Застосування модулів геофізичних досліджень свердловин
і методика обробки даних у процесі буріння похило-спрямованих і
горизонтальних свердловин з використанням забійних телеметричних систем
Кваліфікаційна робота
Решетніков П.М.
Уральський державний гірничий університет
Єкатеринбург 2005
Введення.
Потреби
людства в вуглеводневому сировину, відсутність надійної альтернативи нафти і
газу як палива потребують удосконалення технологій з вилучення розвіданих
запасів.
Основним
засобом вивчення гірських порід, розкритих свердловинами, стали в даний час
геофізичні методи досліджень - вимірювання різних фізичних параметрів,
що дозволяють визначати геологічні характеристики порід і контролювати
режим роботи пластів в процесі буріння свердловин.
Зростання
обсягів похило-направленого буріння свердловин з кутами відхилення стовбура
свердловин від вертикалі понад 50 ° обумовили обмеження щодо застосування традиційних
методів досліджень за допомогою апаратури, що спускається в свердловину на кабелі, і
викликали необхідність розробки спеціальних технологій доставки свердловинних
приладів у інтервал досліджень. Вирішення цієї проблеми можливе за допомогою
безкабельного вимірювальних систем, які доставляються на забій за допомогою бурового
інструменту.
Накопичений
фактичний матеріал по природному викривлення свердловин дозволив встановити
ряд загальних закономірностей, з огляду на які буровики навчилися проходити
свердловини в строго заданому напрямку. Такі свердловини отримали назву
похило-спрямованих і горизонтальних. Штучне відхилення - це
напрям стовбура свердловини в процесі буріння за певним планом
доведенням вибою до заданої точки. Штучне відхилення свердловин
підрозділяється на похиле багатозабійного (розгалужені-спрямоване) і
Кущова (багатостовбурні) буріння.
Кущова
буріння. Під кущових бурінням розуміється спосіб, при якому гирла свердловин
групуються на загальній майданчику, а кінцеві забої знаходяться в точках,
відповідних проектів розробки родовища. При кущовий бурінні свердловин
значно скорочуються будівельно-монтажні роботи в бурінні, зменшується
обсяг будівництва доріг, ліній електропередачі, водопроводів і т.д.
Найбільший ефект від кущового буріння забезпечується в умовах моря і в
болотистих місцевостях. Вперше в СРСР Кущова буріння було здійснено під
керівництвом Н.С. Тимофєєва на о-ві Артема в Азербайджані. В даний час в
кущах бурят 8 - 24 свердловини і більше. Одна з основних особливостей проводки
свердловин кущами - необхідність дотримання умов непересеченія стовбурів
свердловин.
До
недоліків кущового похило спрямованого способу буріння слід віднести
вимушену консервацію пробурених свердловин до закінчення деякої свердловини
даного куща з метою протипожежної безпеки, збільшення небезпеки
перетину стовбурів свердловин, труднощі у проведенні капітального та підземного
ремонтів свердловин, а також у ліквідації грифонів в умовах морського буріння.
багатозабійного
буріння. Сутність цього способу буріння полягає в тому, що з основного стовбура
свердловини з деякої глибини проводять один або кілька стовбурів, тобто основний
ствол використовується багаторазово. Корисна ж довжина свердловин в
продуктивному пласті і, отже, зона дренування (поверхня
фільтрації) зростають.
Перша
багатозабійного свердловина було пробурено в 1953 р. на Карташевської рифової
родовищі Башкортостану. Перша горизонтальна свердловина, що проходить 130 м
безпосередньо по пласту потужністю близько 30 м, була проведена в 1957 р. на
Яблоновському родовищі Куйбишевської (нині Самарської) області. Незважаючи на
те, що свердловина була пробурена на сильно дренований пласт, її добовий
дебет склав 40 т, що багато разів перевищувало дебіти вертикальних свердловин.
Під
ВНІІБТ в результаті робіт з багатозабійного і горизонтального буріння розроблені
спеціальні вкорочені турбобури Т12М2К, в яких вперше була застосована
проточна п'ята, відпрацьована технологія безпомилкового попадання в додаткові
стовбури, розроблена система доставки геофізичних приладів в горизонтальні
стовбури. Розроблено технічні засоби і методи, що дозволяють досить
надійно проводити горизонтальні стовбури в заданому напрямку.
Буріння
цих свердловин прискорює освоєння нових нафтових і газових родовищ, розвідку
корисних копалин, знижує капіталовкладення і зменшує витрати дефіцитних
матеріалів.
В
зв'язку зі зростаючими обсягами направленого буріння вельми актуальною
стає проблема контролю за напрямком стовбура свердловини в процесі її
буріння, проблема можливості управління цим процесом з наміченої
програмі. Комплекс вимірювальних датчиків контролю напрямку стовбура свердловини
повинен складатися з датчиків вимірювання кута нахилу свердловини та її азимута. Для
управління процесом направленого буріння вимірювальну систему обладнають
датчиком положення отклонітеля. Описані дві групи датчиків об'єднані в
однієї телеізмерітельной системі для оптимізації процесу буріння
похило-спрямованих і горизонтальних свердловин.
Вже
давно стало відомо, що горизонтальні свердловини є більш вигідними з
точки зору видобутку нафти, дебіт якої залежать від довжини горизонтального
ділянки свердловини.
З'явилися
ідеї суміщення процесу буріння з геофізичними і технологічними
вимірами за допомогою датчиків, встановлених у бурильної колоні поблизу
долота.
Необхідність
розширення геофізичного комплексу методів на різної фізичної основі
зумовила створення цифрової комплексної свердловини апаратури, коли
вимірюються велика кількість різних геофізичних параметрів, що передаються
по бездротових каналах зв'язку до наземної обробної та реєструючої
апаратурі.
Однак,
як би не були досконалі закордонні та вітчизняні інклінометріческіе
телесистеми, великий відсоток похило спрямованих і горизонтальних свердловин
проводиться не з продуктивного пласту і, з точки зору геофізики, наосліп.
Причиною цього є відсутність геофізичної інформації в процесі буріння.
Є
два підходи його рішення:
1)
При бурінні проводити прівязочние каротажу.
2)
Використання системи, що реєструють геофізичні параметри і передають їх
на поверхню в режимі реального часу (безпосередньо при бурінні), так
звані LWD-системи. Даний підхід має перевагу в порівнянні з
перше, тому що можлива більш оперативна коректування траєкторії свердловини і
не витрачати додатковий час на прівязочние каротажу.
Науково-виробниче
підприємство ВНІІГІС пропонує комплексну технологію керування траєкторією
буря бічних стовбурів і горизонтальних свердловин телеметричної системи з
бездротовим електромагнітним каналом зв'язку.
Відпрацьована
технологія виходу на горизонтальне напрямок і проведення горизонтального
ствола довжиною 150 - 200 м з відхиленням від вертикальної позначки в межах 4 м.
Це досягається за рахунок високого ступеня збігу розрахункової і фактичної
інтенсивності викривлення стовбура.
Прийом
та обробка інформації на поверхні при роботі з Телесистемами здійснюється
за допомогою IBM PC, що гарантує якість і надійність прийому та обробки
свердловини інформації. Основна перевага систем з дистанційною передачею
полягає в можливості негайного надходження глибинної інформації до
оператору.
В
основу даної роботи лягли звіти та матеріали ТОВ ВНІІГІС відділу № 15 по
розробці, у розробці й випробуваннях яких автор брав участь.
1. Історія розвитку безкабельного систем для
досліджень свердловин.
В
Нині безкабельного телесистеми і автономні прилади широко
застосовуються для вирішення різних геологічних, технологічних та технічних
завдань у процесі буріння похило-спрямованих і горизонтальних свердловин,
вивчення параметрів геологічного розрізу, їх освоєння у складних
геолого-технічних умовах та експлуатації нафтогазових, вугільних, рудних і
спеціальних свердловин родовищ різних корисних копалин.
Для
геофізичних досліджень свердловин застосовують близько двадцяти різних методів
каротажу. Як правило, вимірювання властивостей гірських порід, прохідних свердловиною,
виробляють часто через багато часу після. За цей час
проникнення фільтрату бурового розчину виявляється настільки значним,
що деколи повністю маскує справжній характер пласта. Погіршується і відбиття
меж пластів. Добре було б проводити каротаж в момент розкриття пласта або
незабаром після закінчення буріння, коли бурильні труби ще не витягнуті з
свердловини.
Вимірювання
в процесі буріння були вперше здійснені введенням в практику робіт методу
газового каротажу. Проте недоліком цього методу було те, що вибуреного
породи разбуріваемого пласта з потоком промивної рідини досягають поверхні
через 30 і більше хвилин після розкриття пласта, і в районах з високою швидкістю
буріння доводилося іноді зупиняти процес буріння для оцінки характеру
розкритих свердловиною пластів. Крім того, застосування цього методу не виключало
необхідності проведення електричного каротажу після буріння апаратурою на
кабелі.
Були
проведені значні пошукові роботи по розробці методу та апаратури для
безперервного в реальному масштабі часу отримання оператором інформації про
різних властивості прохідних свердловиною порід у процесі її буріння. При цьому
основний акцент був зроблений на розробку методу електричного каротажу і каналу
зв'язку вибою свердловини з поверхнею.
50-е
рр.. характеризуються появою нового напряму - розробкою автономно
діючих свердловинних приладів з вбудованим у них реєстратором для запису
вимірюваних величин. Пропозиції, пов'язані з пристроями, які використовують канал
зв'язку, зводяться до вибору типу каналу, відповідних джерел живлення,
передавальної і приймальної апаратури, зондових пристроїв та ін При цьому
передбачається проведення електричного, радіоактивного і іноді інших
методів каротажу. Як джерела живлення передбачається використання
хімічних джерел струму або турбогенераторів.
Складність
виготовлення спеціальних бурильних труб з вбудованими в них відрізками кабелю,
складність їх стикування на буровій, висока вартість експлуатації такого каналу
зв'язку, потреба в спеціальному обладнанні та низька надійність його роботи
привели до необхідності пошуку інших каналів зв'язку. Одним з цих пошуків
є використання колони бурильних труб в якості електричного каналу
зв'язку. Передача електричних сигналів - електромагнітних коливань по трубах у
принципі має ряд істотних переваг перед іншими способами
передачі інформації. У першу чергу, це просте перетворення вимірюваної
величини в електричний сигнал.
В
одному з перших пропозицій з проведення каротажу в процесі буріння з
застосуванням бездротового електричного каналу зв'язку передбачалося проводити
одночасне вимірювання і передачу кількох величин шляхом зміни
тривалості переданого імпульсу, паузи і частоти проходження імпульсів.
Пристрій
для каротажу в процесі буріння складалося з свердловини апаратури і наземного
приймального і реєструючого блоку. Свердловинні прилад перебував у спеціальному
буровому Перевідники, а долото і колона труб використані як вимірювальні
електроди, вимірювалася різниця потенціалів (КС і ПС) між долотом і колоною
труб. Електричне підключення вимірювальної та передавальної апаратури,
що знаходиться в свердловину приладі, здійснювалося за допомогою щіткових контактів,
ізольованих від оточуючих проводять матеріалів. У вимірювальної апаратури
різниця потенціалів перетворювалася в пропорційні тривалості
електричних імпульсів і пауз між ними. У наземному приймальному блоці
вироблялося декодування вимірюваних величин та їх запис. Недоліком
запропонованого бездротового каналу зв'язку було сильне загасання сигналу з
зростанням глибини свердловини, особливо в низькоомних розрізах.
2. Цілі і завдання направленого буріння свердловин.
Розтин
продуктивної товщі спрямованими, у тому числі горизонтальними і
розгалуженої-горизонтальними свердловинами, дозволяє наступне:
підвищити
продуктивність свердловини за рахунок збільшення площі фільтрації;
продовжити
період безводному експлуатації свердловин;
збільшити
ступінь вилучення вуглеводнів на родовищах, що знаходяться на пізній
стадії розробки;
підвищити
ефективність закачування агентів у пласти;
залучити
в розробку пласти з низькими колекторськими властивостями і з високов'язкої
нафтою;
освоїти
важкодоступні нафтогазові родовища, в тому числі морські;
поліпшити
технологію підземних сховищ газу.
спрямованої
будемо називати таку свердловину, яку пробурили вздовж запроектованої
просторової траси і потрапили в задану ціль, а її забій і фільтрова зона
не тільки розташовуються в заданій області гірських порід, а й орієнтовані в
Відповідно до проекту щодо простягання пласта.
Крім
вдосконалення технології розробки нафтових і газових родовищ
спрямовані свердловини ефективні в багатьох інших випадках:
при
бурінні в обхід ускладнених зон гірських порід;
при
бурінні під недоступні або зайняті різними об'єктами ділянки земної
поверхні;
при
глушіння відкритих фонтанів;
при
розтині крутопадаючих пластів і т.д.
Приватними
випадками спрямованої свердловини є вертикальна і горизонтальна.
Горизонтальна
свердловина - це свердловина, яка має досить протяжний фільтрову зону,
порівнянну по довжині з вертикальною частиною стовбура, пробурену переважно
вздовж нашарування між покрівлею та підошвою нафтової чи газової поклади в
азимутальної певному напрямку. Основна перевага горизонтальних
свердловин в порівнянні з вертикальними полягає у збільшенні дебіту в 2 - 10 разів за
рахунок розширення області дренування і збільшення фільтраційної поверхні.
Першочерговими
об'єктами використання спрямованих свердловин є:
морські
родовища вуглеводнів;
родовища
на території з обмеженою можливістю ведення бурових робіт;
поклади
високов'язких нафт при природному режимі фільтрації;
нізкопроніцаемие,
неоднорідні пласти-колектори малої потужності;
карбонатні
колектори з вертикальною тріщинуватістю;
перешаровуються
поклади нафти і газу;
поклади
на пізній стадії розробки.
Основний
недолік спрямованих свердловин - їх порівняно висока вартість. На початку
1980-х років вартість горизонтальної свердловини перевищувала вартість вертикальної
свердловини в 6 - 8 разів. Наприкінці 1980-х років це співвідношення знизилося до 2 - 3
разів. У міру накопичення досвіду буріння в конкретному районі вартість
спрямованих свердловин зменшується і може наблизитися до вартості вертикальних
свердловин. З позицій видобутку нафти і газу економічно доцільно, якщо
запаси з спрямованої свердловини в стільки разів більше, у скільки
разів дорожче спрямована свердловина в порівнянні з вертикальною, причому це
кількість нафти має бути видобуто в більш короткі терміни.
При
кущовий бурінні профіль спрямованих свердловин повинен забезпечити задану сітку
розробки родовища та економічно раціональне число свердловин в кущі.
Проектування конфігурації спрямованої свердловини полягає у виборі типу і
виду профілю, у визначенні необхідних параметрів:
--
глибини і відхилення стовбура свердловини від вертикалі;
--
довжини вертикального ділянки;
--
граничних значень радіусів кривизни і зенітних кутів стовбура свердловини в
інтервалі установки і роботи внутріскважінного обладнання та на проектній
глибині.
Конфігурацію
спрямованої свердловини вибирають з урахуванням:
призначення
свердловини;
геологічних
і технологічних особливостей проведення стовбура;
встановлених
обмежень на зенітний кут стовбура свердловини в інтервалі установки і роботи
внутріскважінного обладнання, пов'язаних з його конструктивними особливостями та
умовами праці;
встановлених
обмежень на угол нахилу стовбура свердловини на проектній глибині.
Профілі
спрямованих свердловин, як правило, підрозділяють на три основних типи (Рис.2.1):
--
тангенціальні свердловини;
--
S-подібні свердловини;
--
J-подібні свердловини.
Свердловини
типу 1 відхиляють поблизу поверхні до кута, що відповідає технічним
умовам, потім продовжують проходку до проектної глибини, зберігаючи незмінним
кут нахилу. Такий тип часто застосовують для свердловин помірної глибини в простих
геологічних умовах, коли не використовують проміжні колони. У більш
глибокої свердловині, коли потрібна велика зсув, проміжна обсадна
колона може бути встановлена всередині інтервалу викривлення або за ним, а
необсаженний стовбур бурят під незмінним кутом нахилу до проектної глибини.
Тангенціальний профіль забезпечує максимальне відхилення стовбура свердловини від
вертикалі при мінімальному зенітному вугіллі, тому його вважають за краще застосовувати в
випадку кущового буріння.
Тип
2 свердловин передбачає після буріння вертикального ділянки стовбура відхилення
вибою до деякого зенітного кута, після досягнення якого свердловину бурят при
постійному куті нахилу, а потім відхилення зменшують до повного відновлення
вертикального положення ствола. Проміжна колона може бути встановлена в
інтервалі другий відхилення, після чого свердловину добурівают вертикальним
стовбуром; S-подібний профіль використовують там, де наявність газових зон, солоної
води та інші геологічні чинники вимагають використання проміжних
обсадних колон. Цей тип іноді використовують для буріння спрямованої свердловини в
метою глушіння інший, фонтанує, свердловини. Він також раціональний, коли
необхідно розвести забої свердловин при бурінні їх з однієї платформи (наприклад, при
бурінні у відкритому морі).
Тип
3 свердловин припускає відхилення забою від вертикалі на значно більших
глибинах, ніж типи 1 і 2. Кут нахилу стовбура постійно росте, поки не
досягнута проектна глибина або продуктивний пласт. Як правило, цей тип
свердловин використовують для буріння на шари, розташовані під сольовими куполами,
для кущового буріння, а також відкриття глибоко залягають об'єктів. До
J-образним можна віднести також горизонтальні свердловини.
Особливі
проблеми в направленому бурінні. Спрямовані бурити свердловини важче, ніж
вертикальні. Майже всі звичайні операції при бурінні ускладнюються, коли
свердловини бурят під кутом. Під час підйому і спуску бурильної колони потрібно
велика потужність, необхідно більше зусилля на роторі для подолання сили
тертя; буровий розчин і гідравлічна система вимагають більш уважного
відносини; прихопи труб і поломки обладнання стають типовими,
обсадні колони важче спускати і цементувати. Хоча всі ці труднощі
окупаються в майбутньому.
2.1. Завдання свердловинних вимірювань Телесистемами
Завдання
свердловинних вимірювань системами, які використовують канали зв'язку забій - гирло, можна
розбити на три основні групи:
оперативний
технологічний контроль за режимом буріння свердловин з метою його оптимізації;
2)
контроль напрямки буріння свердловин з метою управління процесом спрямованого
буріння по заданій траєкторії;
3)
літологічний розчленування геологічного розрізу свердловини, дослідження
параметрів пластів, не спотворених проникненням фільтрату промивної рідини
в пласт, виділення пластів-колекторів, прогнозування зон аномальних
пластових тисків.
Маючи
з забою дані про частоту обертання долота і справжньої осьового навантаження на долото,
можна підтримувати режим таким чином, щоб забезпечувалася максимальна
механічна швидкість проходки, стежити за зносом долота, не допускаючи
критичних режимів його роботи.
В
зв'язку зі зростаючими обсягами кущового, спрямованого і горизонтального
буріння (у тому числі для охорони навколишнього середовища), дуже актуальною стає
проблема контролю за напрямком стовбура свердловини в процесі її буріння,
проблема можливості управління цим процесом з наміченої програми.
Комплекс вимірювальних датчиків контролю напрямку стовбура свердловини повинен
складатися з датчиків вимірювання кута нахилу свердловини, її азимута. Для
управління процесом направленого буріння вимірювальну систему обладнають
також датчиком положення отклонітеля. Описані дві групи датчиків можуть бути
об'єднані в одній телеізмерітельной системі для оптимізації процесу буріння
свердловин похило-направленого і горизонтального буріння.
В
ряді випадків доцільно в якості додаткової інформації з забою мати
дані про витрату промивної рідини з метою визначення герметичності
замкових з'єднань бурильних інструменту, вивчення режиму очищення вибою від
шламу; доцільно також вимірювати температуру на забої з метою вивчення
теплового режиму буріння свердловини.
Дуже
інформативним параметром буріння є вібрація бурильного інструменту. Вона
характеризує як процес руйнування гірських порід, так і властивості разбуріваемих
пластів (пружні характеристики, літологічних складу та ін.)
Вимірювання
геофізичних параметрів в процесі буріння свердловин дозволяє отримати інформацію
про літологічний складі і питомих електричних опорах пластів, не
порушених проникненням фільтрату промивної рідини в пласт, що дає
можливість надійно виділяти продуктивні горизонти, виключаючи їх пропуск, а по
зміни характеристик пластів - прогнозувати наближення зон аномально
високого або аномально низького пластових тисків, меж продуктивного пласта.
Крім того, наявність у вимірювальному комплексі геофізичних зондів різної
глибинність забезпечує можливість вимірювань параметрів пластів з метою
вивчення динаміки утворення зони проникнення фільтрату промивної рідини
в призабійної зоні.
Вимірювання
природної радіоактивності гірських порід, що оточують свердловину, як правило,
дає можливість провести літологічний розчленування розрізу і в комплексі з
електричними характеристиками пласта - виділяти межі пласта, розчленовувати
розріз на окремі пропласткі. Як правило, контроль режиму буріння
здійснюється станцією геолого-технологічних досліджень за показаннями
наземних датчиків. До них відносяться: вимірювання механічної швидкості буріння,
ваги на гаку, витрати промивної рідини та тиску на стояку, газовий і
люмінесцентний та ін каротаж.
Дані
геофізичних досліджень, отримані в процесі буріння можуть служити в більшості
свердловин надійним критерієм інтерпретації результатів з метою подальшого
планування робіт на свердловині (випробування об'єктів, відбору керна та ін.) У
цих випадках комплекс ГІС, що проводиться апаратурою на кабелі, може бути
скорочений, відповідно зменшено час на задалжіваніе свердловин для проведення
ГІС.
Об'єднання
перерахованих комплексів в єдину телеізмерітельную систему вимагає передачі
великого обсягу інформації і може бути реалізоване тільки з каналом,
володіє високою пропускною здатністю.
Характерною
особливістю телеізмерітельних систем в процесі буріння є те, що вихід
з ладу будь-якого блоку свердловини апаратури призводить до втрати інформації до
кінця рейсу і вимагає витягання глибинного приладу на земну поверхню для відновлення
його працездатності.
Підвищені
вібрації, вплив агресивної і абразивного середовища, удари, механічні
навантаження на стиск і розтягання, крутіння, підвищені тиск і температура --
вимагають розробки спеціальних заходів захисту, застосування зносостійких
високоміцних матеріалів, міцних покриттів.
Облік
специфічних вимог до свердловини інформаційно-вимірювальних систем
різного призначення дозволяє забезпечити необхідну надійність систем,
продовжити термін їх експлуатації в свердловинних умовах. Особливе значення має
надійна робота при значних вібрації і механічних навантажень.
Таким
чином, комплекс свердловинних вимірювань в процесі буріння: швидкості обертання
ріжучого інструменту - долота, осьового навантаження і крутного моменту, вібрації
долота, витрат і температури промивної рідини, кутових параметрів
траєкторії визначає технологічний режим буріння, його оптимальність.
Реєстрація
природної радіоактивності гірських порід, вимірювання акустичних та
електричних властивостей навколишніх свердловину гірських порід в процесі буріння
забезпечують літологічний розчленування геологічного розрізу, визначення
насиченості шару, виділення зон аномальних пластових тисків, пеленгації
меж продуктивного пласта на похилих пологих і горизонтальних ділянках
буріння нафтогазових свердловин.
2.2 Огляд сучасних видів телесистем, що застосовуються
при проведенні горизонтальних та похило-спрямованих свердловин.
2.2.1 Огляд вітчизняних і зарубіжних забійних
телесистем.
Проблемою
створення телеметричних систем для контролю забійних параметрів почали
займатися в світі в середині 1940-х рр.. В основному ці роботи проводилися в США
на рівні виконання пошукових робіт. Вже на початку 1950-х рр.. були створені
дослідні зразки телесистем з гідравлічним каналом зв'язку забій - гирло для
вимірювання уявного питомого опору прохідних гірських порід. У
надалі проводилися пошукові роботи по розробці телесистем з провідним і
електромагнітним (бездротовим) каналами зв'язку, однак найбільше
поширення за кордоном в практиці буріння отримали телесистеми з
гідравлічним каналом зв'язку, хоча вони мають істотні недоліки у
відношенню до якості бурового розчину, а також до роботи бурового насоса і
бурового обладнання. У вітчизняній практиці буріння отримали телесистеми з
електромагнітним каналом зв'язку, хоча і телесистеми з електромагнітним каналом
мають свої недоліки, на передачу сигналу сильно впливають і високоомні, і
низькоомних пласти.
2.2.2 Акустичний канал зв'язку
Системи
з акустичним каналом зв'язку використовують звукові коливання, що поширюються
в свердловині за промивної рідини, колоні бурильних труб або навколишнього
породу. Відповідно до цього вони поділяються на три види: гідроакустичні,
акустомеханіческіе і сейсмічні.
З
трьох видів ЗТС з акустичним каналом зв'язку сейсмічні системи застосовуються
поки тільки для пасивного контролю координат забою. Через недостатню
точності визначення положення вибою (десятки метрів) вони ще знаходяться на
стадії наукових і експериментальних досліджень.
Складність
і різноманіття властивостей гідроакустичного каналу в свердловині зумовили його
слабку вивченість. До теперішнього часу ЗТС з гідроакустичним каналом зв'язку
на практиці не використовувалися. Однією з центральних проблем у створенні
гідроакустичного каналу є розробка низькочастотного (до 100 ... 200 Гц)
випромінювача, здатного ефективно збуджувати коливання всередині колони бурильних
труб у свердловині.
В
1993 рр.. в акустичному інституті ім. акад. Н. Н. Андреева за завданням ЗАТ НПК
"Геоелектроніка сервіс" в рамках НДР "Добре-ЗТС" і НДР
"Горизонталь" була розроблена експериментальна апаратура передачі
інформації (АПИ) по гідроакустичного каналу в свердловині для забійній
телеметричної системи ЗТС - ДАК (Науковий керівник - Д. П. Фролов).
Система ЗТС - ДАК призначалася для знаходження параметрів орієнтації стовбура
похило спрямованої або горизонтальної свердловини, а також сервісних
параметрів, що відображають умови її роботи безпосередньо в процесі буріння.
В
1998 р. за пропозицією НПК «Геоелектроніка сервіс» експериментальний зразок
апаратури для передачі інформації з гідроакустичного каналу зв'язку АПИ був
модернізований. Проведено випробування свердловин АПИ спільно з філією
«Оренбурггаз» на одній із буря свердловин Оренбурзького родовища.
Акустичні сигнали приймалися без прокачування розчину з глибини 1000 м, з
прокачуванням - з глибини 200 м. Попередньо встановлено, що каналом передачі
інформацією, крім промивної рідини, могла бути і сама бурильна колона. У
Загалом результати розробки та випробування експериментального зразка апаратури
АПИ показали, що гідроакустичний канал може бути використаний як
високонадійний і недорогий засіб зв'язку, зокрема, в ЗТС з комбінованим
каналом.
Серед
зарубіжних телесистем практично не зустрічаються телесистеми з акустичним
каналом зв'язку, проте в даний час фірма Schlumberger запропонувала передачу
акустичних сигналів у процесі буріння свердловин (заявка Великобританії №
2357527). Характерною особливістю пропонованої телесистеми є її
незалежність від параметрів бурового розчину, так як акустичний сигнал
поширюється по трубах і тільки на денній поверхні він трансформується
в електромагнітні коливання. Пристрій містить у собі порожню штангу, на якій
розташовуються датчики, вміщену в бурову трубу і пов'язану з нею за допомогою
механічних та електричних контактів.
2.2.3 Телесистеми з гідравлічним каналом зв'язку
Широке
поширення гідравлічного каналу зв'язку для передачі інформації викликано
наступними його перевагами:
--
гідравлічний канал зв'язку є природним каналом зв'язку, тому що в ньому в
Як канал зв'язку використовується стовп бурового розчину в бурильної колоні,
а отже, не потрібно додаткових витрат на організацію каналу
зв'язку;
--
гідравлічний канал зв'язку володіє великою дальністю дії.
Перші
телеметричні системи, розроблені на початку 1960-х рр.. у ВНІІБТ,
представляли собою механічні пристрої, привід яких був конструктивно
пов'язаний з валом турбобура. До таких телеметричним систем відносяться
гідротурботахометри ГТН-2, ГТН-3, ГТН-4, ГТН-ПН, ІЧТ, які в той час
були єдиними телеметричним приладами, що забезпечують безперервний
телеконтроль режиму роботи турбобура. Гідротурботахометри успішно
використовувалися як при бурінні опорно-технологічних свердловин і звичайних
свердловин, так і при бурінні надглибоких свердловин (Кольська надглибока СГ-3 і
Саатлінская СГ-1).
Перша
в нашій країні більш досконала телеметрична система з гідравлічним
каналом зв'язку для похило спрямованого буріння під назвою СНБ
(сигналізатор напрямки буріння), а потім ГІТ (гідравлічний
інклінометріческая телесистема), дозволяла здійснювати контроль за азимутом,
зенітних кутом і напрямом дії отклонітеля.
З
1982 почалося широке впровадження удосконаленого варіанту телесистеми
під шифром «Індикатор частоти обертання вала турбобура ІЧТ» у виробничих
об'єднаннях Белоруснефть, Ноябрьскнафтогаз, Укрнафта Сургутнефтегаз,
Каспморнефтегазпром. При застосуванні «Телесистеми ІЧТ» були отримані високі
показники буріння: досягнуто збільшення механічної швидкості проходки і на
долото по Західного Сибіру.
В
даний час розробкою телесистем з передачею інформації з
гідравлічному каналу зв'язку займається НДІ ТМ «Пілот» (м. Уфа), якому
вдалося створити експериментальний зразок телесистеми, що здійснює контроль
процесу буріння.
За
кордоном в області каротажу в процесі буріння найбільш успішно працюють фірми
Schlumberger, Halliburton (США), Sperry-Sun (Великобританія), Baker Hughes,
Teleco, Eastman Cristensen (США), Ці фірми наприкінці вісімдесятих років
розробили і використовують телесистеми MWD з гідравлічним каналом зв'язку,
що дозволяють здійснювати оперативний контроль за траєкторією свердловин шляхом
виміру інклінометріческіх параметрів, деяких технологічних і в ряді
випадків ГК і КС
В
Нині закордонні фірми розробляють і пропонують системи LWD з
гідравлічним каналом зв'язку з набором методів, що не поступається системам каротажу
на кабелі. Як правило, ці системи складаються з окремих модулів, кожен з
яких має ЗУ в свердловину прилад, що дозволяє запам'ятовувати свердловинні дані
під час роботи приладу. Крім того, інформація про пластах передається в реальному
часу по каналу зв'язку на поверхню. В даний час розроблені і широко
використовуються системи з так званими «позитивними» і «негативними»
імпульсами. Їх відмінностями є те, що при «позитивних» імпульсах
(ріс.2.2) відбувається перекриття внутрітрубної простору клапаном, що
призводить до повисочини внутрітрубної тиску, цей сплеск (на 0,7 сек) тиску
і є імпульсом основного сигналу, який фіксується датчиком тиску,
встановленим в маніфольд, а далі наземної апаратурою що входить в комплект
телесистеми. У випадку з «негативними» імпульсами (ріс.2.3), клапан
відкривається і випускає буровий розчин в затрубний простір, і при цьому
відбувається падіння (на 0,7 сек) тиску. Реєстрація імпульсу відбувається таким
же чином.
Актуальним
і перспективним напрямком діяльності закордонних фірм стала розробка
систем «геонаправленія», при яких вибір і коректування траєкторії свердловини
виробляється на основі геологічних даних про шарі, отриманих в реальному
часу. У таких системах вимірювальні датчики розташовуються поблизу від долота,
на відміну від систем попереднього покоління, де датчики відстоять від долота на
9 ... 30 м.
Прикладом
таких телесистем є новий прилад MWD фірми Halliburton Strata Tracher
(TM), перший в промисловості малогабаритний прилад, що вимірює гамма-випромінювання
з азимутальні скануванням і відхилення на долоті, динамічну і статичну
інклінометрію та вимірювання швидкості обертання долота. Вимірювання датчика
обробляються до передачі через "коротку лінію" на окремий модуль,
розташований в КНБК над двигуном. Передача провадиться по електромагнітному
каналу зв'язку. Верхній модуль з'єднується з високошвидкісним інклінометром
PathFinder ™ для передачі даних на поверхню в реальному масштабі часу за
гідравлічному каналу зв'язку.
Фірма
Baker Hughes INTEQ також володіє більш ніж п'ятнадцятирічним досвідом у
проведенні MWD в будь-яких бурових умовах на родовищах по всій земній
шару, має у своєму розпорядженні повну серію систем MWD як для контролю
напряму, так і для оцінки пласта, розрахованих на температуру 125 ... 150 ° С і
тиск 140 МПа: навігаційні прилади MWD малого діаметру Teleco Navigamma і
Teleco Navitrac, навігаційні прилади MWD великого діаметра - Navigator,
Teleco DDG і DG, прилади для проведення каротажу в процесі буріння Teleco MDL,
MNP і DPR, що утворюють комбінований прилад Triple Combo, а також прилад,
поєднує навігаційну систему Navitrac з вимірюванням опору - NaviMPR
і прилад Teleco RGD
