Что такое отклонитель в телеметрии
Определение угла установки отклонителя и угла поворота отклонителя при работе с телеметрической системой.
Ориентирование с помощью телеметрических систем, включаемых в компоновку, заключается в получении и обработке информации о положении отклоняющего устройства, зенитного угла и азимута скважины наземными контрольно-измерительными приборами. В отличие от косвенных методов ориентирования, при работе с телесистемой исчисление угла разворота отклонителя по отношению к фактическому азимуту скважины производится по ходу часовой стрелки. Сечение скважины разделено на 4 четверти (рисунок 18).
Определение необходимого положения плоскости действия отклонителя относительно апсидальной плоскости или угла установки отклонителя ведется исходя из условия или изменения азимута, или зенитного угла, или одновременного изменения азимута и зенитного угла.
 |
Рисунок 18. Сечение ствола скважины.
Если угол установки отклонителя (рисунок 18) равен 0°(360°), то при бурении будет происходить увеличение зенитного угла без изменения азимута. Если угол установки отклонителя находится в I четверти, то при бурении будет происходить увеличение зенитного угла и изменение азимута вправо (увеличение азимута). Если угол установки отклонителя равен 90°, то при бурении будет происходить увеличение азимута без изменения зенитного угла. Если угол установки отклонителя находится во II четверти, то при бурении будет происходить уменьшение зенитного угла и увеличение азимута. Если угол установки отклонителя равен 180°, то при бурении будет происходить уменьшение зенитного угла без изменения азимута. Если угол установки отклонителя находится в III четверти, то при бурении будет происходить уменьшение зенитного угла и изменение азимута влево (уменьшение азимута). Если угол установки отклонителя равен 270°, то при бурении будет происходить уменьшение азимута без изменения зенитного угла. Если угол установки отклонителя находится в IV четверти, то при бурении будет происходить увеличение зенитного угла и уменьшение азимута. Графическим способом определяем угол установки отклонителя (рисунок 9). Угол поворота отклонителя рассмотрим на следующих примерах.
Отклонитель необходимо повернуть по часовой стрелке на 160°. При этом показание угла установки отклонителя должно быть 0° (360°).
Рисунок 19. Пример определения угла установки отклонителя.
Отклонитель необходимо повернуть по часовой стрелке на 105°. При этом показание угла установки отклонителя должно быть 180°.
 |
Рисунок 20. Пример определения угла установки отклонителя.
Отклонитель необходимо повернуть по часовой стрелке на 148°. При этом показание угла установки отклонителя должно быть 73°.
 |
Рисунок 21. Пример определения угла установки отклонителя.
Отклонитель необходимо повернуть по часовой стрелке на 275°. При этом показание угла установки отклонителя должно быть 90°.
 |
Рисунок 22. Пример определения угла установки отклонителя.
Отклонитель необходимо повернуть по часовой стрелке на 125°. При этом показание угла установки отклонителя должно быть 270°.
 |
Рисунок 23. Пример определения угла установки отклонителя.
Отклонитель необходимо повернуть по часовой стрелке на 110°. При этом показание угла установки отклонителя должно быть 138°.
 |
Рисунок 24. Пример определения угла установки отклонителя.
Отклонитель необходимо повернуть по часовой стрелке на 75°. При этом показание угла установки отклонителя должно быть 200°.
 |
Рисунок 25. Пример определения угла установки отклонителя.
Отклонитель необходимо повернуть по часовой стрелке на 133°. При этом показание угла установки отклонителя должно быть 333°.
 |
Рисунок 26. Пример определения угла установки отклонителя.
Что такое отклонитель в телеметрии
11.Системы передачи информации в процессе бурения.
Ø Кабельные системы.
«+» максимальная информативность, быстрота получения сигнала, помехоустойчивость, 2-х сторонняя связь, источник энергии на поверхности, работа с воздухом и аэрированными пром. жидк.
«-» наличие кабеля в (на) колонне, невозможность вращения колонны и закрытия ПВО.
Ø Электромагнитный канал.
«+» высокая информативность, низкая стоимость систем
«-» дальность зависит от глубины перемежаемости пород, низкая помехоустойчивость.
Ø Гидравлический канал :
— система на «+» импульсах (регистрируется ↑ давл. внутри бурильных труб).
— система непрерывных волн.
«+» применение без нарушения технологических процессов, независимость от глубины и пород.
«-» низкая скорость сигнала, низкая помехоустойчивость, необходимость в забойном источнике питания, невозможность работы с воздухом и аэрированными пром. жидк
12.Методы вычисления результатов измерений.
13.Устройство и принцип работы датчиков (магнитометры, акселерометры):
Магнитометры – состоят из двух параллельно расположенных катушек на которые подается напряжение определенной величины, в зависимости от расположения по отношению к магнитному полю земли скорость намагничивания катушек меняется, эти показания снимаются и переводятся в значения азимута скважины.
Акселерометр (Равновесный) – внутри корпуса с внешней обмоткой, в жидкости, находится магнит который удерживается в центральной позиции переменным током, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Эти показания снимаются и переводятся в значении зенитного угла.
Акселерометр (Кварцевый стержневой) – магнит прикреплен на тонких подвесах к корпусу, переменный ток используется для удержания магнита в центральной позиции, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Изменение отклика выходного напряжения переводятся в значении зенитного угла.
14.Установка датчика давления – датчик давления располагается в манифольдной линии или на стояке, на достаточном удалении от буровых насосов, мест резких перегибов направления линии высокого давления (для уменьшить вероятность возникновения помех) лучше в тёплом помещении.
Накачка компенсатора (гаситель пульсации) 30-40% от рабочего давления.
15.Промывочные жидкости: (параметры, единицы, физический смысл)
В – водоотдача (см3/30 мин.) Количество жидкой фазы отфильтровывающееся в стенки скважины из ПЖ.
ρ – удельный вес (г/см3). Вес единицы объема бурового раствора.
λ – липкость (град.) фрикционные свойства промывочной жидкости на сопротивление движению инструмента по поверхности фильтрационной корки.
П – содержание песка (%). Влияет на абразивные свойства бурового раствора.
СНС – статическое напряжение сдвига (мПа*с). Усилие для перевода ПЖ из состояния геля в жидкость.
ДНС – динамическое напряжение сдвига (сП). Усилие в промывочной жидкости при ее протекании.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Положение отклонителя в стволе скважины определяют после того, как бурильный инструмент с отклонителем спущен на забой и установлен на роторе. [1]
Положение отклонителя в скважине с помощью телеметрической системы может контролироваться двумя способами, дополняющими друг друга и обеспечивающими в совокупности контроль положения отклонителя на участке скважины с любым зенитным углом. [2]
Положение отклонителя в стволе скважины определяют после того, как бурильный инструмент с отклонителем спущен на забой и установлен на роторе. [3]
Положение отклонителя в стволе скважины определяют после того, как бурильный инструмент с отклонителем спущен на забой и установлен на роторе. [6]
Положение отклонителя в скважине с помощью телеметрической системы может контролироваться двумя способами, дополняющими друг друга и обеспечивающими в совокупности контроль положения отклонителя на участке скважины с любым зенитным углом. [9]
Положение отклонителя относительно нулевой метки на корпусе СТЭ определяют при навинчивании глубинного прибора на электробур. Метка на верхней части переводника соответствует направлению действия отклонителя. [11]
Измерение положения отклонителя в скважине осуществляется следующим образом. [12]
Определение положения отклонителя в вертикальном стволе скважины производится следующим образом. [13]
Измерение положения отклонителя в скважине осуществляется следующим образом. [14]
По-русски — телеметрия, по-английски — MWD
О.К. РОГАЧЕВ, к.т.н.,
ОАО НПО «Буровая техника» — ВНИИБТ
Наклонно-направленное бурение давно стало основным видом бурения как на суше, так и на море при бурении скважин с платформ различных типов. Одновременно с развитием наклонно-направленного бурения существует тенденция повышения требований к точности попадания забоя скважин в заданную точку и к соблюдению проектного профиля скважины. В связи с этим возникает необходимость обеспечения эффективного контроля пространственного положения ствола скважины. При бурении наклонно-направленных скважин применяется комплекс маркшейдерских работ, включающий специальное оборудование, инструмент, приборы, особые технологические приемы, и связанный как с заданием направления ствола скважины, так и с постоянным контролем за положением оси ствола скважины в пространстве. Последнее является задачей инклинометрии.
Создание телеметрических систем контроля за положением отклоните-ля, забойными параметрами ствола скважины в процессе бурения (включая устройства управления режимами бурения) придало значительный импульс научно-техническому прогрессу в области бурения скважин на нефть и газ. В настоящее время телеметрические системы контроля в сочетании с методико-математичес-ким и программным обеспечением дали технологам небывалые возможности, в корне изменив методы их работы.
Азбука телеметрических систем
В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи забой — устье, прием наземным устройством, обработку и представление оператору результатов обработки. Существующие телесистемы включают следующие основные части:
Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как:
К первичным преобразователям направления бурения относятся:
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.
Каналы связи
На протяжении многих лет основным препятствием для практического использования измерений в процессе бурения был канал связи. Он является основным и решающим фактором, так как именно от него зависит конструкция телесистем, компоновка, информативность, надежность, удобство работы, а также условия прохождения сигналов.
Диапазон существующих в настоящее время каналов весьма широк, и представлен гидравлическим, электромагнитным, акустическим, электропроводным и многими другими типами каналов связи (РИС. 1).
В результате многолетних исследований и практического использования в реальных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:
У каждого из этих каналов связи имеются свои преимущества и недостатки. Разнообразие условий бурения, а также экономическая целесообразность определяют каждому каналу связи свою область применения. Остановимся подробнее на преимуществах и недостатках каждого из рассматриваемых каналов связи.
Электропроводной канал связи (ЭКС)
ЭКС в России в силу многих причин нашел значительное, но недостаточное применение. Этот канал обладает преимуществом перед всеми известными каналами связи — это максимально возможная информативность, быстродействие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи; отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика; возможность двусторонней связи; не требует затрат гидравлической энергии; может быть использован при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированной промывочной жидкости. К недостаткам электропроводного канала связи относятся наличие кабеля в бурильной колонне и за ней, что создает трудности при бурении; затраты времени на его прокладку; необходимость защиты кабеля от механических повреждений; невозможность вращения колонны (неактуально при применении токосъемника, устанавливаемого под вертлюгом); невозможность закрытия превентора при нахождении кабеля за колонной бурильных труб; необходимость доставки (продавки) забойного модуля или контактной муфты до места стыковки (посадки) при зенитных углах более 60° с помощью прода-вочного устройства (имеются варианты проложения кабеля внутри труб через вертлюг).
Гидравлический канал связи (ГКС)
Телесистемы с ГКС отличаются от других наличием в них устройства, создающего в потоке бурового раствора импульсы давления. Для генерирования импульсов давления в буровом растворе используются несколько различных по типу устройств. Сигнал, создаваемый ими, подразделяется на три вида: положительный импульс, отрицательный импульс или непрерывная волна (РИС. 2).
Положительные импульсы генерируются путем создания кратковременного частичного перекрытия нисходящего потока бурового раствора. Отрицательные — путем кратковременных перепусков части жидкости в затрубное пространство через боковой клапан. Гидравлические сигналы, близкие к гармоническим, создаются с помощью электродвигателя, который вращает клапан пульсатора. Гидравлические импульсы со скоростью около 1250 м/с поступают по столбу бурового раствора на поверхность, где закодированная различными способами информация декодируется и отображается в виде, приемлемом для восприятия оператором.
Предпочтение в применении телесистем с ГКС базируется как на относительной простоте осуществления связи по сравнению с другими каналами связи, так и на том, что этот канал не нарушает (по сравнению с ЭКС) технологические операции при бурении и не зависит от геологического разреза (по сравнению с ЭМКС). Недостатки данного канала связи — низкая информативность из-за относительно низкой скорости передачи, низкая помехоустойчивость, последовательность в передаче информации, необходимость в источнике электрической энергии (батарея, турбогенератор), отбор гидравлической энергии для работы передатчика и турбогенератора, невозможность работы с продувкой воздухом и аэрированными жидкостями.
Электромагнитный канал связи (ЭМКС)
Системы с ЭМКС используют электромагнитные волны (токи растекания) между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антенной, устанавливаемой в грунт на определенном расстоянии от буровой установки (РИС. 3).
К преимуществам ЭМКС относится несколько более высокая информативность по сравнению с гидравлическим каналом связи. К недостаткам — дальность связи, зависящая от проводимости и перемежаемости горных пород, слабая помехоустойчивость, сложность установки антенны в труднодоступных местах.
В ТАБЛ. 1 приводятся сравнительные характеристики телеметрических систем российских и зарубежных производителей с каналами связи различных типов.
Учитывая недостатки применяемых каналов связи, необходимо их совершенствовать, а также разрабатывать новые каналы, так как разнообразные горно-геологические условия, различные технико-технологические аспекты проводки скважин и экономические факторы предъявляют более высокие требования к информативности процесса бурения.
Представляет интерес возможность использования комбинированного канала связи. Суть этого вида связи заключается в использовании нескольких каналов связи одновременно — как вариант, это могут быть гидравлический, электромагнитный, механический и частично электропроводный, например, как ретранслятор. Для реализации этого вида связи в телеметрической системе устанавливаются гидравлический пульсатор и электромагнитный передатчик. Информация принимается на поверхности обычным способом для этих каналов связи. По механическому каналу связи принимается информация по вибрации долота. Электропроводной канал может быть использован для частичного погружения в колонну бурильных труб или за трубами для приема и ретрансляции ослабленных информационных сигналов от телеметрической системы при больших глубинах. Применение комбинированного канала связи позволит частично решить многолетние споры о перспективности дальнейшего использования того или иного канала связи забой — устье.
По пути усложнения
Одним из важных достижений в области совершенствования телеметрических систем являются модульные системы. Рассчитанные на максимальную эффективность и гибкость, эти системы более дешевы и экономичны по сравнению с любыми другими. Все оборудование такой системы имеет модульную конструкцию с полной совместимостью модулей, что дает возможность приобретать его в любом наборе, в виде отдельных секций или полным комплектом. Использование подобных систем помимо контроля навигационных и технологических параметров позволяет частично проводить комплекс геофизических исследований без остановки процесса бурения (технология logging while drilling (LWD) — геофизические исследования в процессе бурения). В частности, с помощью систем подобного типа можно осуществлять контроль за следующими параметрами:
Однако при современном уровне развития техники и технологий бурения информация о характеристиках пласта, получаемая в процессе бурения, является недостаточной. Необходимо иметь данные о кровле и подошве пласта, информацию о разрезе впереди долота, а также информацию о приближении к соседним скважинам, что особенно важно при разбу-ривании морских месторождений, где количество скважин, построенных относительно близко друг от друга, достигает нескольких десятков.
Усложнение процесса бурения стимулирует дальнейшее развитие разработок телеметрических систем. Основными направлениями совершенствования являются: увеличение количества измеряемых и передаваемых на поверхность параметров бурения, скорости передачи информации; создание в забойных устройствах автоматов, самостоятельно управляющих процессом проводки скважин (управляемый отклонитель, прибор корректирования нагрузки на долото и др. механизмы); использование двухсторонней связи забой — устье. Существенное повышение точности и качества проводки высокотехнологичных скважин невозможно без совершенствования наземного бурового комплекса, способного автономно или при минимальном вмешательстве оператора осуществлять бурение в продуктивном пласте с учетом особенностей его фактического строения. Создание интеллектуально-автоматизированной буровой установки, которая будет контролировать и корректировать работу бурильщика, а в некоторых случаях — осуществлять бурение скважины или выполнение определенных операций в автоматическом режиме, является одним из приоритетных направлений зарубежных и отечественных производителей бурового оборудования.
Принципиальная блок-схема комплекса автоматического управления бурением скважины представлена на РИС. 4.
Система включает два комплекса параметров: забойные (телеметрическая система) и наземные (система контроля наземных параметров бурения). Возможности забойной части системы по сбору и первичному преобразованию данных подробно описаны выше. Система наземного контроля может быть представлена станцией геолого-технического контроля.
Основными задачами системы автоматизированного управления проводкой скважины являются:
Система автоматизированного управления проводкой наклонных и горизонтальных скважин позволит повысить качество строительства скважин, точность выполнения проектов, исключить субъективные ошибки персонала буровой установки даже при среднем уровне его квалификации, что даст существенную экономию при строительстве скважин.
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 положения забоя скважины. Для выполнения текущего контроля положения забоя бурящейся скважины, а также для получения 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 поверхности, 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.
Данные о системах телеметрии взяты с сайтов некоторых компаний.
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 в 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, касающиеся качества бурового раствора, а также работы 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:
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 с его сложностью и многообразием 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 (АП И) по гидроакустическому каналу в скважине для забойной телеметрической системы ЗТС-ГАК. Эта система предназначалась для нахождения параметров ориентации ствола наклонно к направленной или горизонтальной скважине, а также сервисных параметров, отражающих условия ее 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 теле- системы с акустическим каналом связи, однако в настоящее время фирма Schlumberger предложила передачу акустических сигналов в процессе бурения скважин. Характерной особенностью предлагаемой телесистемы является ее независимость от параметров бурового раствора, так как акустический сигнал распространяется по трубам и только на дневной поверхности он трансформируется в электромагнитные колебания.
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. 3.8, а показан датчик, который генерирует положительные импульсы давления, перекрывая прямой поток раствора внутри колонны, а на рис. 3.8, б — отрицательные, поскольку буровой раствор через клапан периодически 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 по-
Рис. 3.8. Кодирование сигналов в гидравлическом канале связи ЗТС:
а — схема датчика и график импульса при передаче кодированного положительного сигнала; б — схема датчика и график импульса при передаче кодированного
нижения давления. Сигнал, который соответствует 0 — это возврат к прежнему уровню давления в системе «колонна — скважины».
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.
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), позволяла 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 1980-х гг. разработали и используют телесистемы MWD
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 зенитный угол 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 производится 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, отклонение на долоте, динамическую и статическую инклинометрию и скорость 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 — 40 град./ЗО м.
3. Электромагнитный (беспроводной) канал связи использует колонну бурильных труб в качестве одного из проводов линии передачи. По простоте контрукции глубинных и наземных устройств, пропускной способности он 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:
Вместе с тем электромагнитный канал связи обладает некоторыми недостатками, такими как ограничение дальности действия (из-за свойств геологического разреза), ее зависимость от материала бурильных труб, а также отсутствие возможностей исследования в море и в соленосных отложениях, достаточно высокая сложность электронного управляющего блока.
Разработкой бескабельных систем активно занимаются в ОАО НПП «ВНИИГИС». В 1969 г. на основе технических решений аппаратуры БЭТА-1 разработана аппаратура КУБ-1, предназначенная для проведения электрического каротажа в процессе турбинного бурения. В последующее десятилетие разработана телеметрическая система ЗИС-1 для автоматического контроля направления скважин в процессе бурения и телеизмерительная система «Забой» для измерения в процессе бурения нефтяных и газовых скважин геофизических и технологических параметров. С 1991 г. разработаны забойные телесистемы с беспроводным электромагнитным каналом связи типа ЗИС-4. С 1999 г. началась эксплуатация первой промышленной партии малогабаритной телесистемы ЗТС54-ЭМ, параллельно ей разработана более совершенная телесистема ЗТС- 42ЭМ с диаметром модулей 42 мм.
На рис. 3.10 показана схема, поясняющая принцип построения электромагнитной связи. Сигнал поступает от источника, который размещен в ЗТС под диамагнитным разделителем колонны. Электромагнитное излучение передается через породы к антенне-зазем- лителю, а далее принимается системой обработки сигнала и компьютером.
4. 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, подачи значительной электрической мощности для привода забойных механизмов (управляемого отклонителя, на- гружателя и др.), 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 1960-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: зенитного угла, азимута скважины, поло-
Рис. 3.10. Схема электромагнитного канала связи телеметрической системы:
7 — буровая установка; 2 — кабель связи; 3 — пульт управления с ПК; 4 — антенна- заземлитель; 5 — бурильные трубы; б — энергоблок компоновки; 7 — электронный блок компоновки; 8 — источник электромагнитных волн; 9 — долото
жения отклонителя, нагрузки на долото, числа оборотов, крутящего момента. Большинство телесистем этого типа имели ресурс до 600—800 ч и межремонтный период до 100 ч.
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 1990-х гг. 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 ГИС и ГС «Горизонталь».
С развитием таких буровых систем, как колтюбинг, исключающих применение составных бурильных колонн, актуальность проводных систем передачи информации с забоя возрастает существенно. В этом случае телеметрическая система значительно упрощается, так как появляется возможность без всяких ограничений подавать к забою энергию и получать обратно устойчивый и высококачественный сигнал по электрическому или оптоволоконному каналу.
5. 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 электромагнитые 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 4 бит/с. Электромагнитный бескабельный и гидравлический каналы связи с отрицательным импульсом давления достигают уровня передачи данных 10 бит/с. Устройства гидравлического канала связи, использующие положительные и отрицательные импульсы давления, вытесняются более перспективными роторными пульсаторами (см. рис. 3.9), частоту передачи данных которыми ведущие производители обещают довести в ближайшее время до 30 бит/с. Однако существует ряд ограничений на использование гидравлического канала связи (см. рис. 3.8): аэрированные буровые растворы и нерастворимые средства борьбы с поглощениями бурового раствора. Электромагнитный канал связи также совершенствуется, например, установкой кабельной перемычки 100—200 м на канал связи между забойной телесистемой и ретранслятором-разделителем на бурильных трубах (это так называемый комбинированный канал связи), что 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:
Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как:
К первичным преобразователям направления бурения относятся:
К первичным преобразователям геофизических параметров (данных каротажа) можно отнести геофизические зонды, измеряющие:
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, ее 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 7 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 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 7 7 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 7 проходит через ротор 24, содержащий привод ротора 25 для ориентации отклоняющей компоновки 26. В верхней части колонны бурильных труб 7 установлены превентор 27, привод превентора 28. В затрубном пространстве колонны бурильных труб 7 установлены 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 7 7 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 7 7 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 7 7 содержит программное обеспечение информационно-технологического комплекса, которое включает: опера-
Рис. 3.11. Информационно-технологический геонавигационный комплекс ционную 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. Инклинометрические параметры с блока инклинометрии 34, забойные параметры с датчиков осевой нагрузки 30, 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—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.
Рис. 3.12. Пульт бурильщика
Пульсатор 43, создающий гидравлические пульсации бурового раствора, обеспечивает передачу информации об инклинометриче- ских и забойных технологических параметрах по гидравлическому каналу связи. При этом можно использовать или один из двух каналов связи, или гидравлический, или электроимпульсный для дублирования получаемой информации, что существенно повышает надежность системы.
Комплекс обеспечивает также передачу информации на удаленный компьютер 41, чтобы осуществлять контроль бурения 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 и 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, 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 каналу 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, который, в свою очередь, определяется 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 НПФ «Самарские горизонты».
Основные параметры и характеристики телеметрической системы