Полная версия

Главная arrow Строительство

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

Телеметрические системы

Бурение скважин сложного профиля невозможно без применения современных телеметрических систем и систем геонавигации. Это прежде всего связано с тем, что бурение скважин по сложной траектории с протяженными горизонтальными участками в пределах продуктивного горизонта, выполнение многоствольных ответвлений невозможны без оперативного контроля за положением забоя скважины. Для выполнения текущего контроля положения забоя бурящейся скважины, а также для получения

Данные о системах телеметрии взяты с сайтов соответствующих компаний.

разнообразной информации с забоя скважины, таких как параметры режима бурения - значения осевой нагрузки, крутящего момента, частоты вращения долота, применяют современные телеметрические системы. Телеметрические системы включают комплекс забойных датчиков, максимально приближенных к забою скважины, автономный, чаще всего в виде гидротурбины, вырабатывающей электроэнергию, источник питания, систему съема, передачи и приема информации с забоя на поверхность, компьютерную систему обработки полученных данных для решения задач контроля и управления процессом бурения скважины.

Проблемой создания телеметрических систем для контроля забойных параметров начали заниматься в середине 1940-х гг. В основном эти исследования проводились в США на уровне выполнения поисковых работ. В начале 1950-х гг. были созданы опытные образцы телесистем с гидравлическим каналом связи «забой - устье» скважины. В дальнейшем проводились работы по разработке телесистем с проводным и электромагнитным (беспроводным) каналами связи. За рубежом наибольшее распространение в практике бурения получили телесистемы с гидравлическим каналом связи, хотя у этих систем имеются существенные недостатки по отношению к качеству бурового раствора, а также к работе бурового насоса и бурового оборудования. В отечественном бурении предпочтение получили телесистемы с электромагнитным каналом связи, хотя и они имеют свои недостатки, связанные прежде всего с сильным влиянием на передачу сигнала высокоомных и низкоомных пластов, искажающих структуру импульса.

Для передачи информации с забоя скважины на поверхность применяются различные каналы связи:

  • 1. Системы с акустическим каналом связи.
  • 2. Телесистемы с гидравлическим каналом связи.
  • 3. Электромагнитный (беспроводной) канал связи.
  • 4. Проводной канал связи.
  • 5. Комбинированный канал связи.

Системы с акустическим каналом связи используют звуковые колебания, распространяющиеся в скважине по промывочной жидкости, колонне бурильных труб или окружающей породе. Соответственно этому они подразделяются на три вида: гидроакустические; акустомеханические; сейсмические.

Сейсмические системы применяют пока только для пассивного контроля координат забоя. Из-за недостаточной точности определения положения забоя (десятки метров) они еще находятся на стадии научных и экспериментальных исследований. В качестве источника в таких системах используются звуковые сигналы, которые сопровождают процесс работы бурового инструмента при разрушении горной породы на забое скважины.

Сигналы с забоя улавливают сейсмические датчики на поверхности, и таким образом можно определить как положение забоя скважины, так и некоторые физико-механические параметры свойств горной породы.

Гидроакустический канал из-за сложности и многообразия свойств имеет слабую изученность. Одной из центральных проблем в создании гидроакустического канала является разработка низкочастотного (до 100...200 Гц) излучателя, способного эффективно возбуждать колебания внутри колонны бурильных труб в скважине.

В 1993 г. в Арктическом институте им. Н. Н. Андреева была разработана экспериментальная аппаратура передачи информации (АПИ) по гидроакустическому каналу в скважине для забойной телеметрической системы ЗТС-ГАК. Эта система предназначалась для нахождения параметров ориентации ствола наклонно направленной или горизонтальной скважины, а также сервисных параметров, отражающих условия её работы непосредственно в процессе бурения. В 1998 г. экспериментальный образец АПИ модернизировали. В целом результаты разработки и испытаний экспериментального образца аппаратуры АПИ показали, что гидроакустический канал может быть использован как высоконадежное и недорогое средство связи, в частности, в ЗТС с комбинированным каналом.

Среди зарубежных телесистем практически не встречаются телесис- темы с акустическим каналом связи, однако в настоящее время фирма Schlumberger предложила передачу акустических сигналов в процессе бурения скважин. Характерной особенностью предлагаемой телесистемы является её независимость от параметров бурового раствора, так как акустический сигнал распространяется по трубам и только на дневной поверхности он трансформируется в электромагнитные колебания.

Широкое распространение гидравлического канала связи для передачи информации вызвано следующими их преимуществами:

  • • гидравлический канал связи является естественным каналом связи, так как в нем в качестве канала связи используется столб бурового раствора в бурильной колонне, а следовательно, не требуется дополнительных затрат на организацию канала связи;
  • • гидравлический канал связи обладает большой дальностью действия.

На рис. 3.8 представлены схемы забойных гидромеханических датчиков и графические изображения импульсов, генерируемых такими датчиками, которые используются в телесистемах с гидравлическим каналом связи. В данном случае датчики устанавливают внутри колонны труб и с помощью подвижного клапана вызывают импульсы давления бурового раствора. На рис. 3.9, а показан датчик, который генерирует положительные импульсы давления, перекрывая прямой поток раствора внутри колонны, а на рис. 3.9, 6 - отрицательные, поскольку буровой раствор через клапан пе3. Технические средства измерения и контроля искривления скважин

риодически сбрасывается в затрубное пространство. Короткий импульс соответствует кодированному значению 1 или 0, при этом при положительном импульсе 1 - это код повышения давления, а при отрицательном импульсе - код понижения давления. Сигнал, который соответствует 0, - это возврат к прежнему уровню давления в системе колонна - скважины.

Кодирование сигналов в гидравлическом канале связи ЗТС

Рис. 3.8. Кодирование сигналов в гидравлическом канале связи ЗТС: а - схема датчика и график импульса при передачи кодированного положительного сигнала; б - схема датчика и график импульса при передачи кодированного отрицательного сигнала

На рис. 3.9 показан пульсатор вращательного типа, который передает информацию за счет изменения фазы пульсации давления. Пульсация давления достигается за счет вращения крыльчатки 1 с постоянной частотой вращения, а фазовый переход достигается поворотом крыльчатки 2 влево или вправо. Поворот крыльчатки в ту или иную сторону приводит к определенному смещению фазы пульсации и знаку 1 или 0.

Схема пульсатора вращательного типа

Рис. 3.9. Схема пульсатора вращательного типа: а - схема работы; б - график импульса сигнала; в - внешний вид пульсатора; 1 - вращающаяся крыльчатка; 2 - крыльчатка фазовой манипуляции, установленная с возможностью поворота вокруг оси - влево- вправо; 3 - корпус системы

Первые телеметрические системы, разработанные в начале 1960-х гг. во ВНИИБТ, представляли собой механические устройства, привод которых был конструктивно связан с валом турбобура. К таким телеметрическим системам относятся гидротурботахометры ГТН-2, ГТН-3, ГТН-4, ГТН-ПН, ИЧТ. Первая в нашей стране более совершенная система под названием СНБ (сигнализатор направленного бурения), а затем ГИТ (гидравлическая инклинометрическая телесистема) позволяли осуществлять контроль азимута, зенитного угла и направление действия отклонителя. С 1982 г. началось широкое применение усовершенствованного варианта телесистемы под шифром «Индикатор частоты вращения вала турбобура» - ИЧТ.

В настоящее время разработкой телесистем с передачей информации по гидравлическому каналу связи занимается НИИ ТС «Пилот», которому удалось создать экспериментальный образец телесистемы, осуществляющей контроль процесса бурения.

За рубежом в области каротажа в процессе бурения наиболее успешно работают фирмы Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Teleco, Eastman Cristensen (США), Sperry-Sun (Великобритания). Эти фирмы в конце 80-х гг. разработали и используют телесистемы MWD (measurement while drilling измерение во время бурения) с гидравлическим каналом связи, позволяющие осуществлять оперативный контроль за траекторией скважин путем измерения инклинометрических и некоторых технологических параметров.

В настоящее время зарубежные фирмы разрабатывают и предлагают системы LWD (logging while drilling - регистрация во время бурения) с гидравлическим каналом связи с набором методов, не уступающих системам каротажа на кабеле. Как правило, эти системы состоят из отдельных модулей, каждый из которых имеет ЗУ в скважинном приборе, позволяющее запоминать скважинные данные во время работы прибора. Кроме того, информация о пластах передается в реальном времени по каналу связи на поверхность. В настоящее время разработаны и широко используются системы с так называемым положительным и отрицательным импульсами. Актуальным и перспективным направлением деятельности зарубежных фирм стала разработка систем «геонаправления», при которых выбор и корректировка траектории скважины производятся на основе геологических данных о пласте, полученных в реальном времени. В таких системах измерительные датчики располагаются вблизи от долота, в отличие от систем предшествующего поколения, где датчики отстоят от долота на 9.. .30 м.

Примером таких телесистем является новый прибор MWD фирмы Halliburton Strata Tracker, первый промышленный малогабаритный прибор, измеряющий гамма-излучение с азимутальным сканированием и отклонение на долоте, динамическую и статическую инклинометрию и измерение скорости вращения долота.

Фирма Baker Hughes также имеет в своем распоряжении полную серию систем MWD как для контроля направления, так и для оценки пласта, рассчитанных на температуру 125... 150° С и давление 140 МПа.

Фирма Schlumberger также рекомендует новый прибор Slim Access, транспортируемый на трубах в повторно разбуриваемую скважину диаметром 95 мм с резкими изменениями направления ствола величиной 40 град / 30 м.

Электромагнитный (беспроводной) канал связи использует колонну бурильных труб в качестве одного из проводов линии передачи, по простоте контрукции глубинных и наземных устройств, пропускной способности является наиболее перспективным при организации устойчивой связи «забой - устье» при турбинном и роторном бурении скважин.

По сравнению с гидравлическим каналом электромагнитный канал связи обладает следующими преимуществами:

  • • повышенная надежность деталей забойных устройств, контактирующих с абразивным потоком бурового раствора;
  • • простота в управлении, возможность обратной связи.

Вместе с тем электромагнитный канал связи обладает и некоторыми недостатками, такими как ограничение дальности действия (из-за свойств геологического разреза), его зависимость от материала бурильных труб, а также отсутствие возможностей исследования в море и в соленосных отложениях, достаточно высокая сложность электронного управляющего блока.

Лидером в разработке бескабельных систем является ОАО НПП ВНИИГИС. В 1969 г. на основе технических решений аппаратуры БЭТА-1 была разработана аппаратура КУБ-1, предназначенная для проведения электрического каротажа в процессе турбинного бурения. В последующее десятилетие разработана телеметрическая система ЗИС-1 для автоматического контроля за направлением скважин в процессе бурения и телеизмерительная система «Забой» для измерения геофизических и технологических параметров в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. В 1991 г. разработанные забойные телесистемы с беспроводным электромагнитным каналом связи типа ЗИС-4. С 1999 г. началась эксплуатация первой промышленной партии малогабаритной телеситемы ЗТС54-ЭМ, параллельно ей разработана более совершенная телесистема ЗТС-42ЭМ с диаметром модулей 42 мм.

На рис. 3.10 показана схема, поясняющая принцип построения элек- томагнитной связи. Сигнал поступает от источника, который размещен в ЗТС под диамагнитным разделителем колонны. Электромагнитное излучение передается через породы к антенне-заземлителю, а далее принимается системой обработки сигнала и компьютером.

Проводной канал связи имеет следующие преимущества перед всеми известными каналами связи: максимально возможная информативность, быстродействие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи, отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика, возможность двухсторонней связи, возможность подачи значительной электрической мощности для привода забойных механизмов (управляемого отклонителя, нагружателя и др.), возможность использования при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированного бурового раствора, отсутствие зависимости от удельного сопротивления горных пород. Работы по созданию ЗТС с проводным каналом связи были обусловлены применением с начала 60-х гг. в СССР электробурения. Наиболее широкое распространение получила телеметрическая система типа СТЭ, использовавшая в качестве линии связи силовой кабель электробура. Система СТЭ позволяла производить измерения следующих параметров: зенитный угол, азимут скважины, положение отклонителя, нагрузка на долото, число оборот, крутящий момент, большинство телесистем этого типа имели ресурс до 600-800 ч и межремонтный период до 100 ч.

Схема электромагнитного канала связи телеметрической системы

Рис. 3.10. Схема электромагнитного канала связи телеметрической системы: 1 - буровая установка; 2 - кабель связи; 3 - пульт управления с ПК; 4 - антенна-заземлитель; 5 - бурильные трубы;

  • 6 - энергоблок компоновки; 7 - электронный блок компоновки;
  • 8 - источник электромагнитных волн; 9 - долото

В настоящее время разработчики ВНИИБТ направили свои усилия на разработку ряда унифицированных телеметрических систем типа ЭТО (электропроводная телесистема для ориентирования) в модульном исполнении. Созданы базовый модуль ЭТО-1 и др.

С середины 90-х гг. прошлого века лидером в разработке кабельных систем является ОАО НПФ «Геофизика», где разрабатываются и производятся: инклинометрическая забойная система с кабельным каналом связи КТС-1 с магнитометрическим многоточечным инклинометром «Оникс»; технологии и технические средства для ТИС и ГС «Горизонталь».

С развитием таких буровых систем, как колтюбинг, исключающих применение составных бурильных колонн, актуальность проводных систем передачи информации с забоя существенно возрастает. В этом случае телеметрическая система значительно упрощается, так как появляется возможность без всяких ограничений подавать к забою энергию и получать обратноустойчивый и высококачественный сигнал по электрическому или оптоволоконному каналу.

Комбинированный канал связи - это сочетание различных по своей физической сущности каналов связи скважинного прибора с наземной регистрирующей и обрабатывающей аппаратурой, позволяющий в каждом конкретном случае выбрать оптимальный вариант системы. В настоящее время наиболее распространенной комбинацией является гидравлический и электромагнитный каналы связи.

Тенденция развития каналов связи направлена на увеличение количества информации, передаваемой в единицу времени. Так, гидравлический канал связи с положительным импульсом давления имеет предел в 4 бит/с. Электромагнитный бескабельный канал и гидравлический с отрицательным импульсом давления достигают уровня передачи данных в 10 бит/с. Устройства гидравлического канала связи, использующие положительные и отрицательные импульсы давления, вытесняются более перспективными роторными пульсаторами (рис. 3.9), частоту передачи данных которых ведущие производители обещают довести в ближайшее время до 30 бит/с. Однако существует ряд ограничений на использование гидравлического канала связи: аэрированные буровые растворы и нерастворимые средства борьбы с поглощениями бурового раствора. Электромагнитный канал связи также совершенствуется, например, установкой кабельной перемычки 100-200 м между забойной телесистемой и ретранслятором-разделителем на бурильных трубах - так называемый комбинированный канал связи. Это позволяет снизить затухание сигнала и повысить частоту передачи данных до 20-30 бит/с, а также обойти частично проблему с влиянием низкоомных солевых прослоев пород.

Самым емким каналом связи является способ передачи электромагнитного сигнала по дополнительным трубам, установленным внутри и изолированным в бурильных трубах, и по проводному каналу связи с помощью кабельных секций или колтюбинговых труб.

В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи «забой - устье скважины», прием наземным устройством, обработку и представление оператору результатов обработки. Существующие телесистемы включают следующие основные части: забойную аппаратуру; наземную аппаратуру; канал связи; технологическую оснастку (для электропроводной линии связи); антенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи); немагнитную УБТ (для телесистем с первичными преобразователями азимута с использованием магнитометров); забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспроводной линией связи).

Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как:

  • • первичные преобразователи (ПП) направления бурения;
  • • ПП геофизических параметров приствольной зоны скважины;
  • • ПП технологических параметров бурения.

К первичным преобразователям направления бурения относятся:

• ПП зенитного угла в точке измерения (0);

  • • ПП азимута скважины (а);
  • • ПП направления отклонителя (со0).

К первичным преобразователям геофизических параметров (данных каротажа) можно отнести геофизические зонды, измеряющие КС - кажущееся сопротивление горных пород; ПС - самопроизвольную поляризацию; гамма-каротаж (гамма естественного излучения горных пород); электромагнитный каротаж.

К первичным преобразователям технологических параметров бурения можно отнести датчики, измеряющие параметры процесса бурения: осевую нагрузку на долото; момент реактивный или активный; частоту вращения долота; давление внутри и снаружи бурильной колонны; другие, по желанию заказчика, а также в зависимости от аппаратурных возможностей телесистемы.

Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилитель-передатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.

Задачу контроля и управления процессом бурения в автоматическом режиме успешно решает информационно-технологический навигационный буровой комплекс, который включает в себя как наземную аппаратуру, так и датчики, приближенные с помощью телеметрической системы к забою скважины. В него входят также устройства сбора информации, её преобразования, передачи и программной обработки для принятия оперативного решения и вывода технологических рекомендаций на пульт бурильщика, а в автоматическом режиме - для вывода управляющих воздействий на приводы исполнительных устройств.

Геонавигационный комплекс (рис. 3.11) содержит установленную в колонне бурильных труб 1 над забойным двигателем 2 забойную телеметрическую систему 3 с источником питания 4, насос 5, привод насоса 6. Насос 5 соединен с приемной емкостью 7, в которой установлен датчик уровня бурового раствора 8. В нагнетательной линии 9 насоса 5 установлены датчики давления 10, расхода 11, плотности 12, наличия газовых включений 13. В нагнетательной линии 8 также установлен управляющий клапан 14. К антенне 15 подключено приемное устройство 16, выход из которого подключен к входу в компьютер 17. Ко второму входу в компьютер 17 подключен преобразовательный комплекс 18.

Лебедка 19 содержит привод лебедки 20. На лебедке 19 установлен датчик длины колонны бурильных труб 21. Индикатор веса на крюке 22 установлен на тросе 23. Колонна бурильных труб 1 проходит через ротор 24, содержащий привод ротора 25 для ориентации отклоняющей компоновки 26.

Информационно-технологический геонавигационный комплекс

Рис. 3.11. Информационно-технологический геонавигационный комплекс

В верхней части колонны бурильных труб 1 установлен превентор 27, привод превентора 28. В затрубном пространстве колонны бурильных труб 1 установлен газоанализатор 29, датчик осевой нагрузки 30 и датчик крутящего момента 31, датчик оборотов гидротурбины 32. Передающий модуль 33 и блок инклинометрии 34 установлены в корпусе забойной телеметрической системы 3. К выходам компьютера 17 подключены монитор 35, принтер 36, а через блок сопряжения 37 пульт бурильщика 38, модем 39. Модем 39 соединен по линии телефонной связи через модем удаленного компьютера 40 с удаленным компьютером 41. Выход компьютера

17 подключен к блоку управления 42, к которому, в свою очередь, подключены привод насоса 6, привод лебедки 20, привод ротора 25, привод превентора 28 и управляемый клапан 14. Возможна установка над источником питания 4 съемного модуля пульсатора 43 для передачи информации по гидравлическому каналу связи.

Компьютер 17 содержит программное обеспечение информационнотехнологического комплекса, которое включает: операционную систему, программу обработки информации, программу выработки технических решений, программу управления.

Преобразовательный комплекс 18 содержит аналого-цифровые преобразователи (по числу датчиков) АЦП 50...АЦП 58, контроллер, модем комплекса и блок питания.

Устройство работает следующим образом.

При бурении работает насос 5, который по нагнетательной линии 7 подает буровой раствор к турбобуру 3 и приводит его в действие. Инкли- нометрические параметры с блока инклинометрии 34 и забойные параметры с датчиков осевой нагрузки 30 и крутящего момента 31 и оборотов гидротурбины 32 при помощи передающего модуля 33 в виде электромагнитного сигнала подаются на антенну 15 и далее в приемное устройство 16 и в компьютер 17. Сигналы с наземных технологических датчиков 8, 10, 11, 12,13, 19, 20 подаются на вход в преобразовательный комплекс

18 и далее на вход в компьютер 17, где преобразуются, обрабатываются и передаются одновременно на монитор 35 и пульт бурильщика 38, а при необходимости и на принтер 36. На экране монитора 35 информация оперативно, качественно и наглядно доводится до исполнителя-геофизика, а на пульте бурильщика 38 часть этой информации представляется в цифровой и аналоговой форме, причем в аналоговой форме при помощи светодиодов, размещенных по окружности, представляются преимущественно инклинометрические данные.

Преобразовательный комплекс 18 преобразует показания со всех наземных датчиков в сигнал, приемлемый для компьютера 17. Датчики, установленные в корпусе забойной телеметрической системы, передают информацию на поверхность через передающий модуль 33 на антенну 15, приемное устройство 16 и далее в персональный компьютер 17.

Программа обработки информации от технологических датчиков обрабатывает всю информацию, полученную с датчиков для представления первоначально в цифровом виде, затем для визуализации в форме таблиц, графиков и диаграмм на экране монитора 35 (рис. 3.12) и, кроме того, рассчитывает и выдает данные, полученные путем математических преобразований с замеренными параметрами, например, отклонение от траектории. Программа выработки технических решений осуществляет более сложные логические и математические преобразования информации для выработки рекомендаций по управлению процессом бурения. Программа управления непосредственно подает управляющие сигналы на исполнительные органы систем управления, к которым относятся привод насоса 6, привод лебедки 18, привод ротора 25 и привод превентора 28. Возможна выдача предупреждающих (звуковых и световых) сигналов при аварийной ситуации. Комплекс обеспечивает и полную автоматизацию процесса бурения путем воздействия на привод насоса 6, привод лебедки 18, привод ротора 25 и привод превентора 28. При этом каждое из этих управляющих воздействий может быть реализовано либо в отдельности, либо совместно в любом сочетании.

Пульт бурильщика

Рис. 3.12. Пульт бурильщика

Пульсатор 43, создающий гидравлические пульсации бурового раствора, обеспечивает передачу информации об инклинометрических и забойных технологических параметрах по гидравлическому каналу связи. При этом можно использовать или один из двух каналов связи, или гидравлический, так и электроимпульсный каналы связи для дублирования получаемой информации, что существенно повышает надежность системы.

Комплекс обеспечивает также передачу информации на удаленный компьютер 41, чтобы осуществлять контроль над бурением не только на одной буровой, но и в масштабах куста или месторождения.

Телеметрическая система, входящая в состав геонавигацинного комплекса, предназначена для определения пространственной ориентации компоновки низа бурильной колонны, а также забойных параметров, необходимых для оптимизации процесса бурения. Скважинный прибор телеметрической системы обеспечивает ориентацию отклонителя на забое, а также непрерывную передачу и индикацию на поверхности азимута, зенитного угла скважины в процессе турбинного бурения в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий.

Телеметрическая система информационно-навигационного комплекса работает следующим образом.

Поток промывочной жидкости приводит в действие турбину генератора проточного типа, и вырабатывается электроэнергия, питающая электронный блок скважинного прибора. Информация от датчиков преобразуется в кодовую последовательность, которая передается в зависимости от условий бурения и наличия соответствующих модулей по электромагнитному или гидравлическому каналам связи. На поверхности сигнал принимается антенной, удаленной на 30-50 м от буровой, или датчиком-преобразователем, установленным в нагнетательную линию насосов. В приемном устройстве принятый сигнал декодируется и вводится в компьютер для обработки.

Скважинная часть телеметрической системы имеет модульную конструкцию. Функциональные возможности телеметрической системы зависят от состава входящих в нее модулей, которые, в свою очередь, определяются технологической необходимостью.

Базовые комплектации скважинного прибора обеспечивают ориентацию отклонителя на забое, а также непрерывную передачу и индикацию на поверхности азимута, зенитного угла скважины в процессе турбинного бурения в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий. Телеметрические системы используют для передачи электромагнитный (ЗТС) или гидравлический канал (ЗТСГ) связи. Передача информации по гидравлическому каналу связи обеспечивает работоспособность системы в породах с высокой проводимостью, но имеет меньшую скорость передачи информации. Измерение угловых параметров также возможно без циркуляции бурового раствора в «статике», при этом используется батарейное питание электронных компонентов ЗТС.

В табл. 3.1 приведены основные характеристики телеметрической системы.

Таблица 3.1

Основные параметры и характеристики телеметрической системы

Параметры системы

Характеристики системы

Диапазон измерения, град: Зенитный угол

0-180

Азимутальный угол

0-360

Угол установки отклонителя

0-360

Погрешность измерения, град: Зенитный угол

±0,1-0,15

Азимутальный угол

± 1-2

Угла установки отклонителя

±1-2

Размеры скважинного прибора, мм: Диаметр

Не более 172

Длина

3 000

Характеристика генератора питания скважинной аппаратуры:

Частота вращения турбины генератора, мин 1

2 000 ±500

Напряжение, В

18-70

Характеристика источника питания наземной аппаратуры:

Переменный ток, частота, Гц

50

Напряжение, В

220-240

Рабочая температура на забое, °С

До 125

Расход бурового раствора, л/с

7...60

Максимальное гидростатическое давление, МПа

100

Ресурс генератора до ревизии, ч

Не менее 200

Содержание песка в растворе, %

Менее 3

Виброустойчивость g

До 12

Ударопрочность g

До 1 000

Применение ЗТС с электромагнитным и гидравлическим каналами связи позволяет проводить измерения навигационных и геофизических параметров в процессе бурения, в том числе без циркуляции бурового раствора, вести запись информации при подъеме инструмента.

Измеряемые параметры ЗТС:

  • • зенитный угол;
  • • азимутальный угол;
  • • положение отклонителя относительно апсидальной плоскости;
  • • каротаж сопротивления КС (для ЗТС с электромагнитным каналом связи);
  • • каротаж самопроизвольной поляризации ПС (для ЗТС с электромагнитным каналом связи);
  • • виброкаротаж ВК;
  • • частота вращения генератора;
  • • температура на забое;
  • • мощность излучения.

Обновление данных с забоя происходит не чаще одного раза в 30 с.

Забойные телеметрические системы с электромагнитным каналом связи устанавливаются над забойным двигателем и состоят из забойной части (прибор электронный, генератор, удлинитель, электрический разделитель) и наземной аппаратуры (пульт бурильщика, антенна, приемное устройство, ПК).

ЗТС с гидравлическим каналом связи включает забойную часть (прибор скважинный, генератор, удлинитель, силовой корпус, пульсатор) и наземную аппаратуру (датчик давления на манифольде, пульт бурильщика, приемное устройство, ПК). Сигнал, принятый антенной на поверхности земли, а в случае гидроканала - датчиком давления на манифольде, поступает на приемное устройство, где происходит его усиление, фильтрация и декодирование. Затем информация поступает на компьютер оператора и сохраняется в памяти в любом удобном для потребителя формате, например, в виде лент с записанными параметрами в виде графиков (рис. 3.13).

Пример записи измерений, выполненных ЗТС (стандартный каротаж М 1:200)

Рис. 3.13. Пример записи измерений, выполненных ЗТС (стандартный каротаж М 1:200)

ЗТС изготовлена из немагнитной стали аустенитного класса и сплава Д16Т. Предельное значение интенсивности искривления ствола скважины по условию проходимости ЗТС составляет 1 град/м.

В процессе бурения скважинный прибор (рис. 3.14) производит измерения навигационных и геофизических параметров и передает кодированный электрический сигнал, содержащий полученную информацию, в окружающую породу. В случае ЗТС с гидроканалом скважинный прибор производит измерения и с помощью пульсатора формирует импульсы давления, которые распространяются по стволу жидкости в буровом инструменте и принимаются датчиком давления на манифольде.

Забойная часть ЗТС

Рис. 3.14. Забойная часть ЗТС: 1 - корпус и электронный блок; 2 - генератор; 3 - удлинитель

Пульт бурильщика ЗТС

Рис. 3.15. Пульт бурильщика ЗТС

Программное обеспечение телесис- темы позволяет производить обмен информацией, редактирование, привязку данных измерений к глубине, визуализацию информации на экране монитора в цифровом и графическом виде. Для управления ЗТС используется также информационное табло на пульте бурильщика (рис. 3.15).

Основные достоинства ЗТС состоят в следующем:

  • • унифицированная конструкция позволяет, меняя силовые корпуса, работать с различными колоннами диаметром от 90 до 240 мм;
  • • небольшая длина и гибкость конструкции позволяет проводить скважины с большой интенсивностью искривления ствола (до 1 град/м) и снизить прихватоопасность КНБК;
  • • измерение навигационных и геофизических параметров возможно как в процессе бурения при циркуляции бурового раствора, так и без циркуляции бурового раствора;
  • • возможно управление форматом измерения и передачи информации с поверхности, без подъема телесистемы из скважины;
  • • измерение и запись информации с сохранением на жестком диске при подъеме инструмента;
  • • телесистемы могут работать при гидростатическом давлении до 100 МПа, температуре окружающей среды до 125 °С, в широком диапазоне расходов бурового раствора;
  • • телесистемы могут использоваться при бурении скважин на депрессии с использованием аэрированных буровых растворов, газа, воздуха;
  • • имеется возможность использования гидроканала для передачи информации, для чего достаточно провести небольшую доработку пульсатора любой из использующихся в настоящее время телеметрических систем.

Генераторы питания скважинной аппаратуры ЗТС входят в состав забойных телеметрических систем (MWD/LWD) с электромагнитным и гидравлическим каналом связи и служат для питания скважинной аппаратуры. Основные характеристики генераторов приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Технические параметры скважинных генераторов

Параметры

Типы генераторов

SG 072

SG 073

SG 094

SG 094

SG 095

Мощность, Вт

110-1 550

25-930

50-900

40-980

40-980

Диаметр телесистемы, мм

178/203

203

110/130

110/130

110/130

Диаметр по шнеку, мм

142

138

89

81

81

Длина, мм

600

550

505

505

505

Масса, кг

15,5

15,3

9,6

9,6

9,6

Расход бурового раствора, л/с

25-60

30-75

7-18

7-18

7-18

Частота вращения генератора, мин 1

380-2 500

Скважинные генераторы обладают следующими особенностями и преимуществами:

  • • генераторы обладают большой мощностью при малых габаритах и весе;
  • • работают в большом диапазоне расходов бурового раствора;
  • • имеют большой ресурс работы до ревизии;
  • • применение шнекового привода снижает требования к содержанию в буровом растворе посторонних включений.

Скважинные генераторы могут использоваться не только в качестве источника питания для телеметрических систем с гидроканалом производства НПП «Самарские горизонты», но и вместо блока литиевых батарей в телесис- темах с гидроканалом. Ресурс работы - до 400 ч до ревизии. Срок службы генератора - не менее 5 лет.

Характеристики тока генератора SG 072

Рис. 3.16. Характеристики тока генератора SG 072

На рис. 3.16 приведен пример характеристик скважинного генератора типа SG 072.

Ряд ЗТС могут работать не от скважинных генераторов, а от автономных источников питания в виде батарей (рис. 3.17). В этом случае энергообеспечение скважинной аппаратуры не зависит от параметров циркуляции и качества бурового раствора.

Батареи питания забойных телеметрических систем с различными видами соединительных элементов

Рис. 3.17. Батареи питания забойных телеметрических систем с различными видами соединительных элементов

При высоких требованиях к прочности корпуса для работы в условиях повышенных температур, высокой вибрации и ударных нагрузок, аккумуляторная батарея помещается в стеклопластиковый корпус. Полости между элементами батареи и корпусом заполняются компаундом.

Батареи с подобной защитой способны надежно работать в самых экстремальных условиях, вплоть до систем телеметрии при бурении нефтяных скважин и в различной каротажной аппаратуре.

Характеристики батареи питания ЗТС приведены в табл. 3.3.

Аппаратно-программный комплекс «Волга» предназначен для автоматизированного контроля процесса бурения нефтегазовых скважин, проведения геолого-технологических и геохимических исследований, с целью оперативного управления бурением и обеспечения безаварийности и безопасности проводки скважин.

Характеристики батареи питания ЗТС

Таблица 3.3

Наименование

FPLT-28.8-29.0-PZ

Тип источника питания

Батарея элементов питания

Химическая система

Li-SoC12 (литий-тионилхлорид)

Тип элементов

Electrochem 150MR-33-127

Номинальное напряжение, В

28,8

Диапазон напряжений, В

24-29,6

Емкость, Ач

29

Ток рабочий / ток пиковый, мА

200 мА/550

Габариты, мм

Диаметр - 37,2; длина - 1 138

Тип корпуса

Стеклопластиковая труба

Тип защиты

Защита плавким предохранителем

Тип выходных контактов

Специализированные разъемы

Диапазон температур

от-40°С до +150°С

Геолого-технологическая информация от наземных датчиков на буровой и забойной телеметрической системы поступает на контроллер сбора и первичной обработки данных, после чего передается на компьютер оператора на буровой.

Вся полученная и внесенная информация обрабатывается специальными программными модулями и в реальном масштабе времени, с помощью средств связи поступает на сервер данных, где хранится и доступна неограниченному числу пользователей.

Аппаратно-программный комплекс «Волга» позволяет наблюдать за процессом бурения в реальном масштабе времени, получать полную и объективную информацию со скважин, контролировать процесс бурения, оперативно принимать решения по оптимизации строительства скважин, находясь даже на значительном удалении от буровой. Для это используют отдельные модули, такие, например, как «Волга-Курс» (рис. 3.18) и «Волга- Супервайзер» (рис. 3.19).

Аппаратно-программный комплекс «Волга» - это система, которая накапливает базу данных по аварийным ситуациям и непредвиденным осложнениям на скважине и на основе экспертной оценки текущего состояния скважины выдает готовые управленческие решения, что позволяет минимизировать нарушения технологии, повысить технико-экономические показатели строительства скважин, сократить расходы на привлечение высококвалифицированного управленческого персонала на буровой.

Модуль комплекса «Волга», «Волга-Курс»

Рис. 3.18. Модуль комплекса «Волга», «Волга-Курс»

Модуль «Волга-Супервайзер»

Рис. 3.19. Модуль «Волга-Супервайзер»

Комплекс обеспечивает исполнение следующих функций:

  • • геолого-технологические исследования с использованием различных наземных датчиков, аппаратуры газового каротажа и забойных телеметрических комплексов;
  • • контроль технологических процессов бурения;
  • • непрерывный контроль строительства скважины на соответствие проекту на бурение;
  • • обработку и передачу геолого-геофизической, технологической информации в реальном масштабе времени средствами радио, сотовой, спутниковой или проводной связи на сервер данных;
  • • накопление и хранение всей полученной информации по скважине;
  • • визуализацию всей полученной по скважине информации и формирование отчетности по всем событиям, происходящим на буровой;
  • • построение двух- и трехмерной модели скважины или куста скважин по проектным, фактическим и замеренным данным;
  • • определение критического сближения скважин, расчет компоновок (КНБК) и прогнозирование их поведения;
  • • построение многофакторной геологической модели месторождений и скважин в процессе бурения;
  • • исследования шлама и керна;
  • • прогнозирование и предупреждение возникновения аварийных ситуаций и осложнений;
  • • газовый каротаж;
  • • определение литологического разреза, выделение пластов- коллекторов;
  • • круглосуточное видеонаблюдение на буровой;
  • • связь контроллера с датчиками осуществляется по интерфейсу RS 485;
  • • частота обновления данных на экране - 1 раз в секунду;
  • • электропитание от сети переменного тока - 220 Вт/50 Гц;
  • • максимально потребляемая мощность - не менее 100 Вт;
  • • автономное питание при сбоях энергоснабжения - до 15 минут. Основные измеряемые параметры системой «Волга»:
  • • вес на крюке;
  • • давление в нагнетательной линии бурового раствора;
  • • глубина забоя по инструменту;
  • • момент свинчивания бурового инструмента на ключе;
  • • нагрузка на долото;
  • • момент на роторе;
  • • частота вращения ротора;
  • • количество ходов насоса;
  • • индикация срабатывания клиньев;
  • • зенитный угол;
  • • азимутальный угол;
  • • температура бурового раствора;
  • • расход бурового раствора на входе-выходе;
  • • положение отклонителя (угол установки отклонителя относительно апсидальной плоскости или азимута скважины);
  • • уровни бурового раствора в емкостях на буровой площадке;
  • • частота вращения генератора;
  • • электропроводность бурового раствора;
  • • температура на забое скважины;
  • • плотность бурового раствора на входе;
  • • каротаж сопротивления (КС);
  • • каротаж самопроизвольной поляризации (ПС);
  • • виброкаротаж (ВК);
  • • гамма-каротаж (ГК).

Забойная телеметрическая система «Корвет» группы компаний «Гео» с гидравлическим каналом связи предназначена для измерений в процессе бурения с целью контроля направления бурения и литологического расчленения разреза скважины (рис. 3.20).

Телесистема «Корвет» включает: забойный телеметрический зонд (рис. 3.20); наземную аппаратуру (рис. 3.20); табло оператора по управлению направлением скважины (рис. 3.21).

Забойная телеметрическая система «Корвет»

Рис. 3.20. Забойная телеметрическая система «Корвет»: 1 - наземная аппаратура; 2 - телеметрический скважинный зонд

Табло оператора телеметрической системы «Корвет»

Рис. 3.21. Табло оператора телеметрической системы «Корвет»: указаны текущие значения азимутального угла скважины - 247°, зенитного угла скважины - 45° и глубина скважины - 1568 м

В системе ЗТЛС используется надёжный пульсатор вращательного типа с положительным импульсом давления производства компании APS (США). Конструкция пульсатора практически исключает блокировку или заклинивание клапана. Пульсатор APS является одним из самых устойчивых к добавкам в буровой раствор для борьбы с поглощениями.

Конструкция ЗТС «Корвет» даёт возможность использовать одну и ту же скважинную сборку в компоновках различного диаметра. Это позволяет более рационально использовать имеющийся парк аппаратуры. Конструкция ЗТЛС предусматривает произвольную последовательность скважинных модулей в системе, что позволяет устанавливать батарейные и приборные модули в зависимости от условий и задач.

Компоновка модулей в ЗТС «Корвет» приведена на рис. 3.22, 3.23.

ЗТС «Корвет»

Рис. 3.22. ЗТС «Корвет»: 1 - гидроимпульсный пульсатор вращательного типа (передатчик APS)', 2 - корпус ЗТС из диамагнитной стали с модулями телеметрии, инклинометрии, каротажа и электропитания

Модули телеметрической системы «Корвет»

Рис. 3.23. Модули телеметрической системы «Корвет»

Наземная система ЗТС «Корвет» может использоваться как станция контроля бурения и газового каротажа. В зависимости от комплектации датчиками контроля бурения и газового каротажа наземная система ЗТЛС позволяет решать такие задачи, как предупреждение аварийных ситуаций, прогноз зон АВПД и АНПД, построение ствола скважины по режимнотехнологической карте, расчёт гидравлического рапорта, расчёт более 350 параметров, передача данных по каналу связи любых расчётных и измеряемых параметров. Также возможно составление отчётов за рейс, по скважине, суточные сводки, отработку долот, учёт наработки забойных двигателей и др.

Программное обеспечение забойной телесистемы ЗТЛС обеспечивает удалённый просмотр регистрируемых данных в реальном времени через веб-интерфейс.

Система ЗТЛС обеспечивает проведение измерений при верхних значениях окружающей среды в интервале исследования до 120 °С при гидростатическом давлении до 80 МПа. Параметры измерений ЗТС «Корвет» приведены в табл. 3.4.

Параметры измерений ЗТС «Корвет»

Таблица 3.4

Зенитный угол, град

0-180

Азимут, град

0-360

Угол установки отклонителя гравитационный, град

0-360

Угол установки отклонителя магнитный, град

0-360

Мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения, мкР/ч

0-200

Точность измерения зенитного угла, град

±0,10

Точность измерения азимута

при зенитном угле от 2 до 5, град

±2,0

при зенитном угле >5, град

±1,0

Точность измерения угла установки отклонителя: относительно апсидальной плоскости, град

±0,5

относительно магнитного меридиана, град

±1,0

Точность измерения мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения, %

±5

Наружные диаметры забойной телесистемы ЗТЛС: 89, 120, 171 мм и выше.

Наружный диаметр скважинного прибора с пульсатором - 48 мм.

В системах разного диаметра используется один и тот же скважинный прибор и пульсатор диаметром 48 мм. Для установки прибора с пульсатором в систему другого диаметра необходимо поменять на соответствующие только следующие элементы:

  • • немагнитную трубу с кожухом пульсатора;
  • • резиновые рёбра центраторов скважинного прибора;

• вращательный клапан пульсатора.

Расход бурового раствора при содержании песка не более 1 %:

  • • для ЗТС диаметром 89 мм - 4-12 л/с;
  • • для ЗТС диаметром 120 мм - 9-20 л/с;
  • • для ЗТС диаметром 171 мм - 9-45 л/с.

Аппаратура и программное обеспечение ЗТС «Корвет» позволяют решать задачи по проводке скважины сопровождающейся непрерывным предоставлением информации о текущих значениях зенитного и азимутального углов и угла установки отклоняющей системы (рис. 3.22, 3.25).

На рис. 3.24 представлены графическое изображение и табличные данные системы отсчета углов установки отклонителя, на котором указателями и в цифровом выражении показаны текущие значения углов установки отклонителя в процессе изменения направления скважины, в данном случае - от начального угла 202° до угла 249°.

Информация телеметрии на дисплее компьютера

Рис. 3.24. Информация телеметрии на дисплее компьютера: текущие значения зенитного и азимутального угла и система углов установки отклонителя с графическими указателями текущего значения угла установки отклонителя - 202, 247, 248, 245, 249 град

На рис. 3.25 представлены графические данные о проводке скважины, которые доступны в системе ЗТС «Корвет». Это отображение ствола скважины в трехмерной системе координат и в виде проекций на соответ- ствущие плоскости - вертикальную и горизонтальную - с указанием направления формируемого забоя скважины.

Графические данные о проводке скважины, доступные в системе «Корвет»

Рис. 3.25. Графические данные о проводке скважины, доступные в системе «Корвет»: а - отображение ствола скважины в пространственной системе координат; б - проекция на вертикальную плоскость ствола скважины и формируемого направления забоя

Система Orienteer MWD предназначена для проведения исследований инклинометрии, управления и сбора данных всех типов.

Уникальное интегрирование скважинных и наземных модулей с отрицательным гидравлическим импульсом и наземной системы измерения регистрации информации и управления строительством скважин (СИРИУС) фирмы ГЕРС (Россия, г. Тверь) позволяет осуществлять бурение и проводку наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин на самом современном и высокотехнологичном уровне.

Основные параметры ЗТС Orienteer MWD приведены в табл. 3.5.

Параметры системы Orienteer MWD

Таблица 3.5

Диаметр ЗТС, мм

Максимальная интенсивность кривизны, град /10 м

Максимальный расход бурового раствора , л/с

Скольжение колонны

Вращение колонны

89

32,8

16,4

9,5

120

9,8

4,9

30,3

171

6,9

з,з

50,5

о

*На воде (плотность 1,0 г/см ).

Технология MWD позволяет производить измерения параметров инклинометрии (угол поворота отклонителя, зенита, азимута) и дополнительных параметров контроля в процессе бурения, что дает возможность качественно и в короткие сроки осуществлять строительство и завершение наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Основные компоненты системы Orienteer MWD (рис. 3.26) включают скважинные и наземные модули. В состав скважинных модулей включены следующие элементы:

  • • передатчик - встроен в подвешиваемый переводник;
  • • преобразователь питания АРС - установлен внутри диамагнитных

УБТ;

  • • источник питания PSA, размер D - установлен внутри диамагнитных УБТ;
  • • считывающий инклинометр SEA - установлен внутри диамагнитных УБТ;
  • • гамма-узел MGR - установлен внутри диамагнитных УБТ;
  • • инструмент для каротажа индукционного сопротивления CPR или SLIM TRIM- устанавливается дополнительно в нижней части КНБК;
  • • прибор контроля ударов и вибрации Sentinel (встроен в инклинометр SEA).

В состав наземных модулей включаются нижеприведенные элементы:

  • • датчик давления в напорной линии (SPP) - установлен в напорной линии;
  • • системный интерфейсный блок (SIB) - установлен в станции ЗТС;
  • • стационарный компьютер Geolink - установлен в станции ЗТС.
Скважинный прибор ЗТС Orienteer MWD

Рис. 3.26. Скважинный прибор ЗТС Orienteer MWD

Наземная система сбора и хранения данных ГЕРС:

  • • датчик давления в напорной линии (ДВД) - установлен в напорной линии;
  • • датчик оборотов вала лебедки (ДОВЛ, ДОВМ или ОДИ) - установлен на валу лебедки;
  • • датчик натяжения каната (ДНК) - установлен на мертвом конце талевого каната;
  • • блок электроники глубиномера (БЭГ) - установлен на буровой;
  • • индикаторный пульт бурильщика наклонной телеметрии (ИПБ- НТ) - установлен на столе ротора;
  • • измеритель расхода жидкости (РУД) - установлен на напорной линии;
  • • блок распределительный (БР) - установлен на буровой;
  • • блок наземного контроля (БНК) - установлен в станции ЗТС;
  • • стационарный компьютер системы сбора и хранения данных - установлен в станции ЗТС;
  • • портативный компьютер визуального контроля параметров бурения - установлен в станции ЗТС;
  • • портативный принтер для передачи информации в печатном виде - установлен в станции ЗТС;
  • GPRS или спутниковый терминал для передачи информации в электронном в виде и голосовой связи в режиме реального времени - установлен в станции ЗТС.

Станция ЗТС работает следующим образом. Стандартный передатчик последовательно регистрирует снижение давления бурового раствора для передачи полученных в скважине данных на поверхность. Эти импульсы создаются открытием и закрытием внутреннего клапана, который открывается на короткий промежуток времени и тем самым пропускает небольшой объем бурового раствора из внутренней части бурильной колонны в затрубное пространство. Таким образом создается небольшое изменение давления внутри бурильной колонны, которое регистрируется на поверхности как относительно малое падение давления в напорной линии и называется импульсом отрицательного давления.

Наземная система состоит из датчиков и оборудования, необходимых для получения сигнала от скважинного прибора, а также распознавания и обработки измеренных данных инклинометрии в скважине. Сигналы от скважинного модуля через датчик давления в нагнетательной линии поступают в системный интерфейсный блок, где автоматически извлекаются из кривой давления, фильтруются и передаются на персональный компьютер. Полученный сигнал декодируется в измеренные значения отклонителя, зенита, азимута, температуры и контроля состояния забойного оборудования. Измеренные данные записываются в общую базу данных и выводятся на экран инженера по бурению и индикаторный пульт бурильщика на столе ротора в режиме реального времени. Также полученные данные могут передаваться в геологическую службу и службу управления по каналам связи в международном формате VIDS. 0.

В табл. 3.6 приведены основные характеристики датчиков ЗТС, используемых в системе Orienteer MWD.

Таблица 3.6

Технические характеристики датчиков ЗТС

Параметр

Диапазон

Точность

Время

обновления

Азимут

0-360°

±0,5°

Среднее время полной передачи - 70-90 с

Зенитный угол

0-180°

± 0,05°

Температура

0-200°С

± 1,0°

Каждая передача (в каждой сьемке)

Магнитное поле

0-5 Т

± 0,075шТ

Отклонитель

гравитационный

0-360°

±0,5°

Стандарт - 30 с Турбо - 8 с Эконом - 60 с

Отклонитель

магнитный

0-360°

± 1,0°

Азимут метки (отклонителя)

0-360° до 3° зенитного угла

± 1,0°

В ОАО НПФ «Геофизика» разработана забойная телеметрическая система с кабельным каналом связи «Надир», предназначенная для использования при бурении скважин с горизонтальным окончанием колтю- бингом (рис. 3.27).

Колтюбинговая установка М40, производимая компанией ФИД (Белоруссия), дает возможность бурения скважин глубиной до 2 000 м. Гибкая труба имеет диаметр 60,3 мм. Диаметр забойного двигателя - 95 мм, ори- ентатора - 92 мм, максимальный угол отклонения от оси корпуса телесис- темы - 3 мин. В качестве линии связи создаваемой системы «Надир» используют три жилы семижильного бронированного кабеля диаметром 10,84 мм, встроенного внутри рабочей трубы.

Телесистема размещается в немагнитной трубе, в качестве которой применяется стандартная ЛБТ диаметром 90 мм.

Телесистема «Надир» предназначена для измерения инклинометриче- ских параметров азимута и зенитного угла, положения корпуса телесисте- мы, естественной гамма-активности пород и давления промывочной жидкости над винтовым двигателем, а также измерения осевой нагрузки и затруб- ного давления при бурении с использованием колтюбинговых труб.

Забойная телеметрическая система с кабельным каналом связи «Надир» для бурения колтюбингом

Рис. 3.27. Забойная телеметрическая система с кабельным каналом связи «Надир» для бурения колтюбингом: 1 - катушка колтюбинга; 2 - инжектор и гусак для подачи трубы в скважину; 3 - гибкая труба; 4 - бронированный семижильный кабель; 5 - МОН; 6 - центратор; 7 - ГКМ; 8 - труба ЛБТ; 9 - ОРБИ; 10 - кривой переводник отклонителя; 11 - винтовой забойный двигатель; 12 - долото

В своем составе телесистема имеет несколько модулей:

  • • модуль инклинометрии типа ОРБИ, который служит для измерения инклинометрических параметров азимута и зенитного угла, а также положения корпуса телесистемы относительной апсидальной плоскости (с точностью до полутора угловых градусов);
  • • модуль гамм а-каротажа и манометра внутреннего давления (ГКМ) для измерения естественной гамма-активности пород и давления промывочной жидкости перед забойным двигателем;
  • • модуль осевой нагрузки и затрубного давления (МОН), который измеряет осевую нагрузку и внешнее давление;
  • • телескопический наконечник;
  • • наземный обрабатывающий комплекс, который обеспечивает питание телесистемы, прием данных со скважинного прибора, обработку, визуализацию информации и регистрацию полученных данных.

Наружные диаметры у всех скважинных приборов составляют 36 мм, общая длина - 5,5 м, что позволяет разместить их в одной ЛБТ. При этом минимальный зазор на сторону составляет 17,5 мм, что обеспечивает минимальное гидродинамическое сопротивление для промывочной жидкости.

Разность измеренных внутреннего и внешнего давлений, которое составляет 2,5-4,1 МПа, представляет собой перепад давления на забойном двигателе и на долоте, по которому можно судить о процессе бурения.

Канал гамма-каротажа служит для корреляции пройденных при бурении пластов и результатов геофизических исследований. При необходимости телеметрическая система может быть дополнена другими геофизическими модулями.

Кроме того, измерительные модули соединены между собой с помощью гибких центраторов, которые одновременно являются гасителями радиальных и осевых нагрузок.

Измеряемые параметры передаются в процессе бурения непрерывно, кроме азимута и зенитного угла, которые измеряются во время остановки процесса бурения.

Скважинная измерительная техника выполнена с использованием лучших отечественных и импортных компонентов, устойчивых к вибрациям и ударам, и отличается повышенной надежностью.

В частности, в инклинометрах используются импортные акселерометры, рассчитанные на удары с ускорением до 6 000 q.

Сцинтилляционный детектор модуля гамма-каротажа выполнен из ударо- и вибропрочного кристалла на основе германата висмута отечественного производства, который, кроме того, обладает повышенной эффективностью. Фотоэлектронный умножитель японской фирмы Hamamatsu имеет защиту от внешних факторов в виде металлического корпуса, рассчитан на удары с ускорением до 1 000 q.

Программное обеспечение включает следующие модули:

  • • регистрации и первичной обработки инклинометрических, геофизических и технологических параметров;
  • • визуализации и корректировки траектории скважин в реальном масштабе времени;
  • • визуализации геофизических параметров в реальном масштабе времени;
  • • визуализации технологических параметров в реальном масштабе времени;
  • • построения заданной траектории скважины;
  • • сопровождения и визуализации банка накопленных данных по скважинам.

Система «Надир» позволяет вести проводку скважин колтюбинговой установкой с получением геолого-технологической и геофизической информации в режиме реального времени, оперативно управлять режимом бурения.

Телеметрическая система с гидроимпульсным каналом связи Power Pulse компании Schlumberger предназначена для замеров и измерений приборов каротажа в процессе бурения и передачи информации с забоя на поверхность. Система позволяет достигать скоростей передачи сигнала с забоя на поверхность до 12 бит/с. Для ЗТС компании Schlumberger характерны высокие скорости передачи данных - как правило, от 0,5 до 15 бит/с.

Система характеризуется следующими возможностями и параметрами:

  • 1. Возможность программирования прибора с поверхности для выбора необходимой скорости передачи данных или изменения типа передаваемых данных.
  • 2. Осуществление замеров, определяющих положение отклонителя относительно апсидальной плоскости, зенитный угол и азимут в стационарном положении и режиме вращения колонны.
  • 3. Выполнение гамма-каротажа, измерений забойных величин веса на долоте, крутящего момента и скорости вращения, степени хаотичности вращения бурильной колонны, степени вибраций и ударной нагрузки КНБК, осуществляемых по четырем направлениям.
  • 4. Система может комбинироваться со всеми VISION LWD (системы компании Schlumberger) приборами и имеет автономное электропитание.
  • 5. Максимальная температура эксплуатации 150 °С; при высокотемпературном исполнении 175 °С.
  • 6. Наличие конфигураций для низкого, среднего и высокого расхода бурового раствора.

Эксплуатационные характеристики систем разного типоразмера имеют следующие параметры:

Power Pulse 950/900:

  • • максимальная интенсивность: 6 град/30 м при вращении колонны, 10 град /30 м в процессе наклонно-направленного бурения забойными двигателями;
  • • диапазон расхода бурового раствора 1 514-6 057 л/мин;

Power Pulse 825:

  • • максимальная интенсивность: 7 град /30 м при вращении колонны, 12 град /30 м в процессе наклонно-направленного бурения забойными двигателями;
  • • диапазон расхода бурового раствора 1 514-4 542 л/мин;

Power Pulse 675:

  • • максимальная интенсивность искривления 8 град / 30 м при вращении колонны, 16 град/30 м в процессе наклонно-направленного бурения забойными двигателями;
  • • диапазон расхода бурового раствора 1 041-3 028 л/мин;

Данные замеров, регистрируемые и передаваемые на поверхность системой mPulse, позволяют непрерывно сокращать время бурения и минимизировать искривленность ствола скважины за счет своевременно принятых решений.

Системы mPulse имеют следующие технические характеристики:

  • • осуществляются измерения в реальном времени для всех основных видов бурения и передача данных в реальном времени со скоростью передачи сигнала 0,5-12 бит/с;
  • • осуществляется азимутальный гамма-каротаж, 10 измерений удельного электрического сопротивления на различной глубине исследования, измерения плотности и пористости горных пород в реальном времени, глубина проникновения бурового раствора в коллектор, производится ка- вернометрия в буровых растворах на водной основе;
  • • определяется зенитный и азимутальный углы;
  • • имеется возможность программирования прибора с поверхности для выбора необходимой скорости передачи данных или изменения типа передаваемых данных;
  • • обеспечивается автономное электропитание забойного оборудования.

Эксплуатационные характеристики системы mPulse имеют следующие параметры:

  • • диаметр ствола скважины 146,1-171,5 мм;
  • • максимальная температура на забое скважины 175 °С;
  • • максимальная интенсивность 15 град /30 м при вращении колонны, 30 град /30 м при наклонно-направленном бурении забойными двигателями;
  • • диапазон расхода бурового раствора до 1 514 л/мин;
  • • наличие конфигураций от низкого до высокого расхода бурового раствора;
  • • максимальное давление 172 369 кПа.

Кроме вышеприведенных ЗТС применяются извлекаемая телеметрическая система с гидроимпульсным каналом связи Slim Pulse, извлекаемая телеметрическая MWD система с электромагнитным каналом связи E-Pulse для буровых растворов на водной и нефтяной основе, а также растворов на синтетической основе, системы Tele Scope, Peri Scope и др.

Все названные системы предназначены для оценки размеров и качества горных пород и коллектора на интервале бурения, что позволяет управлять процессом бурения скважины, оптимизируя положение ствола в пространстве и обеспечивая максимально точную его проводку.

Наиболее современными из приборов, решающих задачу геологического обеспечения проводки ствола скважины, является семейство приборов Scope. Полный комплекс геофизических измерений, передаваемых на поверхность с высокой скоростью, увеличение скорости проходки, улучшение стабильности стенок скважин, качества ствола и выноса шлама, оптимизация геологической проводки скважины позволяют получить максимум дебита скважины.

Семейство приборов VISION предназначено также для оценки коллекторских свойств и получения снимков различных параметров призабойной зоны пласта. Это позволяет обнаружить и оценить потенциал продуктивных коллекторов и выполнить проводку скважины точно к геологической цели.

Ниже перечислены основные приборы семейства VISION:

  • adnVISION- количественные измерения в процессе бурения позволяют сэкономить время бурения и сократить расходы;
  • arcVISION- оценка и корреляция пластов;
  • geoVISION- азимутальные измерения для получения снимков различных характеристик пород для поиска решений при сложной интерпретации геофизических данных;
  • mcrVISlON- электромагнитный каротаж сопротивлений в реальном времени;
  • proVISION- максимизация дебита скважины с помощью измерений для геологической проводки скважины в реальном времени;
  • seismicVISION- сейсмический каротаж на забое в реальном времени с помощью прибора LWD каротажа;
  • sonicVISION- безопасное и эффективное бурение с помощью не имеющих аналогов измерений скорости распространения акустических волн в породе в реальном времени.

В процессе бурения горизонтальных окончаний компанией Schlum- berger используется система Geo Sphere - технология картирования коллектора при бурении. Данная система позволяет проводить картирование в масштабах коллектора и выявлять подробное его строение.

На основе глубоких направленных электромагнитных измерений технология Geo Sphere позволяет картировать элементы залегания пластов и контакты флюидов на расстоянии, превышающем 30 м от ствола скважины.

На основе глубоких направленных электромагнитных измерений технология Geo Sphere точно картирует кровлю коллектора. Детальная визуализация коллектора в реальном времени дает возможность осуществлять оптимальный вход в пласт без потерь продуктивной длины ствола над коллектором и обеспечить проводку горизонтального участка без выходов из целевого интервала. Улучшая контакт с коллектором, технология Geo Sphere увеличивает потенциал добычи и позволяет избежать осложнений, связанных с нестабильностью ствола во вмещающих породах.

Пилотный, т. е. пробный, ствол для оценки свойств коллектора на шельфе может стоить очень дорого. В сложных геологических условиях, когда конфигурация геологической структуры может быть непредсказуемой, даже наличие пилотного ствола не гарантирует оптимальных параметров. Дистанционное картирование границ коллектора позволяет оптимизировать вход в пласт, снижая риски, связанные с бурением, и затраты на бурение пилотного ствола.

Технология Geo Sphere помогает уточнить геологическую модель и улучшить понимание расположения границ коллектора и контактов флюидов в сложных геологических условиях. Данные, полученные с применением технологии Geo Sphere, интегрируются с сейсмической моделью и позволяют корректировать профиль скважины при бурении для получения ствола с меньшими пространственными интенсивностями.

Данные, получаемые в реальном времени, позволяют производить бурение в пласте с наилучшими свойствами, избегая незапланированных выходов за пределы коллектора. В горизонтальных скважинах и скважинах с большим зенитным углом данные, полученные с помощью технологии Geo Sphere, могут быть использованы для уточнения сейсмической модели и улучшения прогноза залегания пластов.

Система Geo Sphere имеет следующие основные эксплуатационные характеристики:

  • • диаметр ствола скважины 200-250,8 мм;
  • • максимальная температура 150 °С;
  • • максимальная интенсивность 8 град /30 м при вращении колонны, 16 град/30 м - наклонно-направленное бурение забойным двигателем;
  • • максимальный расход бурового раствора 3 028 л/мин;
  • • максимальное давление 137 895 кПа.

При промысловом бурении, когда требуется осуществить оптимальный выбор бурового инструмента, в качестве значений твердости горных пород используют данные акустического каротажа в сочетании с другими геофизическими методами, такими как гамма-каротаж и газовый каротаж. Скорость прохождения звука через горные породы зависит от их плотности и твердости соответственно. Именно этот объективный фактор является основой метода. С этой целью разработана программа определения прочности горных пород по данным акустического каротажа (RSA). С помощью системы RSA можно определить твердость горных пород с учетом естественных условий их залегания на глубине, т. е. действующего горного давления, упрочняющего породу, а также степень анизотропии и условия залегания. Подобный анализ позволяет оптимизировать процесс бурения и обеспечить выбор более эффективного инструмента, рекомендовать наиболее верные параметры режима бурения и предусмотреть меры по снижению естественного искривления скважины.

Например, для исследования прочностных свойств горных пород дистанционными методами может использоваться кросс-дипольный акустический каротаж (CDX) серии Compact компании Weatherford. Зонд диаметром 2,5 дюйма (примерно 50 мм) позволяет получить параметры для построения моделей волн, провести анализ механических свойств горных пород, а также наличие, степень и ориентацию анизотропии горных пород, а полученные данные могут транспортироваться как по кабелю, так и иными беспроводными средствами передачи информации, например по гидравлическому или электромагнитному каналам связи. Исследования по технологии кросс-дипольного акустического каротажа возможны и через буровой инструмент.

Ниже приведен пример оценки направления бурения скважины по данным каротажа.

Графическая интерпретация данных каротажа (плотность горных пород)

Рис. 3.28. Графическая интерпретация данных каротажа (плотность горных пород): 1 - слои горных пород; 2 - ствол скважины;

3 - визуализация слоев различной плотности на компьютере

Если в процессе проходки скважины производится каротаж и оценивается поверхностная плотность (на глубину не более 1 см) горных пород по стволу скважины, то информация, передаваемая посредством канала связи забойной телеметрии будет давать графическую интерпретацию на мониторе компьютера, которая позволяет точно определить положение скважины относительно залегающих пластов горных пород. На рис. 3.28 представлены положение ствола скважины и графическая интерпретация распределения плотности горных пород имеющих выход в ствол скважины. По данным графической интерпретации видны интервалы, на которых ствол скважины пересекает слои горных пород по падению (рис. 3.28, а), интервал ствола, который совпадает с направлением слоев горных пород (рис. 3.28, б), и интервал ствола, который сечет слои горных пород на восстание (рис. 3.28, в). При этом слои горных пород залегают согласно и горизонтально, а меняет положение ствол скважины. Возможен иной вариант с подобной интерпретацией, когда горизонтальный ствол скважины пересекает складку горных пород, например, синклиналь (рис. 3.28, г) или антиклиналь (рис. 3.28, д).

Таким образом, в соответствии с графической интерпретацией плотности горных пород, имеющих выход в ствол скважины, может корректироваться направление бурения ствола скважины - вдоль слоев горных пород или под определенным углом к ним.

Глубинный каротаж горных пород позволяет определить с высокой точностью границы пласта-коллектора, определяя конфигурацию верхнего слоя плотных глин и нижнюю границу пластовых вод.

Контрольные вопросы и задания

  • 1. Каково назначение инклинометрии?
  • 2. Назовите виды датчиков для измерения зенитного угла.
  • 3. Объясните принцип работы акселерометра.
  • 4. Назовите виды датчиков для измерения азимутального угла.
  • 5. Что такое апсидоскопы? Опишите принцип их работы.
  • 6. Каково устройство электромеханического инклинометра? Назовите виды инклинометров.
  • 7. Какова погрешность работы инклинометров различного типа?
  • 8. Назовите инклинометры для производства работ в магнитных средах. Каков принцип действия гирокомпаса?
  • 9. Как устроен датчик акселерометра?
  • 10. Назовите параметры инклинометров для горизонтальных и восстающих скважин.
  • 11. Назовите инклинометры для оперативного измерения зенитного и азимутального углов.
  • 12. Объясните назначение и общее устройство телеметрической системы.
  • 13. Назовите виды каналов связи забойных телеметрических систем (ЗТС) с поверхностью.
  • 14. В чём суть гидравлического канала связи ЗТС с пунктом управления?
  • 15. В чём суть электромагнитного канала связи ЗТС с пунктом управления?
  • 16. Какие применяют типы пульсаторов для формирования гидравлического сигнала для связи ЗТС с пунктом управления?
  • 17. В чём преимущество и каково устройство пульсатора вращательного типа?
  • 18. В чём преимущества гидравлического и электромагнитного каналов связи?
  • 19. Назовите некоторые типы промышленных ЗТС.
  • 20. Как устроена ЗТС с проводным каналом связи?
  • 21. Каковы погрешности измерения зенитного и азимутального углов, углов установки отклонителя в современных ЗТС?
  • 22. Назовите основные направления совершенствования современных ЗТС.
  • 23. Дайте определение термину «геонавигация». В чём заключается существо проводки скважин при использовании систем геонавигации?
  • 24. В чём состоит принцип управления направления скважины по данным каротажа?
  • 25. В чём суть технологии проводки скважины с применением данных каротажа?
 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>