Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

1. Назначение

1.1 Выносной пункт сбора (рис. 9.91) предназначен для работы в составе компьютеризированной станции геолого-технологических исследований и выполняет следующие функции:

— прием и обработку информации от аналоговых и цифровых датчиков;

— обеспечение электропитанием датчиков и других составных

частей системы; /

— обеспечение связи с главным компьютером системы по ра­диоканалу и/или кабельной связи;

— обеспечение связи по кабельной линии с другими контрол­лерами системы.

Изделие также обеспечивает связь по технологическому (RS-232) каналу с компьютером IBM PC для проведения ана­лиза программ с помощью эмулятора PREM 51.

2. Технические характеристики

2.1. Количество датчиков, подключаемых к ВПС:

— пять групп гальванически развязанных входов по три канала в каждой группе;

— два канала для подключения цифровых датчиков с ин­терфейсом типа общая шина 118-435 (позволяющие под­ключать практически неограниченное количество датчиков);

2.2. Характеристика аналоговых каналов:

— токовый выход датчика — 4—20 мА;

— точность аналого-цифрового преобразования — не хуже 0,05%;

— разрешающая способность — 12 двоичных разрядов;

2.3. Канал связи с компьютеризированной станцией:

— цифровой радиоканал с амплитудной манипуляцией на частоте 145,2 МГц;

— мощность передающего тракта не более 100 мВт;

— цифровой кабельный канал;

— дальность связи до 300 м;

2.4. Напряжение питания от источника

переменного напряжения………………………………………………………. 220 В;

2.5. Потребляемая мощность, не более 70 Вт;

2.6. Масса 7,5 кг;

2.7. Диапазон рабочих температур -40 + +50°С;

2.8. Габаритные размеры 150x450x350 мм

3. Комплектность

3.1. Выносной пункт сбора 1 шт.

3.2. Комплект документации 1 шт.

3.3. Модем связи с компьютеризированной станцией… 1 шт.

3.4. Антенна с кабелем 2 шт.

4. Устройство и принцип работы

4.1. Структурная схема ВПС приведена на рис. 9.92. Выносной блок системы сбора и обработки устанавливается непосредст­венно на буровой установке и включает в себя:

— процессорный модуль;

— адаптер трансформаторных линий связи; радиомодем (встраи­ваемый вариант);

— аналого-цифровой преобразователь;

— порт приема информации от цифровых датчиков (цифро­вой порт);

Термостет Рис. 9.92. Выносной пункт сбора информации. Структурная схема

— порт приема информации от аналоговых датчиков (аналого­вый порт);

— источник вторичного электропитания (ИВЭП);

— — система терморегулирования (ТР).

Процессорный модуль реализован на базе микроконтроллера 80С32 фирмы ШТЕЬ (тактовая частота 11,059 МГц), ОЗУ объе­мом 8К и ППЗУ объемом 2К (в панельке). Работа с четырьмя различными каналами связи (см. выше) достигается путем пере­ключения сигналов последовательного порта м/к 80С32 внеш­ним мультиплексором (разделение каналов по времени).

4.2. Адаптер трансформаторных линий (ТЛ) обеспечивает воз­можность подключения к внешнему блоку двух ТЛ. Каждый ТЛ представляет собой витую пару проводе^ длиной до 300 м; к ка­ждой ТЛ возможно подключение до шести абонентов. Штатная скорость обмена по ТЛ — 9600 Бод. Адаптер обеспечивает работу на любой меньшей скорости, а также при некоторых ограниче­ниях на длину линии связи и на скорости 19200 Бод.

4.3. Встраиваемый вариант радиомодема обеспечивает возмож­ность подключения выносного блока к локальной радиосети типа «звезда», образованной главным компьютером (центральный эле­мент сети) и выносными блоками (подчиненный элемент сети). При использовании штатной антенны типа диполь с вертикаль­ной поляризацией модем обеспечивает дальность связи с глав­ным компьютером до 300 м. Штатная скорость обмена инфор­мацией в радиосети — 9600 Бод. Модем обеспечивает работу на любой меньшей скорости, а также при снижении требований к вероятности появления ложных бит и на скорости 19200 Бод. Подводимая к антенне мощность ВЧ-сигнала— около 100 мВт; рабочая частота — 145,2 МГц.

4.4. Аналого-цифровой преобразователь (АЦП) блока обеспечи­вает преобразование аналоговых сигналов в 12-ти разрядный циф­ровой код. Время преобразования — не более 200 мкс.

4.5. Цифровой порт обеспечивает возможность подключения к блоку восьми цифровых датчиков. Порт опрашивается программ­но. Кроме того, сигналы от двух датчиков могут вызывать пре­рывания работы м/к. Порт обеспечивает гальваническую изоля­цию датчиков от блока.

4.6. Аналоговый порт обеспечивает возможность подключения к блоку 15 аналоговых датчиков с токовыми выходными сигналами 4…20 мА. Датчики подключаются по двухпроводной схеме (питание датчиков по петле связи). Порт обеспечивает падение напряжения на датчи­ках не менее 16 В и не более 27 В. Порт обеспечивает гальваниче­скую изоляцию всех датчиков от блока, а также взаимную изоляцию между группами датчиков (по три датчика в группе). Основными элементами порта являются изолирующие усилители (ИУ). Время установления напряжения на выходе ИУ — не более 2 мс.

4.7. ИВЭП обеспечивает электропитанием составные части бло­ка, а также имеет 2 гальванических раздвижных канала внешне­го электропитания:

— +5 В для питания цифровых датчиков (ток нагрузки до 100 мА);

— +16 В нестабилизированное для питания внешних устройств — абонентов ЦКС (ток нагрузки до 2,5 А).

5. Состав и функциональные возможности модема

Модем (настольный вариант) объединяет в себе функциональ­ные возможности радиомодема и адаптера ТЛ (см. выше). Под­ключение модема к главному компьютеру производится через порт 115-232. Модем обеспечивает визуальную индикацию сиг­налов; его питание от сети 220 В.

6. Указания мер безопасности

6.1. ВПС удовлетворяет требованиям по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 26116—84 при условии соблюдения «Пра­вил безопасности при геологоразведочных работах», утвержден­ных Горгостехнадзором.

6.2. При эксплуатации ВПС должны обеспечиваться требования по электробезопасности по ГОСТ 12.107—79.

6.3. Замену, присоединение и отсоединение ВПС необходимо производить при отключенном электропитании.

7. Подготовка изделия к работе

Блок рассчитан на эксплуатацию с полным комплектом аналоговых датчиков (15 штук). Допускается эксплуатация блока с меньшим ко­личеством датчиков при условии, что недостающие датчики будут заменены резисторами 1,2 кОм ±20%, мощностью не менее 0,5 Вт.

Выносные блоки изделия следует устанавливать в местах, где обеспечивается их защита от прямого воздействия солнечных лу­чей и атмосферных осадков (под навесами). Эксплуатационное положение блоков — вертикальное. Предпочтительный способ крепления — подвеска на амортизаторах. При включении блока в нормальных условиях его функционирование начинается не лозже, чем через 10 с. При включении блока после его выдержки в выключенном состоянии на морозе его функционирование не начнется до тех пор, пока система термостабилизации не про­греет электронику блока до температуры —10 °С (не более 1 ч). Все это время блок должен быть включен.

8. Порядок работы

8.1. Подключить датчики согласно электромонтажной схеме на сис­тему сбора информации ГТИ. Включить напряжение питания.

8.2. Ежесменно следует проводить осмотр датчиков, входящих в состав системы сбора, на предмет надежности крепления меха­нических узлов, отсутствия повреждения кабелей.

9.21. Информационная основа и комплекс параметров ГТИ

Информационная основа ГТИ

На рис. 9.93 показана структура информационной модели про­цесса бурения. Как следует из информационной модели процес­са бурения, информационной основой ГТИ является сам про­цесс углубления скважины, изучаемый с помощью наборов (ком­плексов) первичных преобразователей (датчиков), связанных с источниками информации, непрерывно циркулирующей в эле­ментах буровой установки при реализации процесса строитель­ства скважины.

В этой связи важное значение приобретает вопрос о местах установки первичных преобразователей информации, т. е. о точ­ках съема информации.

Рассматриваются как источники информации, непосредствен­но связанные с элементами буровой установки или углубленные на первые десятки метров в ствол скважины, с помощью кото­рых реализуются собственно геолого-технологические исследо­вания, так и вопросы включения в комплекс ГТИ телеметриче­ских забойных систем. Отдельно рассмотрены вопросы получе­ния геологической информации по шламу и пробам промывоч­ной жидкости.

Комплекс параметров ГТИ

Многолетний отечественный и зарубежный опыт создания и экс­плуатации ИИС ГТИ, современные требования к обработке ин­формации с помощью средств микропроцессорной техники и задача оптимального группирования преобразователей инфор­мации с целью получения на их основе максимума комплексной производной информации позволяют разбить своевременный арсенал первичных преобразователей ГТИ на обязательный и дополнительный комплексы. В свою очередь параметры обяза­тельного и дополнительного комплексов разделяются на:

— основной измеряемый параметр;

— производные параметры I и II уровней.

Основным измеряемым параметром называется параметр, получаемый прямым измерением с того или иного датчика.

Производный параметр I уровня — это параметр, получае­мый из какого-либо основного параметра без привлечения до-

МОДЕЛИ УСЛОВИЙ РАЗРУ- ШЕНИЯ И ЗАДАННЫХ СВОЙСТВ ПЖ

СП =3   < TJ   тз а   гп с   ІГ m   з: п   :я о

ОБОБЩЕННАЯ

VOOBtlOd U

I2 ^ о jz Ъ X 1 го m > ъ 5 s. J= 5 -0 35 О — ц гп ° гг а м Г) ‘

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗА­ТЕЛИ ПРОЦЕССА, ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕ­СТВА ПОСТРОЕННОЙ» СКВАЖИНЫ

3 •в   * 5* *Г> 03   Г’ Ps СП   3° —1 і К   Н О "О т X   ‘ Г» гг а ДС   ‘ Y 2Е» S -С   ‘ CN а гп СИ   й А S   £=» сг пп   *о эг UJ 03   со гг: 2С» о -н па   го X   >   (S ) і

О “О =г о

МОДЕЛИ IV ‘ТЕХНИК0-ЗК0Н0МИЧЕС — в. з КИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ И П0К. КАЧ — А4

t» г~ 1 Т Тело н о 4 > А ‘ г,

Рис. 9.93. Информационная структура модели процесса бурения

РЕ ЖИМНО — ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ, СВОЙСТВА ПЖ

©   О   п   о ч тз > :х   -0 X   m л   * т   з: X   X   > 33   СП л:   *< т   Т) m о» >   ZL СР   ‘S X   21 о   :*}   £   ЗС   m

9 з

СП 7К

Комплекс	№ дат­ чи­ ков	Тип датчика	Основной измеряемый параметр	Ко пара­ метра	Обо­ зна­ чение пара метра	Производные параметры
I уровня	II уровня
измеряемый параметр	№ пара­ метра	обо­ зна­ чение	измеряемый параметр	№ пара­ метра	обо­ зна­ чение
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
5	1	ДОЛ (до­	Перемещение	1		Глубина			Мгновен­
о		пускаются	(положение)			скважины	1,1	Н С	ная ско­
с, >»		другие им­	талевого блока						рость	1,5	V мгн
ю		пульсные				Положение
о и		датчики,				долота над			Механичес­
о		связанные				забоем	1,2	н н. 1	кая ско­
5		с валом ле­							рость за
ю о.		бедки или				Проходка			шаг кван­
		роликом				на долото	1,3	Я	тования	1,6	к
		кронблока
§		с точнос­				Величина			Скорость
35		тью ±1 см)				подачи ин­			подачи	1,7	к
д						струмента	1,4	1п
л С?									Скорость
н									СПО	-1,8	Кпо
сп									Время
ю о									бурения
									интервала	1,9	т„

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	, 11	12
| Обязательный для турбинного бурения	2	Тензомет — рический измеритель нагрузки на «мерт­вый конец» талевой системы	Вес инструмента на крюке	2	С кр	Нагрузка на долото Удельная нагрузка на забой	2,1 2,2		Механичес­кая мощ­ность, под­водимая к забою Работа та­левой сис­темы	2.3 2.4	N А, .
3	Тензомет- рический измеритель давления	Давление промы­вочной жидкости: — на манифольде (вход в скважину) — на штуцере превентора (выход)	3-1 3-2	р их р вых	Дифферен­ циальное давление Прираще­ние давле­ния над уровнем хо­лостого хода	3.1 3.2	Р „ диф Д Р	Гидравли­ческая мощность, подводи­мая к забою Удельная энергоем­ кость Нормали­ зованная скорость	3.3 3.4 3.5	N ч. г А V V н

Продолжение табл. 9.26 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 4 Измери­ Расход промы­ Дифферен­ Коэффи­ 5 тель расхо­ вочной жидкости: циальный де циент гид­ 5 <и да на входе расход 4,1 равличес­ о, >> в насосы, — на входе кого сопро­ 4,2 ю измеритель в скважину 4-1 0 ^вх тивления «г о и Q расхода Коэффи­ X в наклон­ — на выходе из циент утеч­ X ной слив­ скважины 4-2 (?вых ки ПЖ 4,3 Рг ю ной трубе Коэффи­циент фи­ к льтрации 4,4 э5 5 Г идроста- Уровень промы­ Объем ПЖ 5,1 V С Дифферен­ 3 тический вочной жидкости в емкостях циальный 5,3 АС 3 уровнемер в емкостях: расход на тензоме- Объем ПЖ н сс трических — рабочих 5-1 и р. е в доливной 5,2 Поглоще­ с? Ю измерите­ йд е емкости V д ние (при­ О лях давления — доливочной 5-2 ток) при СПО 5,4 АО™

	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
	6	Гидроста­тический плотномер на тензо- метричес-	Плотность про­мывочной жид­кости: — на входе в сква­			Дифферен­ циальная плотность	6,1	Др	Коэффи­циент газосодер- жания ПЖ	6,2	Г ПЖ
5		ком изме­	жину	6-1	Рвк				Г идроста-
и		рителе диф­							тическое
а. >,		ференци­	— на выходе из						давление
ю		ального	скважины	6-2	Рвы*				на забой	6,3	Ргс
о и		давления
О X			— в рабочих ем­	6-3					Гидродина­
ё			костях	Рр. е				мическое
ю а									давление
>. н			— в доливной						на забой	6,4	рт
о? § э5			емкости	6-4	Рд. е
7	Дегазатор	Г азосодержан ие			Прираще­			Приведен­
		с дробле­	промывочной			ние объем­			ные газо-
3		нием пото­	жидкости:			ного газо-			показания	7,5	Гп р
о н		ка, газоана­				содержа-
СС (Г)		лизаторы	— суммарное со­			ния ПЖ	7,1		Остаточное
Ю		различных	держание горю­						газосодер-
О		типов, аку­	чих газов в ГВС			Обобщен­			жание флю­
		стический	из дегазатора	7-1	Г,	ный пока­			ида пласта	7,6	бф. о
		измеритель				затель угле­
		объемного	— содержание ме­			водород­			Остаточный
		газосо-	тана и ТУ в ГВС			ного соста­			газовый
		держания	из дегазатора	7-2	Ґ _ ту.	ва (ОПУС)	7,2	ОПУС	фактор	7,7

Продолжение табл. 9.26 і 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 к X — компонентный состав углеводо­родных газов в ГВС из дегазатора 7-3 Л Л СІ—сЬ Коэффи­циент «су­хости» (С,/2ту) 7,3 К сух Коэффици­ент оттес­нения 7,8 *0, Он >> ю о и о X — объемное газо- содержание на входе 7-4 г о. вх Флюидные коэффици­ енты 7,4 к,-к 1 11 5 ю о. >» н к =5 3 «=? о н се Г) К ю О — объемное газо- содержание на выходе 7-5 г О. вых — содержание Н25 в ГВС из дегаза­тора — содержание не­углеводородных газов в ГВС из дегазатора (С02, о2, 1Ч2) 7-6 7-7 г г н. г

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Обязательный для турбинного бурения	8	Пленоч­ный резис­тивный термометр	Температура промывочной жидкости: — на входе в скважину — на выходе из скважины — в рабочих емкостях — в доливной емкости	8-1 8-2 8-3 8-4	^ Е1ЫХ ‘°,е С	Дифферен­ циальная температура Градиент- термограмма	8,1 8,2	^ лиф г	Градиент- фактор Градиент- отношение Вторая про­изводная градиента ПЖ на вы­ходе из скважины	8.3 8.4 8.5	ГФ Г0 д” Г
еч * £ О Ею	9	Импуль­сный или тахометри — ческий измеритель	Скорость враще­ния ротора	9	ПР	Суммарное число обо­ротов ротора	9,1	пт	Работа долота Износ долота	9.2 9.3	А ид
и о	10	Преобра­	Момент			Момент			Момент
ч Ы о —		зователь	на роторе	10	ч	холостого			на буриль­
йё-		тока (мощ­				хода	10,1	Мт,	ных трубах	10,3	М, т
		ности) на
с.		датчике				Момент
		Холла				на долоте	10,2	мд

Пр одолжение табл. 9.26 1 2 3 4 5 6 1 8 9 10 11 12 Логические и служебные параметры комплекса 11 Датчик давления в пневмо­системе ПКР Положение клиньев ротора 11 Пкл (± Н с и- д 12 Непрерыв­ное изме­рение ка­лендарного времени (встроен­ный хро­нометр) Время (кален­дарное) 12 ГТСК Время работы долота Время цир­куляции Время нара­щивания Время СПО Время ремонта Время рейса 12,1 12,2 12.3 12.4 12.5 12.6 т д тл Ти т СПО т. Время «от­ставания» ПЖ Рейсовая скорость Коммер­ческая ско­рость 12.7 12.8 12,9 т ОТ V р V ком

Примечания: 1. Датчик давления на штуцере превентора устанавливается по указанию Заказчика.

2. Газосодержание ПЖ определяется через дегазатор обязательно, при этом достаточным является определение Гт и Г, при условии непрерывного определения Го вх и Го вых, при невыполнении этого условия обязательно определение. Гс1„с6 через хроматограф.

3. Количество производных параметров определяется полнотой и степенью освоения программного обеспечения, Заказчик стимулирует их определение дополнительной оплатой.

№ датчика	Тип датчика	Основной измеряемый параметр	№ пара­ метра	Обо­ зна­ чение пара­ метра	Производные параметры
1 уровня	№ па- ра- мет- ра	обо- зна- че- ние	II уровня	№ па- ра- мет- ра	обо- зна- че- ние
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Пьезоакселе­	Параметры виброа-	1-1	4,р	Частота			Коэффици­
	рометры с	кустического	1-2	Л™	взаимодей­			ент литоло­
	передачей	каротажа (ВАК):	1-3	/ * Г1р	ствия доло­			гического
	сигнала по	частота и амплиту­			та с горной			расчленения	1,4	Кл. Р
	радиоканалу	да продольных и			породой
		поперечных коле­			(обороты			Коэффици­
		баний и их отно­			долота)	1,1	п/	ент дина­		Ап/
		шения:						мичности	1,5	Апоп
					Коэффици­
		— с двумя датчика­			ент песча­			Износ доло­
		ми (продольный —			нистости	1,2	К,	та (коэффи­
		поперечный)	1-4	/ •* ПОП				циент
					Нормали­			износа)	1,6	к из
		— с тремя датчика­			зованная
		ми (1 продольный			амплитуда
		— 2 поперечных)			вибрации
					(по скорости
					бурения)	1,3	Л

Продолжение табл. 9.27 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 2 ПРОЛОГ — прибор ранне­го обнаруже­ния и локали­зации объек­тов газопрояв­лений. Ис­пользуется датчик давле­ния на входе и высокочувст­вительный гидрофон на выходе Относительная газонасыщенность промывочной жид­кости в затрубном пространстве скважины по параметрам: — отношение ам­плитуд пульсаций ПЖ на входе и выходе — фазовый сдвиг пульсаций 2-1 2-2 А*/ Аых «ф Газонасы­щенность ПЖ в за — трубье Положение газовой пачки в затрубье 2,1 2,2 Г зт £ г 3 Преобразова­тель угла на датчике дифдавления Положение рукоят­ки тормоза лебедки 3 «Р. т Величина подачи Интенсив­ность по­дачи 3.1 3.2 1п ІП Коэффици­ент оптими­зации по­дачи 3,2 К оп 4 Тензометри — ческий датчик нагрузки Момент на машин­ном ключе 4 м м. к

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
5	Преобразова­тели мощно­сти (тока) на датчиках Холла	Мощность привода: — насосов — лебедки	5-1 5-2	N н /V л	Накоплен­ная работа насосов Накоплен­ная работа лебедки	5.1 5.2	А н А Л	Энерго ка­ротаж	5,3	Аы уд
6	Тензометриче — ский датчик усилий	Нагрузка на ротор	6	О Р	Нагрузка на долото	6,1	Я
7	Электрохими­ческий изме­ритель потен­циала	Потенциал инстру­мента (трибока — ротаж)	7	Е ин	Коэффици­ент состоя­ния ствола скважины	7,1
8	Акселерометр	Амплитуда вибра­ций сетки вибросита	8	к	Коэффици­ент степени очистки ПЖ	8,1
9	Тензометриче — ский датчик давления	Давление на входе в гидроциклон	9	рт

Продолжение табл. 9.27 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 10 Плотномеры на датчиках дифдавления Плотность ПЖ в дегазаторе: — на входе в дегазатор — на выходе из дегазатора 10-1 10-2 Рд. вх Рд. вых Коэффици­ент эффек­тивности работы дегазатора 10,1 К, д 11 Тахометриче — ский измери­тель расхода газа Количество газа, удаленного из дегазатора 11 0′ Газонасы — щенность промывоч­ной жид­кости 11,1 Гпж 12 Тензометриче — ский датчик усилий Вес сбрасываемого с вибросита шлама 12 Содержание шлама в ПЖ 12,1 ш 13 Гамма-спек­ трометр Гамма-спектромет­рия шлама, сбра­сываемого с вибросита 13 Содержание урана Содержание калия Содержание тория 13.1 13.2 13.3 Чи 7ка ’Утії

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
14	Микроволно­вый датчик	Минерализация промывочной жидкости: — на входе — на выходе	14-1 14-2	М вх М ЙЫЧ	Дифферен­ циальная минерали­ зация	14,1	Д М
15	Микроволно­вый датчик	Диэлектрическая проницаемость промывочной жидкости: — на входе — на выходе	15-1 15-2	Е»х £пых	Дифферен­циальная диэлектри­ческая про­ницаемость	15,1	Де
16	pH-метр	pH промывочной жидкости: — на входе — на выходе	16-1 16-2	pH г вх pH * ВЫ)	Дифферен­циальное значение pH	16,1	ДрН			…. .

Продолжение табл. 9.27 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 17 еН-метр Окислительно­восстановительный потенциал ПЖ: — на входе — на выходе 17-1 17-2 еН ВХ еН вы> Дифферен­циальное значение еН 17,1 ДеН Определе­ние «нефтя­ного фак­тора» 17,2 гН 18 Селективные мономеры Селективное изме­рение отдельных ионов (Ыа, Са, Ка и т. д.) 18-1 18-л еНа Дифферен­циальное значение еХ 18,1 18,л ДеХ 19 Перепад давления на капилляре Кинематическая вязкость промы­вочной жидкости: — на входе — на выходе 19-1 19-2 V ах V вых Дифферен­циальное значение кинемати­ческой вяз­кости Дифферен­циальное значение динамичес­кой вязкое™ 19.1 19.2 Ду Д|Л Динамичес­кая вязкость: — на входе — на выходе 19.3 19.4 ивх ^вых

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
20	Акустический микроволно­вый датчик	Процент песка в ПЖ: — на входе — на выходе	20-1 20-2	/7 /Г пых	Дифферен­ циальное значение процента песка	20,1	А П
21	Датчик прово­димости раствора	Количество твердой фазы в ПЖ	21	тф
22	Ротационный прибор	Статическое напря­жение сдвига (СНС)	22	СНС
23	Напринципе перепада давления	Водоотдача промывочной жидкости	23	в д
24	ИК-метод	Количество нефти в ПЖ	24	н,%
25	Электромаг­ нитная катушка	Интегральные зна­чения параметров вибрации: — амплитуда — частота	25-1 25-2	А /	Обороты долота Т вердость (жесткость породы)	25.1 25.2	п Д / п
26	Сейсмо­ приемники (обращенное ВСП)	Виброакустические исследования (обращенное ВСП)			Физические свойства по­род около- скважинногс и межсква — жинного пространств;	.

Таблица 9.28 Параметры забойных телеметрических систем (ЗТС) Комплекс № дат­ чи­ ков Тип датчика Основной измеряемый параметр № пара­ метра Обо­ зна­ чение пара­ метра Производные параметры I уровня II уровня измеряемый параметр № пара­ метра обо­ зна­ чение измеряемый параметр № пара­ метра обо­ зна­ чение 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1-3 Акселеро­ Угод по одной а X Зенитный метр (3 из компонент 1-3 а у угол 1,1 а 3 компо­ а ненты) >я о Азимуталь­ 5 4-6 Магнито­ Азимутальный р* ный угол 4,1 Р, ж метр (3 угол по одной р. О компо­ из компонент 4-6 р. ненты) Угол раз­ ворота от 7 Сельсин Угол установки реактивно­ отклонителя 7 У го момента 7,1 Ур

1	2	3	4	5	6	1	8	9	10	И	12
Дополнительный II (на переводнике)	17	Датчик объемного газосодер- жания (акусти­ ческий)	Объемное газо — содержание ПЖ в затрубье	18	Л ПЖ				Дифферен­ циальное газосодер- жание	18,1	Г3 диф
18	Резисти — в и метр	Сопротивление ПЖв затрубье	19	^пж				Дифферен­циальное сопротив­ление ПЖ	19,1	диф
19	Каверно- метр	Профиль ствола скважины	20
Дополнительный III (на отдельной трубе)	20	Комплекс геофизических параметров: — двойной боковой; — акустический (прием сигналов от работающего долота многозондовой аппаратурой); — потенциал породы; — гамма-плотностной; — компенсированный нейтронный и др. — по мере совершенствования дополнительного комплекса III.

полнительных основных параметров (как правило, с помощью логических операций), а производный параметр II уровня — это параметр, получаемый с использованием 2-х и более основных параметров.

В табл. 9.26 показаны параметры обязательного комплекса ГТИ с указанием типа датчика, выделением основных и производных измеряемых параметров, их номера и обозначения.

Табл. 9.27 содержит параметры дополнительного комплекса ГТИ с такой же разбивкой параметров на основные и производные.

Забойные телеметрические системы (ЗТС) органически впи­сываются в комплекс ГТИ, так как информация от ЗТС получа­ется непосредственно в процессе бурения, целый ряд наземных датчиков (глубиномер, измеритель нагрузки на крюк и т. д.) яв­ляются общими как для ГТИ, так и для ЗТС, а их комплексиро — вания существенно увеличивают возможности обоих методов исследования.

В табл. 9.28 показаны параметры забойных телеметрических систем, причем комплексы исследований разбиты на основные и дополнительные, а параметры — на основные и производные

I и II уровней.

Комментарии запрещены.