Датчики систем управления строительством нефтегазовых скважин

С. И. Васильев, Е. Н. Мечус, М. А. Елисеев  
ДАТЧИКИ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ 
СТРОИТЕЛЬСТВОМ  
НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН 
Учебное пособие 
Москва 
Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2020 
1 

УДК 622.241(03) 
ББК 33.13+32.965.-044.3[я2] 
В19 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
В19 
Васильев, С. И. 
 
Датчики систем управления строительством нефтегазовых скважин : учебное 
пособие / С. И. Васильев, Е. Н. Мечус, М. А. Елисеев. – Москва ; Вологда :  
Инфра-Инженерия, 2020. – 168 с. : ил., табл.  
  ISBN 978-5-9729-0298-9 
 
 
Рассмотрено функциональное назначение устройств, предназначенных для контроля 
процесса бурения скважин и управления им. Приведены сведения о датчиках и системах 
управления строительством нефтяных и газовых скважин, обеспечения безопасности при 
бурении. Представлена информация об инновационных типах датчиков, находящихся в 
составе станций геолого-технологических исследований и контроля процесса бурения 
скважин. 
Предназначено для студентов и аспирантов направления подготовки «Нефтегазовое 
дело», а также для работников нефтегазовой отрасли. 
 
 
 
УДК 622.241(03) 
ББК 33.33+32.965.-044.3[я2] 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-0298-9 
© Васильев С. И., Мечус Е. Н., Елисеев М. А. 2020 
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2020 
© Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2020   
2 
 

ОГЛАВЛЕНИЕ 
ВВЕДЕНИЕ 
.................................................................................................................................. 
5 
1. СРЕДСТВА И СХЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН ... 
6
2. КЛАСИФИКАЦИЯ ДАТЧИКОВ РЕГИСТРАЦИИ ПАРАМЕТРОВ И ПРИНЦИПЫ
РЕАЛИЗАЦИИ ИЗМЕРЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ СКВАЖИН .............................. 
9 
2.1. Классификация датчиков регистрации параметров .................................................. 
9 
2.2. Принципы реализации измерений параметров бурения скважин 
............................ 
9 
3. УСИЛИТЕЛИ АВТОМАТИКИ ........................................................................................... 
15 
4. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СХЕМЫ .............................................................................................. 
17 
4.1. Общие сведения .......................................................................................................... 
17 
4.2. Параметрические измерительные схемы  
................................................................. 
17 
4.3. Генераторные измерительные схемы 
........................................................................ 
20 
4.4. Измерительные усилители ......................................................................................... 
22 
4.5. Выпрямители ............................................................................................................... 
24 
4.6. Активные фильтры ..................................................................................................... 
25 
4.7. Компенсационные схемы ........................................................................................... 
26 
4.8. Дифференциальная схема .......................................................................................... 
27 
4.9. Чувствительность измерительных схем ................................................................... 
28 
5. ДАТЧИКИ МОМЕНТА НА РОТОРЕ ................................................................................. 
29 
5.1. Датчики момента на роторе для установок с электроприводом ............................ 
29 
5.2. Датчики момента на роторе для установок с цепным приводом ........................... 
31 
5.3. Датчики момента на роторе для установок с механическим приводом ................ 
31 
5.4. Датчики момента на роторе для установок с угловым редуктором 
....................... 
32 
5.5. Тензометрические датчики измерения усилия под опорой .................................... 
32 
5.6. Датчики измерения реактивного момента между основанием и столом  
ротора (тензометрические на растяжение) ...................................................................... 
33 
6. ДАТЧИКИ ВЕСА БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА 
............................................................. 
41 
6.1. Датчики натяжения неподвижной ветви талевого каната ...................................... 
41 
6.2. Тензометрический датчик растяжения конструкций крепления  
неподвижной ветви талевого каната ................................................................................ 
48 
7. ДАТЧИКИ ПОЛОЖЕНИЯ КЛИНЬЕВ РОТОРА 
............................................................... 
52 
7.1. Датчики положения клиньев по давлению в пневматической системе 
................. 
52 
7.2. Акселерометрические датчики положения клиньев 
................................................ 
53 
7.3. Датчик ДКР положения клиньев ............................................................................... 
55 
8. ДАТЧИКИ ПЛОТНОСТИ БУРОВОЙ ЖИДКОСТИ ........................................................ 
57 
8.1. Поплавковые (весовые) плотномеры ........................................................................ 
57 
8.2. Резонансные плотномеры 
........................................................................................... 
58 
8.3. Дифмонометрические плотномеры 
........................................................................... 
59 
8.4. Радиоактивные (гамма-гамма) плотномеры 
............................................................. 
61 
8.5. Примеры конструктивного исполнения датчиков плотности буровой  
жидкости ............................................................................................................................. 
63 
9. ДАТЧИКИ ДАВЛЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА 
........................................................... 
67 
9.1. Датчик давления бурового раствора на входе скважины ....................................... 
70 
9.2. Датчик давления бурового раствора в линии нагнетания ДВД-1 .......................... 
71 
3 

10. ДАТЧИКИ РАСХОДА БУРОВОЙ ЖИДКОСТИ ............................................................ 
73 
10.1. Электромагнитные датчики расхода 
....................................................................... 
73 
10.2. Кориолисовые расходомеры .................................................................................... 
75 
10.3. Ультразвуковые (доплеровские) расходомеры ...................................................... 
76 
10.4. Индикаторы потока 
................................................................................................... 
78 
10.5. Ультразвуковой расходомер ДРУ ........................................................................... 
82 
10.6. Индикатор расхода бурового раствора на выходе ИРМ ....................................... 
83 
10.7. Датчик-расходомер количества выходящего бурового раствора Weatherford ... 
84 
10.8. Ультразвуковые датчики уровня буровой жидкости (радарный уровнемер) ..... 
85 
10.9. Гидростатические датчики уровня 
.......................................................................... 
88 
10.10. Поплавковые датчики уровня буровой жидкости ............................................... 
90 
10.11. Датчик уровня бурового раствора герконовый 
.................................................... 
94 
10.12. Измеритель суммарного уровня буровой жидкости в ёмкостях ИСУ-1 ........... 
97 
11. ДАТЧИКИ ТЕМПЕРАТУРЫ БУРОВОЙ ЖИДКОСТИ ............................................... 
103 
11.1. Датчик температуры буровой жидкости на входе/выходе  
НПФ «Геофизика» ........................................................................................................... 
105 
11.2. Датчик температуры буровой жидкости на выходе ДТР 
.................................... 
106 
11.3. Датчик плотности и температуры бурового раствора (в приёмной ёмкости) .. 
107 
11.4. Датчики проходки (глубины) скважины .............................................................. 
108 
12. ДАТЧИКИ ОБОРОТОВ ВАЛА БУРОВОЙ ЛЕБЕДКИ ................................................ 
111 
12.1. Датчики оборотов лебедки магнитного типа ....................................................... 
111 
12.2. Датчики оборотов лебедки с клиноременной передачей 
.................................... 
112 
12.3. Датчики оборотов лебедки с прямой передачей .................................................. 
114 
12.4. Датчики положения крюка на подвижных судах/платформах 
........................... 
118 
12.5. Датчик оборотов вала буровой лебёдки ............................................................... 
119 
12.6. Датчик положения талевого блока ДОЛ-5 ........................................................... 
120 
12.7. Датчик положения буровой лебедки Wetherford ................................................. 
121 
13. ДАТЧИКИ ХОДОВ НАСОСА И ОБОРОТОВ РОТОРА .............................................. 
122 
13.1. Датчик ДОР/ДХН 
.................................................................................................... 
125 
13.2. Датчик ДХН 
............................................................................................................. 
126 
14. ИНКЛИНОМЕТРИЯ 
......................................................................................................... 
127 
14.1. Датчики контроля газосодержания в буровых растворах 
................................... 
130 
15. КАВЕРНОМЕТРИЯ 
.......................................................................................................... 
133 
15.1. Управляемый скважинный каверномер КМ-43 ................................................... 
133 
15.2. Профилемер-каверномер скважинный ПФ-80-8, ПФ-80-8Т 
............................... 
134 
15.3. Указатель направления ветра УНВ-310 
................................................................ 
135 
16. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ...................................................................................................... 
139 
ГЛОССАРИЙ 
........................................................................................................................... 
159 
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ................................................................................... 
162 
Приложение. Примеры расчета глубины обрыва буровой колонны  ................................ 
163 
4 

ВВЕДЕНИЕ 
Процесс бурения нефтяных и газовых скважин характеризуется рядом особенностей – 
реализация огромных мощностей привода, обусловленных значительным сопротивлением 
резанию пород буровым инструментом и совокупность осложнений при бурении – нефтегазоводопроявления.  
Возросшие мощности буровых установок, скорости проходки скважин, переход к 
наклонно-направленному типу скважин предопределил и необходимость использования 
более сложных датчиков и систем контроля процесса бурения. 
Будет неверным считать, что основы автоматического управления имеют новейшую 
историю, основные принципы преобразования входных сигналов были заложены задолго  
до начала освоения недр.  
Процесс строительства скважин характеризуется быстрым изменением ситуаций и 
действием многочисленных взаимосвязанных факторов, изменяющихся во времени и пространстве. Несмотря на цикличность и повторяемость производственных процессов при 
бурении скважин, каждый цикл характеризуется своими особенностями, обусловленными 
влиянием конкретных геолого-технических и организационных факторов. Кроме того,  
в процессе бурения зачастую возникают различные непредвиденные ситуации, нарушающие запланированный ход производства и требующие принятия оперативных решений. 
Эти ситуации обусловливаются, как правило, авариями, геологическими осложнениями 
при бурении (уходами циркуляции, обвалами и др.), неожиданным выходом из строя бурового оборудования и породоразрушающего инструмента и т. п.  
По функциональному назначению устройства, предназначенные для контроля и 
управления процессом бурения скважин, можно подразделить: на средства наземного контроля параметров режима углубления скважин, средства автоматического регулирования 
подачи долота, средства оперативной оптимизации процессов углубления скважин, системы диспетчерского телеконтроля и управления буровыми процессами, средства сбора и 
передачи технологической информации для последующей обработки и использования.  
Разработаны и применяются ряд устройств, позволяющих оптимизировать отдельные параметры режима бурения, а также комплексные системы управления процессом бурения (углубления) скважин на основе использования средств автоматики, телемеханики и 
ЭВМ.  
В настоящее время находит все большее признание идея создания автономного забойного двигателя с одновременной регистрацией забойных параметров.  
Текущий контроль параметров процесса бурения скважины осуществляется в основном с помощью следующих приборов: индикатора веса, манометра, моментомера, тахометра, а так же приборов для измерения механической скорости и проходки и др.   
5 

1. СРЕДСТВА И СХЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН 
Для организации безопасного ведения работ при строительстве скважины и обеспечения безопасности на случай пожара, инженерно-технический и рабочий персонал обеспечивается средствами индивидуальной защиты и спецодеждой. 
Для обеспечения безопасности работающих в случае возгорания при строительстве 
скважины, инженерно-технический и рабочий персонал обеспечивается следующей нормативно-технической документацией по пожарной безопасности: 
–
Постановление Правительства РФ от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме»;
–
Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППБО-85;
–
Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной
опасности. НПБ 105-03, ГУГПС и ФГУ ВНИИПО МЧС России № 2003.
Рабочий персонал при строительстве скважины обеспечивается следующей нормативно-технической документацией по безопасности труда, разработанной и утвержденной 
на данном предприятии: 
–
инструкции по профессиям и видам работ;
–
инструкции по безопасной эксплуатации оборудования;
–
мероприятия по предупреждению аварий и осложнений;
–
план ликвидации возможных аварий.
Основные средства контроля параметров бурения нефтяных и газовых скважин
представлены в табл. 1, подробное описание устройства, принципа их действие раскрыто  
в последующих разделах справочного пособия. 
Таблица 1  
Средства контроля параметров бурения нефтяных и газовых скважин 
№ 
шт.
п/п 
Наименование устройства 
Шифр 
Количество, 
1 
Разрез 
1 
Станция геолого-технических исследований с комплектом  
наземных технологических датчиков системы контроля и 
управления процессом бурения 
2 
Пульт контроля процесса бурения
АМТ-121 
1
3 
Гидравлический индикатор веса 
ГИВ-6-1 
1
4 
Датчик веса 
ДВР-2Б 
1
5 
Манометр 
МТС-7104 
െ 
6 
Манометр нагнетательной системы
МТ-500 
1
7 
Манометр пневмосистемы 
МТ-16 
1
8 
Электроконтактный манометр 
ЭКМ 
1
9 
Расходомер бурового раствора 
РГР-7 
1
10 Указатель уровня в приемных емкостях
УП-11М 
1
11 Станция контроля цементирования
СКУПЦ-К 
1
12 Лаборатория дефектоскопии 
ПКДЛ-1 
1
13 Лаборатория глинистых растворов
ЛГР-3 
1
14 Прибор Вика для определения параметров цементного раствора
– 
1
15 Автоматическая газокаротажная станция
АГКС-4АЦ 
1
16 Счетчик расхода холодной воды 
СТВ-100 
1
6 

Окончание таблицы 1 
№ 
шт.
п/п 
Наименование устройства 
Шифр 
Количество, 
17 Система емкостей с уровнемерами и устройством  
авт. сигнализации уровня жидкости в емкостях
– 
– 
18 Переносные сигнализаторы загазованности
СП-20-М 
2
19 Комплекс средств для контроля параметров бурения
Разрез 
1
20 Станция инклинометрическая буровая
Schlumberger 
1
21 Измеритель потока бурового раствора на выходе из скважины 
со звуковой и световой сигнализацией
– 
1 
УП-11М  
22 Измеритель уровня раствора в доливной емкости со звуковой  
и световой сигнализацией 
с СС-1 
1 
23 Прибор громкоговорящей связи 
ПГС-10 
1
24 Пульт управления противовыбросовым оборудованием
ГУЛ 100БР 
1
25 Ограничитель допускаемой грузоподъемности лебедки
ОБЛ 
1
26 
КП 50-500 
– 
Блокирующее устройство по отключению привода буровых 
насосов при повышении давления в нагнетательном  
трубопроводе на 10–15 % выше максимального рабочего  
давления насосов для соответствующей цилиндровой втулки
В процессе бурения системой измерения параметров бурения скважины (рис. 1) 
непрерывно регистрируются следующие технологические параметры: 
–
глубина скважины;
–
механическая скорость проходки;
–
вес на крюке;
–
нагрузка на долото;
–
давление промывочной жидкости на входе;
–
давление промывочной жидкости на выходе;
–
расход промывочной жидкости на выходе из скважины (индикатор потока);
–
расход промывочной жидкости на входе;
–
уровень и объем промывочной жидкости в приемных емкостях и доливочной емкости;
–
скорость спуска и подъема бурильного инструмента;
–
плотность промывочной жидкости на входе и выходе из скважины;
–
число ходов насосов;
–
температура промывочной жидкости на входе и выходе из скважины;
–
электропроводность промывочной жидкости на входе и выходе из скважины;
–
крутящий момент на роторе;
–
крутящий момент на ключе;
–
обороты ротора.
В процессе технологических исследований (рис. 1) фиксируются и корректируются по мере изменения следующие сведения: 
–
конструкция бурового инструмента;
–
конструкция скважины;
–
диаметры и интервалы открытого ствола скважины;
–
диаметр и глубина спуска обсадных колонн;
–
количество емкостей, включенных в циркуляцию, и площадь их поверхности;
–
наименование используемых систем очистки и дегазации промывочной жидкости;͒
7 

– наименование производимых на буровой операции с указанием времени начала и 
конца; 
– оценка ситуаций и краткая их характеристика; 
– выдаваемые буровой бригаде предупреждения и рекомендации; 
– оценка действий буровой бригады после выдачи предупреждений и рекомендаций; 
– типоразмеры спускаемых долот, их износ; 
– фактическая проходка и время долбления; 
– параметры промывочной жидкости. 
 
Рис. 1. Схема измерения параметров при бурении нефтяных и газовых скважин 
 
 
 
8 
 

2. КЛАССИФИКАЦИЯ ДАТЧИКОВ РЕГИСТРАЦИИ ПАРАМЕТРОВ
И ПРИНЦИПЫ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗМЕРЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ
БУРЕНИЯ СКВАЖИН 
2.1. Классификация датчиков регистрации параметров 
Классификацию датчиков регистрации параметров процесса бурения скважин целесообразно построить на основе принципа их действия. Все датчики целесообразно разделить на датчики: 
–
активного сопротивления;
–
реактивного сопротивления;
–
генераторные датчики.
Датчики активного сопротивления подразделяются на потенциометрические, тензометрические, контактные датчики и термометры сопротивления. 
Следует отметить, что потенциометрические датчики подразделяются на датчики, 
выполненные по схеме реостата и по схеме делителя напряжения. 
Датчики реактивного сопротивления подразделяются на датчики емкостные и датчики индуктивные. 
Датчики генераторного типа подразделяются на тахометрические, термоэлектрические и пьезоэлектрические. 
Независимо от принципа действия датчика каждый из них может иметь линейную 
или не линейную характеристику. Датчики, имеющие линейную характеристику, обозначаются А, нелинейную характеристику – В или С (рис. 2). 
Рис. 2. Виды характеристик датчиков систем управления  
и регистрации параметров 
Независимо от принципа действия и вида характеристики все датчики могут иметь 
однотактную характеристику – зависимость выходного параметра от входного расположена в одном из квадрантов декартовой системы координат, или двухтактную характеристику – зависимость выходного параметра от входного расположена в двух квадрантах декартовой системы координат. 
2.2. Принципы реализации измерений параметров бурения скважин 
Физические принципы измерения параметров бурения базируются на преобразовании механического момента в электрический сигнал. Могут быть использованы индукционные, ёмкостные, магнитоупругие, струнные, тензометрические, гидравлические и др. 
типы преобразователей. 
9 

Датчик давления состоит из первичного преобразователя давления, в составе которого чувствительный элемент – приемник давления, схемы вторичной обработки сигнала, 
различных по конструкции корпусных деталей, в том числе для герметичного соединения 
датчика с объектом и защиты от внешних воздействий и устройства вывода информационного сигнала. Основными отличиями одних приборов от других являются пределы измерений, динамические и частотные диапазоны, точность регистрации давления, допустимые 
условия эксплуатации, массогабаритные характеристики, которые зависят от принципа 
преобразования давления в электрический сигнал: тензометрический, пьезорезистивный, 
ёмкостный, индуктивный, резонансный, ионизационный, пьезоэлектрический и другие. 
 
Тензометрический метод 
Чувствительные элементы датчиков базируются на принципе изменения сопротивления при деформации тензорезисторов, приклеенных к упругому элементу, который деформируется под действием давления. 
 
Пьезорезистивный метод 
Основан на интегральных чувствительных элементах из монокристаллического 
кремния. Кремниевые преобразователи имеют высокую чувствительность благодаря изменению удельного объемного сопротивления полупроводника при деформировании давлением. Для измерения давления чистых неагрессивных сред применяются, так называемые, 
Lowcost – решения, основанные на использовании чувствительных элементов либо без защиты, либо с защитой силиконовым гелем. Для измерения агрессивных сред и большинства промышленных применений используется преобразователь давления в герметичном 
металло-стеклянном корпусе, с разделительной диафрагмой из нержавеющей стали, передающей давление измеряемой среды посредством кремнийорганической жидкости. 
 
Ёмкостной метод  
Ёмкостные преобразователи используют метод изменения ёмкости конденсатора при 
изменении расстояния между обкладками. Известны керамические или кремниевые ёмкостные первичные преобразователи давления и преобразователи, выполненные с использованием 
упругой металлической мембраны. При изменении давления мембрана с электродом деформируется и происходит изменение емкости. В элементе из керамики или кремния пространство между обкладками обычно заполнено маслом или другой органической жидкостью. 
Недостаток – нелинейная зависимость емкости от приложенного давления. 
Емкостным датчиком называют преобразователь параметрического типа, в котором 
изменение измеряемой величины преобразуется в изменение емкостного сопротивления.  
Возможные области применения емкостных датчиков чрезвычайно разнообразны. 
Они используются в системах регулирования и управления производственными процессами почти во всех отраслях промышленности. Емкостные датчики применяются для контроля заполнения резервуаров жидким, порошкообразным или зернистым веществом, как 
конечные выключатели на автоматизированных линиях, конвейерах, роботах, обрабатывающих центрах, станках, в системах сигнализации, для позиционирования различных механизмов и т. д.  
В настоящее время наиболее широкое распространение получили датчики приближения (присутствия), которые помимо своей надежности, имеют широкий ряд преимуществ. Имея сравнительно низкую стоимость, датчики приближения охватывают огромный спектр направленности по своему применению во всех отраслях промышленности. 
Типичными областями использования емкостных датчиков этого типа являются:  
– сигнализация заполнения емкостей из пластика или стекла;  
– контроль уровня заполнения прозрачных упаковок;  
– сигнализация обрыва обмоточного провода;  
10