы.

На рис. 9.57 показана кривая разгазировапия ПЖ (исходная плотность 1200 кг/м3) от скорости проходки при фиксирован­ных значениях расхода (?, открытой пористости — Кп и остаточ­ного газового фактора флюида пласта — (7Ф „. При высоких ско­ростях бурения, характерных, например, для условий Западной Сибири, интенсивное насыщение ПЖ газом из выбуренной по­роды без принятия конкретных мер (дегазация ПЖ, утяжеление, уменьшение скорости бурения при разбуривании кристаллогид — ратных залежей и т. п.) может привести (и приводит) к выбросам и открытым фонтанам, поэтому в таких специфичных условиях непрерывный контроль объемного газосодержания ПЖ является совершенно необходимым мероприятием.

Основной задачей по предупреждению выбросов и поглоще­ний является тщательный контроль гидростатического и гидро­динамического давлений столба ПЖ на вскрытый продуктив­ный пласт. В практике бурения такой контроль осуществляется путем измерения плотности ПЖ, выходящей из скважины. Для несжимаемых ПЖ, не содержащих свободной газовой фазы, кон­троль давления на забой по плотности выходящей ПЖ дает пра­вильные результаты, так как давление столба негазированной жидкости прямо пропорционально ее плотности. Совершенно иная картина наблюдается при бурении на газированных жидко­стях. В этом случае давление в скважине не определяется ее плот­ностью, измеренной на устье скважины, а практически зависит только от плотности исходного раствора (до газирования).

Объясняется это тем, что свободный газ, содержащийся в буровом растворе в скважине, сжимается под действием столба жидкости и его объемная концентрация в сотни раз уменьша­ется, причем плотность жидкости в скважине практически при­ближается к плотности исходного негазированного раствора. Следовательно, у газированной ПЖ различают [44] две плотно­сти: кажущуюся — на дневной поверхности, которая не дает представления о давлении столба жидкости на забой, и истин­ную — в стволе скважины. Учитывая это, гидростатическое и гидродинамическое давления в скважине следует определять по истинной плотности.

Впервые об этом указано в работе Царевича К. А., Шищен — ко Р. И. и Бакланова Б. Д. «Глинистые растворы в бурении» (М.: Нефтегаз, 1935). К сожалению, эти рекомендации, выданные 60 лет назад, часто не учитываются, и при малейшем снижении плотности вместо дегазации раствора в него вводят утяжели­тель, независимо от причин, вызвавших снижение плотности промывочной жидкости, что почти всегда приводит к тяжелым последствиям (катастрофические поглощения и открытые фон­таны, являющиеся следствием ухода раствора при самопроиз­вольном гидроразрыве стенок скважины). При этом техниче­ский персонал обычно не может правильно установить причи­ну выброса, так как поглощение часто остается незамеченным в связи с тем, что за ним следует мгновенный выброс остатков раствора из скважины.

Отсутствие контрольно-измерительных приборов для изме­рения концентрации газа и истинной плотности промывочной жидкости не позволяет получить необходимую информацию для предупреждения и объяснения причин фонтанов. Поэтому одни и те же ошибки регулярно повторяются на различных месторож­дениях, приводя к открытым фонтанам и огромным затратам денежных и материальных средств на их ликвидацию.

Рис. 9.57. Разгазироваиие ПЖ от скорости проходки при условии:

/ — 0=10 л/с (ротор); Кп = 0,225; (7ф о = 40 м[5]/м3; /’—0=10 л/с

(ротор); Кп = 0,30; Сф о = 2 м3/м3 (вода с расти, газом);

2— 0= 25 л/с (винтовой двигатель); Ки = 0,18; С о = 50 м’/м3;

3 — 0 = 40 л/с (турбобур); Кп = 0,18; Сф о = 50 м3/м3.

Исходная плотность ПЖ = 1200 кг/м3

Плотность ПЖ может снижаться по следующим причинам [44]:

1) вследствие поступления пластовой воды или ввода большого количества реагента для обработки раствора;

2) из-за выпадения утяжелителя при снижении статического на­пряжения сдвига раствора;

В первых двух случаях снижение плотности приводит к уменьшению гидростатического давления столба раствора на пласт, поэтому раствор должен быть немедленно обработан и утяжелен. В третьем случае, если раствор равномерно насы­щен газом, гидростатическое давление не снижается. Чтобы это проверить, необходимо определить объемную концентра­цию свободного газа (г, %) и кажущуюся плотность газиро­ванной жидкости (рг), после чего вычислить истинную плот­ность по формуле:

Р, — Т^Г. (9.37)

1 100

Если истинная плотность (ри) соответствует норме, следует дегазировать раствор, не прибегая к его утяжелению. На рис. 9.58 показана номограмма для определения истинной плотности ПЖ по замеренным плотности газированной жидкости рг и объемно­му газосодержанито Г. К сожалению, аппаратура газового каро­тажа в силу невозможности определения объемной газонасыщен — ности ПЖ на выходе из скважины (а тем более, на ее входе) не может быть рекомендована для решения вышеперечисленных задач, поэтому потребовалась разработка методик, ручных и ав­томатических приборов как для определения концентрации сво­бодного газа в газированных растворах, так и кажущейся и ис­тинной плотности газированной промывочной жидкости [44, 79] на другой физической основе.

Компрессионный метод определения свободного газа в промывочной жидкости

Суть метода состоит в том, что определенный объем газирован­ной ПЖ заключается в герметичный сосуд, где она сжимается под малым избыточным давлением порядка 1 кгс/см2. Концен­трация газовой фазы при этом будет пропорциональна сжимае­мости, которая отражает изменение объема пробы раствора при ее сжатии [44].

(9.38)

Уравнение состояния идеальной газовой фазы, находящейся в жидкости, будет выражаться по закону Бойля-Мариотта [44]:

РоК = РСЖ(К-АУ),

Рис. 9.58. Номограмма для определения истинной плотности раствора

где Р0 — атмосферное давление;

Уг — объемная концентрация газовой фазы в жидкости; Рсж — давление сжатия пробы;

ДК — сжимаемость.

Отсюда

т, рсжАК

к (939)

гсж Ко

Если обозначить постоянную прибора К = ——— , то

Рсж Ро

к = КАК (9.40)

т. е. концентрация свободного газа в растворе пропорциональна сжимаемости газожидкостной пробы.

Показано [44], что влиянием температуры пробы ПЖ и избы­точным давлением внутри пузырьков газа можно пренебречь с погрешностью определения ±0,5 см3 газа в пробе. На основе ком­прессионного метода в УкрНИИгазе разработаны полевые и ла­бораторные приборы для измерения свободного газа [44] ВГ-1, ВГ-2, ПГР-1 (см. табл. 9.14) и автоматический прибор для кон­троля свободного газа.

Автоматический прибор для контроля свободного газа компрессионным методом

Основным узлом (рис. 9.59) этого прибора является камера сжа­тия 1 [44], оборудованная клапанами 2 через эту камеру непре­рывно циркулирует ПЖ. В камере размещена вялая измеритель­ная диафрагма 8, посаженная на подпружиненный шток 11. Внут­ренняя полость камеры сжатия изолируется от внешней среды вспомогательной диафрагмой 3. Центральный цилиндрический выступ 4 введен для улучшения гидродинамических форм каме­ры сжатия (для ликвидации завихрений и увеличения скорости потока жидкости).

Шток измерительной диафрагмы имеет на себе сердечник 10 диф­ференциально-трансформаторного датчика Риторичного прибора, а также чувствительный элемент 7 датчика расчетной схемы.

Прибор управляется простым программным устройством, по­лучающим четыре команды. Цикл замера протекает в следую­щем порядке. В определенный момент клапаны 2 закрываются электродвигателем и в камере 1 отсекается объем контролируе­мой жидкости, после чего опускается плунжер 5 гидравлическо­го цилиндра, который создает давление на измерительную диа­фрагму 8, сжимая раствор в камере сжатия. Диафрагма и связан­ные с нею подвижные элементы датчиков 7 и 9 перемещаются на величину сжимаемости пробы раствора, вследствие чего вто­ричный прибор регистрирует величину содержания газа (в %), а датчик 7 вводит необходимую поправку в систему решения урав­нения истинной плотности.

После цикла замера плунжер 5 с грузом 6 поднимается, кла­паны 2 открываются и через камеру 1 восстанавливается цирку­ляция жидкости. При этом диафрагма возвращается в исходное

положение пружиной. Прибор производит замеры через каж­дые 3 мин, но частота измерений может меняться в широких пределах. Вторичным прибором является регистрирующий при­бор или световое табло.

Данный прибор прошел широкие промысловые испытания и усовершенствовался как в части придания камере сжатия более совершенных гидродинамических форм, так и в части способов отображения измерительной информации.

В УкрНИИгазе разработаны также автоматические комплек­сы АК-1 и АК-2 [44], в последнем применено максимальное ко­личество стандартных узлов и деталей пневматической системы управления. Комплексы служат как для измерения плотности ПЖ на выходе из скважины, так и для определения истинной плотности газированной промывочной жидкости.

Однако главным, на наш взгляд, является возможность непре­рывного (или дискретно-непрерывного с малым временем цикла) определения кажущейся плотности ПЖ на устье скважины и объ­емного газосодержания ПЖ. Получить же производные парамет­ры на основе измеренных при сегодняшнем уровне микропроцес­сорной техники не представляет каких-либо трудностей.

Рис. 9.60. Вакуумно-компрессионный определитель объемного газосодержа — ния ПЖ

Развитие компрессионного метода определения свободного газа в промывочной жидкости

Так как закон Бойля-Мариотта работает при любых давлениях, можно определять количество свободного газа в ПЖ «наоборот», т. е. снижая давление против первоначального. На рис. 9.60 по­казан прибор для осуществления этого метода. В рабочую каме­ру 7 с клапанами 2 (рис. 9.60, а) встроен цилиндр 3 с поршнем 4, в который встроен высокочувствительный датчик давления (раз­ряжения) 5, а на обратную сторону поршня 4 опирается преци­зионный индукционный измеритель перемещений 6. После за­крытия клапанов 2 поршень 4 с помощью электродвигателя или пневмоцилиндра начинает перемещаться вверх. Общая длина хода поршня равна/?. Давление, регистрируемое датчиком 5 по мере подъема поршня, будет снижаться (рис. 9.60, б). Если в ПЖ при­сутствует свободный газ, то по мере подъема поршня объем ПЖ

ME:

Dimensions (in mm; 1 mm = 0.03937 inches)

PlUfiper
Meesurmo range	8	с	0
0…2Qmm [0.7871	W	55	69.0
0…50 rrm [1.966]	120	85	99.0
0…100rtim p-937]	200	yyi	181.0
0…200mm [7.874)	300	234	281.6
0. .300mm pvenj	*w	»*	361.«
0.. .500mm (19 685′	$00	534	»1.8

АП dimension* in zero position

01spl»oem»nt prob* Measuring ranqe E F 0 ..ZOmm 10.767) 38 143.0 0,..50mm [1.W8] ee 203.0 0…l00mm 13.9371 lie 3608 A* dimensions in zero position Measuring principle

_ —i— i

._Ti

L..

Г:сэ lolersnces la ISO 276а смт

Рис. 9.61. Индуктивный измеритель перемещений фирмы НВМ

будет увеличиваться пропорционально изменению (увеличению) суммарного объема пузырьков газа. При этом кривая изменения давления на графике Р— к (2) будет иметь другой характер по отношению к кривой изменения давления при анализе ПЖ без газа (/). Разница давлений АР, взятая по отношению к эталон­ной жидкости без газа (дегазированная вода) в конце хода поршня (или на любом промежуточном значении его хода), и будет ме­рой количества свободного газа в промывочной жидкости. В прин­ципе прецизионный индуктивный измеритель перемещения 6 (в качестве которого может быть применен датчик фирмы НВМ — Германия, показанный на рис. 9.61) при взятии отсчета давле­ния в конце хода поршня (в верхнем положении) может и не применяться, однако характер изменения давления в функции движения поршня может дать дополнительную информацию о размерах пузырьков, а, следовательно, косвенно и о природе сво­бодного газа в ПЖ. После достижения верхнего положения пор­шень сразу возвращается в нижнее положение, при этом может быть осуществлена вторая запись изменения Р в функции И. По­сле достижения поршнем нижнего положения клапаны 2 откры­ваются, ПЖ в измерительной камере обновляется и далее цикл повторяется. При использовании подобной схемы измерения ко­
личества свобод![ого газа в ПЖ цикл измерения может быть со­кращен до 1 мин, а точность определения количества свободного газа на базе высокоточного датчика давления (см. раздел 9.19.1) и прецизионного датчика перемещения может быть повышена до 0,1% в диапазоне 0—40% объемных.

Изложенный способ измерения свободного газа в ПЖ может дать дополнительную информацию о наличии нефти в ПЖ, если отбор ПЖ на подачу в измерительную камеру осуществляется до контакта с атмосферой.

Пьезометрические методы определения плотности и объемного гаэосодержания промывочной жидкости

Авторами в свое время была высказана и практически проверена идея определения плотности и объемного газосодержания ПЖ на выходе из скважины до контакта с атмосферой путем уста­новки на разъемном устье выше превентора одного, двух или трех высокочувствительных датчиков давления [79]. В случае при­менения датчиков абсолютного давления на 0,4—1 кгс/см2 наи­лучшей измерительной базой является расстояние от уровня пе­релива до места установки датчика, равное 2—4 м (но не менее 1 м), при установке датчика дифференциального давления рас­стояние от места перелива до нижней точки измерения может быть равно 0,5—1 м, верхняя точка может располагаться ниже уровня перелива на 0,2—0,3 м. При применении дифференци­ального датчика давления автоматически компенсируются влия­ния изменения атмосферного давления и колебания уровня сли­ва жидкости на устье скважины.

На рис. 9.62 приведен фрагмент диаграммы непрерывного ав­томатического определения кажущейся плотности ПЖ на устье скважины в функции времени (Асомкинская площадь) при уста­новке датчика избыточного давления на расстоянии 3 м от уровня перелива ПЖ на устье скважины. Из диаграммы видно, что, наря­ду с регистрацией фоновых значений плотности ПЖ (истинная или начальная плотность), прибор регистрирует и аномальные из­менения плотности за счет попадания в ПЖ газа из выбуренной породы при вскрытии пластов-коллекторов. Все выделенные ано­малии соответствуют вскрытым пластам-коллекторам.

На рис. 9.63 показан фрагмент диаграммы плотности ПЖ в функции глубин совместно с кривой ПС. На диаграмме обозна-

PF. IT м_0345.223, ОАТЕ 10.6.1993, БВК 1, БСН <17. МСН-5у5*ет С СЕОЭРЕКА сотр. , Р, и551 А, ТУЕР, 1993<Р> ‘)

Кесторождеиив! АСОМКМНСКС’Ё» ►чует! 29А* СкБс*има? 365- дата ’ 10.3.1.993 Рис. 9.62. Параметры бурения (в функции времени)

Щ Ш № ІОІ ІОН 1,0 г,,

чсио: рф — фоновая плотность ПЖ; ра — аномальная плотность ПЖ против газонефтепасыщенных коллекторов; Дрш — поправка плотности ПЖ за счет обогащения шламом.

Общую газонасыщенность ПЖ за счет попадания в нее пла­стового флюида из выбранной породы можно определить по формуле:

Рж
[доли единицы],	(9.41)
Рг

где рж, рсм, рг — плотность жидкости, смеси и газа.

Так как плотность газа на три порядка меньше, чем плот­ность жидкости, ею можно пренебречь. Заменяя рж, на рф и рсм нара(см. рис. 9.63), получим:

(

] _ Ра Рф

[доли единицы],

Рф

(9.42)

Рф

где ра — плотность ПЖ на аномалийных участках против пластов-коллекторов; рф — фоновая плотность ПЖ.

Данное выражение не учитывает влияние плотности шлама, находящегося в ПЖ. С учетом влияния плотности шлама общая газонасыщенность ПЖ против пластов-коллекторов определяет­ся по выражениям:

?-100

1

Ра ~ АРш. а Рф АРш. ф ) Ра ~ ДРш. а СМ’

(9.43) (9.44)

= 1000

где Арш а, Арш ф — поправка плотности за счет обогащения ПЖ шламом против аномалийных и фо­новых участков, соответственно.

Значение поправки зависит от плотности шлама, скорости бурения, диаметра скважины и расхода ПЖ и с достаточной для практики точностью для условий Западной Сибири может быть определено по номограмме (рис. 9.64) в зависимости от скорости проходки конкретного интервала, определяемого по диаграмме ДМК.

Была высказана идея возможности определения ПЖ по изме­нению давления (градиента давления) или плотности (градиента плотности), замеренных в трех равномерно разнесенных точках на устье скважины до контакта с атмосферой за счет расшире­ния газа при снижении давления при подъеме ПЖ к дневной поверхности.

На основании теоретических расчетов предложены методы практического определения газосодержания ПЖ посредством:

— измерения градиента давления;

— одновременного измерения плотности и давления;

— измерения перепадов давлений вблизи устья скважины;

— измерения давления в двух точках при известной плотности ПЖ.

Наиболее простым вариантом, имеющим наибольшее быст­родействие, является прибор, состоящий из трех датчиков давле­ния, расположенных на одинаковом расстоянии, с помощью которого можно определить через давления и базы датчиков ко­эффициент газосодержания ПЖ и плотность ПЖ по следующим выражениям [79]:

Рис. 9.64. Увеличение плотно­сти ПЖ за счет обо­гащения шламом

К = ________ Р2 + Р ~ 2-Рр_______

°>0(1пА_1п^) + />2 + />_2/> ’ (9.45)

(^2 — ^о) 1п ^ — (П —

Рж я[(г2 — г„) 1п -*}■ — (*0 — г,) 1п -£] ’ (9А6)

где К0 — коэффициент газосодержания по глубине

Р(1, Рь Р2 — давления в трех точках на глубинах г(), гь 12 (см. рис. 9.65) при условии, что точкам рас­положена между 1, и г2 и базы (го — 21) и (г2 — 1) равны между собой; g — ускорение свободного падения.

Формулы (9.41) и (9.42) соответствуют условию изотермиче­ского расширения идеального газа.

Показано [79], что в диапазоне изменения глубин порядка нескольких метров адиабатическое расширение идеального газа

практически не отличается от изотермического из-за неизмен­ной температуры на данном интервале глубин, а поведение ре­ального газа мало отличается от идеального из-за малой плотно­сти газа вблизи устья скважины. Поправки в уравнении состоя­ния реального газа по сравнению с уравнением состояния иде­ального газа составляют при условиях, близких к нормальным, десятые доли процента [79]. Это дает основание строить прибор для непрерывного определения обшей газонасыщенности и плот­ности ПЖ по трем датчикам давления (рис. 9.65) на основе реа­лизации через вычислитель вышеприведенных выражений.

На рис. 9.65, б представлена зависимость относительной по­грешности измерений коэффициента газосодержания от вели­чины базы между датчиками давления при различных значениях разрешения датчика давления ЬР [79]. Из рисунка видно, что с увеличением базы относительная погрешность измерения умень­шается и при значениях базы 1 м (что достижимо в реальных условиях) не превысит значений 2—3 %.

Таким образом, данный метод определения газонасыщенно­сти ПЖ при всей простоте реализации первичных преобразова­телей и относительной простоте реализации вычислителя будет
наиболее точным. Кроме того, с помощью тех же первичных преобразователей непрерывно с высокой точностью можно оп­ределять плотность ПЖ в потоке без использования источника ионизирующих излучений. После монтажа первичных преобра­зователей давления какое-либо их периодическое обслуживание не требуется, а метрологическое обеспечение может быть реали­зовано периодической поверкой преобразователей давления по двум точкам: по воздуху в опорожненной части затрубья при на­ращивании и по воде, залитой в верхнюю часть разъемного устья при наращивании. В качестве первичных преобразователей дав­ления необходимо использовать преобразователи давления с диа­пазоном измерения 0—50 кПа.

Акустический метод определения объемного газосодержания промывочной жидкости

К сожалению, на многих буровых боковой отвод разъемного устья сажается практически на превентор и возможность уста­новки датчика (или датчиков) давления на разъемное устье от­падает. Для определения объемного газосодержания ПЖ в этих условиях в фирмах «Бургеосервис», «Геоэлектроникасервис» со­вместно с лабораторией ХАИ велась разработка методики и ап­паратуры для определения объемного газосодержания ПЖ аку­стическими методами.

Были созданы и опробованы на скважинах Западной Сибири макеты приборов, работающие как на резонансном принципе, так и по затуханию акустического сигнала. После широких ис­пытаний (в том числе и в Канаде) были внесены изменения в конструкцию акустического датчика, полностью переработаны схемные решения, устранен вторичный прибор и выпущена опыт­ная партия приборов для измерения объемного газосодержания бурового раствора «ГАЗ-1».

Прибор для измерения объемного газосодержания бурового раствора «ГАЗ-1»

Как известно, гетерогенная среда по своим электроакустическим свойствам существенно отличается от однородной. Так, напри­мер, наличие газа в жидкости оказывает влияние на диэлектри­ческую проницаемость и проводимость среды, а также на ско­рость звука и затухание в ней акустических колебаний. Такое разнообразие воздействия газовых включений на свойства среды допускает их регистрацию различными физическими методами

— электрическими, акустическими и т. д. Применительно к оп­ределению объемного газосодержания в буровом растворе наи­более приемлемыми являются акустические методы, основанные на зависимости скорости и затухания ультразвуковых колебаний от концентрации свободного газа. В частности, сущность метода прозвучивания, принятого за основу работы измерителя объем­ного газосодержания бурового раствора, заключается в том, что при прозвучивании двухфазного потока акустическими колеба­ниями с частотой, ниже резонансной частоты пузырьков газа в жидкости, затухание колебаний в среде пропорционально объ­емной концентрации свободного газа.

Информация об объемном газосодержании бурового раство­ра, получаемая одновременно как на выходе из скважины, так и на входе в нее, позволяет определять истинное газосодержание бурового раствора, связанное с взаимодействием бурового рас­твора с разбуриваемыми горными породами, а через эту величи­ну выделить в разрезе перспективные нефтегазонасыщенные пласты-коллекторы; следить за уровнем газонасыщенности бу­рового раствора, не допуская аварийных ситуаций; определить эффективность работы дегазаторов буровой установки.

Прибор «ГАЗ-1» является дальнейшим развитием двухканаль­ного прибора для определения объемного газосодержания буро­вого раствора, причем основным отличием является размещение электронного блока непосредственно на месте измерения (на бу­ровой) и выдача унифицированного выходного сигнала 4—20 мА по каждому каналу.

В соответствии с выбранным принципом измерения прибор для изменения объемного газосодержания бурового раствора «ГАЗ-1» состоит из электронного блока, обеспечивающего гене­рирование, прием и преобразование ультразвуковых колебаний, и акустических датчиков, обеспечивающих излучение энергии в буровой раствор и последующий прием части этой энергии, до­шедшей до приемника.

Блок-схема прибора представлена на рис. 9.66, а эпюры на­пряжений в различных точках — на рис. 9.67.

Генератор синхроимпульсов (ГСИ) вырабатывает видеоимпуль­сы (эпюра 67), которыми запускается модулятор (М) и блок за-

Рис. 9.66. Блок-схема прибора «ГАЗ-1»

Рис. 9.67. Эпюры напряжений прибора «ГАЗ-1»

Объемное. °а,$оРодел жание Рис. 9.68. Зависимость сигнала прибора «ГАЗ-1» от объемного газосодержання

держки (БЗ). В свою очередь модулятор вырабатывает прямо­угольный импульс (1/2), во время действия которого генератор высокочастотных колебаний (ГВЧ) генерирует радиоимпульс (113) фиксированной амплитуды. После усиления усилителем мощ­ности (УМ) радиоимпульс подводится к излучателю, который преобразует его в зондирующий импульс ультразвуковых коле­баний. Этот импульс излучается в буровой раствор, проходит в нем фиксированное расстояние, принимается приемником и преобразуется в радиоимпульс (04). Принятые радиоимпульсы через фильтр верхних частот (ФВЧ) поступают на верхний вход усилителя высокой частоты (УВЧ). В исходном состоянии уси­литель заперт. На второй вход усилителя от формирователя стро­бирующего импульса подается строб ((76), которым усилитель отпирается. Временное положение стробирующего импульса от­носительно зондирующего определяется блоком задержки, кото­рый запускается ГСИ. БЗ вырабатывает прямоугольный видео-

ф С П*1Є/і £/->+! ЄЛ? СЛЄцИсХЛЬ

.46/ К ПАСОСОв

сґ} єєз сле<4и*мнь*х гтасоооа

/?УГЄП Г/>С?/*ҐГЬ/!* 5Я0Х

Эяек ТРСНПЫ и —— ‘ і. — 2000 лгіг/~г Ємкоогь — н н&оссу

С/іеЦМДЯЬНІІИ гмсос /&* выходе

На вхоже

Рис. 9.69. Монтаж Прибора «ГАЗ-1

Признак классификации	Тип измерителя объемного газосодержания
По принципу действия: основной	Компрессионный	Акустический	По сопротивлению (проводимости)
дополнительный	Дискретно с циклом 1—2 мин	Непрерывно или дискретно	Непрерывно или дискретно
При заданном давлении	При атмосферном давлении	При изменении давления
При изменении давления
По типу преоб­разователя	Индукционный (ход штока)	Акустический по поглощению	Резистивиметр (индук­ционный или точечный)
По месту установки	Выход	Выход и вход	Выход
По удобству монтажа	Неудобно (насос)	Удобно	Неудобно (насос)
По точности	Средняя	Высокая	Низкая
По надежности	Низкая	Высокая	Низкая
Предпочтительный тип измерителя и его характеристики: — погрешность измерения — выходной сигнал — температурный диапазон — диапазон измерения Унификация		+ ±4—5 % относ. 4- 20 мА (0—10В) -50 + +50°С (окр. среда); 5— 75°С (раствор) 0—20 % объемных Все типы БУ

импульс с регулируемой длительностью 7-, (С/5). Время задержки выбирается таким образом, чтобы усилитель отпирался только на время прихода принимаемого импульса (117), что повышает общую помехозащищенность устройства.

Пиковый детектор (Д) преобразует радиоимпульс (117) малой дли­тельности в пилообразный импульс большой длительности ((18). Эти импульсы усиливаются усилителем постоянного тока (УПТ) и поступают на прецизионный преобразователь «напряжение—ток». Выходным сигналом прибора является постоянный ток (4—20 мА). Концентрация свободного газа в растворе определяется по градуи­ровочной кривой I =Ад), % (рис. 9.68), а варианты монтажа прибо­ра на входе в скважину и на выходе из нее показаны на рис. 9.69. В табл. 9.20 дается классификация измерителей объемного газосо — держания промывочной жидкости.

Комментарии запрещены.