Телеметрия в бурении это


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:

  • 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.
  • 1. 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 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.

  • 2. Широкое распространение гидравлического канала связи для передачи информации вызвано следующими его 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. 3.8, 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

отрицательного сигнала

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 {measurement while drilling — измерение во время бурения) с гидравлическим каналом связи, позволяющие осуществлять оперативный контроль траектории скважин путем измерения инкли- нометрических 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 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:

  • — повышенной надежностью деталей забойных устройств, контактирующих с абразивным потоком бурового раствора;
  • — простотой в управлении, возможностью обратной связи.

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:

  • — 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 утла в точке измерения (0);
  • — ПП азимута скважины (а);
  • — ПП направления отклонителя (со0).

К первичным преобразователям геофизических параметров (данных каротажа) можно отнести геофизические зонды, измеряющие:

  • — каротаж сопротивление горных пород (КС);
  • — самопроизвольную поляризацию (ПС);
  • — гамма-каротаж (гамма естественного излучения горных пород) (ГК);
  • — 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, 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».

Таблица 3.1

Основные параметры и характеристики телеметрической системы

Параметр системы

Характеристика 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

угол установки отклонителя

±1-2

Размеры скважинного прибора, мм:

диаметр

Не более 172

длина

3000

Характеристика генератора питания

скважинной аппаратуры:

частота вращения турбины генератора,

мин-1

2000±500

напряжение, В

18-70

Характеристика источника питания на-

земной 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 дав-

100

ление, МПа

Ресурс генератора до ревизии, ч

Не менее 200

Содержание песка в растворе, %

Менее 3

Виброустойчивость, g

До 12

Ударопрочность, g

До 1000

Забойные телеметрические системы, применяемые в промышленности. 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;
  • — каротаж сопротивления (для ЗТС с электромагнитным каналом связи);
  • — каротаж самопроизвольной поляризации (для ЗТС с электромагнитным каналом связи);
  • — виброкаротаж В К;
  • — частота вращения генератора;
  • — температура на забое;
  • — мощность излучения.

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

studref.com

Телеметрические системы для проведения измерений/каротажа в процессе бурения

Телеметрия – это преобразование каротажных данных в сигнал, подходящий для передачи на поверхность. Sperry Drilling Services предлагает четыре телеметрические системы для проведения скважинных измерений/каротажа в процессе бурения (MWD / LWD): по положительному гидроимпульсному каналу связи,  по отрицательному гидроимпульсному каналу связи, электромагнитную и через кабель на колонне бурильных труб.

Телесистемы по гидроимпульсному каналу связи Sperry Drilling  используют телеметрию с положительным импульсом давления и с отрицательным импульсом давления с высокой скоростью передачи для получения каротажных данных на поверхности в режиме реального времени в процессе бурения. В телеметрических системах с гидроимпульсным каналом связи используются клапаны для модуляции потока бурового раствора в полости бурильной колонны, создавая импульсы давления, которые распространяются по столбу жидкости внутри бурильной колонны, а затем обнаруживаются датчиками давления на поверхности.

Электромагнитная каротажно-измерительная система передает данные через низкочастотные электромагнитные волны, которые проходят через землю и обнаруживаются наземными антеннами на поверхности. Это обеспечивает более высокую скорость передачи данных и более высокую надежность, чем традиционные системы с гидроимпульсными каналами связи. Электромагнитная телеметрия особенно эффективна при пневматическом бурении, использовании пенообразных материалов или газированных растворов, исключающих использование гидроимпульса.

Интерфейс INSITE ® IXO является звеном, которое связывает системы Sperry для проведения скважинных измерений/каротажа в процессе бурения (MWD / LWD) с NOV’s IntelliServ ® Network. Сеть IntelliServ обеспечивает двустороннюю связь между скважинными датчиками MWD / LWD и поверхностью со скоростью до 10 000 раз быстрее, чем у существующей телесистемы с гидроимпульсным каналом связи.

www.halliburton.com

Назначение и устройство забойных телеметрических систем

Кабельная телеметрическая система. Управляющий инструмент -- это кабельный телеметрический прибор, который измеряет искривление и направление скважины в процессе ее углубления. Так как в нем используется кабель, управляющий инструмент можно применять только с забойным двигателем, который приводит в действие долото, когда бурильная колонна не вращается (зафиксирована).

Управляющий инструмент включает магнитометры, которые продолжительно измеряют направление скважины и ее искривление, и устройства поверхностной ориентации. Сигналы от магнитометров передаются по кабелю из скважины на поверхность в компьютер, который конвертирует сигналы и позволяет считывать данные с дисплея. Этот инструмент позволяет как выполнить измерения, так и сориентировать забойный двигатель с отклоняющим устройством для проходки скважины по плану.

Искривляющий инструмент изменяет курс скважины отводом долота в одну из сторон. Эта сторона инструмента называется «лицом». «Лицо» искривляющего инструмента поворачивают, ориентируя по направлению курса скважины.

Телеметрия посредством пульсаций бурового раствора. Другой тип телеметрической системы передает сигналы из скважины посредством бурового раствора, позволяя бурильщику получать во временной шкале направление и другие параметры скважины без кабеля, и, следовательно, в периоды работ в скважине, связанные с вращением бурильной колонны. Как и другие телеметрические системы, система пульсации бурового раствора имеет два основных блока: забойную сборку, определяющую направление и искривление, и поверхностную сборку, дисплей которой показывает эти данные. Микропроцессор и передатчики в забойной сборке конвертируют измеренные величины в серию пульсаций давлений. Положительные импульсы бурового раствора -- серия увеличения давления, отрицательные -- уменьшения давления. Сигналы могут быть переданы на несущей волне подобно радиосигналам. Компьютер на поверхности расшифровывает сигналы и передает их для считывания.

В отечественной практике бурения наклонно направленных скважин чаще всего применяют телеметрические системы типа СТ. Использование телеметрической системы СТЭ при электробурении позволяет непрерывно управлять траекторией скважины в пространстве. Глубинные датчики этой системы размещают в корпусах диаметрами 164 и 215 мм (СТЭ 164 и СТЭ 215).

Комплект телеметрической системы включает следующие узлы: глубинный блок телеметрической системы (БГТС), глубинное измерительное устройство (УГИ), наземный пульт телеметрической системы (ПНТС), наземное измерительное устройство (УНИ), присоединительный фильтр (ФП).

Компоновка аппаратуры СТЭ включает скважинное измерительное устройство, спускаемое в скважину, и наземное приемно-регистрирующее устройство. Герметичный контейнер с глубинной аппаратурой устанавливают над электробуром. В контейнере размещают датчики и электронные преобразователи. Информацию передают по проводному каналу связи на поверхность. В приемном устройстве сигналы, полученные с забоя, преобразуются и поступают на приборы, шкалы которых градуируют в значениях измеряемых величин.

Телеметрическая система СТЭ рассчитана на работу при гидростатическом давлении до 80 МПа и температуре окружающей среды до 100 °С. Пределы измерений параметров забойных данных: угол наклона 0--110°, азимут 0 -- 360°.

Датчики измерения глубинных параметров скважины размещены в контейнере, который закреплен в корпусе. В контейнере размещены датчики для измерения азимута, угла установки отклонителя и зенитного угла. Принцип действия датчика азимута (ДА) основан на применении магнитного чувствительного элемента в виде стержня, устанавливающегося по направлению магнитного меридиана. Чувствительный элемент связан с ротором синусно-косинусного вращающегося трансформатора (СКВТ), работающего в режиме фазовращателя. Компас датчика азимута имеет груз 1 для приведения прибора в горизонтальное положение.

Принцип действия датчика наклона (ДН) основан на применении эксцентричного груза 3, центр тяжести которого всегда находится на вертикали, проходящей через ось груза. С осью груза 3 связан ротор СКВТ, преобразующий угол поворота в фазу выходного сигнала, пропорционального зенитному углу скважины. Одному градусу механического поворота ротора соответствует изменение фазы выходного сигнала на 6°.

Принцип действия датчика положения отклонителя (ДПО) основан на повороте рамки с эксцентричным грузом 2 и укрепленными на ней датчиками ДА и ДН. Груз 2 стабилизирует рамку в апсидальной плоскости. Статор ДПО жестко связан с электронным блоком и немагнитным корпусом телеметрической системы. Угол поворота рамки преобразуется трансформатором в фазу выходного сигнала. Одному градусу поворота соответствует изменение фазы выходного сигнала на 1 °.

Пятидесятипериодные сигналы, передаваемые датчиками ДН, ДПО и ДА, имеют различную фазу (от 0 до 360°) и в зависимости от изменений измеряемого параметра поступают в глубинный передающий блок. Последний осуществляет последовательный опрос во времени глубинных датчиков, формирует суммарный широтно-импульсный модулированный сигнал и передает его в токоподвод электробура.

На базе телеметрической системы СТЭ разработаны телеметрические системы типа СТТ, предназначенные для использования при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобурами и винтовыми забойными двигателями). Телеметрические системы типа СТТ выпускаются диаметрами 172, 190 и 215 мм. Разрабатываются телеметрические системы меньших диаметров, что существенно расширит возможности применения указанных систем в горизонтальном и многозабойном бурении. Связь глубинной аппаратуры с наземной осуществляется по проводному каналу связи сбросового типа, выполненному в виде стандартного каротажного кабеля, который снабжен контактными разъемами. Возможны два варианта спуска линии связи: через уплотнение вертлюга с использованием узла ввода кабеля в вертлюг и через специальное устройство для ввода кабеля (УВК) в составе бурильной колонны.

Глубинное измерительное устройство размещают непосредственно над отклонителем или над отрезком УБТ, устанавливаемым для регулирования интенсивности изменения пространственного положения скважины. Внутри измерительного устройства в герметичном контейнере размещены датчики для измерения азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя, а также электронные преобразователи для частотного модулирования полученных сигналов и передачи их на поверхность в виде времяимпульсной информации. Информация передается на поверхность по кабельному каналу связи, сбрасываемому через герметизирующее устройство вертлюга. В ходе наращивания инструмента контактный стержень извлекают на поверхность и при дальнейшем бурении ориентирование инструмента повторяют заново.

Наземное оборудование телеметрической системы СТТ включает приемно-регистрирующее устройство, в котором сигналы дешифруют и регистрируют с помощью записывающей аппаратуры. Предварительно в глубинном контейнере сигнал информации усиливается и через глубинный фильтр верхних частот и наземный присоединительный фильтр вводится в наземный пульт телеметрической системы.

Принцип действия скважинных датчиков и наземной аппаратуры в телеметрических системах для турбинного бурения и для бурения с применением электробуров аналогичен.

В процессе бурения скважины телеметрические системы обеспечивают:

ориентирование отклоняющих устройств в заданном азимуте с учетом угла закручивания бурильной колонны при забуривании наклонного или горизонтального ствола скважины;

определение угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя;

постоянный (периодический) визуальный контроль зенитного угла, азимута и положения отклонителя по приборам наземного пульта, а также запись указанных параметров в процессе бурения.

Контроль траектории ствола скважины осуществляется путем непрерывного измерения азимута, зенитного угла и положения отклонителя.

studwood.ru

Содержание

Введение

1. Геологическое строение участка

1.1 Литолого-стратиграфический разрез

1.2 Доюрские образования

2. Нефтеносность

3. Азбука телеметрических систем

4. Каналы связи

4.1 Электропроводной канал связи (ЭКС)

4.2 Гидравлический канал связи (ГКС)

4.3 Электромагнитный канал связи (ЭМКС)

5. По пути усложнения

6. Комплекс оборудования для бурения горизонтальных и наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин

Заключение

Литература

Введение

Первую производственную практику я проходил в должности геофизика ООО «Техгеосервис». Партия производила работы на Вать-Еганском месторождении куст 187, скв. №82, расположенном в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (Западная Сибирь). Цель работ: Инженерно-технологическое и телеметрическое сопровождение строительства наклонно-направленной скважины.

Отчет содержит информацию, полученную мной во время работы с забойными телеметрическими системами, поэтому тема отчета: «Телеметрические системы в процессе бурения».

Практика бурения на нефть и газ имеет международный характер и получила широкое распространение в самых различных регионах мира. Еще в недавнем прошлом, в 50-60-х годах прошлого столетия нефть и газ добывались из несложных и легкодоступных месторождений, что слабо стимулировало развитие и внедрение совершенных технологий бурения. Только в 60-х годах оптимизация процесса бурения скважин, особенно в США, начала приносить прибыли. Следует отметить качественные сдвиги в современном бурении в части, касающейся траектории скважин. Все большая часть скважин по своим траекторным параметрам относится к скважинам со сложными траекториями (ССТ), включая наклонно-направленные, наклонно-горизонтальные, а также многоствольные скважины. Строительство ССТ обусловлено, в свою очередь, такими объективными причинами, как истощение основных нефтяных месторождений, что приводит к необходимости освоения труднодоступных залежей (шельфовые месторождения, извлечение сырья из тонких пластов, уплотнение сетки скважин при кустовом бурении и др.). Применение в данном случае телеметрических систем позволяет существенно сократить сроки бурения и затраты. Кроме того, создаются весомые предпосылки для значительного повышения нефтегазоотдачи разбуриваемого месторождения.

Телеметрические системы в процессе бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин позволяют получать на поверхности в реальном масштабе времени текущие измерения по зенитному углу, азимуту и по положению отклонителя относительно ствола скважины. А программное обеспечение позволяет строить фактическую и прогнозировать дальнейшую траекторию скважины.

1. Геологическое строение участка

1.1 Литолого-стратиграфический разрез

Геологический разрез Северо – Когалымского лицензионного участка сложен мощной (3000м) толщей осадочных терригеных пород, подстилаемых эффузивами девонско – каменноугольного возраста. Объектом детального изучения являются осадочные мезозойско – кайназойские отложения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазаносность. Максимальный вскрытый разрез в пределах участка отмечен в скважине 80 – 3055 м. В пределах Сургутского свода, где расположен изучаемый район, разрез, в целом, однотипен.

1.2 Доюрские образования

Доюрские образования в разрезе участка бурением не вскрыты. По данным бурения Тевлинской скважины № 114, отложения кристаллического фундамента палеозойского возраста (девон – карбон) представлены диабазовыми порфиритами, среднекристаллическими, зеленовато-серыми, метаморфизованными, базальтами зеленовато-серыми, миндалекаменными, хлоритизированными, а также туфами и туфо-базальтами зеленовато- серыми, с мелкозернистой, скрытокристаллической и массивной структурой с прожилками и линзами кварца и холцедона. Кора выветривания (пермь-триас ) вскрыта скважиной на глубине 3146м., представлена светло серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми переотложенными глинистыми отложениями, косослоистыми, с вкраплениями, гнездами и прожилками гипергенного кварца.

2. Нефтеность

В разрезе Северо - Когалымского лицензионного участка выявленная нефтеносность связана с ачимовским и вернеюрским нефтегазоносными комплексами. Установлены залежи нефти пластов: БС 18 – Северо - Когалымского месторождения,Ватьеганское месторождение; БС 19 , БС 20 , Ю 1 - северной оконечности Западно-Тевлинской площади Тевлинско – Русскинского месторождения.

Пласт БС 18 вскрыт тремя скважинами (501, 502, 504, 60). Запасы нефти по категории С 1 – 69 тыс. т, по категории С 2 – 1599 тыс. т.

Пласт БС 19 вскрыт скв. 80. Эффективная толщина - 10,4 м, нефте-насыщенная – 2,8 м. При испытании интервала 2835 – 2840 м. получен приток нефти с водой дебитом 27 м3 /сут., дебит нефти – 8,5 м 3 /сут. Принятые запасы по категории С 1 - 112 тыс. т, С 2 -171 тыс. т.

Пласт БС20 вскрыт скв. 80 и 40. В скважине 40 эффективная и нефтенасыщенная толщины составляют 20,2 м., т.е. пласт полностью нефтеносен. Дебет нефти – 6,5 м 3 /сут. В скважине 80 эффективные толщины – 16,8 м., нефтенасыщенные – 2,8 м. Получен приток нефти с водой дебитом 22,3 м 3 /сут, дебет нефти 0,18 м 3 /сут. Общие запасы: по категории С1 - 1156 тыс. т, категории С2 - 1775 тыс. т.

Пласт Ю1 вскрыт скважиной 83 и 80. Нефтенасыщенные толщины пласта от 3,2 до 5,2 м. В скв. 80 дебет нефти 6,6 м3 /сут. в скважине 83 2,6 м3 /сут. Общие запасы: по категории С1 - 889 тыс. т, категории С2 -2767 тыс. т.

3. 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:

-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 (α);

-ПП азимута скважины (j);

-ПП направления отклонителя (γ).

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 (G); момент (М) реактивный или активный; частоту вращения (n) 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.

4. 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 (рисунок №1):

В результате многолетних исследований и практического использования в реальных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:

-электропроводный;

-гидравлический;

-электромагнитный.

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.

4.1 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 продавочного устройства (имеются варианты приложения кабеля внутри труб через вертлюг).

mirznanii.com


Смотрите также