Система мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки

Изобретение относится к области бурения инженерных и геологоразведочных скважин, в частности к системам мониторинга технологических параметров процесса бурения, а именно к системе мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки, и предназначено для контроля, регистрации, отображения, учета, хранения и передачи текущих параметров процесса бурения по средствам связи для управления процессом бурения. Система мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки включает датчики измерения параметров и устройство сбора данных. Для обеспечения возможности оперативной оценки состояния технологического процесса при бурении скважин устройство сбора данных содержит модуль сбора данных, модуль записи и хранения данных и модуль передачи данных, при этом модуль сбора данных содержит один контроллер или два соединенных между собой CAN шиной контроллера, и аналого-цифровой преобразователь снабжен портом подключения CAN шины для считывания параметров работы двигателя внутреннего сгорания шасси от электронного блока управления двигателем, модуль сбора данных выполнен с возможностью расчета контролируемых параметров и двусторонней связью соединен с дисплеем для отображения контролируемых параметров в режиме реального времени, к модулю сбора данных через соответствующие порты подключены датчик числа оборотов гидромотора вращателя, датчик давления рабочей жидкости напорной линии гидромотора вращателя, датчики числа оборотов крон-блока талевой системы, датчики давления рабочей жидкости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, датчик уровня рабочей жидкости в гидросистеме, датчик температуры рабочей жидкости в гидросистеме, модуль сбора данных соединен двусторонней линией связи CAN с модулем записи и хранения данных, модуль записи и хранения данных двусторонней связью соединен с модулем передачи данных, снабженным портом подключения внешних каналов связи. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области бурения инженерных и геологоразведочных скважин, в частности к системам мониторинга технологических параметров процесса бурения, а именно к системе мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки, и предназначено для контроля, регистрации, отображения, учета, хранения и передачи текущих параметров процесса бурения по средствам связи для управления процессом бурения.

Известно устройство для контроля процесса бурения, содержащее приспособления для измерения веса бурового инструмента, для измерения нагрузки на забой, для измерения давления промывочной жидкости, для измерения крутящего момента на роторе, для измерения усилий на ключе, для измерения плотности бурового раствора и для измерения расхода бурового раствора, блок питания, блок обработки сигналов и блок наблюдений (RU, заявка №94011511, Е21В 44/00, Опубл. 27.01.1996 г.). Каждое приспособление для измерения соответствующего параметра имеет первичный преобразователь. Блок обработки сигналов имеет промежуточные электронные нормирующие преобразователи. Каждый промежуточный нормирующий преобразователь электрически соединен с соответствующим первичным преобразователем. Блок наблюдения электрически соединен с блоком обработки сигналов. Блок наблюдения выполнен в виде аналого-цифровых преобразователей и табло. На табло расположены вертикально на одном уровне семь линейных шкал для отображения информации о соответствующем измеряемом параметре. Вдоль каждой из линейных шкал с равным интервалом расположены светодиоды. Светодиоды электрически соединены с блоком питания и с соответствующим аналого-цифровым преобразователем.

Недостатком такого устройства для контроля процесса бурения является отсутствие возможности дистанционного контроля параметров процесса бурения, оперативного переноса устройства на другую буровую установку, создания архива данных и анализа процесса бурения во времени, передачи данных по внешним каналам связи.

Известна система мониторинга процесса бурения, содержащая группу объектовых компьютеров, установленных на буровых, соединенных через каналы связи с центральным компьютером, в которую дополнительно введены сетевой маршрутизатор и группа объектовых маршрутизаторов, первые входы-выходы каждого из которых соединены с соответствующим объектовым блоком, вторые входы-выходы объектовых маршрутизаторов через каналы связи и сетевой маршрутизатор соединены с центральным компьютером, скважинный прибор, подключенный к передающему устройству, которое, в свою очередь, подключено к частям обсадной или бурильной колонны, разделенной электрическим разделителем, по меньшей мере, одну приемную антенну, подключенную к приемному устройству, в состав которого входит приемник GPS, встроенный в скважинный прибор, имеющий возможность получать сигналы не менее чем с трех спутников (RU, заявка №2006133698, Е21В 47/00, Опубл. 27.03.2008). Объектовый маршрутизатор содержит модуль создания виртуальной частной сети связи, выполняющий связь через канал связи с сетевым маршрутизатором, а также аутентификацию пользователей сети. Сетевой маршрутизатор содержит модуль создания виртуальной частной сети связи, выполняющий связь через каналы связи с объектовыми маршрутизаторами и аутентификацию пользователей сети, а также модуль сетевого экрана для защиты пульта наблюдения от несанкционированного доступа со стороны канала связи. Объектовый маршрутизатор может содержать более чем один контроллер связи, которые выполняют сопряжение объектового маршрутизатора с соответствующими каналами связи. Сетевой маршрутизатор может содержать более чем один контроллер связи, которые выполняют сопряжение сетевого маршрутизатора с каналами связи.

Недостаток такой системы мониторинга процесса бурения заключается в невозможности определения в режиме реального времени комплекса контролируемых технологических параметров, необходимых и достаточных для оценки состояний технологических процессов при бурении скважин.

Известна система информационного обеспечения геологического сопровождения бурения сложнопостроенных скважин, включающая блок загрузки данных по поверхностям скважины, блок ввода информации, блок сопоставления информации, блок контроля загружаемой информации, блок индикации, блок загрузки статичной информации по скважине, блок загрузки каротажных исследований по скважине, блок взаимодействия с источниками данных, блок хранения данных по поверхностям, блок хранения плановых показателей бурения, блок хранений данных по каротажным исследованиям, блок хранения оперативных данных телеметрии, внутреннее хранилище данных по настройкам, блок администрирования, блок прогнозирования аварийной ситуации, блок визуализации данных, блок сбора телеметрических данных с буровых установок, причем блок загрузки статичной информации по скважине односторонней связью соединен с блоком ввода информации, блок загрузки данных по поверхностям скважины односторонней связью соединен с блоком ввода информации, блок загрузки каротажных исследований по скважине односторонней связью соединен с блоком ввода информации, блок индикации двусторонними связями соединен с блоком ввода информации, блоком взаимодействия с источниками данных, блоком администрирования, блоком визуализации данных, блоком прогнозирования аварийной ситуации, блок взаимодействия с источниками данных двусторонними связями соединен с блоком хранения данных по поверхностям, блоком хранения плановых показателей бурения, блоком хранений данных по каротажным исследованиям, блоком хранения оперативных данных телеметрии, блок взаимодействия с источниками данных односторонней связью соединен с блоком сопоставления информации, блок сопоставления информации односторонней связью соединен с блоком контроля загружаемой информации, блок контроля загружаемой информации односторонней связью соединен с блоком визуализации данных, внутреннее хранилище данных по настройкам двусторонней связью соединено с блоком администрирования, блок сбора телеметрических данных с буровых установок односторонней связью соединен с блоком хранения оперативных данных телеметрии (RU, патент №149833, G06F 17/40, Е21В 47/26, Опубл. 20.01.2015, Бюл. №2).

К недостатку такой системы информационного обеспечения геологического сопровождения бурения сложнопостроенных скважин следует отнести ее сложность, заключающуюся в большом количестве соединенных между собой различными связями блоков, что ограничивает возможность ее оперативного переноса с одной буровой установки на другую, ограничивая тем самым ее мобильность.

Наиболее близкой к заявленной системе является мобильная станция контроля параметров бурения, содержащая датчики для измерения веса бурового инструмента, давления рабочей жидкости, расхода бурового раствора, аналого-цифровые преобразователи (АЦП), блок питания, процессор с управляющей программой, выполненный с возможностью создания архива данных, поступающих с датчиков, и передачи указанных данных в диспетчерские центры и на съемные носители, блок памяти, таймер, порт USB, порт подключения внешних каналов связи, датчик положения талевого блока, модуль связи, при этом процессор с управляющей программой, блок памяти, таймер, порты USB, подключения внешних каналов связи и АЦП компактно размещены в одном устройстве сбора данных, обеспечивающем сбор, обработку, хранение, обновление и передачу данных через заданные промежутки времени от указанных датчиков, подачу аварийного сигнала по заданному алгоритму управляющей программы через порты USB или внешних каналов связи, причем блок памяти выполнен энергонезависимым (RU, патент №2380533, Е21В 44/00, Опубл. 27.01.2010, Бюл. №3).

Недостаток такой мобильной станции контроля параметров бурения заключается в недостатке числа контролируемых параметров, что приводит к информационному дефициту и невозможности качественно оценить состояние технологических процессов при бурении, а, следовательно, определить направление и интенсивность последующих управляющих воздействий.

К недостатку такой мобильной станции следует также отнести то, что несмотря на возможность использования наземных датчиков накладным способом для измерения веса бурового инструмента, давления рабочей жидкости, расхода бурового раствора, положения талевого блока без дополнительных врезок и изменений в имеющейся конструкции буровой установки, монтаж такой мобильной станции на каждой буровой установке для контроля параметров бурения и последующий ее демонтаж после произведенных измерений связаны с необходимостью осуществления целого ряда дополнительных операций, требующих как временных затрат, так и некоторых дополнительных усилий.

Недостатком данной мобильной станции является также невозможность получения информации о географических координатах точек скважин, в которых проводились измерения параметров бурения, что не позволяет с достаточной точностью и с минимальными усилиями выполнить построение трехмерной модели рудного тела. В противном случае для этих целей требуется привлечение геолого-технической службы.

В основу изобретения положена техническая проблема, заключающаяся в создании системы мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки, характеризующейся возможностью определения в режиме реального времени комплекса контролируемых параметров, необходимых и достаточных для оценки состояния технологического процесса при бурении скважин, возможностью регистрации, отображения, учета, хранения и передачи текущих параметров процесса бурения по средствам связи для последующего управления процессом бурения, а также возможностью получения точной информации о географических координатах точек скважин, в которых проводились измерения параметров бурения.

При этом техническим результатом является возможность оперативной оценки состояния технологического процесса при бурении скважин.

Достижение вышеуказанного технического результата обеспечивается тем, что в системе мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки, включающей датчики измерения параметров и устройство сбора данных, устройство сбора данных содержит модуль сбора данных, модуль записи и хранения данных и модуль передачи данных, при этом модуль сбора данных содержит один контроллер или два соединенных между собой CAN шиной контроллера, и аналого-цифровой преобразователь, снабжен портом подключения CAN шины для считывания параметров работы двигателя внутреннего сгорания шасси от электронного блока управления двигателем, модуль сбора данных выполнен с возможностью расчета контролируемых параметров и двусторонней связью соединен с дисплеем для отображения контролируемых параметров в режиме реального времени, к модулю сбора данных через соответствующие порты подключены датчик числа оборотов гидромотора вращателя, датчик давления рабочей жидкости напорной линии гидромотора вращателя, датчики числа оборотов крон-блока талевой системы, датчики давления рабочей жидкости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, датчик уровня рабочей жидкости в гидросистеме, датчик температуры рабочей жидкости в гидросистеме, модуль сбора данных соединен двусторонней линией связи CAN с модулем записи и хранения данных, модуль записи и хранения данных двусторонней связью соединен с модулем передачи данных, снабженным портом подключения внешних каналов связи.

Устройство сбора данных может дополнительно содержать модуль спутниковой системы радионавигации (GPS), при этом модуль спутниковой системы радионавигации (GPS) соединен с модулем записи и хранения данных.

Модуль записи и хранения данных может быть выполнен энергонезависимым.

В качестве дисплея может быть использован сенсорный дисплей.

Дисплей может быть снабжен устройством ввода данных.

Выполнение в системе мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки устройства сбора данных в виде модуля сбора данных, модуля записи и хранения данных и модуля передачи данных и при этом выполнение модуля сбора данных в виде одного контроллера или двух соединенных между собой CAN шиной контроллеров, и аналого-цифрового преобразователя, наличие в нем порта подключения CAN шины для считывания параметров работы двигателя внутреннего сгорания шасси от электронного блока управления двигателем, выполнение модуля сбора данных с возможностью расчета контролируемых параметров и соединение его двусторонней связью с дисплеем для отображения контролируемых параметров в режиме реального времени, подключение к модулю сбора данных через соответствующие порты датчика числа оборотов гидромотора вращателя, датчика давления рабочей жидкости напорной линии гидромотора вращателя, датчиков числа оборотов крон-блока талевой системы, датчики давления рабочей жидкости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, датчика уровня рабочей жидкости в гидросистеме, датчика температуры рабочей жидкости в гидросистеме, соединение модуля сбора данных двусторонней линией связи CAN с модулем записи и хранения данных, соединение модуля записи и хранения данных двусторонней связью с модулем передачи данных, снабженным портом подключения внешних каналов связи, обеспечивает возможность определения в режиме реального времени комплекса контролируемых параметров, необходимых и достаточных для оценки состояния технологического процесса при бурении скважин, возможность регистрации, отображения, учета, хранения и передачи текущих параметров процесса бурения по средствам связи для последующего управления процессом бурения.

Это позволяет оперативно оценить состояние технологического процесса при бурении скважин.

Выполнение в системе мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки устройства сбора данных в виде модуля сбора данных, модуля записи и хранения данных и модуля передачи данных обеспечивает возможность регистрации, отображения, учета, хранения и передачи текущих контролируемых параметров процесса бурения для последующего управления процессом бурения.

При этом модуль сбора данных, выполненный в виде одного или двух соединенных между собой CAN шиной контроллеров и аналого-цифрового преобразователя, во-первых, обеспечивает прием и обработку поступивших от датчиков сигналов, преобразуя аналоговые, частотные и дискретные сигналы от датчиков в цифровой вид. В модуль сбора данных поступают сигналы от следующих подключенных через соответствующие порты датчиков: датчика числа оборотов гидромотора вращателя, датчика давления рабочей жидкости напорной линии гидромотора вращателя, датчиков числа оборотов крон-блока талевой системы, датчики давления рабочей жидкости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, датчика уровня рабочей жидкости в гидросистеме, датчика температуры рабочей жидкости в гидросистеме. Во-вторых, выполнение модуля сбора данных с возможностью расчета контролируемых параметров обеспечивает вычисление контролируемых параметров процесса бурения по встроенному математическому алгоритму, используя при этом измеренные датчиками параметры. В-третьих, модуль сбора данных обеспечивает передачу обработанной информации о контролируемых параметрах процесса бурения в модуль записи и хранения данных. При этом обеспечивается считывание параметров работы двигателя внутреннего сгорания шасси от электронного блока управления двигателем благодаря наличию в модуле сбора данных порта подключения CAN шины.

Благодаря соединению модуля сбора данных с дисплеем обеспечивается отображение контролируемых параметров в режиме реального времени.

Модуль записи и хранения данных обеспечивает регистрацию, шифрование и хранение обработанной информации о контролируемых параметрах процесса бурения, полученной от модуля сбора данных.

Модуль передачи данных предназначен для оперативной передачи полученных от модуля записи и хранения данных, зашифрованных данных о контролируемых параметрах процесса бурения через внешние каналы связи благодаря наличию соответствующего порта подключения.

При этом использование двусторонних связей между соответствующими модулями обеспечивает обмен информацией между ними.

Наличие модуля спутниковой системы радионавигации (GPS) в устройстве сбора данных обеспечивает возможность получения точной информации о географических координатах точек скважин, в которых проводились измерения параметров бурения, для выполнения проектного задания, условиями которого является максимально точное соблюдение указанных географических координат сетки скважин. Это позволяет с достаточной точностью и с минимальными усилиями выполнить построение трехмерной модели рудного тела. В противном случае для этих целей требуется привлечение геолого-технической службы.

Соединение модуля спутниковой системы радионавигации (GPS) с модулем записи и хранения данных обеспечивает запись и хранение информации о географических координатах точек скважин, в которых проводились измерения параметров бурения.

Выполнение модуля записи и хранения данных энергонезависимым обеспечивает возможность сохранения информации в течении заданного промежутка времени в случае возможных сбоев электропитания.

Использование сенсорного дисплея или дисплея с устройством ввода данных позволяет как отображать контролируемые параметры процесса бурения в режиме реального времени, так и вводить данные такие, как например номер скважины, номер бригады, тип бурения, а также параметры, необходимые для расчета контролируемых параметров процесса бурения.

Сущность изобретения поясняется следующими чертежами. На фиг. 1 изображена самоходная буровая установка с системой мониторинга технологических параметров процесса бурения, общий вид; на фиг. 2 представлена блок-схема системы мониторинга технологических параметров процесса бурения.

Система мониторинга технологических параметров процесса бурения установлена на самоходной буровой установке.

Буровая установка включает буровой породоразрушающий элемент 1, бурильную колонну 2, мобильное шасси 3, платформу буровой установки 4, подвижную мачту фермовой конструкции 5, талевую систему 6, кронблок 7, подвижный вращатель 8, гидроцилиндр спуска/подъема бурового инструмента 9, пульт управления оператора процессом бурения 10, гидросистему буровой установки 11.

Система мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки включает устройство сбора данных 12 и датчики измерения параметров, в качестве которых использованы датчик 13 числа оборотов гидромотора вращателя, датчик 14 давления рабочей жидкости напорной линии гидромотора вращателя, датчики 15 числа оборотов крон-блока талевой системы, датчики 16 давления рабочей жидкости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, датчик 17 уровня рабочей жидкости в гидросистеме, датчик 18 температуры рабочей жидкости в гидросистеме.

Устройство сбора данных 12 содержит модуль сбора данных 19, модуль записи и хранения данных 20 и модуль передачи данных 21.

Модуль сбора данных 19 содержит один контроллер или два соединенных между собой CAN шиной контроллера, и аналого-цифровой преобразователь (не показаны).

Модуль сбора данных 19 снабжен портом 22 подключения CAN шины для считывания параметров работы двигателя внутреннего сгорания шасси от электронного блока управления двигателем. В качестве CAN шины используется, в частности, CAN шина J1939.

Модуль сбора данных 19 выполнен с возможностью расчета контролируемых параметров и двусторонней связью соединен с дисплеем 23 для отображения контролируемых параметров в режиме реального времени.

В качестве дисплея 23 может быть использован сенсорный дисплей, позволяющий как отображать контролируемые параметры процесса бурения в режиме реального времени, так и вводить данные такие, как например номер скважины, номер бригады, тип бурения, а также параметры, необходимые для расчета контролируемых параметров процесса бурения. Возможно также использование дисплея с устройством ввода данных (не показано), что также позволяет как отображать контролируемые параметры процесса бурения в режиме реального времени, так и вводить данные такие, как например номер скважины, номер бригады, тип бурения, а также параметры, необходимые для расчета контролируемых параметров процесса бурения.

К модулю сбора данных 19 через соответствующие порты подключены датчик 13 числа оборотов гидромотора вращателя, датчик 14 давления рабочей жидкости напорной линии гидромотора вращателя, датчики 15 числа оборотов крон-блока талевой системы, датчики 16 давления рабочей жидкости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, датчик 17 уровня рабочей жидкости в гидросистеме, датчик 18 температуры рабочей жидкости в гидросистеме.

Модуль сбора данных 19 соединен двусторонней линией связи CAN с модулем записи и хранения данных 20.

Модуль записи и хранения данных 20 двусторонней связью соединен с модулем передачи данных 21, снабженным портом подключения внешних каналов связи 24.

Устройство сбора данных 12 дополнительно содержит модуль спутниковой системы радионавигации (GPS) 25. При этом модуль спутниковой системы радионавигации (GPS) 25 соединен с модулем записи и хранения данных 20.

Модуль записи и хранения данных 20 выполнен энергонезависимым.

Для электропитания системы мониторинга технологических параметров процесса бурения использована система электропитания самоходной буровой установки.

Система мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки работает следующим образом.

Согласно утвержденного плана буровых работ, бригада прибывает на место бурения в составе самоходной буровой установки с установленной на ней системой мониторинга технологических параметров процесса бурения. Производится развертывание буровой установки из походного положения в рабочее. Выполняются подготовительные операции перед непосредственным процессом бурения, в том числе задаются начальные параметры, такие как: номер скважины, номер бригады, тип бурения. Далее осуществляется непосредственно бурение скважины с мониторингом технологических параметров процесса бурения.

Благодаря наличию системы мониторинга технологических параметров процесса бурения на самоходной буровой установке исключается необходимость монтажа такой системы при бурении каждой скважины для контроля параметров процесса бурения и последующего ее демонтажа после произведенных измерений. Это исключает осуществление целого ряда дополнительных операций, требующих как временных затрат, так и некоторых дополнительных усилий, и дает возможность оперативной оценки состояний технологических процессов при бурении скважин по определенному в режиме реального времени комплексу контролируемых параметров, необходимых и достаточных для оценки состояний технологических процессов при бурении скважин.

Измерение параметров производится установленными на буровой установке и подключенными к модулю сбора данных 19 устройства сбора данных 12 через соответствующие порты следующими датчиками: датчик 13 числа оборотов гидромотора вращателя, датчик 14 давления рабочей жидкости напорной линии гидромотора вращателя, датчики 15 числа оборотов крон-блока талевой системы, датчики 16 давления рабочей жидкости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, датчик 17 уровня рабочей жидкости в гидросистеме, датчик 18 температуры рабочей жидкости в гидросистеме.

При этом измеряются следующие параметры процесса бурения:

- число оборотов гидромотора вращателя;

- давление рабочей жидкости вращателя;

- число оборотов крон-блока талевой системы;

- давление рабочей жидкости в поршневой и штоковой полости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя;

- уровень рабочей жидкости в гидросистеме;

- температура рабочей жидкости при работе буровой установки.

Для определения числа оборотов гидромотора вращателя применяется индуктивный датчик 13, который монтируется в корпус фланца крепления гидромотора к корпусу вращателя. На валу гидромотора установлена зубчатая шайба. Датчик 13 считывает зубья в момент вращения вала гидромотора за счет изменения амплитуды колебания магнитных волн при нахождении в активной зоне датчика 13 выступающей части головки зуба зубчатой шайбы.

Для измерения давления рабочей жидкости вращателя применяется датчик 14 аналогового типа. Диапазон измерения давления от 0 до 400 бар. Цилиндрический корпус датчика обеспечивает его установку в любом доступном месте соединения трубопроводов.

Для определения числа оборотов крон-блока талевой системы применяются два индуктивных датчика 15 числа оборотов, установленных на крон-блок буровой установки. Они расположены относительно друг друга под углом 45 град. Шкив крон-блока имеет в своем конструктивном исполнении выступающие ребра жесткости. При его вращении ребра попадают в активную зону датчиков. Разница во времени получения сигнала между двумя датчиками позволяет определить скорость вращения шкива.

Для измерения давления рабочей жидкости в поршневой и штоковой полости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя применяются два датчика 16 давления рабочей жидкости аналогового типа, один из которых встроен в поршневую полость гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, другой в штоковую полость. В зависимости от перемещения штока гидроцилиндра вверх или вниз, рабочее давление определяется соответствующим датчиком. Диапазон измерения давления от 0-400 бар.

Уровень рабочей жидкости в гидросистеме определяют поплавковым датчиком 17 дискретного типа. Его устанавливают в масляный бак гидросистемы. Датчик 17 обеспечивает переключение контактов геркона при уровне жидкости ниже или равному контролируемому уровню.

Температура рабочей жидкости при работе буровой установки контролируется датчиком 18 температуры масла аналогового типа. Он обеспечивает точное измерение температуры и передачу сигнала на модуль ввода данных. Датчик 18 монтируется на боковой стенке масляного бака гидросистемы.

Благодаря наличию порта 22 подключения CAN шины для считывания параметров работы двигателя внутреннего сгорания шасси от электронного блока управления двигателем контролируют следующие параметры:

- обороты двигателя внутреннего сгорания шасси,

- температуру охлаждающей жидкости двигателя внутреннего сгорания шасси,

- давление масла двигателя внутреннего сгорания шасси,

- напряжение аккумуляторной батареи,

- уровень топлива в баке.

При этом в качестве CAN шины используется, в частности, CAN шина J1939.

Аналоговые, частотные и дискретные сигналы от датчиков поступают в модуль сбора данных 19, содержащий один контроллер или два соединенных между собой CAN шиной контроллера, и аналого-цифровой преобразователь.

Обработка поступающих сигналов от датчиков осуществляется аналого-цифровым преобразователем, который принимает указанные аналоговые, частотные и дискретные сигналы от датчиков и преобразует их в цифровой вид.

Благодаря наличию в модуле сбора данных 19 одного или двух соединенных между собой CAN шиной контроллеров рассчитываются контролируемые параметры процесса бурения по встроенному математическому алгоритму, используя измеренные датчиками параметры, а также вводимые с сенсорного дисплея.

При этом рассчитываются следующие контролируемые параметры процесса бурения:

- число оборотов шпинделя вращателя,

- крутящий момент шпинделя вращателя,

- усилие подачи бурового снаряда на забой скважины,

- усилие на крюке при подъеме бурового снаряда,

- скорость подачи бурового снаряда,

- глубина бурения скважины.

Число оборотов шпинделя вращателя определяется по формуле:

V=V_г⋅i_p, об/мин

где V_г - обороты выходного вала гидромотора, об/мин;

i_p - передаточное число механической передачи вращателя (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея в зависимости от установленной механической передачи на вращателе).

Крутящий момент шпинделя вращателя определяется по формуле:

где q_г - рабочий объем гидромотора, см³/об (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея в зависимости от установленного объема гидромотора);

Δ_p - перепад давлений, кгс/см³ (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея в зависимости от настроенного давления гидросистемы);

η - гидромеханический кпд гидромотора (постоянная величина, соответствующая установленному гидромотору и задаваемая вручную с сенсорного дисплея).

Усилие подачи бурового снаряда на забой скважины определяется по формуле:

где Δ_р - перепад давлений, кгс/см³ (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея в зависимости от настроенного давления гидросистемы);

d² - наружный диаметр поршня гидроцилиндра, см (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея);

π - постоянная величина, задаваемая вручную с сенсорного дисплея.

Усилие на крюке при подъеме бурового снаряда определяется по формуле:

где Δ_р - перепад давлений, кгс/см³ (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея в зависимости от настроенного давления гидросистемы);

- наружный диаметр штоковой полости гидроцилиндра, см (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея);

- внутренний диаметр штоковой полости гидроцилиндра, см (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея).

Скорость подачи бурового снаряда определяется по формуле:

где - перемещение каретки вращателя при повороте крон-блока на угол 45°, см (параметр, задаваемый вручную с сенсорного дисплея);

Δt - временной интервал между срабатыванием датчиков положения крон-блока, сек.

Глубина бурения вычисляется путем прибавления (сложения) заданной величины каждый раз при срабатывании индуктивного датчика в процессе бурения.

Далее обработанная информация о контролируемых параметров процесса бурения передается по двусторонней линии связи CAN от модуля сбора данных 19 модулю записи и хранения данных 20 для ее регистрации, шифрования и хранения. Выполнение модуля записи и хранения данных 20 энергонезависимым обеспечивает возможность сохранения информации в течении заданного промежутка времени в случае возможных сбоев электропитания.

Благодаря использованию двусторонней линии связи CAN обеспечивается, с одной стороны, передача обработанной информации о контролируемых параметров процесса бурения от модуля сбора данных 19 модулю записи и хранения данных 20 для ее регистрации, шифрования и хранения, а, с другой стороны, модуль записи и хранения данных 20 служит связующим звеном между модулем передачи данных 21, снабженным портом подключения внешних каналов связи 24, и модулем сбора данных 19. Благодаря этому обеспечивается возможность дистанционного конфигурирования и настройки пределов измерения датчиков в случае их замены или калибровки.

Обработанная модулем сбора данных 19 информация о контролируемых параметров процесса бурения также отображается в режиме реального времени на дисплее 23, благодаря его соединению с модулем сбора данных 19 двусторонней связью. При этом использование двусторонней связи и использование сенсорного дисплея или дисплея с устройством ввода данных обеспечивает как возможность отображения контролируемых параметров процесса бурения в режиме реального времени, так и возможность ввода необходимых данных в модуль сбора данных 19.

Зашифрованные данные о контролируемых параметров процесса бурения от модуля записи и хранения данных 20 передаются модулю передачи данных 21, снабженному портом подключения внешних каналов связи 24, таких как Интернет, GSM, радиолинии, спутниковую связь, кабельные линии связи и их комбинации. Далее указанные данные передаются на сервер, доступ к которому имеют руководящие специалисты, начальники участков буровых и иные задействованные при бурении специалисты. При этом благодаря использованию двусторонней связи обеспечивается возможность дистанционного конфигурирования и настройки пределов измерения датчиков в случае их замены или калибровки.

Необходимым условием выполнения проектного задания, в частности, является максимально точное соблюдение указанных географических координат сетки скважин. Возможность получения такой информации о географических координатах точек скважин, в которых проводились измерения параметров бурения, обеспечивается благодаря наличию модуля спутниковой системы радионавигации (GPS) 25 в устройстве сбора данных 12. Это позволяет с достаточной точность и с минимальными усилиями выполнить построение трехмерной модели рудного тела. В этом случае для этих целей не требуется привлечения геолого-технической службы. При этом соединение модуля спутниковой системы радионавигации (GPS) 25 с модулем записи и хранения данных 20 обеспечивает запись и хранение информации о географических координатах точек скважин, в которых проводились измерения параметров бурения.

Таким образом, система мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки дает возможность оперативной оценки состояний технологических процессов при бурении скважин по определенному в режиме реального времени комплексу контролируемых параметров, необходимых и достаточных для оценки состояний технологических процессов при бурении скважин и для последующего управления процессом бурения.

1. Система мониторинга технологических параметров процесса бурения на базе самоходной буровой установки, включающая датчики измерения параметров и устройство сбора данных, отличающаяся тем, что устройство сбора данных содержит модуль сбора данных, модуль записи и хранения данных и модуль передачи данных, при этом модуль сбора данных содержит один контроллер или два соединенных между собой CAN шиной контроллера, и аналого-цифровой преобразователь снабжен портом подключения CAN шины для считывания параметров работы двигателя внутреннего сгорания шасси от электронного блока управления двигателем, модуль сбора данных выполнен с возможностью расчета контролируемых параметров и двусторонней связью соединен с дисплеем для отображения контролируемых параметров в режиме реального времени, к модулю сбора данных через соответствующие порты подключены датчик числа оборотов гидромотора вращателя, датчик давления рабочей жидкости напорной линии гидромотора вращателя, датчики числа оборотов крон-блока талевой системы, датчики давления рабочей жидкости гидроцилиндра спуска/подъема вращателя, датчик уровня рабочей жидкости в гидросистеме, датчик температуры рабочей жидкости в гидросистеме, модуль сбора данных соединен двусторонней линией связи CAN с модулем записи и хранения данных, модуль записи и хранения данных двусторонней связью соединен с модулем передачи данных, снабженным портом подключения внешних каналов связи.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что устройство сбора данных дополнительно содержит модуль спутниковой системы радионавигации (GPS), при этом модуль спутниковой системы радионавигации (GPS) соединен с модулем записи и хранения технологических параметров.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что модуль записи и хранения данных выполнен энергонезависимым.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве дисплея использован сенсорный дисплей.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что дисплей снабжен устройством ввода данных.