Бурение скважин сложного профиля различного назначения

Новые технологии, основанные на горизонтальном бурении, произвели настоящую техническую революцию в практике и теории нефтегазодобычи. Значительно возросли дебиты скважин, имеющих горизонтальные окончания большой протяженности, возрос коэффициент нефтегазоотдачи коллекторов, требуется меньшее количество эксплуатационных скважин, изменились категории запасов, считавшиеся ранее неизвлекаемыми, повысилась эффективность методов воздействия на пласт при их использовании в сочетании с методами горизонтального бурения.

Известно, что в горной породе нефть, при её добыче, фильтруется десятки лет на сотни метров сквозь мельчайшие поры коллектора от периферии к забоям скважин, преодолевая многие естественные преграды. Эти преграды, либо естественные - литологические или тектонические экраны, либо застойные зоны с низкими давлениями, либо пластовые воды, прорвавшиеся в нефтяное поле и т. п., являются основной причиной потерь огромных запасов нефти в пластах.

Совершенно пока не разрабатываются многие месторождения углеводородов с низкими коллекторскими свойствами или с тяжелой нефтью, поскольку малые дебиты не оправдывают затрат на бурение.

Вследствие конкуренции на нефтяном и газовом рынке в настоящее время требуется резко снизить себестоимость добываемых углеводородов путем коренного усовершенствования дренажных способностей коллекторов. Этому требованию удовлетворяет разветвленно-горизонтальное бурение. Основным направлением разветвленно-горизонтального бурения в России должно стать возрождение старых нефтяных месторождений и извлечение из них оставшихся запасов нефти (60-80 % от начальных запасов).

Метод эксплуатации месторождений углеводородного сырья горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами впервые разработан и успешно реализован в отечественной практике в начале 50-х годов прошлого столетия. Первые работы по методу А.М.Григоряна пробурены в Башкирии, где была сооружена горизонтально-разветвленная скважина с 10 резко искривленными стволами. В этой скважине почти 80 % всей проходки было сделано по продуктивному пласту. Дебит скважины составил 120 т в сутки, что почти в 20 раз превышало дебит по другим скважинам.

Позже были пробурены горизонтально-разветвленные скважины в Иркутской области (Марковское месторождение), на западной Украине, в Татарстане и др.

За рубежом активное начало промышленного бурения горизонтальных скважин начато с семидесятых годов. Лидером бурения горизонтальных скважин стал Французский институт нефти и фирма «Эльф-Атикен». За короткие сроки за рубежом были сконструированы, прошли промышленные испытания и появились на рынке новые забойные двигатели, долота, телеметрические системы, системы геофизических исследований в горизонтальных стволах и другое оборудование, позволяющее достигнуть высоких технико-экономических показателей при бурении горизонтальных скважин.

К сожалению, в России, из-за того, что резко увеличилась добыча относительно дешевой нефти в Западной Сибири, снизился резко интерес к бурению разветленно-горизонтальных и горизонтальных скважин.

Начиная с 80-х г.г., резко возрос интерес к бурению горизонтальных скважин в США. Бурятся горизонтальные скважины на месторождении Прадхо- Бей (Аляска), сложенного низкопроницаемыми известняками. Резко возрости объемы бурения горизонтальных скважин в шельфовой зоне Северного моря.

В настоящее время бурение горизонтальных и разветвленно- горизонтальных скважин успешно применяется в большинстве

нефтегазодобывающих странах, пробурены десятки тысяч скважин на различных месторождениях мира, в самых разнообразных горно-геологических условиях. При строительстве горизонтальных скважин достигнуты высокие результаты в технике и технологии бурения, особенно, в телеметрическом контроле над траекторией ствола скважины. Максимальная длина горизонтального участка скважины при этом в Калифорнии достигла почти 4000 м.

В России также ведутся работы по бурению горизонтальных скважин. Пробурены первые сотни стволов. По данным производственных организаций дебит освоенных скважин в 3-10 раз превышает дебит соседних вертикальных и наклонных скважин.

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух частей: направляющей и горизонтальной. Под направляющей частью скважины понимается часть ствола от устья до точки с заданными координатами на кровле и в самом продуктивном пласте. Направляющая часть ствола является началом горизонтального участка под заданным углом. По радиусу кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: большим радиусом (> 190 м); средним радиусом (60—190м); малым радиусом кривизны (10-30 м).

Варианты вскрытия коллекторов горизонтальным и волнообразным стволами

Рис. 8.3. Варианты вскрытия коллекторов горизонтальным и волнообразным стволами

Горизонтальные скважины с большим радиусом кривизны могут быть реализованы при кустовом бурении, а также при бурении отдельных скважин с большими отклонениями от вертикали при длине горизонтального участка более 600-1000 м. При строительстве таких скважин используется обычная техника и технологии наклонно-направленного бурения, позволяющие получать максимальную интенсивность искривления в пределах 0,7-2,0 /10 м проходки.

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны применяются при бурении, как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность искривления скважины находится в пределах 3 - 107l0 м при длине горизонтального участка 450-900 м.

Горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны используются на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также для бурения ствола скважины из вырезанного участка эксплуатационной колонны. Интенсивность искривления при бурении криволинейного интервала составляет 1,1-2,5 / м при длине горизонтального участка 90-250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы бурильных труб, снижается вероятность прохождения в ствол скважины забойных двигателей, геофизических приборов и обсадных труб. Поэтому даже при бурении по среднему радиусу кривизны в компоновку бурильной колонны включают специальные трубы и укороченный гидродвигатель. Проходка скважин с малым радиусом кривизны невозможна без специальных бурильных труб и инструмента.

При проектировании горизонтальных скважин возможны следующие варианты их исполнения.

В продуктивных пластах небольшой мощности (до 10-15 м) целесообразно бурение горизонтального участка в середине пласта параллельно кровле и подошве (рис. 8.3).

Аналогично располагается горизон-тальный участок, в случае если коллектор имеет вертикальную трещиноватость.

Если продуктивный пласт имеет небольшую мощность и неоднородную структуру, то такие пласты целесообразно вскрывать волнообразным стволом (рис.8.3).

В настоящее время широко используются не только горизонтальные стволы, но и многозабойные разветвленные скважины.

Схема радиальногоризонтальной скважины с системой восстающих стволов

Рис. 8.4. Схема радиальногоризонтальной скважины с системой восстающих стволов

Многозабойные скважины чаще всего используются для разработки нефтяных месторождений с низким пластовым давлением, для доразработки выработанных в значительной степени залежей, для разработки залежей с высоковязкими нефтями, для разработки слоистых продуктивных пластов и т. д.

Профили многозабойных скважин разделяются на следующие типы:

с горизонтальными и пологонаклонными стволами, пробуренными из основного ствола;

  • - многоярусные скважины;
  • - радиальные, в которых из одного горизонтального ствола бурится система (до 100 и более) радиальных стволов (рис. 8.4).

Вертикально-горизонтальные стволы используются не только для добычи нефти и газа из коллекторов. Подобные скважины

бурятся с целью интенсификации притоков при добыче углеводородного сырья, например, битумов. В этом случае бурятся две параллельные скважины, по одной из которых подается в пласт пар, а по другой извлекается разжиженный битум.

Подобные схемы добычи полезных ископаемых могут использоваться в различных направлениях геотехнологий для извлечения из недр глубоко залегающих полезных ископаемых.

Широко известно использование вертикально-горизонтальных и многоствольных скважин для дегазации угольных пластов, что позволяет значительно повысить безопасность добычи угля на шахтах. В этом случае скважины бурят с проникновением в угольный пласт, а горизонтальный участок скважины располагают в пласте подобно тем скважинным, которые бурят для добычи углеводородов (рис.8.3, 8.4).

Бурение скважин сложного профиля невозможно без применения современных телеметрических систем и систем геонавигации. Это, прежде всего, связано с тем, бурение скважин по сложной траектории с протяженными горизонтальными участками в пределах продуктивного горизонта, выполнение многоствольных ответвлений невозможно без оперативного контроля за положением 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 г.г. В основном эти исследования проводились в США на уровне выполнения поисковых работ. Уже в начале 1950-х г.г. 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 них имеются существенные недостатки: по отношению к качеству бурового раствора, а также к работе бурового насоса и бурового оборудования. В отечественном бурении предпочтение получили телесистемы с электромагнитным каналом связи, хотя и они имеют свои недостатки, связанные, прежде всего, с сильным влиянием на передачу сигнала высокоомных и низкоомных пластов, искажающих структуру импульса.

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

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

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 (АПИ) по гидроакустическому каналу в скважине для забойной телеметрической системы ЗТС-ГАК. Эта система предназначалась для нахождения параметров ориентации ствола наклонно направленной или горизонтальной скважины, а также сервисных параметров, отражающих условия её работы непосредственно в процессе бурения. В 1998 г. экспериментальный образец АПИ модернизировали. В целом результаты разработки и испытаний

экспериментального образца аппаратуры АПИ показали, что гидроакустический канал может быть использован как высоконадежное и недорогое средство связи, в частности, в ЗТС с комбинированным каналом.

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

  • 2. Широкое распространение гидравлического канала связи для передачи информации вызвано следующими его преимуществами:
    • - гидравлический канал связи является естественным каналом связи, т.к. 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.

Первые телеметрические системы, разработанные в начале 1960-х г. 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 восьмидесятых годов разработали и используют телесистемы MWD (measurement while drilling) с гидравлическим каналом связи, позволяющие осуществлять оперативный контроль за траекторией скважин путем измерения инклинометрических и некоторых технологических параметров.

В настоящее время зарубежные фирмы разрабатывают и предлагают системы LWD с гидравлическим каналом связи с набором методов, не уступающим системам каротажа на кабеле. Как правило, эти системы состоят из отдельных модулей, каждый из которых имеет ЗУ в скважинном приборе, позволяющее запоминать скважинные данные во время работы прибора. Кроме того, информация о пластах передается в реальном времени по каналу связи на поверхность. В настоящее время разработаны и широко используются системы с так называемым положительным и отрицательным импульсами. Актуальным и перспективным направлением деятельности зарубежных фирм стала разработка систем «геонаправления», при которых выбор и корректировка траектории скважины 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 и отклонение на долоте, динамическую и статическую инклинометрию и измерение скорости вращения долота.

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

Фирма Schlumberger также рекомендует новый прибор Slim Access транспортируемый на трубах в повтрно разбуриваемую скважину диаметром 95 мм с резкими изменениями направления ствола величиной 40 град/30 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 является наиболее перспективным при организации устойчивой связи забой- устье при турбинном и роторном бурении скважин.

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

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

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

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

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, возможность подачи значительной электрической мощности для привода забойных механизмов (управляемого отклонителя, нагружателя и др.), возможность использования при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированного бурового раствора, отсутствие зависимости от удельного сопротивления горных пород. Работы по созданию ЗТС с проводным каналом связи были обусловлены применением с начала 60-х годов в бывшем СССР электробурения. Наиболее широкое распространение получила телеметрическая система типа СТЭ, использовавшая в качестве линии связи силовой кабель электробура. Система СТЭ позволяла производить измерения следующих параметров (зенитный угол, азимут скважины, положение отклонителя, нагрузка на долото, число оборот, крутящий момент), большинство телесистем этого типа имели ресурс до 600-800 ч и межремонтный период до 100 ч.

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

С середины 90-х г.г. 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.

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

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

Задачу контроля и управления процессом бурения в автоматическом режиме успешно решает информационно-технологический навигационный буровой комплекс, который включает в себя как наземную аппаратуру, так и датчики, приближенные с помощью телеметрической системы к забою скважины. В него входят также устройства сбора информации, её преобразования, передачи и программной обработки для принятия

оперативного решения и вывода технологических рекомендаций на пульт бурильщика, а в автоматическом режиме для вывода управляющих воздействий на приводы исполнительных устройств.

Геонавигационный комплекс (рис. 8.5) содержит установленную в колонне бурильных труб 1 над забойным двигателем 2 забойную телеметрическую систему 3 с источником питания 4, насос 5, привод насоса 6. Насос 5 соединен с приемной емкостью 7, в которой установлен датчик уровня бурового раствора 8. В нагнетательной линии 9 насоса 5 установлены датчики давления 10, расхода 11, плотности 12, наличия газовых включений 13. В нагнетательной линии 8 также установлен управляющий клапан 14. К антенне 15 подключено приемное устройство 16, выход из которого подключен к входу в компьютер 17. Ко второму входу в компьютер 17 подключен преобразовательный комплекс 18.

Лебедка 19 содержит привод лебедки 20. На лебедке 19 установлен датчик длины колонны бурильных труб 21. Индикатор веса на крюке 22 установлен на тросе 23. Колонна бурильных труб 1 проходит через ротор 24, содержащий привод ротора 25 для ориентации отклоняющей компоновки 26. В верхней части колонны бурильных труб 1 установлен превентор 27, привод превентора 28. В затрубном пространстве колонны бурильных труб 1 установлен газоанализатор 29, датчик осевой нагрузки 30 и датчик крутящего момента 31, датчик оборотов гидротурбины 32. Передающий модуль 33 и блок инклинометрии 34 установлены в корпусе забойной телеметрической системы 3. К выходам компьютера 17 подключены монитор 35, принтер 36, а через блок сопряжения 37 пульт бурильщика 38 (рис. 8.6), модем 39. Модем 39 соединен по линии телефонной связи через модем удаленного компьютера 40 с удаленным компьютером 41. Выход компьютера 17 подключен к блоку управления 42, к которому, в свою очередь, подключены привод насоса 6, привод лебедки 20, привод ротора 25, привод превентора 28 и

Информационно-технологический геонавигационный комплекс

Рис. 8.5. Информационно-технологический геонавигационный комплекс

управляемый клапан 14. Возможна установка над источником питания 4 съемного модуля пульсатора 43 для передачи информации по гидравлическому каналу связи.

Компьютер 17 содержит программное обеспечение информационнотехнологического комплекса, которое включает: операционную систему,

программу обработки информации, программу выработки технических решений, программу управления.

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

Устройство работает следующим образом.

При бурении работает насос 5, который по нагнетательной линии 7 подает буровой раствор к турбобуру 3 и приводит его в действие. Инклинометрические параметры с блока инклинометрии 34 и забойные параметры с датчиков осевой нагрузки 30 и крутящего момента 31 и оборотов гидротурбины 32 при помощи передающего модуля 33 в виде электромагнитного сигнала подаются на антенну 15 и далее в приемное устройство 16 и в компьютер 17. Сигналы с наземных технологических датчиков 8, 10, 11, 12,13, 19,20 подаются на вход в преобразовательный комплекс 18 и далее на вход в компьютер 17, где преобразуются, обрабатываются и передаются одновременно на монитор 35 и пульт бурильщика 38, а при необходимости и на принтер 36. На экране монитора 35 информация оперативно, качественно и наглядно доводится до исполнителя-геофизика , а на пульте бурильщика 38 часть этой информации представляется в цифровой и аналоговой форме, причем в аналоговой форме при помощи светодиодов, размещенных по окружности, представляются преимущественно инклинометрические данные.

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

Программа обработки информации от технологических датчиков обрабатывает всю информацию, полученную с датчиков для представления первоначально в цифровом виде, затем для визуализации в форме таблиц, графиков и диаграмм на экране монитора 35 (рис. 8.6) 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

Пульт бурильщика

Рис. 8.6. Пульт бурильщика

превентора 28. При этом каждое из этих управляющих воздействий может быть реализовано либо в отдельности, либо совместно в любом сочетании.

Пульсатор 43, создающий

гидравлические пульсации бурового

раствора, обеспечивает передачу информации об инклинометрических и забойных технологических параметрах по гидравлическому каналу связи. При этом можно использовать или один из двух каналов связи, или гид

равлический, так и электроимпульсный каналы связи для дублирования получаемой информации, что

существенно повышает надежность системы.

Комплекс обеспечивает также

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

Телеметрическая система, входящая в состав геонавигацинного комплекса, предназначена для определения пространственной ориентации компоновки низа бурильной колонны, а также забойных параметров, необходимых для оптимизации процесса бурения. Скважинный прибор

телеметрической системы обеспечивает ориентацию отклонителя на забое, а также непрерывную передачу и индикацию на поверхности азимута, зенитного угла скважины в процессе турбинного бурения в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий.

Телеметрическая система информационно-навигационного комплекса работает следующим образом.

Поток промывочной жидкости приводит в действие турбину генератора проточного типа и вырабатывается электроэнергия, питающая электронный блок скважинного прибора. Информация от датчиков преобразуется в кодовую последовательность, которая передается в зависимости от условий бурения и наличия соответствующих модулей по электромагнитному или

гидравлическому каналам связи. На поверхности сигнал принимается антенной, удаленной на 30-50 м от буровой или датчиком-преобразователем, установленным в нагнетательную линию насосов. В приемном устройстве принятый сигнал декодируется и вводится в компьютер для обработки.

Скважинная часть телеметрической системы имеет модульную конструкцию. Функциональные возможности телеметрической системы зависят

от состава входящих в нее модулей, который, в свою очередь, определяется технологической необходимостью.

В табл. 8.1 приведены основные характеристики телеметрической системы.

Таблица 8.1

Основные параметры и характеристики телеметрической системы

Параметры системы

Характеристики системы

Диапазон измерения, град Зенитный угол

0-102

Азимутальный угол

0-360

Угла установки отклонителя

0-360

Погрешность измерения, град Зенитный угол

±0,15

Азимутальный угол

±2

Угла установки отклонителя

±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 наземной аппаратуры

Переменный ток, частота, Гц

50

Напряжение, В

220-240

ОАО НПФ «Геофизика» разработана забойная теле-метрическая система с кабельным каналом связи «Надир», предназначенная для использования при бурении скважин с горизонтальным окончанием колтю- бингом (рис. 8.7). На рис. 8.7 показано: 1 - катушка колтюбинга, 2 - инжектор и гусак для подачи трубы в скважину, 3 - гибкая труба, 4 - бронированный семи-жильный кабель, 5 МОН, 6 - центратор, 7 - ГКМ, 8 - труба ЛБТ, 9 - ОРБИ, 10 - кривой переходник отклонителя, 11 - винтовой забойный двигатель, 12 - долото.

Колтюбинговая установка М40, производимая компанией ФИД (Белоруссия), дает возможность бурения скважин глубиной до 2000 м. Гибкая труба имеет диаметр 60,3 мм. Диаметр забойного двигателя 95 мм, ориентатора 92 мм, максимальный угол отклонения от оси корпуса телесистемы 3 минуты. В качестве линии связи создаваемой системы «Надир» используется три жилы семижильного бронированного кабеля диаметром 10,84 мм, встроенного внутри рабочей трубы.

- модуль инклинометрии типа ОРБИ, который служит для измерения инклинометрических параметров азимута и зенитного угла, а также положения корпуса телесистемы относительной апсидальной плоскости (с точностью до полутора угловых градусов);

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

Телесистема «Надир»

предназначена для измерения инклинометрических параметров азимута и зенитного угла, положения корпуса телесистемы, естественной гамма-активности пород и давления промывочной жидкости над винтовым двигателем, а также измерения осевой нагрузки и затрубного давления при бурении с использованием колтюбинговых труб.

В своем составе телесистема включает несколько модулей:

  • - модуль гамма-каротажа и манометра внутреннего давления (ГКМ) для измерения естественной гамма-активности пород и давления промывочной жидкости перед забойным двигателем;
  • - модуль осевой нагрузки и затрубного давления (МОН), который измеряет осевую нагрузку и внешнее давление;
  • - телескопический наконечник;
  • - наземный обрабатывающий комплекс, который обеспечивает питание телесистемы, прием данных со скважинного прибора, обработку, визуализацию информации и регистрацию полученных данных.

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

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

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

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

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

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

В частности, в инклинометрах используются импортные акселерометры, рассчитанные на удары с ускорением до 6000 q.

Сцинтилляционный детектор модуля гамма-каротажа выполнен из ударо- и вибропрочного кристалла на основе германата висмута отечественного производства, который, кроме того, обладает повышенной эффективностью. Фотоэлектронный умножитель японской фирмы Hamamatsu, имеет защиту от внешних факторов в виде металлического корпуса, рассчитан на удары с ускорением до 1000 q.

Программное обеспечение включает следующие модули:

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

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

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >