Применение модулей геофизических исследований скважин и

1
Уральский государственный горный университет
Институт геологии и геофизики
Кафедра геоинформатики
620144 , г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30, УГГУ, ИГиГ, ГИН. Тел. (343)-2576661.
Специальность: 071900 – Информационные системы в технике и технологиях
Специализация: Прикладная геоинформатика в разведочной геофизике
Решетников П.М.
Руководитель – проф. Давыдов А.В.
E-mail: prodav@yandex.ru
КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
(Сокращенный вариант)
(Без сохранения исходного форматирования)
ПРИМЕНЕНИЕ МОДУЛЕЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
И МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ ДАННЫХ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАБОЙНЫХ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Содержание
Введение.
1. История развития бескабельных систем для исследований скважин.
2. Цели и задачи направленного бурения скважин.
Задачи скважинных измерений телесистемами. Обзор современных видов телесистем, применяемых при проводке горизонтальных и наклоннонаправленных скважин. Обзор отечественных и зарубежных забойных телесистем. Акустический канал связи. Телесистемы с гидравлическим
каналом связи. Электромагнитный (беспроводный) канал связи. Проводной канал связи. Комбинированный канал связи.
3. Концепция создания дополнительных геофизических модулей для контроля технологических
параметров и решения геологических задач в процессе бурения.
Часть 1. Обзор применения дополнительных модулей забойных телесистем. Модуль геонавигации. Результаты использования наддолотного
модуля.
Часть 2. Модуль индукционного каротажа. Электромагнитный каротаж в процессе бурения скважин. Электрический каротаж в процессе бурения
скважин.
4. Метрологическое обеспечение бескабельных телеизмерительных систем.
Задачи метрологического обеспечения. Метрологическое обеспечение инклинометрии. Метрологическое обеспечение измерений осевой нагрузки и
вибраций. Метрологическое обеспечение измерений естественной гамма-активности. Метрологическое обеспечение измерительных каналов
электрического каротажа.
5. Построение геологической модели и прогнозного разреза.
Заключение.
Список литературы.
Екатеринбург
2005
ВВЕДЕНИЕ.
Потребности человечества в углеводородном сырье, отсутствие надежной альтернативы нефти и газу как топливу
требуют совершенствования технологий по извлечению разведанных запасов.
Основным средством изучения горных пород, вскрытых скважинами, стали в настоящее время геофизические
методы исследований – измерения различных физических параметров, позволяющие определять геологические
характеристики пород и контролировать режим работы пластов в процессе бурения скважин.
Рост объемов наклонно-направленного бурения скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более
50 обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в
скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов в
интервал исследований. Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем, доставляемых
на забой с помощью бурового инструмента.
Накопленный фактический материал по естественному искривлению скважин позволил установить ряд общих
закономерностей, учитывая которые буровики научились проходить скважины в строго заданном направлении. Такие
скважины получили название наклонно- направленных и горизонтальных. Искусственное отклонение — это направление
ствола скважины в процессе бурения по определенному плану доведением забоя до заданной точки. Искусственное
отклонение скважин подразделяется на наклонное многозабойное (разветвленно-направленное) и кустовое (многоствольное)
бурение.
Кустовое бурение. Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на
общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения. При
кустовом бурении скважин значительно сокращаются строительно-монтажные работы в бурении, уменьшается объем
2
строительства дорог, линий электропередачи, водопроводов и т.д. Наибольший эффект от кусто вого бурения
обеспечивается в условиях моря и в болотистых местностях. Впервые в СССР кустовое бурение было осуществлено
под руководством Н.С. Тимофеева на о-ве Артема в Азербайджане. В настоящее время в кустах бурят 8 — 24
скважины и более. Одна из основных особенностей проводки скважин кустами — необходимость соблюдения условий
непересечения стволов скважин.
К недостаткам кустового наклонно направленного способа бурения следует отнести вынужденную
консервацию пробуренных скважин до окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной
безопасности, увеличение опасности пересечения стволов скважин, трудности в проведении капитального и
подземного ремонтов скважин, а также в ликвидации грифонов в условиях морского бурения.
Многозабойное бурение. Сущность этого способа бурения состоит в том, что из основного ствола скважины
с некоторой глубины проводят один или несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная
же протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона дренирования (поверхность фильтрации)
возрастают.
Первая многозабойная скважина была пробурена в 1953 г. на Карташевском рифовом месторождении
Башкортостана. Первая горизонтальная скважина, проходящая 130 м непосредственно по пласту мощностью около 30
м, была проведена в 1957 г. на Яблоновском месторождении Куйбышевской (ныне Самарской) области. Несмотря на то,
что скважина была пробурена на сильно дренированный пласт, ее суточный дебит составил 40 т, что многократно
превышало дебиты вертикальных скважин.
Во ВНИИБТ в результате работ по многозабойному и горизонтальному бурению разработаны специальные
укороченные турбобуры Т12М2К, в которых впервые была применена проточная пята, отработана технология
безошибочного попадания в дополнительные стволы, разработана система доставки геоф изических приборов в
горизонтальные стволы. Разработаны технические средства и методы, позволяющие достаточно надежно проводить
горизонтальные стволы в заданном направлении.
Бурение этих скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, разведку полезных
ископаемых, снижает капиталовложения и уменьшает затраты дефицитных материалов.
В связи с все возрастающими объемами направленного бурения весьма актуальной становится проблема контроля за
направлением ствола скважины в процессе ее бурения, проблема возможности управления этим процессом по намеченной
программе. Комплекс измерительных датчиков контроля направления ствола скважины должен состоять из датчиков
измерения угла наклона скважины и ее азимута. Для управления процессом направленного бурения измерительную систему
оборудуют датчиком положения отклонителя. Описанные две группы датчиков объединены в одной телеизмерительной
системе для оптимизации процесса бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Уже давно стало известно, что горизонтальные скважины являются более выгодными с точки зрения добычи нефти,
дебит которой зависят от длины горизонтального участка скважины.
Появились идеи совмещения процесса бурения с геофизическими и технологическими измерениями с помощью
датчиков, установленных в бурильной колонне вблизи долота.
Необходимость расширения геофизического комплекса методов на различной физической основе обусловила создание цифровой комплексной скважинной аппаратуры, когда измеряются большое количество различных геофизических параметров, передаваемых по беспроводным каналам связи к наземной обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре.
Однако, как бы не были совершенны зарубежные и отечественные инклинометрические телесистемы, большой
процент наклонно направленных и горизонтальных скважин проводится не по продуктивному пласту и, с точки зрения
геофизики, вслепую. Причиной этого является отсутствие геофизической информации в процессе бурения.
Есть два подхода его решения:
1) При бурении проводить привязочные каротажи.
2) Использование системы, регистрирующие геофизические параметры и передающие их на поверхность в режиме
реального времени (непосредственно при бурении), так называемые LWD-системы. Данный подход обладает
преимуществом по сравнению с первым, так как возможна более оперативная корректировка траектории скважины и не
затрачивается дополнительное время на привязочные каротажи.
Научно-производственное предприятие ВНИИГИС предлагает комплексную технологию управления траекторией
бурящих боковых стволов и горизонтальных скважин телеметрическими системами с беспроводным электромагнитным каналом связи.
Отработана технология выхода на горизонтальное направление и проводки горизонтального ствола длиной 150
— 200 м с отклонением от вертикальной отметки в пределах 4 м. Это достигается за счет высокой степени совпадения
расчетной и фактической интенсивности искривления ствола.
Прием и обработка информации на поверхности при работе с телесистемами осуществляется с помощью IBM PC,
что гарантирует качество и надежность приема и обработки скважинной информации. Основное преимущество систем с дистанционной передачей заключается в возможности немедленного поступления глубинной информации к оператору.
В основу данной работы легли отчеты и материалы ООО ВНИИГИС отдела №15 по разработке, в разработке и
испытаниях которых автор принимал участие.
1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ БЕСКАБЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН.
В настоящее время бескабельные телесистемы и автономные приборы широко применяются для решения различных
геологических, технологических и технических задач в процессе бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, изучения параметров геологического разреза, их освоения в сложных геолого-технических условиях и эксплуатации
нефтегазовых, угольных, рудных и специальных скважин месторождений различных полезных ископаемых.
Для геофизических исследований скважин применяют около двадцати различных методов каротажа. Как правило,
измерения свойств горных пород, проходимых скважиной, производят часто много времени спустя после их вскрытия. За
это время проникновение фильтрата бурового раствора оказывается настолько значительным, что порой полностью маски-
3
рует истинный характер пласта. Ухудшается и отбивка границ пластов. Желательно проводить каротаж в момент вскрытия
пласта или вскоре после окончания бурения, когда бурильные трубы еще не извлечены из скважины.
Измерения в процессе бурения были впервые осуществлены введением в практику работ метода газового каротажа.
Однако недостатком этого метода было то, что выбуренные породы разбуриваемого пласта с потоком промывочной жидкости достигают поверхности через 30 и более минут после вскрытия пласта, и в районах с высокой скоростью бурения приходилось иногда останавливать процесс бурения для оценки характера вскрытых скважиной пластов. Кроме того, применение
этого метода не исключало необходимости проведения электрического каротажа после бурения аппаратурой на кабеле.
Были проведены значительные поисковые работы по разработке метода и аппаратуры для непрерывного в реальном
масштабе времени получения оператором информации о различных свойствах проходимых скважиной пород в процессе ее
бурения. При этом основной упор был сделан на разработку метода электрического каротажа и канала связи забоя скважины
с поверхностью.
50-е гг. характеризуются появлением нового направления — разработкой автономно действующих скважинных
приборов со встроенным в них регистратором для записи измеряемых величин. Предложения, связанные с устройствами,
использующими канал связи, сводятся к выбору типа канала, соответствующих источников питания, передающей и приемной аппаратуры, зондовых устройств и др. При этом предусматривается проведение электрического, радиоактивного и иногда других методов каротажа. В качестве источников питания предполагается использование химических источников тока
или турбогенераторов.
Сложность изготовления специальных бурильных труб со встроенными в них отрезками кабеля, сложность их стыковки на буровой, высокая стоимость эксплуатации такого канала связи, потребность в специальном оборудовании и низкая
надежность его работы привели к необходимости поиска других каналов связи. Одним из этих поисков является использование колонны бурильных труб в качестве электрического канала связи. Передача электрических сигналов — электромагнитных колебаний по трубам в принципе обладает рядом существенных преимуществ перед другими способами передачи информации. В первую очередь, это простое преобразование измеряемой величины в электрический сигнал.
В одном из первых предложений по проведению каротажа в процессе бурения с применением беспроводного
электрического канала связи предполагалось проводить одновременное измерение и передачу нескольких величин путем
изменения длительности передаваемого импульса, паузы и частоты следования импульсов.
Устройство для каротажа в процессе бурения состояло из скважинной аппаратуры и наземного приемного и
регистрирующего блока. Скважинный прибор находился в специальном буровом переводнике, а долото и колонна труб
использованы как измерительные электроды, измерялась разность потенциалов (КС и ПС) между долотом и колонной труб.
Электрическое соединение измерительной и передающей аппаратуры, находящейся в скважинном приборе, осуществлялось
с помощью щеточных контактов, изолированных от окружающих проводящих материалов. В измерительной аппаратуре
разность потенциалов преобразовывалась в пропорциональные длительности электрических импульсов и пауз между ними.
В наземном приемном блоке производилось декодирование измеряемых величин и их запись. Недостатком предложенного
беспроводного канала связи было сильное затухание сигнала с ростом глубины скважины, особенно в низкоомных разрезах.
2. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН.
Вскрытие продуктивной толщи направленными, в том числе горизонтальными и разветвленногоризонтальными скважинами, позволяет следующее:

повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади фильтрации;

продлить период безводной эксплуатации скважин;

увеличить степень извлечения углеводородов на месторождениях, находящихся на поздней стадии
разработки;

повысить эффективность закачки агентов в пласты;

вовлечь в разработку пласты с низкими коллекторскими свойствами и с высоковязкой нефтью;

освоить труднодоступные нефтегазовые месторождения, в том числе морские;

улучшить технологию подземных хранилищ газа.
Направленной будем называть такую скважину, которую пробурили вдоль запроектированной
пространственной трассы и попали в заданную цель, а ее забой и фильтровая зона не только располагаются в заданной
области горных пород, но и ориентированы в соответствии с проектом относительно простирания пласта.
Кроме совершенствования технологии разработки нефтяных и газо вых месторождений направленные
скважины эффективны во многих других случаях:

при бурении в обход осложненных зон горных пород;

при бурении под недоступные или занятые различными объектами участки земной поверхности;

при глушении открытых фонтанов;

при вскрытии крутопадающих пластов и т.д.
Частными случаями направленной скважины являются вертикальная и горизонтальная.
Горизонтальная скважина — это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону,
соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между
кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное
преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2— 10 раз за
счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности.
Первоочередными объектами использования направленных скважин являются:

морские месторождения углеводородов;

месторождения на территории с ограниченной возможностью ведения буровых работ;

залежи высоковязких нефтей при естественном режиме фильтрации;

низкопроницаемые, неоднородные пласты-коллекторы малой мощности;

карбонатные коллекторы с вертикальной трещиноватостью;
4

переслаивающиеся залежи нефти и газа;

залежи на поздней стадии разработки.
Основной недостаток направленных скважин — их сравнительно высокая стоимость. В начале 1980-х годов
стоимость горизонтальной скважины превышала стоимость вертикальной скважины в 6 — 8 раз. В конце 1980-х годов
это соотношение понизилось до 2 — 3 раз. По мере накопления опыта бурения в конкретном районе стоимость
направленных скважин уменьшается и может приблизиться к стоимости вертикальных скважин. С позиций добычи
нефти и газа экономически целесообразно, если извлекаемые запасы из направленной скважины во столько раз
больше, во сколько раз дороже направленная скважина по сравнению с вертикаль ной, причем это количество нефти
должно быть добыто в более короткие сроки.
При кустовом бурении профиль направленных скважин должен обес печить заданную сетку разработки
месторождения и экономически рациональное число скважин в кусте. Проектирование конфигурации направленной
скважины заключается в выборе типа и вида профиля, в определении необходимых параметров:
- глубины и отклонения ствола скважины от вертикали;
- длины вертикального участка;
- значений предельных радиусов кривизны и зенитных углов ствола скважины в интервале устано вки и
работы внутрискважинного оборудования и на проектной глубине.
Конфигурацию направленной скважины выбирают с учетом:
назначения скважины;
геологических и технологических особенностей проводки ствола;
установленных ограничений на зенитный угол ствола скважины в интервале установки и работы
внутрискважинного оборудования, связанных с его конструктивными особенностями и условиями работы;
установленных ограничений на угол наклона ствола скважины на проектной глубине.
Профили направленных скважин, как правило, подразделяют на три основных типа (рис.2.1):
1 - тангенциальные скважины;
2 - S-образные скважины;
3 - J-образные скважины.
Скважины типа 1 отклоняют вблизи поверхности до угла, соответствующего техническим условиям, затем
продолжают проходку до проектной глубины, сохраняя неизменным угол наклона. Такой тип часто применяют для
скважин умеренной глубины в простых геологических условиях, когда не используют промежуточные колонны. В
более глубокой скважине, когда требуется большое смещение, промежуточная обсадная колонна может быть
установлена внутри интервала искривления или за ним, а необсаженный ствол бурят под неизменным углом наклона до
проектной глубины. Тангенциальный профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола скважины от вертикали
при минимальном зенитном угле, поэтому его предпочитают применять в случае кустового бурения.
Тип 2 скважин предусматривает после бурения вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого
зенитного угла, по достижении которого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают
до полного восстановления вертикального положения
ствола. Промежуточная колонна может быть установлена в
интервале второго отклонения, после чего скважину
добуривают вертикальным стволом; S-образный профиль
используют там, где наличие газовых зон, соленой воды и
другие геологические факторы требуют использования
промежуточных обсадных колонн. Этот тип иногда
используют для бурения направленной скважины в целях
глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он также
рационален, когда необходимо развести забои скважин при
бурении их с одной платформы (например, при бурении в
открытом море).
Тип 3 скважин предполагает отклонение забоя от
вертикали на значительно больших глубинах, чем типы 1 и 2.
Угол наклона ствола постоянно растет, пока не достигнута проектная глубина или продуктивный пласт. Как правило,
этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенные под солевыми куполами, для кустового бурения, а
также вскрытия глубоко залегающих объектов. К J-образным можно отнести также горизонтальные скважины.
Особые проблемы в направленном бурении. Направленные скважины бурить труднее, чем вертикальные.
Почти все обычные операции при бурении усложняются, когда скважины бурят под углом. При подъеме и спуске
бурильной колонны требуется большая мощность, необходимо большее усилие на роторе для преодоления силы
трения; буровой раствор и гидравлическая система требуют более внимательного отношения; прихваты труб и поломки
оборудования становятся более типичными, обсадные колонны труднее спускать и цементировать. Хотя все эти
трудности окупаются в будущем.
2.1. ЗАДАЧИ СКВАЖИННЫХ ИЗМЕРЕНИЙ ТЕЛЕСИСТЕМАМИ
Задачи скважинных измерений системами, использующими каналы связи забой - устье, можно разбить на три
основные группы:
1) оперативный технологический контроль за режимом бурения скважин с целью его оптимизации;
2) контроль направления бурения скважин с целью управления процессом направленного бурения по заданной
траектории;
3) литологическое расчленение геологического разреза скважины, исследование параметров пластов, не искаженных
проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, выделение пластов-коллекторов, прогнозирование зон
аномальных пластовых давлений.
5
Имея с забоя данные о частоте вращения долота и истинной осевой нагрузке на долото, можно поддерживать режим
таким образом, чтобы обеспечивалась максимальная механическая скорость проходки, следить за износом долота, не
допуская критических режимов его работы.
В связи с все возрастающими объемами кустового, направленного и горизонтального бурения (в том числе для
охраны окружающей среды), весьма актуальной становится проблема контроля за направлением ствола скважины в процессе
ее бурения, проблема возможности управления этим процессом по намеченной программе. Комплекс измерительных
датчиков контроля направления ствола скважины должен состоять из датчиков измерения угла наклона скважины, ее
азимута. Для управления процессом направленного бурения измерительную систему оборудуют также датчиком положения
отклонителя. Описанные две группы датчиков могут быть объединены в одной телеизмерительной системе для оптимизации
процесса бурения скважин наклонно-направленного и горизонтального бурения.
В ряде случаев целесообразно в качестве дополнительной информации с забоя иметь данные о расходе
промывочной жидкости с целью определения герметичности замковых соединений бурильного инструмента, изучения
режима очистки забоя от шлама; целесообразно также измерять температуру на забое с целью изучения теплового режима
бурения скважины.
Очень информативным параметром бурения является вибрация бурильного инструмента. Она характеризует как
процесс разрушения горных пород, так и свойства разбуриваемых пластов (упругие характеристики, литологический состав
и др.).
Измерение геофизических параметров в процессе бурения скважин позволяет получить сведения о литологическом
составе и удельных электрических сопротивлениях пластов, не затронутых проникновением фильтрата промывочной
жидкости в пласт, что дает возможность надежно выделять продуктивные горизонты, исключая их пропуск, а по изменению
характеристик пластов — прогнозировать приближение зон аномально высокого или аномально низкого пластовых
давлений, границ продуктивного пласта. Кроме того, наличие в измерительном комплексе геофизических зондов различной
глубинности обеспечивает возможность измерений параметров пластов с целью изучения динамики образования зоны
проникновения фильтрата промывочной жидкости в призабойной зоне.
Измерение естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину, как правило, дает возможность
провести литологическое расчленение разреза и в комплексе с электрическими характеристиками пласта – выделять границы
пласта, расчленять разрез на отдельные пропластки. Как правило, контроль режима бурения осуществляется станцией
геолого-технологических исследований по показаниям наземных датчиков. К ним относятся: измерение механической
скорости бурения, веса на крюке, расхода промывочной жидкости и давления на стояке, газовый и люминесцентный и др.
каротаж.
Данные геофизических исследований, полученные в процессе бурения могут служить в большинстве скважин
надежным критерием интерпретации результатов с целью дальнейшего планирования работ на скважине (опробования
объектов, отбора керна и др.). В этих случаях комплекс ГИС, проводимый аппаратурой на кабеле, может быть сокращен,
соответственно уменьшено время на задалживание скважин для проведения ГИС.
Объединение перечисленных комплексов в единую телеизмерительную систему требует передачи большого объема
информации и может быть реализовано только с каналом, обладающим высокой пропускной способностью.
Характерной особенностью телеизмерительных систем в процессе бурения является то, что выход из строя любого
блока скважинной аппаратуры приводит к потере информации до конца рейса и требует извлечения глубинного прибора на
земную поверхность для восстановления его работоспособности.
Повышенные вибрации, воздействие агрессивной и абразивной среды, удары, механические нагрузки на сжатие и
растяжение, кручение, повышенные давление и температура – требуют разработки специальных мер защиты, применения
износостойких высокопрочных материалов, прочных покрытий.
Учет специфических требований к скважинным информационно-измерительным системам различного назначения
позволяет обеспечить необходимую надежность систем, продлить срок их эксплуатации в скважинных условиях. Особое
значение имеет надежная работа при значительных вибрациях и механических нагрузках.
Таким образом, комплекс скважинных измерений в процессе бурения: скорости вращения режущего инструмента —
долота, осевой нагрузки и крутящего момента, вибрации долота, расхода и температуры промывочной жидкости, угловых
параметров траектории определяет технологический режим бурения, его оптимальность.
Регистрация естественной радиоактивности горных пород, измерение акустических и электрических свойств
окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического
разреза, определение насыщенности пласта, выделение зон аномальных пластовых давлений, пеленгации границ
продуктивного пласта на наклонных пологих и горизонтальных участках бурения нефтегазовых скважин.
2.2 ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ВИДОВ ТЕЛЕСИСТЕМ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ПРОВОДКЕ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН.
2.2.1 Обзор отечественных и зарубежных забойных телесистем.
Проблемой создания телеметрических систем для контроля забойных параметров начали заниматься в мире в
середине 1940-х гг. В основном эти работы проводились в США на уровне выполнения поисковых работ. Уже в начале 1950х гг. были созданы опытные образцы телесистем с гидравлическим каналом связи забой - устье для измерения кажущегося
удельного сопротивления проходимых горных пород. В дальнейшем проводились поисковые работы по разработке
телесистем с проводным и электромагнитным (беспроводным) каналами связи, однако наибольшее распространение за
рубежом в практике бурения получили телесистемы с гидравлическим каналом связи, хотя они имеют существенные
недостатки по отношению к качеству бурового раствора, а так же к работе бурового насоса и бурового оборудования. В
отечественной практике бурения получили телесистемы с электромагнитным каналом связи, хотя и телесистемы с
электромагнитным каналом имеют свои недостатки, на передачу сигнала сильно влияют и высокоомные, и низкоомные
пласты.
2.2.2 Акустический канал связи
6
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 и сейсмические.
Из трех видов ЗТС с акустическим каналом связи сейсмические системы применяются 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.
Сложность и многообразие свойств гидроакустического канала в скважине обусловили его слабую изученность. До
настоящего времени ЗТС с гидроакустическим каналом связи на практике не использовались. 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 гг. в Акустическом институте им. акад. Н. Н. Андреева по заданию ЗАО НПК "Геоэлектроника сервис" в
рамках НИР "Скважина-ЗТС" и НИР "Горизонталь" была разработана экспериментальная аппаратура передачи информации
(АПИ) по гидроакустическому каналу в скважине для забойной телеметрической системы ЗТС - ГАК (Научный
руководитель - Д. П. Фролов). Система ЗТС - ГАК предназначалась для нахождения параметров ориентации ствола наклонно
направленной или горизонтальной скважины, а также сервисных параметров, отражающих условия ее работы
непосредственно в процессе бурения.
В 1998 г. по предложению НПК «Геоэлектроника сервис» экспериментальный образец аппаратуры для передачи
информации по гидроакустическому каналу связи АПИ был модернизирован. Проведены скважинные испытания АПИ
совместно с филиалом «Оренбурггаз» на одной из бурящихся скважин Оренбургского месторождения. Акустические
сигналы принимались без прокачки раствора с глубины 1000 м, с прокачкой – с глубины 200 м. Предварительно
установлено, что каналом передачи информации, помимо промывочной жидкости, могла быть и сама бурильная колонна. 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 (заявка
Великобритании № 2357527). 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. Устройство включает в себя полую штангу, на которой располагаются
датчики, помещенную в буровую трубу и связанную с ней с помощью механических и электрических контактов.
2.2.3 Телесистемы с гидравлическим каналом связи
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.
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, которые в то время являлись
единственными телеметрическими приборами, обеспечивающими непрерывный телеконтроль режима работы турбобура.
Гидротурботахометры успешно использовались как при бурении опорно-технологических скважин и обычных скважин, так
и при бурении сверхглубоких скважин (Кольская сверхглубокая СГ-3 и Саатлинская СГ-1).
Первая в нашей стране более совершенная телеметрическая система с гидравлическим каналом связи для наклонно
направленного бурения под названием СНБ (сигнализатор направления бурения), а затем ГИТ (гидравлическая
инклинометрическая телесистема), позволяла осуществлять контроль за азимутом, зенитным углом и направлением действия
отклонителя.
С 1982 г. началось широкое внедрение усовершенствованного варианта телесистемы под шифром «Индикатор
частоты вращения вала турбобура ИЧТ» в производственных объединениях Белоруснефть, Ноябрьскнефтегаз, Укрнефть
Сургутнефтегаз, Каспморнефтегазпром. При применении «Телесистемы ИЧТ» были получены высокие показатели бурения:
достигнуто увеличение механической скорости и проходки на долото по Западной Сибири.
В настоящее время разработкой телесистем с передачей информации по гидравлическому каналу связи занимается
НИИ ТС «Пилот» (г. Уфа), которому удалось создать экспериментальный образец телесистемы, осуществляющей контроль
процесса бурения.
За рубежом в области каротажа в процессе бурения наиболее успешно работают фирмы Schlumberger, Halliburton
(США), Sperry-Sun (Великобритания), Baker Hughes, Teleco, Eastman Cristensen (США), Эти фирмы в конце восьмидесятых
годов разработали и используют телесистемы MWD с гидравлическим каналом связи, позволяющие осуществлять
оперативный контроль за траекторией скважин путем измерения инклинометрических параметров, некоторых
технологических и в ряде случаев ГК и КС
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 называемыми «положительными» и «отрицательными» импульсами. Их
отличиями является то, что при «положительных» импульсах (рис.2.2) происходит перекрытие внутритрубного пространства
клапаном, что приводит к повышению внутритрубного давления, этот всплеск (на 0,7сек) давления и является импульсом
основного сигнала, который фиксируется датчиком давления, установленным в манифольд, а далее наземной аппаратурой
7
входящей в комплект телесистемы. В случае с «отрицательными» импульсами (рис.2.3), клапан открывается и выпускает
буровой раствор в затрубное пространство, и при этом происходит падение (на 0,7сек) давления. Регистрация импульса происходит таким же образом.
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 Tracher (ТМ),
первый в промышленности малогабаритный прибор,
измеряющий гамма-излучение с азимутальным
сканированием и отклонение на долоте,
динамическую и статическую инклинометрию и
измерение скорости вращения долота. Измерения
датчика обрабатываются до передачи через “короткую
линию” на отдельный модуль, расположенный в
КНБК над двигателем. Передача производится по
электромагнитному каналу связи. Верхний модуль
соединяется с высокоскоростным инклинометром
PathFinder™ для передачи данных на поверхность в
реальном масштабе времени по гидравлическому
каналу связи.
Фирма Baker Hughes INTEQ также обладает
более чем пятнадцатилетним опытом в проведении
MWD в любых буровых условиях на месторождениях
по всему земному шару, 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:
навигационные приборы MWD малого диаметра
Teleco Navigamma и Teleco Navitrac, навигационные приборы MWD большого диаметра - Navigator, Teleco DDG и DG,
приборы для проведения каротажа в процессе бурения Teleco MDL, MNP и DPR, образующие комбинированный прибор
Triple Combo, а также прибор, сочетающий навигационную систему Navitrac с измерением сопротивления - NaviMPR и
прибор Teleco RGD для измерения удельного электрического сопротивления в комбинации с измерением
инклинометрических параметров и ГК.
Фирма Schlumberger также рекламирует новый
прибор Slim Access, транспортируемый на трубах в
повторно разбуриваемую скважину диаметром 95 мм с
резкими изменениями направления ствола величиной
40 град. 30 м. Применение этого прибора сэкономило
фирме Albert Energy Co. суточное время при каротаже
трудного участка скважины ниже колонны бурильных
труб с открытыми концами.
Одним из примеров технических решений по
совершенствованию гидравлического канала связи
является заявленный фирмой Schlumberger
помехоустойчивый генератор интенсивных импульсов
давления для системы MWD. В системе обеспечивается
максимизация интенсивности сигналов при
минимальной вероятности искажений сигналов,
обусловленных частицами, взвешенными в буровом
растворе. В системе используется модулятор,
содержащий статор с отверстиями, через которые
протекает буровой раствор, и ротор, вращающийся
относительно статора. В результате генерируются
импульсы давления (патент США 6219301).
2.1.4 Электромагнитный (беспроводный) канал связи
Работами С. Я. Литвинова, И. К. Саркисова
(1959 г.), Е. А. Полякова (1962 г.), О. П. Шишкина
(1962 г.) была установлена возможность использования
колонны бурильных труб в качестве электрического
8
канала для передачи информации с забоя на земную поверхность.
Беспроводной электромагнитный канал связи использует колонну бурильных труб в качестве одного из проводов
линии передачи, по простоте конструкции глубинных и наземных устройств, пропускной способности является наиболее
перспективным при организации устойчивой связи забой-устье при турбинном и роторном бурении скважин (рис. 2.4).
По сравнению с гидравлическим каналом электромагнитный канал связи обладает следующими преимуществами:
- повышенная надежность деталей забойных устройств, контактирующих с абразивным потоком бурового раствора;
- простота в управлении, возможность обратной связи.
Дальность действия электромагнитного канала связи сильно зависит от удельного электрического сопротивления
окружающих пород: в низкоомных разрезах (Западная Сибирь) сигнал сильно шунтируется и затухает, в высокоомных
(мощные пласты соли в Оренбурге, Перми) передающий диполь телесистемы электрически изолирован пластами и сигнал
проходит плохо. Но они обладают и существенными преимуществами: они на порядок дешевле, менее требовательны к качеству бурового раствора и могут использоваться в условиях, где гидроканал не работает.
Вместе с тем электромагнитный канал связи обладает и некоторыми недостатками, такими как ограничение
дальности действия свойствами 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.
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 во ВНИИГИС 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.
Рис.2.4.
С 1991 года разработанные во ВНИИГИС забойные телесистем с беспроводным электромагнитным каналом связи
типа ЗИС-4 используются в производственном режиме для проводки горизонтальных скважин. В последующий период во
ВНИИГИС продолжаются работы по совершенствованию телесистемы ЗИС-4 и разрабатываются новые малогабаритные
телесистемы с беспроводным электромагнитным каналом связи. С января 1999 года началась эксплуатация первой
промышленной партии малогабаритной телесистемы ЗТС54-ЭМ при проводке горизонтальных и наклонно-направленных
боковых стволов малого диаметра в Туймазинском УБР АНК «Башнефть». С этого времени проведено более 130 боковых
стволов, в том числе 10 горизонтальных, максимальная протяженность которых составляет 250 м.
Параллельно с выпуском телесистем ЗТС54-ЭМ во ВНИИГИС разработана более совершенная телесистема ЗТС42ЭМ с диаметром модулей 42 мм. Эта телесистема, также как и первая, может оснащаться дополнительным модулем и
надолотным модулем.
2.1.5 Проводной канал связи
Проводной канал связи имеет следующие преимущества перед всеми известными каналами связи:
9
- 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, разработанная
Харьковским СКТБ «Потенциал» и институтом электромеханики при участии ВНИИБТ, использовавшая в качестве линии
связи силовой кабель электробура. Система СТЭ позволяла производить измерения следующих параметров (зенитный угол,
азимут, положение отклонителя, нагрузка на долото, число оборотов, крутящий момент), большинство телесистем этого типа имели ресурс до 600…800 часов и межремонтный период до 100 ч.
В настоящее время ВНИИБТ продолжает разработки телеметрических систем. Разработчики ВНИИБТ направили
свои усилия на разработку ряда унифицированных телеметрических систем типа ЭТО (электропроводная телесистема для
ориентирования) в модульном исполнении. Конструкция телесистемы ЭТО позволяет увеличивать число измеряемых
параметров путем пристыковки дополнительных модулей к базовому модулю. Базовый модуль ЭТО-1 осуществляет
передачу информации о направлении отклонителя по одножильному геофизическому кабелю. ЭТО-2 и ее модификации
контролируют зенитный угол и положение отклонителя как по трехжильному, так и по одножильному кабелю. ЭТО-3
контролирует три основных траекторных параметра - зенитный угол, азимут, положение отклонителя по одножильному
каротажному кабелю. ЭТО-4 включает кроме пространственных параметров траектории бурения модуль гамма- каротажа.
Телесистема ЭТО-4Т, находящаяся в разработке, состоит из спускаемого на электрическом кабеле забойного
модуля, наземной аппаратуры для регистрации и отображения забойной информации, а также технологической оснастки для
фиксации забойного модуля и проложения кабельной линии связи.
С середины 90-ых годов лидером в разработке кабельных систем является ОАО НПФ «Геофизика».
В ОАО НПФ «Геофизика» разрабатываются и производятся: инклинометрическая забойная система с кабельным каналом связи КТС-1 с магнитометрическим многоточечным инклинометром «Оникс» (см. рисунок 2); технологии и технические средства для ГИС в ГС «Горизонталь-1» с использованием геофизического кабеля, «Горизонталь-2» с использованием
кабеля электробура, «Горизонталь-3» и «Горизонталь-4» на кабеле с доставкой на забой потоком промывочной жидкости
или колонной специальных труб. Для промыслово-геофизических исследований в действующих ГС АО НПФ «Геофизика»
предлагает технологию и технологические средства «Горизонталь-5». «Горизонталь-5» обеспечивает проведение ПГИ с помощью стандартной аппаратуры применяемой для исследования вертикальных скважин.
Для решения одной из актуальных задач по проводке боковых стволов в ОАО НПФ «Геофизика» разрабатывается
компьютеризованная информационно-навигационная система (КИНС), состоящая из ориентатора ОРБИ-36, который позволяет производить измерения положения отклонителя относительно апсидальной плоскости скважины в процессе бурения с
использованием в качестве канала связи геофизического кабеля.
Для контроля траектории скважин в состав КИНС должен входить компьютеризованный инклинометр ИММН36100/40, предназначенный для измерения азимута, зенитного угла и положения отклонителя относительно магнитного меридиана и апсидальной плоскости. Замеры инклинометром должны выполняться во время остановки процесса бурения при
наращивании бурового инструмента. Кроме того, инклинометр измеряет глубину по кабелю и производит ее коррекцию по
магнитным меткам. Инклинометр состоит из скважинного и наземного приборов и ПЭВМ типа IBM (Notebook).
В ОАО НПФ «Геофизика» выполнена опытно-конструкторская разработка малогабаритной трехпараметровой инклинометрической телесистемы, обеспечивающей измерение азимута, зенитного угла скважины и угла положения отклонения с использованием современной компьютеризированной наземной регистрирующей системы и одножильного геофизического кабеля. В настоящее время рекламирует эту систему как телесистему инклинометрическую малогабаритную ОРБИ-3.
Система проводит измерения со скоростью 1500 м/ч, осуществляет контроль глубины по каротажному кабелю с помощью
сельсин датчика.
Кабельные ЗТС (типа СТТ, КТС-1) применяются в основном в южных нефтегазодобывающих районах (Краснодар,
Саратов и др.), имеют относительно небольшое распространение.
НПК «ТОБУС» разработала оригинальный метод бурения горизонтальных скважин, включающий специальные отклонители и компоновки, изготовленные на базе винтовых забойных двигателей российского производства, инклинометрическую систему типа СТТ с кабельным каналом связи и комплект технических приспособлений. Метод бурения горизонтальных скважин по технологии «ТОБУС» основан на использовании в КНБК центраторов и децентраторов с упругими
опорными планками, что позволяет осуществлять проводку стволов горизонтальных скважин по расчетным траекториям в
различных горно-геологических условиях. В комплекс горизонтального бурения также входит муфта шарнирная, соединяющая направляющую штангу компоновки или отклонитель с бурильной колонной. Данный метод не требует постоянного
вращения бурильной колонны для проводки прямолинейных участков ствола, что существенно упрощает способ бурения
горизонтальных скважин по сравнению с западными методами и позволяет применять, без снижения надежности, отечественный бурильный инструмент.
2.1.6. Комбинированный канал связи
Комбинированный канал связи это сочетание различных по своей физической сущности каналов связи скважинного
прибора с наземной регистрирующей и обрабатывающей аппаратурой. Структурная схема комбинированного канала связи
показана на рисунке (рис.2.5).
10
Его использование, несмотря на определенные дополнительные
затраты, позволяет избежать недостатков, присущих проводному, с его
сложностью монтажа, но обладающего значительной пропускной
способностью, и электромагнитному с его простотой в эксплуатации, но
ограниченного в дальности действия в условиях низкоомных разрезов.
Следует заметить, что использование того или другого вида
канала связи определяется геолого-техническими условиями проводки
скважин.
Так, например, требование к надежности работы
гидравлического канала диктует необходимость тщательной очистки
бурового раствора от абразивного материала (не более 1-2 % песка), что
вызывает определенные трудности в очистке промывочной жидкости при
проводке скважины в суровых климатических условиях. В то же время
ограничено применение гидравлического канала при наличии в буровом
растворе газа (воздуха и др.), что исключает его использование при
бурении скважин на аэрированных растворах.
Сочетание гидравлического и электромагнитного канала,
гидроакустического и проводного, электромагнитного и проводного
могут быть реализованы в различных телеметрических системах и
расширяют область решаемых геологических и технических задач
телеизмерительными системами при проводке и эксплуатации
горизонтальных скважин.
Способы расчета комбинированного канала связи используют
описанные ранее приемы и программы для отдельных видов каналов связи, и, в каждом конкретном случае, можно выбрать оптимальный вариант
системы (табл. 1).
Таблица 1.
Варианты комбинирования каналов связи с забоем
Цель комбинации
Комбинация каналов
Результат комбинации
Увеличение дальности канала и пропускная способность канала
кабель + электромагнитный
канал
увеличивается дальность и пропускная способность, усложняется система
Увеличение пропускной способности
канала
кабель + акустический канал
усложняется система, работает при остановке
бурения
---//---
кабель + гидроакустический
канал
увеличивается дальность и пропускная способность
Увеличение дальности действия электромагнитного канала
применение ретрансляторов
увеличивается дальность и пропускная способность электромагнитного канала, усложняется
система
3. КОНЦЕПЦИЯ СОЗДАНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МОДУЛЕЙ ДЛЯ КОНТРОЛЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ И РЕШЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ В ПРОЦЕССЕ
БУРЕНИЯ.
По решаемым в процессе бурения скважины задачам первичные преобразователи (модули) можно разделить на две
группы — геофизические и технологические. В свою очередь, геофизические преобразователи можно разделить на
инклинометрические, данные измерений которых участвуют непосредственно в процессе проводки скважины в заданном
направлении, и датчики измерения параметров окружающей среды – кажущегося удельного электрического сопротивления и
естественной радиоактивности горных пород, упругих характеристик горных пород для литологического расчленения
разреза, информация которых используется для уточнения границ пласта и привязки глубины скважин к разрезу.
Технологические преобразователи определяют параметры режима бурения, техническое состояние бурильной
колонны, долота. К ним относятся датчики скорости вращения долота, осевой нагрузки и крутящего момента на долото,
расход и давление промывочной жидкости, температура и буримость горных пород.
11
Метод определения пространственных координат скважины - инклинометрия, позволяющий установить
правильность бурения в заданном направлении. Жизненная необходимость сокращения сроков строительства скважин и
увеличения производительности труда в бурении ставит перед создателями инклинометрических приборов и систем задачу
повышения не только точности соответствующей измерительной аппаратуры, но и оперативности получения
инклинометрической информации, а также сокращения затрат времени при проведении инклинометрических работ. Это
привело к разработке новых модульных геофизических приборов, включаемых в забойные бескабельные телеметрические
системы, и информационно-измерительных систем с использованием последних научно-технических достижений.
Совершенствуются методы и алгоритмы обработки данных, широко применяется вычислительная техника.
Измеряемая телесистемой информация, которая должна записывать информацию в память и передавать по беспроводному каналу связи на поверхность, записываться на жесткий диск компьютера и преобразовываться в форму, удобную
для индикации на дисплее, и вывода на стандартные периферийные устройства в цифровом и аналоговом виде.
Создание модулей позволит выполнять:
1) Оперативный технологический контроль за режимом бурения скважин с целью его оптимизации;
2) Контроль направления бурения скважин с целью управления процессом направленного бурения по заданной траектории;
3) Литологическое расчленение геологического разреза скважины, исследование параметров пластов, не искаженных проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, выделение пластов-коллекторов, прогнозирование зон аномальных пластовых давлений.
4) Уменьшить количество, а в некоторых случаях исключить промежуточные каротажи.
5) Предотвращение попадания в ВНК и обводнения пласта.
6) Комбинировать количество и тип модулей для решения конкретных задач.
3.1.ОБЗОР ПРИМЕНЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ МОДУЛЕЙ В ЗАБОЙНЫХ ТЕЛЕСИСТЕМАХ.
Технология кустового бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин Западной Сибири
предусматривает геолого-технологический контроль всех процессов на буровой, выполнение бригадой геологотехнологических исследований и информационно-измерительным комплексом, он размещается во ввозимом балке и включает связь со всеми наземными датчиками, установленными на буровой. Это контроль глубины скважины, механическая
проходка, контроль циркуляции промывочной жидкости, давление на стояке, вес на крюке, контроль спускоподъемных операций и др. Результаты этих измерений регистрируются и отображаются на дисплее монитора ПЭВМ.
Измерительный комплекс при геолого-технологическом контроле должен включать измерение:
зенитного угла;
угла положения отклонителя;
азимутального угла;
естественной радиоактивности окружающих скважину горных пород;
температуру;
удельное электрическое сопротивление горных пород.
литологическое расчленение разбуриваемых пород.
От 75 до 90% длины горизонтального ствола проходит с вращением бурильной колонны (увеличивается скорость
бурения, ориентация ствола более стабильна). Криволинейные участки проходят с закрепленной колонной и работающим
забойным двигателем (режим ориентации). Таким образом, ГС может быть пройдена одной компоновкой колонны (без
подъема на поверхность). Для геофизики это означает необходимость иметь внизу большую память для фиксации показаний
геофизических зондов и последующего считывания на поверхности.
Телесистемы передают информацию:
- от комплекса ГИС и комплекса параметров бурения (включая инклинометрию):
- осевая нагрузка и момент на долоте. Сравнение этих величин с измерениями наземными датчиками позволяет
оценить сопротивление колонне;
- число оборотов забойного двигателя в сочетании с параметрами расхода раствора позволяет оценить режимы
бурения и износ долота;
- измерение ударных нагрузок и вибрации низа колонны также позволяет влиять на режим бурения, предотвращая
поломки аппаратуры и оборудования.
3.1.1.Применение дополнительных модулей в импортных забойных телесистемах.
Один из современных вариантов гидроимпульсной телеметрии назван PowerPulse. Он работает на частоте до 10
бит/с. Это предельная пропускная способность для гидроимпульсного канала связи. Она недостаточна для передачи всей
информации в реальном времени (фактические величины для устойчивой работы 3-6 бит/с). Поэтому устройство передает
минимально необходимую информацию (инклинометрия, КС, ГК, АК и т.д.), необходимую для оценки траектории ствола,
режимов работы и идентификации разреза. Остальная информация запоминается в памяти для последующего считывания на
поверхности.
Зонды CDN (compensated density/neutron) представляют сборку двухзондовой комбинации литоплотностного ГГК и
двухзондового ННК. Детекторы расположены в стенке буровой трубы, а нейтронный и гамма - источники на специальном
съемном держателе расположены внутри буровой трубы, причем в случае аварии есть возможность их удаления на поверхность
специальным съемником (на кабеле или гибкой трубе).
Многозондовая система электрокаротажа CDR (compensated dual resistivity) имеет несколько конфигураций для роторного бурения, для бурения с забойным двигателем и для режима ориентации (включения отклонителя). Система имеет
несколько кольцевых электродов и точечных электродов, что при вращении колонны обеспечивает некоторого рода азимутальные измерения. Элементы могут располагаться на шпинделе или стабилизаторе (специальный прилив или утолщение
буровой трубы, предотвращающий поперечную вибрацию). В качестве нового элемента отмечено, что одним из электродов
является долото. Это позволяет измерять электрическое сопротивление окружающих скважину горных пород, не искажен-
12
ных проникновением фильтрата бурового раствора в пласт.
Специальный отрезок буровой трубы содержит датчики крутящего момента и осевой нагрузки, внешних
термобарических параметров, вибрационных нагрузок.
Для оперативной интерпретации в реальном времени на устье создана система компьютерной обработки и интерпретации IDEAL (Integrated Drilling Evaluation And Logging). Она обрабатывает как параметры бурения (геологотехнологические исследования), так и каротажа. Система имеет экран бурмастера, экран и дистанционный экран для отображения всех операций для заказчика работ.
В систему закладывается проект бурения, который затем постоянно сопоставляется с реальными данными для
внесения коррекции в траекторию ствола. Система обрабатывает механические параметры (крутящий момент наверху и
внизу, осевые нагрузки, изгибающие моменты), гидравлические параметры (давления и расходы наверху, внизу и на выходе
из скважины), увязывает их между собой для определения режимов работы оборудования и сопоставления их с предельно
безопасными значениями. В базе данных системы находятся теолого-технологические параметры разреза данного региона,
которые постоянно уточняются и пополняются новыми данными для коррекции новых проектов.
Блок оперативной геофизической интерпретации постоянно сопоставляет реальный разрез, проходимый буровым
оборудованием, с проектным. Например, система позволяет выделить ГНК по максимуму ГГК и минимуму ННК.
Разрешающая способность зондов электрокаротажа равна 0,15 м, и разноглубинные измерения позволяют судить о
проницаемости и приближении ВНК или ГНК.
Совокупность геофизических измерений позволяет дать оперативную интерпретацию, обеспечивающую
правильную траекторию ствола скважины (проектные значения всех величин с необходимой коррекцией). Одной из главных
задач является исключение дорогостоящих и медленных операций, связанных с перебуриванием, установкой цементных
мостов, отклонителей и т.д.
Одним из последних достижений является расширение комплекса геофизических датчиков, обеспечивающих
проводку скважин в пластах малой мощности.
Это достигается размещением технологических и каротажных зондов непосредственно над долотом или прямо на
нем.
Система IDEAL (Integrated Drilling Evaluation and Logging system) включает в себя два новых измерительных узла:
1) прибор Джиостиринг — забойный двигатель—отклонитель, в шпиндельную секцию которого встроены датчики
и передающее устройство;
2) прибор RAB—сопротивление на долоте (Resistivity at the Bit)—стабилизатор со встроенными датчиками.
Производятся замеры гамма-излучения пород, электросопротивлений несколькими зондами (включая зонд на долоте) и
таких технологических параметров, как зенитный угол, ударные нагрузки и частота вращения вала забойного двигателя.
Технической новинкой, позволившей разместить датчики ниже двигателя и непосредственно на долоте, является
беспроводной канал связи. Эта телеметрическая линия с дальностью действия до 60 м связывает датчики на долоте с
прибором MWD.
Поступившие по беспроводному каналу сигналы записываются системой MWD «Power Pulse» и в реальном
масштабе времени передаются на поверхность по гидравлическому каналу (скорость передачи—до 10 бит/с).
Изменяя подачу насосов, можно передать с поверхности на забой команды по изменению набора данных, скорости
их передачи и периодичности замеров.
Для прибора Джиостиринг разрешающая способность замеров электросопротивлений составляет порядка 1,8 м, для
прибора RAB этот параметр составляет около 0,6 м.
Первая разработка в области проведения каротажа во время бурения основывалась на системе ориентации компании
Teleco (1978), которая была пионером разработки систем контроля наклонного и горизонтального бурения. Первая
промышленная система MWD компании Teleco Oilfield Sevices была выпущена в 1978 г. и включала измерение ГК, КС,
инклинометрию и передачу информации по гидроимпульсному каналу связи.
Имеется ряд приборов MWD, размещаемый в буровых трубах диаметром от 3 3/8 до 10 дюймов. Имеется три набора
измеряемых параметров. Минимальный набор включает инклинометрию, ГК, ГГК. Средний набор дополнительно включает
трехэлементный зонд ИК, ННК, давление и трехкомпонентный акселерометр для измерения параметров вибрации.
Максимальный набор включает 6-элементную комбинацию разноглубинных зондов ЭМК, датчик температуры,
дополнительный датчик наклона ABIR.
Существует система, позволяющая проводить измерения литологического каротажа (ГГК) в автономном режиме с
последующим считыванием результатов кабельной системой.
Модульная конструкция рассматриваемых систем может быть легко адаптирована к скважинным условиям. Для
передачи данных в реальном масштабе времени с автоматической записью забойных данных возможна любая комбинация
датчиков.
Рассматриваемая система (МРТ) отличается большей скоростью обработки данных с возможностью их передачи
всеми датчиками для оценки пластов, а также по характеристикам инструмента, направлению скважин, давлению и
вибрации. Скорость передачи данных (до 3,9 бит/с) * обеспечивает получение высококачественных каротажных диаграмм в
реальном масштабе времени даже при высоких скоростях бурения. Информация со всех датчиков записывается в память
скважинного прибора и затем считывается на поверхности.
Система EWR-S, 2 МГц введена фирмой в 1983 г. Позднее она стала стандартной при измерениях волнового сопротивления для оценки по методу петрофизических и качественных параметров методом LWD. Способность разрешать
пласты толщиной 6 дюйм и обеспечивать значение R1 в тонких слоях (до 18 дюйм) сделало метод MWD более предпочтительным, чем использование спускаемых на электрокабеле индукционных инструментов. Эта новая система включает как
фазосдвиговые, так и комбинированные измерения сопротивления.
Фазосдвиговые измерения сопротивления проводят определением сдвига фаз на электромагнитного сигнала между
двумя приемниками. При комбинированных измерениях сопротивления используют метод измерения сдвига фазы и уменьшения амплитуды той же волны. Результаты измерений сопротивления методом фазового сдвига имеют лучшее разрешение
по вертикали и более точны при высоких сопротивлениях. В большинстве случаев комбинированные измерения обеспечи-
13
вают более углубленное изучение параметров и отличаются лучшим разрешением по вертикали, чем в случае определения
только затухания амплитуды.
Рассматриваемая система представляет собой первый такого рода инструмент для определения электромагнитного
волнового сопротивления измерениям на восьми разных глубинах (значения от 0,015 до 2000 Омм). Для получения фазосдвиговых и комбинированных результатов используют четыре независимых расстояния между передатчиком и приемником. Сравнение результатов измерений с аналогичными характеристиками при различных расстояниях позволяет избежать
ошибок в интерпретации данных из-за различных пластовых характеристик, например при использовании расположенных
на одном расстоянии приборов MWD для измерения фазосдвиговых затуханий амплитуды. Проведение работ на разных глубинах дает возможность обнаруживать проникновение фильтрата в пласты, а также фиксировать проницаемые зоны и мигрирующие углеводороды. Все это способствует более обоснованной оценке исследуемых пластов.
Истинные значения сопротивления можно получать даже после длительного
пребывания пластов во вскрытых бурением пластов из-за медленного бурения, сложных условий в скважинах. Кроме того,
система позволяет удобно вносить поправки на быстрое проникновение фильтрата бурового раствора в процессе буровых
работ.
Система одновременного измерения объемной плотности пластов (SFD) с возможностью максимально
гибкого использования забойного оборудования
Датчики в этой системе предназначены для измерения объемной плотности и расчетов на этой основе коэффициента
водонасыщения с привлечением результатов определения удельного сопротивления и гамма-каротажа. При дополнительном
использовании датчика для измерения пористости оказывается возможной классификация углеводородов и интерпретация
элементов общей литологической обстановки.
Модули в этой системе имеют конструкцию, позволяющую обходиться без стабилизатора. Детекторы смонтированы
по окружности внутри гладкого переводника, что позволяет применять приборы в оборудовании горизонтального бурения
или других забойных механизмах.
При необходимости использования стабилизаторов забойного оборудования, зонды могут устанавливаться как
выше, так и ниже стабилизаторов. Лучше всего их использовать в направленных скважинах в режиме вращения. Помехи от
скважин компенсируются анализом скоростей счета от четырех датчиков. Вращение инструмента позволяет счетным
импульсам от правых и левых групп усреднять любое влияние эксцентриситета. Импульсы от ближних и дальних приборов
дают представление о размерах скважины и, в свою очередь, используются для компенсации помех.
Первичную градуировку приборов производят на испытательных скважинах фирмы. Проверку инструмента перед
спуском в скважину и после этого осуществляют посредством фиксированных испытательных источников на рабочей
площадке.
Составной частью общей конструкции являются меры по безопасной работе с радиоактивными источниками.
Источник гамма-излучения (Cs137, 1,5 Кюри) монтируется в самой прочной части муфты тремя независимыми замковыми
механизмами. Как и в системе CNФ, расположение приборов и способ крепления предотвращают вероятность их случайного
отсоединения. Инструмент, используемый при эксплуатации источников, обеспечивает быстрое проведение необходимых
операций при работе с ними и тем самым сводит к минимуму время облучения персонала.
Сильная вибрация во время бурения может серьезно снижать надежность как механических, так и электронных
деталей и узлов забойного оборудования, в том числе долота. Она же может служить критерием износа долота и
стабилизатора или же других эффектов, например проскальзывание или прихватывание инструмента, а также
проворачивание («подпрыгивание») долота. В этой связи актуальной становится необходимость изменения методов бурения,
с тем, чтобы уменьшить уровень вибраций и повысить ресурс системы в связи с увеличением времени работы долота на
забое.
Датчик динамических характеристик смонтирован в усовершенствованном электронном узле системы DGR ,
позволяющем обходиться без использования в забойном оборудовании дополнительного переводника. Трехосные
акселерометры измеряют боковую, скручивающую и продольную вибрацию с записью средних, пиковых и мгновенных
ускорений. Результаты анализа различных видов вибрации можно использовать для выявления возможных причин тех или
иных ситуаций в бурении и принятия соответствующих мер.
Гамма-каротаж со встроенным резервированием (DGR) для обеспечения максимальной надежности.
Датчик ГК в рассматриваемой системе обеспечивает получение исключительно четких диаграмм для оконтуривания
пластов толщиной 9 дюйм. При наличии обширного парка счетчиков Гейгера-Мюллера, отличающихся особо прочной конструкцией, система работоспособна при самых тяжелых условиях бурения. В реальном масштабе времени на поверхность в
среднем передается две группы данных. После спуска инструмента и воспроизведения записанных данных обе группы можно сравнивать между собой, чтобы убедиться в идентичности полученных результатов. Фактор встроенного резервирования
обеспечивает получение достоверных данных по другой группе.
При нормальных скоростях бурения датчик пересекает пласты более медленно, чем каротажный прибор,
спускаемый на геофизическом кабеле. Это позволяет получить более четкую диаграмму с меньшей статистической
погрешностью и делает такой датчик особенно ценным при изучении тонких пластов.
3.1.2. Применение дополнительных модулей при бурении отечественными забойными телесистемами.
В отечественных забойных телесистемах применяется не такое множество дополнительных модулей как в
импортном оборудовании, но по качеству регистрации, передачи, и обработке получаемой с забоя информации они ничем не
уступают.
14
Компоновка скважинных приборов забойных телесистем может быть разнообразной и зависит от предлагаемого
заказчику комплекса геофизических, технологических и др. параметров.
Первичные преобразователи, используемые для определения положения долота в пласте, его приближение к кровле
или подошве пласта должны размещаться вблизи вращающегося долота. Конструкция аппаратурного контейнера должна
содержать источники питания, электронные схемы усиления, преобразования сигналов и передатчик сигналов к основному
аппаратурному контейнеру, устанавливаемому после забойного винтового двигателя (турбобура).
Здесь в немагнитном переводнике размещаются инклинометрические и технологические датчики.
Для систем с электромагнитным каналом связи, в которых в качестве источника питания и передатчика
используется турбоагрегат, имеющий мощное электромагнитное поле, его размещают, как правило, в самом верху
аппаратурной сборки и соединяют с основным аппаратурным контейнером кабелем в износостойкой оболочке (покрытии).
Если в составе комплекса применяются радиоактивные методы (ГГК, ННК), то целесообразно из соображений безопасности
работ с источниками ионизирующих излучений предусмотреть канал для извлечения изотопного источника специальным
ловителем. Зонды электрического или бокового каротажа (КС, БК, ПС и др.), размещаемые снаружи бурильной трубы в
зависимости от технологии проводки скважины (с большим, средним или малым радиусами кривизны) соединяются с
аппаратурным контейнером в виде единого блока или модулей, соединенных между собой шарнирными соединениями,
обеспечивающих также электрическое соединение между блоками.
Существует два наиболее распространенных способа компоновки.
1. Скважинный прибор имеет общий источник питания, один единственный блок памяти и микропроцессор,
управляющий работой всего глубинного блока. Каналы определенного специального назначения (геофизический —
электрического, радиоактивного каротажа, инклинометрический; технологический — обороты долота, температура,
давление и др.), функционируют по программе, как единая система (опрос датчиков, диагностика, метрология и др.).
2. Модули, работающие независимо друг от друга. Каждый имеет свой источник питания, необходимую
электронику для функционирования и устройство памяти. Такая схема, использующая модульный принцип является более
гибкой, в ней предусмотрено определенное резервирование, что делает ее более надежной, но более дорогостоящей. Пример
такой компоновки приведен на рис.3.3.
Применение отдельных, дополнительных модулей обусловлено возможностью их комбинирования при различных
условиях проведения работ при строительстве горизонтальных и наклонно-направленных скважин, для более качественной
интерпретации полученных данных, а также в зависимости от требований предоставляемых заказчиком.
Дополнительные модули, применяемые при бурении, подразделяются:
1) на наземные (устанавливаемые на буровое оборудование), предназначенные для контроля за параметрами
бурового оборудования, а также для удобства работы оператора телеметрии и удобства управления процессом
направленного бурения.
К таким модулям относятся:
1) Датчик глубины.
2) Датчик давления.
3) Датчик момента на ключе.
4) Датчик момента ротора
5) Датчик нагрузки
6) Датчик оборотов ротора
7) Датчик плотности
15
8) Датчик потока
9) Датчик температуры бурового раствора на входе и выходе
10) Датчик уровня
11) Датчик ходов насосов
12) Датчик электропроводности бурового раствора
13) Индикаторное табло к моменту на ключе
14) Пульт бурильщика
Датчик глубины
Датчик глубины (датчик оборотов вала буровой лебедки)
Число импульсов за оборот, имп./об.
32
Направление вращения
0/1 ТТЛ
Напряжение питания, В.
+5
Масса, кг.
3,5
Габариты, мм.
165х170х140
Предназначен для определения глубины скважины в процессе бурения.
Принцип действия - датчик преобразует угол поворота буровой лебедки в импульсы, прямо пропорциональные
перемещениям крюко-блока.
Крепление - датчик устанавливается на станине буровой лебедки. Угол поворота буровой лебедки передается к
датчику с помощью клиноременной передачи.
Датчик давления
Датчик давления ПЖ на входе
Диапазон измерения, атм.
0-250
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
2,0
Габариты, мм.
140х110х190
Предназначен для измерения давления промывочной жидкости (ПЖ) на входе.
Принцип действия - Тензометрический преобразователь давления.
Крепление - Датчик подключается к нагнетательной линии через средоразделитель штатного манометра на буровой с
помощью тройника.
Датчик момента на ключе
Датчик момента на ключе
Диапазон измерения, кН·м
0-50
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
7
Габариты, мм.
350х75х220
Предназначен для измерения момента на машинном ключе бурового оборудования.
Принцип действия - Тензометрический преобразователь усилий.
Крепление - Размещается между штоком пневмораскрепителя и тросом ключа.
Датчик момента ротора
16
Датчик крутящего момента на роторе
Диапазон измерения, кН·м
по заказу
0-10
0-30
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Вес, кг.
7
Габариты, мм.
510х75х220
Предназначен для измерения крутящего момента на роторе.
Принцип действия - Датчик измеряет реактивный момент редуктора привода роторного стола с помощью
тензометрического преобразователя усилий.
Крепление - датчик устанавливается как стягивающее звено между основанием и роторным столом.
Датчик нагрузки-2
Датчик нагрузки на крюке. 2-я модификация
Диапазон измерения, т
по заказу
0-100
0-200
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
7
Габариты, мм.
400х205х115
Предназначен для измерения нагрузки на крюке.
Принцип действия датчика основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с
применением тензометрического датчика усилий.
Крепление - датчик устанавливается на неподвижном конце талевого каната.
Датчик нагрузки-1
Датчик нагрузки на крюке. 1-я модификация
Диапазон измерения, т.
по заказу
0-100
0-200
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
11,5
Габариты, мм.
400х200х120
Предназначен для измерения нагрузки на крюке.
Принцип действия датчика основан на измерении силы натяжения талевого каната на "мертвом" конце с
применением тензометрического датчика усилий.
Крепление - датчик устанавливается на неподвижном конце талевого каната.
Датчик оборотов ротора
Датчик оборотов ротора
Число импульсов за оборот, имп./об.
3
Уровень выходного сигнала, В.
+10
Напряжение питания, В.
+12
Масса (с крепёжным приспособлением), кг.
1,5
Габариты, мм.
405х370х90
Предназначен для измерения оборотов ротора.
Принцип действия - основным исполнительным узлом датчика оборотов ротора является индуктивный датчик,
17
который срабатывает от приближения металла, выдавая импульсы кратно оборотам вала ротора.
Крепление - датчик размещается в непосредственной близости от карданного привода и крепится с помощью
крепежного механизма, входящего в состав датчика.
Датчик плотности
Датчик плотности ПЖ в приёмной ёмкости
Диапазон измерения, г/см3
0-2
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
12,2
Габариты, мм.
- со стойкой и поплавком
200х110х105
200х110х1880
Предназначен для измерения плотности промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости.
Принцип действия - Работа датчика основана на измерении выталкивающей силы, действующей на гирю,
погруженную в буровой раствор, с применением тензометрического датчика усилий (линейного перемещения). Величина
перемещения изменяется пропорционально плотности ПЖ.
Крепление - датчик крепится с помощью крепёжного приспособления к верхней кромке ёмкости, подвешенная гиря
опускается в ПЖ.
Датчик потока
Датчик потока (расхода) ПЖ на выходе
Диапазон измерения, л/с.
0-50, 0-100
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
4,7
Габариты (без крепежного приспособления и лопатки),
мм.
180х160х165
Предназначен для измерения потока (расхода) промывочной жидкости (ПЖ) на выходе из скважины.
Принцип действия - Поток измеряется по углу отклонения измерительной лопатки.
Крепление - датчик устанавливается на стенке желоба с помощью крепёжного приспособления, прилагаемого к
датчику.
Датчик температуры на входе
Датчик температуры ПЖ на входе (в ёмкости)
Диапазон измерения, °С.
0-100
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
3,0
Габариты, мм.
410х270х110
Предназначен для измерения температуры промывочной жидкости (ПЖ) на входе (в приемной емкости).
Крепление - датчик крепится к корпусу емкости с помощью крепежного приспособления, прилагаемого к датчику;
термометр сопротивления погружается в ПЖ в приемной емкости.
Датчик температуры на выходе
18
Датчик температуры ПЖ на выходе
Диапазон измерения, °С.
0-100
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
3,0
Габариты, мм.
410х270х110
Предназначен для измерения температуры промывочной жидкости (ПЖ) на выходе из скважины.
Крепление - датчик крепится в желобе с помощью крепежного приспособления, прилагаемого к датчику; термометр
сопротивления погружается в промывочную жидкость в желобе.
Датчик уровня
Датчик уровня ПЖ в приёмной ёмкости
Диапазон измерения, м.
0-2
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
9,5
Габариты (с поплавком и штангами), мм.
275х225х2200
Предназначен для измерения уровня промывочной жидкости (ПЖ) в приемной емкости.
Принцип действия - При изменении уровня ПЖ штанга с поплавком отклоняется на определённый угол и в
измерительной обмотке преобразователя вырабатывается синусоидальный сигнал, амплитуда которого пропорциональна
углу поворота вала преобразователя.
Регулятор амплитуды сигнала с генератора и регулятор коэффициента усиления обеспечивают перенастройку диапазонов
измерений в широких пределах.
Крепление - Датчик крепится с помощью крепёжного приспособления к верхней кромке приемной ёмкости;
поплавок опускается в промывочную жидкость в середине ёмкости.
Датчик ходов насоса
Датчик ходов насоса
Число импульсов за ход
1
Уровень выходного сигнала, В.
+5, +10
Напряжение питания, В.
+12
Масса, кг.
2,0
Габариты, мм.
420х410х70
Предназначен для измерения ходов бурового насоса.
Принцип действия - основным исполнительным узлом датчика ходов насоса является индуктивный датчик, который
срабатывает от приближения металла, выдавая импульсы кратно ходам насоса.
Крепление - датчик крепится к корпусу насоса с помощью крепежного механизма, входящего в комплект датчика.
Датчик электропроводности
Датчик электропроводности ПЖ на выходе
Диапазон измерения, м/м.
0,1 -10
Уровень выходного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В.
±12
Масса, кг.
3,0
Габариты, мм.
150х110х520
Предназначен для измерения электропроводности промывочной жидкости (ПЖ).
Принцип действия датчика основан на измерении электропроводности жидкостного витка связи индукционным
трансформаторным методом.
19
Крепление - в желобе с помощью крепежного приспособления, прилагаемого к датчику.
Индикаторное табло
Индикаторное табло к датчику
Количество элементов мнемоиндикации, шт.
40
Уровень входного сигнала, В.
0-5
Напряжение питания, В/Гц
220/50
Масса, кг.
2
Габариты, мм.
300х150х120
Тип исполнения
пыле-, брызгозащищенный.
Напряжение питания датчика, В/Гц
± 12
Индикаторное табло к датчику
момента на ключе.
Индикаторное табло предназначено для визуализации измерений параметра, регистрируемых датчиком.
Информация отображается на индикаторном табло в мнемоническом и цифровом виде.
Индикаторное табло размещается в непосредственной близости от бурильщика.
! Индикаторное табло может быть совмещено с энергонезависимым регистратором, обеспечивая в этом случае
регистрацию параметра в энергонезависимой встроенной памяти с последующим считыванием.
Пульт бурильщика
Пульт бурильщика (см. фото) предназначен для наглядного отображения основных технологических параметров
бурения, вывода аварийной сигнализации и сообщений для бурильщика в процессе бурения.
Пульт бурильщика размещается на буровой в непосредственной близости от бурильщика под легким укрытием.
На индикаторном табло пульта бурильщика отображаются параметры:

крутящий момент ротора;

расход ПЖ на входе;

давление ПЖ на входе;

расход ПЖ на выходе;

нагрузка на долото;

высота долота над забоем;

вес на крюке;

глубина;

плотность ПЖ на входе;

механическая скорость бурения;

уровень ПЖ в приемной емкости;

суммарное газосодержание бурового
ПЖ - промывочная жидкость
раствора.
Количество каналов:
- входные аналоговые сигналы - 22
- входные дискретные сигналы (TTL) - 8
- выходные дискретные (TTL) - 8
- входные/выходные (TTL) - 5
Разрядность АЦП - 12
Уровень входных сигналов: 0 – 5 В.; 0 – 10 В.
Канал связи пульта с компьютером:
- RS-485 (оптоизолированный)
- Радиоканал (433 МГц)
Напряжение питания: 150-260В
Температура окружающей среды: - 45 - +50 °С.
Габаритные размеры: 600х400х120 мм
2) на забойные модули (устанавливаемые на буровом инструменте в призабойной зоне)
1)оборотов долота
2)осевой нагрузки на долото
3)геофизические (ГК, КС, ПС, ВК и т.д.)
Можно составить обобщенный портрет этой технологии, удобный геофизику - каротажнику.
1. Весь процесс проектирования скважины, проводки, оперативной обработки материалов бурения и геофизики,
комплексной интерпретации всей совокупности информации обрабатывается компьютером с помощью специально
созданных программных систем.
2. Существует большое разнообразие в конструкции и размещении зондов ГК, ЭМК, ИК, ЭК.
3. Существует широко внедренная единая система передачи информации — гидроимпульсный канал связи. В то же
время многие фирмы публикуют материалы по системам с электромагнитным каналом связи, дальность его не превышает
3,0 км. Вместе с тем, в организации работы канала (количество режимов, кодовые последовательности импульсов и т.д.), повидимому, существует большое разнообразие, определяемое набором датчиков и технологией работ.
4. Главная задача оперативной интерпретации — правильная отбивка границ между литологическими разностями,
20
чтобы своевременно корректировать траекторию и исключить перебурки. Для этого наверх передается необходимый объем
информации, которую способен пропустить канал. Остальная информация запоминается внизу и считывается при подъеме
инструмента.
5. Комплексная интерпретация включает геофизическую и техническую информацию (все параметры бурения) и
существенно опирается на региональную базу данных. Геофизическая задача состоит в оценке коллекторов и их насыщения.
Для достаточно точного решения этой задачи в условиях сильной неопределенности конфигурации сечения ГС и зоны
проникновения заметна тенденция создания многозондовых приборов ГИС.
3.2.1.Модуль геонавигации.
Модуль геонавигации предназначен для оперативного управления проводкой скважин по геофизическим данным,
получаемым по электромагнитному каналу связи, и позволяет повысить точность проводки стволов по продуктивному пласту, уменьшить количество, а в некоторых случаях исключить промежуточные каротажи, исключить ошибки в проводке горизонтальных скважин не по продуктивному пласту. Необходимость точной привязки местоположения забоя связана с тем,
что продуктивный интервал имеет толщину порядка нескольких метров, ниже которых находится вода.
Гамма-каротаж (ГК) основан на том, что горные породы обладают некоторой, хотя и небольшой радиоактивностью.
Гамма-каротаж состоит в измерении интенсивности естественного γ-излучения по стволу скважины. Для этого пользуются
скважинным прибором, содержащим индикатор γ-излучения. В результате измерений получают кривую изменения γизлучения по стволу скважины в масштабе глубины, называемую кривой гамма-каротажа (ГК).
Кривая ГК характеризует γ-активность пород, пересеченных скважиной, и в той или иной степени содержание в них
радиоактивных элементов. Применение гамма-каротажа для изучения литологического разреза скважины основано на том,
что породы различаются по содержанию в них радиоактивных веществ.
Характер связи между γ-активностью пород и их литологическими свойствами устанавливается для данного района
на основе сопоставления кривых ГК с литологическим разрезом ранее пробуренных скважин и сопоставления измерений γактивности керна с результатами его анализа. Как правило, содержание в породе радиоактивного вещества тем больше, чем
больше в ней глинистого материала. В соответствии с этим глинистые пласты будут отмечаться на кривой ГК максимумами,
а песчаные и чисто карбонатные – минимумами.
Ввиду того, что γ-излучение обладает большой проникающей способностью и, в частности, проходит через
обсадные трубы с не очень большим поглощением, гамма-каротаж можно проводить как в необсаженных, так и в
обсаженных скважинах. Это свойство создает гамма-каротажу большие оперативные преимущества по сравнению с другими
методами промыслово-геофизических исследований.
Рис.3.4.Профиль горизонтальной скважины.
Модуль инклинометрических преобразователей (МИП) предназначен для измерения в процессе бурения и в статике,
без циркуляции промывочной жидкости и передачи на модуль управления и связи зенитного угла, азимута и угла установки
отклонителя.
Инклинометрические измерения в скважинах обычно проводятся аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле
после бурения. Такая аппаратура не испытывает таких вибраций и ударов, как телесистемы в процессе бурения, поэтому
требования к датчикам такого применения значительно ниже, а использовать их в процессе бурения не представляется
возможным из-за невысокой надежности их работы в условиях бурения.
Определение параметров траектории ствола скважины опирается на информацию об углах положения оси скважинного прибора относительно плоскости горизонта (зенитный угол) и плоскости меридиана (азимут), а также знание протя-
21
женности скважины (по длине колонны труб или геофизического кабеля). Важным параметром для управления буровым
агрегатом является угол отклонителя, т.е. поворот скважинного прибора вокруг оси скважины.
Если рассматривать задачу ориентации скважинного снаряда с теоретических позиций, то для ее решения необходимо задать положение (ориентацию) двух неколлинеарных векторов, ориентация которых, с одной стороны, априорно известна в опорной (базовой) системе координат, а с другой — может быть определена относительно скважинного снаряда.
Задание лишь одного вектора не позволит определить ориентацию скважинного снаряда вокруг этого вектора. Таким образом, для определения ориентации скважинного снаряда необходимо измерение или моделирование некоторых векторных
величин, которые в принципе могут иметь самую различную физическую природу. Учитывая объект ориентации, в настоящее время возможно использование комбинаций из четырех векторов: вектора силы тяжести, вектора напряженности магнитного поля Земли, вектора угловой скорости суточного вращения Земли и вектора некоторого реперного направления,
заданного у устья скважины.
Определение угла наклона скважинного прибора осуществляется по измерениям проекций ускорения свободного
падения g на три взаимно перпендикулярные пространственные оси, можно выделить основной принцип построения
инклинометрических систем: определение азимута скважины с помощью трёхосного магнитометра, который по аналогии с
акселерометром измеряет проекции напряженности магнитного поля Земли на три взаимно перпендикулярные
пространственные оси.
На основании этих данных и измеренных проекций g после соответствующих вычислений получают значение азимута, угла наклона и угла положения отклонителя в любой точке ствола скважины и его пространственную траекторию.
Очевидно, что таким способом траектория строится в магнитных координатах, поскольку азимут скважины отсчитывается
от направления на магнитный полюс Земли.
Подавляющее большинство инклинометров, применяемых в необсаженных скважинах, построено на этом принципе.
Эти приборы, не содержат подвижных элементов, отличаются достаточной вибро- и ударостойкостью и работают в широком
диапазоне изменения температур. По точности выработки информации о направлении меридиана они вполне бы устраивали
практически любого потребителя (поскольку производится ряд моделей с погрешностью около 0,2 град). Однако
погрешность таких «магнитных» навигационных систем сильно зависит от наличия вблизи магнитометров магнитных масс,
например, бурильных труб, обсадных колонн и т.п., и в ряде случаев может быть недопустимой. При зарезке боковых
стволов из обсаженных скважин или при кустовом бурении с морских платформ оперативное управление траекторией ствола
скважин при помощи таких «магнитных» систем нежелательно, хотя и возможно при некотором удалении от больших
магнитных масс.
Исследования, анализ, лабораторные и стендовые испытания некоторых конструкций, близких по техническим
требованиям и условиям эксплуатации, забойных телесистем при их длительной непрерывной работе (магнитомодуляционные,
двухкоординатные на горизонтируемой платформе, трехкоординатные, неподвижно закрепленные, хемотронные и
акселерометрические) показал, что система трехкоординатных, магнитомодуляционных и акселерометрических датчиков
обеспечивает достаточную точность и надежность в работе в условиях бурения.
Имея набор отклонений показаний датчика изменения азимута при разных зенитных углах и углах разворота,
внесенных в таблицу, можно программно учитывать и вносить поправки в результаты вычислений. На участках, где
значения угла зенита и угла разворота не соответствуют точкам замеров при калибровке, используется линейная
интерполяция.
В течение десяти лет стендовых и скважинных испытаний в условиях забоя разработанные датчики показали
высокую надежность и стабильность характеристик.
Применение жестко закрепленных и ортогонально расположенных акселерометров АТ 1104 и феррозондов ТМК-18
по разработанной нами оригинальной методике внесения компьютерных температурных поправок и поправок за
неортогональность установки датчиков при калибровке аппаратуры позволили получить следующие результаты в условиях
повышенных вибраций при рабочих температурах в диапазоне 20-120С.:
 зенитный угол—0-1800,1;
 угол положения отклонителя—0-3600,1;
 азимутальный угол—0-3600,25.
22
Рис.3.5.
Предлагаемый геонавигационный модуль для системы MWD (инклинометрия в процессе бурения) позволяет рассматривать ее как систему LWD (каротаж в процессе бурения). Геонавигационный модуль ГНМ состоит из аппаратурнопрограммного и программно-методического модулей.
Предлагаемый аппаратурно-программный модуль обеспечивает измерение параметров разбуриваемых пород. Для
этого используются все компоненты телесистемы и выполненный отдельным конструктивным модулем модуль гаммакаротажа, подключаемый к телесистеме. Возможна регистрация следующих параметров:
ГК – естественная гамма активность разбуриваемых пород;
КС – кажущееся удельное сопротивление разбуриваемых пород, определяемое по напряжению и току диполя электромагнитного канала связи;
ВК – измерение интегрального уровня продольных вибраций буровой колонны акселерометром инклинометрического датчика (виброкаротаж);
Кроме ГК, нет специально организованных зондов, все параметры получаются как производные.
Программно-методический модуль обеспечивает обработку результатов измерений аппаратурно-программного модуля и включает в себя программное обеспечение (программа «GEONAG») и портативный компьютер (Notebook) – может
использоваться Notebook, входящий в комплект телесистемы с которой используется модуль, или отдельный.
Модуль гамма-каротажа выполнен на основе сцинтилляционного блока. На рисунке 3.6. приведена его структурная
схема, на рисунке 3.7 показан общий вид модуля.
Сцинтилляционный счетчик состоит из фотоэлектронного умножителя, перед фотокатодом которого установлен
сцинтиллятор; фотоэлектронный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.
Индикатором гамма–излучения является прозрачный кристалл йодистого натрия,
активированного таллием - NaJ(Tl), молекулы которого обладают свойством сцинтилляции – испускания фотонов
света при воздействии гамма – квантов. Фотоны отмечаются фотоумножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).
Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 – 60%
гамма–квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 – 5%.
Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую
статическую флуктуацию.
23
Рис.3.6. Структурная схема модуля гамма-каротажа
1 – Кожух; 2 – Шасси; 3 – Сцинтиляционный блок; 4 – Амортизатор; 5 – Крышка
Рис. 3.7. Общий вид модуля гамма-каротажа.
Модуль гамма каротажа состоит из кожуха 1 (см. рис.3.7.), изготовленного из титанового сплава, внутри которого
фиксировано, относительно кожуха, закреплены шасси 2 с электронными платами и сцинтилляционным блоком 3. Шасси
установлено на резиновых амортизаторах 4.
Электрическая связь модуля гамма-каротажа с соединительной штангой осуществляется посредством электрических
разъемов РСГС 10, которыми снабжены концевые части прибора. С тем чтобы исключить изменения ориентированного расположения деталей модуля гамма каротажа и соединительных штанг, имеются установочные и фиксирующие штыри, которые при сборке входят в соответствующие отверстия гибкой соединительной штанги.
При работе с телесистемой LWD используется программное обеспечение аналогичное используемому при работе с
телесистемой MWD. Данное программное обеспечение помимо инклинометрических параметров обеспечивает приём,
оцифровку, фильтрацию и дешифрацию геофизических параметров передаваемых телесистемой LWD. Им же осуществляется регистрация, расчёт КС и преобразование геофизической информации в соответствии с тарировочными данными. Вся
технологическая и геофизическая информация построчно записывается в текстовый файл. При частоте передаваемого сигнала:
10 Гц строки записываются через 20 сек.;5 Гц строки записываются через 40 сек.; 2,5 Гц строки записываются через 100 сек.
На рисунке 3.9. представлена структурная схема забойной телеметрической системы LWD с добавлением блоксхемы структурных элементов, относящихся к геонавигационному модулю.
БЛОК
ПИТАНИЯ
(БП)
КС
МИКРО ЭВМ
ПС
обороты
Основные технические данные
ИНКЛИНОМЕТРИЧЕСКИЙ
ДАТЧИК
(ИД)
Hx,Hy,Hz
БЛОК
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ
ФЕРРОЗОНДОВЫЙ
(БИФ)
ВК
x
y
z
t
ИНВЕРТОР
БЛОК
УПРАВЛЕНИЯ
(БУ)
МИКРОЭВМ
МОДУЛЬ ИНКЛИНОМЕТРИЧЕСКИХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ (МИП)
ТУРБОГЕНЕРАТОР
МОДУЛЬ УПРАВЛЕНИЯ И СВЯЗИ (МУС)
СЦИНТИЛ- ФЭУ
Рис.3.9. Структурная схема забойной телеметрической системы LWD
(УФ)
УСИЛИТЕЛЬ
ФОРМИРОВАТЕЛЬ
БЛОК
БЛОК
ВЫСОКОВОЛЬТНЫЙ
(БВ)
МОДУЛЬ ГАММА КАРОТАЖА
ЭЛЕКТИЧЕСКИЙ
РАЗДЕЛИТЕЛЬ
МИКРОЭВМ
КОМПЛЕКС
ОБРАБАТЫВАЮЩИЙ
НАЗЕМНЫЙ
ПРИЕМНО-
МК
КС - АС
КС - ФС
24
25
Наименование параметра
Диапазон измерений:
интенсивности естественного гамма- излучения (ГК), мкР/ч
0 - 100
кажущегося удельного сопротивления пород (КС, на диполе), Омм.
0 - 100
потенциала спонтанной поляризации (ПС, на диполе), В10
0 - 500
интегрального уровня вибраций (ВК), м/с
2
0 - 100
механической скорости бурения (МК), м/ч
0 - 120
Допускаемая основная погрешность при измерении:
интенсивности естественного гамма- излучения, мкР/ч
 10 %
кажущегося удельного сопротивления пород, Омм.
10 %
потенциала спонтанной поляризации, В10
 10 %
интегрального уровня вибраций, м/с
 10 %
2
механической скорости бурения, м/ч.
5%
амплитуды сигнала, В.
5%
фазового сдвига, с10
5%
Максимальная рабочая температура, С.
120
Максимальное гидростатическое давление, МПа
60
Габаритные размеры, мм.
диаметр модуля
42
длина модуля
600
Масса модуля, кг.
3
3.2.2. Результаты использования наддолотного модуля
Задачи скважинных измерений телесистемами можно разбить на три основные группы:
1) оперативный технологический контроль за режимом бурения скважин с целью его оптимизации;
2) контроль направления бурения скважин с целью управления процессом направленного бурения по заданной
траектории;
3) литологическое расчленение геологического разреза скважины, исследование параметров пластов, не искаженных
проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, выделение пластов-коллекторов, прогнозирование зон
аномальных пластовых давлений
На эффективность процесса разрушения породы (в данном случае на механическую скорость бурения или продолжительность бурения) влияет множество технологических и геологических факторов. Чтобы добиться более высокой эффективности разрушения, необходимо регулировать технологические параметры процесса бурения, а чтобы получить какуюлибо геологическую информацию, необходимо учитывать влияние этих же параметров на скорость бурения. Возникает
двойная необходимость регистрации технологических параметров – для оптимизации бурения и для решения геологических
задач.
3.2.2.1. Назначение наддолотного модуля, устройство и работа модуля
Модуль (рис.3.10.) предназначен для измерения технологических и геофизических параметров непосредственно
около долота, в процессе бурения гидравлическими забойными двигателями и передачи информации материнской
телесистеме, с использованием короткого скоростного беспроводного электромагнитного канала связи.
Для оптимизации процесса бурения, как было показано выше, необходимо измерять следующие забойные
параметры: частоту вращения вала турбобура, осевую нагрузку на долото, направление бурения ствола скважины, уровень
вибраций и естественную гамма-активность.
Несмотря на разнообразие измерительных датчиков, позволяющих решать перечисленные задачи, требования
получения достаточной точности измерений, обеспечивающей надежное управление технологическим процессом,
эксплуатационная надежность и удобство в работе в условиях скважины являются основными при выборе тех или иных
конструкций.
26
Рис.3.10. Общий вид наддолотного модуля.
Рис.3.11. Детали наддолотного модуля.
Информация, измеренная наддолотным модулем 6 (см. рисунок 3.12.), передается по короткому скоростному беспроводному электромагнитному каналу связи 5 на приемно-обрабатывающий блок 4 материнской телесистемы 3. Телесистема наряду с данными, измеренными ею самой, передает на поверхность по беспроводному электромагнитному каналу
связи 2 также и данные, полученные наддолотным модулем, в виде дополнительных каналов. На поверхности информация
принимается и обрабатывается наземным приемно-обрабатывающим комплексом 1, программное обеспечение которого модифицируется с учетом дополнительных каналов наддолотного модуля.
27
Рис.3.12. Структурная схема телесистемы с наддолотным модулем.
Рис.3.13. Структурная схема наддолотного модуля.
Рис.3.14. Компоновка наддолотного модуля в составе бурильной колонны.
3.2.2.2. Датчик дифференциального давления
Для регистрации данного параметра используют тензометрические датчики избыточного давления. Тензопреобразователи предназначены для пропорционального непрерывного преобразования давления в электрический выходной сигнал.
Принцип действия основан на использовании тензоэффекта в полупроводниках. Чувствительным элементом служит
сапфировая мембрана с кремниевыми тензорезисторами. Сапфирная мембрана по всей плоскости жестко соединена с металлической мембраной, образуя с ней двухслойную мембрану. Двухслойная мембрана жестко закреплена в корпусе тензопреобразователя. Во внутреннюю полость корпуса подается измеряемое давление. Под действием измеряемого давления двухслойная мембрана деформируется, вызывая изменение сопротивления тензорезисторов, собранных в мостовую схему.
Измерение дифференциального давления требуется при турбинном бурении для контроля давления в трубах и затрубье и при измерении расхода бурового раствора методом переменного перепада давления с использованием сужающих
устройств.
3.2.2.3 Датчик оборотов вала забойного двигателя
Датчик оборотов предназначен для непрерывного контроля частоты вращения вала турбобура в процессе бурения
скважин.
При использовании беспроводного канала для измерения частоты вращения вала турбобура применяют
бесконтактные преобразователи. Связь вала турбобура с чувствительным элементом датчика частоты вращения индуктивная
28
или магнитная.
При использовании проводного или беспроводного канала в качестве датчиков частоты вращения вала турбобура
широко применяют конструкции электромашин генераторов переменного тока.
Статор с обмотками закрепляется неподвижно, а ротор с постоянными полюсными магнитами соединяется с валом
турбобура. Частота вращения долота определяется как N=nf/30, где f—частота вырабатываемого генератором тока; п—число
пар полюсов.
Недостаток таких датчиков — механическое сочленение вала генератора с валом турбобура, а также относительная
сложность конструкции генератора, что снижает надежность датчика при работе в условиях сильных вибраций.
Более перспективен датчик частоты вращения с бесконтактной связью элемента вращения с чувствительным
элементом. Как правило, датчик работает следующим образом. На конце вала турбобура жестко закрепляется немагнитный
стакан, в стенку которого заформовываются симметрично расположенные якоря. В стакан свободно вставляется
монолитный стержень из резины, внутри которого размещается ферромагнитный сердечник с катушкой с герметичными
выводами схемы измерений.
Более совершенным является датчик оборотов долота, основанный на следующем принципе. На вал турбобура
напрессовывается немагнитный стакан с встроенным постоянным магнитом. Аппаратурный контейнер из немагнитного
материала с герконом или магнитомодуляционным датчиком, располагаемый на расстоянии до 310-2 м, надежно
срабатывает при прохождении магнита, обеспечивая формирование импульсов, частота следования которых прямо
пропорциональна частоте вращения долота.
Наличие на скважинах указателей оборотов турбобура используемых в (НДМ) дает возможность бурильщикам
непрерывно непосредственно корректировать режим турбинного бурения скважин, добиваясь при этом оптимальных нагрузок турбобуров, и соответственно, повышать технико-экономические показатели турбинного бурения.
По предварительным данным применение НДМ дает заметное увеличение механической скорости бурения и
проходки на долото, что соответственно сокращает расход долот, талевого каната и времени, затрачиваемого на бурение
скважин.
Для измерения частоты вращения вала турбобура используют бесконтактный преобразователь, состоящий из феррозонда и магнита, закрепленного на валу турбобура.
3.2.2.4 Датчик осевой нагрузки
Имея с забоя данные о частоте вращения долота и истинной осевой нагрузке на долото, можно поддерживать режим
таким образом, чтобы обеспечивалась максимальная механическая скорость проходки, следить за износом долота, не
допуская критических режимов его работы
В процессе бурения скважины осевая нагрузка на долото создается, в основном, весом нижней части колонны труб.
Ее величина при бурении шарошечными долотами достигает 300—400 кН; в отдельных случаях требуются и большие
нагрузки—до 500 кН.
Глубинный измеритель осевой нагрузки должен быть составным звеном компоновки бурильного инструмента,
чтобы воспринимать усилия, передаваемые к долоту. Могут быть использованы принципы измерения осевой нагрузки с
помощью упругого элемента или с применением гидравлического преобразователя.
В первом случае упругий элемент воспринимает всю (или часть) осевую нагрузку. Деформация элемента,
пропорциональная усилию, преобразуется в электрическую величину посредством (тензодатчиков, индуктивных,
магнитоупругих или емкостных) преобразователей малых перемещений. В магнитоупругих датчиках используется явление
изменения магнитной проницаемости ферромагнитного материала при механической деформации. В гидравлическом
преобразователе с помощью системы поршень—цилиндр измеряемое усилие
трансформируется в давление жидкости, которое, в свою очередь, измеряется
манометрическим датчиком. Применение гидравлических преобразователей
связано с нарушением жесткости низа колонны труб в месте установки
преобразователя, что не всегда допустимо. Для измерителя осевой нагрузки
любого типа большое значение имеет место его установки в колонне труб.
При установке датчика непосредственно у долота (между долотом и валом
шпинделя) будет измеряться истинная нагрузка, передаваемая на долото.
Однако в этом случае усложняется связь датчика с системой передачи
сигналов, поэтому для измерения осевой нагрузки чувствительные элементы
устанавливают над электробуром или турбобуром (в зависимости от способа
бурения). В общем случае на измерительное устройство, установленное в
колонне труб, кроме осевой нагрузки действуют усилия от вращающего
момента и изгибающие усилия. В связи с этим по конструктивному
исполнению датчики осевой нагрузки можно подразделить на две категории:
датчики с механическим разделением осевой нагрузки, действующей на
упругий элемент от двух других усилий, и датчики, у которых упругий
элемент воспринимает все три усилия. Во втором случае упрощается
конструкция датчика, что очень важно для глубинной аппаратуры, и поэтому
данный вариант измерителя был принят для практического осуществления.
Датчик осевой нагрузки (рис.3.15) имеет упругий элемент 2 с
присоединительными резьбами на концах и с утонченной средней частью lб,
на торцовых поверхностях которой крепятся измерители перемещения 1, 4.
В рассматриваемом датчике применены индуктивные
преобразователи перемещения. Магнитопровод измерителя с обмотками
крепится на кронштейне 5 к верхнему торцу базового участка, а сердечник
датчика—к нижнему торцу. Кронштейн изготовлен из того же материала, что
29
и упругий элемент; тем самым достигается компенсация погрешности при температурных деформациях элемента. Упругая
деформация элемента приводит к изменению зазора магнитной цепи датчика. Чтобы исключить влияние изгибающих усилий
на измерение осевой нагрузки, устанавливают три одинаковых датчика, разнесенных по окружности на 2/3 рад. В этом
случае при деформации изгиба суммарный зазор трех датчиков не изменяется. Для защиты преобразователей перемещения
от механических повреждений применяется защитный стакан 6. Полость между стаканом и упругим элементом заполнена
маслом, на которое передается давление промывочной жидкости через лубрикатор 8, состоящий из цилиндра, поршня и
пружины. Стакан уплотняется на упругом элементе с помощью резиновых колец 3. Соединительные провода от
преобразователей перемещения выводятся через канал 7 и через уплотняющие вводы подсоединяются к контейнеру с
телеметрической аппаратурой. Кабель электробура 9 проходит свободно в центральном канале упругого элемента. На концы
упругого элемента навинчиваются переводники, посредством которых он соединяется с бурильной колонной.
Для получения компактных размеров датчика при достаточной его чувствительности упругий элемент выполняют из
дюралюминиевого сплава Д16Т, подвергнутого термообработке. Модуль упругости этого металла примерно в 3 раза меньше,
чем у стали (Е=7,11010 Н/м2). При базовом размере 0,15 м, наружном диаметре 0,13 м и толщине стенки 0,015 м величина
деформации составляет 25010-6 м при осевой нагрузке 500 кН, при этом характеристика элемента линейна и, как показали
многократные испытания, стабильна в течение длительного времени работы. Гистерезис не превышает 2 %. Наружный
диаметр корпуса датчика равен 0,185 м, а его длина примерно 0,9 м. Максимальное допустимое усилие на элемент
составляет 1500 кН.
В случае изготовления упругого элемента из стали с той же чувствительностью необходимо примерно в 3 раза
увеличить базовые расстояния или применить датчик с большей чувствительностью.
Многолетний опыт применения в бурении различных по своей физической основе преобразователей для контроля и
измерения забойных технологических параметров (обороты долота, осевая нагрузка, температура, расход и др.),
исследования позволяют считать, что современная элементная база, возможность размещения в скважинном приборе
цифровой и микропроцессорной техники дают возможность построить по-новому измерения технологических параметров.
3.2.2.5. Датчик вибрации.
Исключительный интерес представляет измерение вибраций бурового инструмента в процессе бурения. Частотный
и амплитудный спектр вибрационных колебаний характеризует упругие свойства горных пород и, в свою очередь, несет
информацию о литологическом составе разбуриваемого пласта.
Регистрируя сигнал от вибродатчика продольных колебаний, установленного вблизи долота, и, исследуя частотный
спектр сигнала при бурении в различных блоках горного массива, можно заметить основную гармонику, равную
трехкратной частоте вращения долота (по количеству шарошек). С увеличением твердости разбуриваемых пород растет
амплитуда сигнала вибрации, частотный спектр колебаний достаточно хорошо дифференцируется и коррелируется с
данными акустического каротажа, надежно дифференцируя разрез по буримости.
Учитывая то, что одинаковая буримость горных пород характеризует определенную горную породу, то достаточно
передавать на дневную поверхность индекс буримости от 1 до 10.
Высокая корреляция данных виброкаротажа с данными акустического каротажа позволяет использовать его в
качестве важного геофизического параметра для детального расчленения геологического разреза, его прогнозирования.
Тесная связь параметра вибрации с результатами акустического каротажа дает возможность получать информацию о
прочностных свойствах разбуриваемых пород и использовать эти данные для технологического контроля процесса бурения.
На уровне количественных свойств и отношений для
бурящейся скважины можно указать конечное
множество переменных, практически полно
описывающих процесс разрушения горных пород. В
работе приведено общее уравнение для расчета
механической скорости бурения:
G
V м  К б 
 Sк
а
с
e
 b  Q     D   10
   
 n 


 S н    2d   Р р
t

 ,


где Кб–коэффициент буримости, характеризующий
петрофизическую характеристику горной породы
(учитывает прогнозные и фильтрационные свойства);
G – нагрузка на долото;
Sк – площадь зубьев, находящихся в
контакте с горной породой;
n – частота вращения долота;
Q – расход промывочной жидкости;
 - плотность промывочной жидкости;
Sн – площадь сечений промывочных
отверстий насадок;
 - вязкость промывочной жидкости;
d – диаметр бурильных труб;
D – диаметр скважины;
Рр – расчетное дифференциальное
давление;
а, b, c, e, f – коэффициенты модели.
Изучая процесс разрушения горных пород,
30
приводят эмпирическую формулу для механической скорости бурения Vм:
Vм=АnG,
где А – коэффициент пропорциональности (буримости);
n – частота вращения долота;
G – нагрузка на долото;
,  - постоянные для данного типа породы коэффициенты.
Установлены тесные корреляционные связи между буримостью горных пород и их геофизическими параметрами по
данным измерений электрических, акустических и плотностных характеристик. Это дает возможность, исследуя
механический процесс разрушения горных пород через вибрационные характеристики, определять механические свойства
горных пород и выбрать оптимальный режим работы долота.
С целью практической реализации определения скорости вращения долота через измерение на забое вибраций
бурового инструмента были выполнены измерения на модели бурового стенда. Акселерометр типа АДXL 50 АН жестко
закрепляли на шасси скважинного прибора, сигналы с датчика после линейного усилителя (коэффициент усиления–8)
подавались на вход АЦП и по шине RS 232 на порт Notebook IBM. Спектр энергий вычисляли по программе преобразований
Фурье. Сравнивая скорость вращения бура с данными спектрограмм, надежно выделялись максимумы энергии этих частот,
соответствующие определяемым скоростям вращения долота.
Таким образом, используя в скважинном приборе вычисления спектров вибросигнала с помощью сигнального
процессора фирмы Analog Device, по данным измерений вибраций можно определить скорость вращения долота
3.2.2.7. Гамма-метод
В гамма-методе изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважины.
Радиоактивность осадочных горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов – урана, тория, актинии, продуктов их распада, а также изотопа калия.
Содержание радиоактивных элементов в породах измеряется в граммах радия-эквивалента на 1 г породы (гRa =
экв/г). На практике пользуются меньшей единицей микромикрограммом радия-эквивалента на 1 г породы: 1 мкмкг.
Модуль гамма каротажа выполнен на основе сцинциляционного блока. Индикатором гамма – излучения является
прозрачный кристалл, молекулы которого обладают свойством сцинтилляции – испускания фотонов света при воздействии
гамма – квантов. Фотоны отмечаются фото умножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).
Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 – 60% гамма
– квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 – 5%. Это
позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую
флуктуацию.
На рис.3.18 приведена диаграмма радиоактивного каротажа, полученная в процессе бурения, и диаграмма стандартного электрического каротажа КС (ПС) на кабеле, снятая позднее в той же скважине. Степень корреляции кривых непрерывного гамма-каротажа и ПС высокая.
Рис.3.18.
Так как гамма-каротаж в процессе бурения проводится со скоростью бурения (т.е. при очень медленном
31
перемещении прибора по стволу скважины) и прибор сравнительно долго находится против исследуемых пластов,
статистические вариации оказываются минимальными. Отсюда хорошая детализация разреза и сопоставляемость с кривой
ПС.
Регистрация естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину горных пород в процессе бурения
обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза. Среди осадочных пород наиболее радиоактивными
являются глины и калийные соли. Содержание радиоактивных элементов в глинах достигает 30 мкмкг Ra-экв/г и больше,
причем более радиоактивными являются тонкодисперсные темно-окрашенные битуминозные глины морского
происхождения. Поэтому на диаграммах максимальные показания соответствуют глинам и калийным солям.
Радиоактивность песков, песчаников, известняков, доломитов меньше, чем глин, и не превышает 8 мкмкг Ra-экв/г.
Для этих пород установлена достаточно тесная прямая зависимость радиоактивности от содержания глинистого материала в
породе, используемая на практике при оценке глинистости пород-коллекторов по данным гамма-метода. Характеризуются
промежуточными показаниями.
Наименьшую радиоактивность, имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за
исключением калийной соли.
3. КОНЦЕПЦИЯ СОЗДАНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МОДУЛЕЙ ДЛЯ КОНТРОЛЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ И РЕШЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ В ПРОЦЕССЕ
БУРЕНИЯ.
3.2.3.Модуль индукционного каротажа
Индукционный каротаж основан на изучении распределения электромагнитного поля в пространстве, окружающем
зонд, в зависимости от удельной электропроводности горных пород. В отличие от других методов электрического каротажа,
индукционный каротаж бесконтактный, т.е. посредством индукционного зонда измеряют проводимость горных пород, не
посылая в них через электроды электрический ток. Таким образом, предоставляется возможность исследовать сухие
скважины и скважины, заполненные промывочной жидкостью, приготовленные на нефтяной основе. Кроме того,
индукционные зонды имеют лучшую разрешающую способность по мощности и больший радиус исследования изучаемой
среды.
В сомом элементарном виде индукционный зонд (рис.3.19) состоит из двух катушек - генераторной и
измерительной, укрепленных на изолированном немагнитном стержне на некотором расстоянии L друг от друга,
называемом размером зонда. Генераторная катушка питается постоянным по величине переменным током высокой частоты
(20-60 кГц.), создающим переменное магнитное поле - прямое и первичное. В результате в породах, окружающих зонд,
индуцируются вихревые токи, токовые линии которых в однородной среде представляют собой окружности с центром по
оси скважины. Вихревые токи создают, в свою очередь, вторичное
переменное магнитное поле той же частоты.
а-схема зонда, б-схема взаимного расположения узлов в скважинном
приборе и сочетание элементарного тороидального кольца, 1-усилитель, 2измерительная катушка, 3-тороидальное кольцо с направлением в нём
токовых линий, 4-генераторная катушка, 5генератор, к.ср. - значение кажущегося сопротивления в средней
части пласта, к.опт-среднее значение кажущегося сопротивления в
интервале пласта равном разности h-10 или h-OA.
Первичное и вторичное магнитные поля индуцируют в
измерительной катушке ЭДС Еп. В индуцируемую ЭДС Еп входит как
составляющая ЭДС Е1, созданная прямым полем генераторной катушки и
не связанная с электрическими свойствами горных пород. Поэтому в цепь
приёмной катушки с помощью дополнительной компенсационной катушки
вводят компенсационную ЭДС Ек, равную Е1 и противоположную ей по
фазе. Полезная часть сигнала, т.е. ЭДС Е2 , индуцируется вторичным
магнитным полем, подаётся на усилитель, преобразуется, и передаётся на
поверхность. Е2 является активной составляющей ЭДС, индуцируемой
вторичным магнитным полем, и приблизительно пропорциональна
электропроводности окружающей среды. В результате в процессе
перемещения зонда регистрируется диаграмма изменения
электропроводности среды по разрезу скважины. Точка записи зонда середина расстояния между центрами генераторной и приёмной катушек.
Единицей измерения электропроводности σ пород является величина,
обратная Ом*м, -сименс на метр (См/м).На практике используют мСм/м.
Рассмотрим связь между величиной измеряемого сигнала и
удельной электропроводностью среды σп, предпологая её однородной. Для этого разобьём системой цилиндров все
увеличивающихся радиусов и плоскостями, перпендикулярными к оси зонда, все пространство на ряд элементарных
тороидальных колец, центры которых располагаются на оси зонда, и рассмотрим элементарное кольцо радиусом r с
расстоянием от центра кольца до средней точки зонда, равным z (рис.3.19). Переменное магнитное поле, создаваемое
генераторной катушкой, индуцирует в элементарном тороидальном кольце ЭДС, под действием которой по кольцу будут
циркулировать переменные токи, создающие в нём вторичное магнитное поле.
Вторичное магнитное поле элементарного кольца, в свою очередь, индуцирует в измерительной катушке ЭДС
32
Здесь σn-электропроводность среды;
- коэффициент, называемый пространственным ( геометрическим ) фактором элементарного кольца, где Кг и Ки –
расстояния от элементарного кольца до центров генераторной и измерительной катушек, L – размер зонда;
-коэффициент зонда, зависящий от параметров установки, где f – частота тока, питающего генераторную катушку; Iо –
амплитуда силы тока; μ – магнитная проницаемость изучаемой среды – в случае однородной немагнитной среды μ = I; Sи и
Sг – площади витков измерительной и генераторной катушек; nи и nг – количество витков этих катушек.
Суммарная ЭДС в измерительной катушке составляет сумму единичных сигналов от элементарных колец, на
которые разбивается всё пространство:
где Ео - амплитудное значение индуцируемой ЭДС, которое замеряется, Ео=Кинд*σ*Σ*Σg. Знак минус свидетельствует о
том, что индуцируемая в измерительной катушке ЭДС находится в противофазе с питающим генераторную катушку током и
является по отношению к нему активной составляющей. Существует строгое доказательство, на основании которого
суммарный геометрический фактор однородной изотропной среды
,
Откуда,
Практически при индукционном каротаже измеряют величину Еинд, пропорциональную амплитудному значению
ЭДС Ео и
При изучении неоднородных сред определяют кажущуюся удельную электропроводность σк, т.е.
электропроводность такой фиктивной однородной среды, в которой при определённых заданных параметрах зонда создаётся
активная составляющая ЭДС, равная ЭДС, измеряемой тем же зондом при исследовании в данной неоднородной среде:
Где σк ≠ σп вследствие искажающего влияния скважины, зоны проникновения, вмещающих пород и других
факторов. Чем больше неоднородность среды, тем больше отличается σк от σп.
В соответствии с приближенной теорией для двухкатушечного индукционного зонда все среды включены в цепь
кольцевых токов параллельно и регистрируемая ЭДС Еи представляет собой сумму сигналов, приходящих от каждого
параллельно включенного участка среды отдельно. В этом случае
Где σр, σзп, σп, σвм – удельные электропроводности раствора, зоны проникновения, неизменной части пласта и
вмещающих пород соответственно; Gр, Gзп, Gп, Gвм – геометрические факторы скважины, зоны проникновения,
неизменной части пласта и вмещающих пород.
В зависимости от соотношения величин G и σ каждой зоны регистрируемая кажущаяся электропроводность σк будет
отличаться от истинной электропроводности породы. С целью получения значений σк, более точно отражающих σп, в цепь
двух основных катушек зонда подключают несколько дополнительных катушек – фокусирующих, которые могут быть
подключены как в генераторную, так и в приёмную цепи. Число их в зависимости от типа применяемого зонда колеблется от
1 до 4. Зонд индукционного метода обычно обозначают шифром: первая цифра соответствует числу катушек, буква Ф
означает, что зонд с фокусирующими катушками; далее обозначается в метрах длина зонда L.
Фокусирующие катушки, введеные в схему индукционного зонда, создают сигналы соответствующих знаков,
ослабляя до минимума влияние скважины и зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт на измеряемую
величину σк.
В настоящее время используется несколько типов аппаратуры низкочастотного индукционного каротажа: ЭЗМ,
ПИК – 1М, используемых электронных схем.
Кривые σк индукционного каротажа против пластов ограниченной мощности симметричны относительно середины
пласта (рис.3.20) . Границы пласта определяют по середине аномалии, где её ширина соответствует истинной мощности
пласта h при h ≥ 4 м. Если h < 4 м, то ширина аномалии дает фиктивную мощность hф < h.
33
Рис.3.20
Шкала регистрируемой диаграммы представлена обычно в двух масштабах – кажущейся электропроводности σк и
кажущегося сопротивления ρк. Кривая кажущейся электропроводности имеет линейную шкалу, а кажущегося
сопротивления – гиперболическую. Поэтому диаграмма позволяет хорошо расчленить разрез в области относительно низких
сопротивлений (повышенных электропроводностей).
За отсчитываемые значения σк (ρк) принимают экстремальные значения против пласта. Они близки к удельной
электропроводности пласта и могут быть использованы вместо неё в пластах достаточной мощности при наличии скважины
с пресным глинистым раствором (ρр > 1,5 Ом* м), отсутствии проникновения в пласт или наличии неглубокого
повышающего проникновения. В остальных случаях при определении σп в исходные данные необходимо вносить
соответствующие поправки на влияние скважины, ограниченную мощность пласта, явление скин-эффекта и наличие зоны
проникновения фильтрата глинистого раствора (Явление скин-эффекта связано с взаимодействием вихревых токов в
породах и выражается в нарушении прямой пропорциональности между регистрируемым активным сигналом и
электропроводностью среды при её высокой проводимости (σп > 300 мСм/м.). Для этих целей используют специальные
палетки.
Индукционные зонды среднего размера (0,75-1 м.) имеют радиус исследования, почти в 4 раза превышающий
радиус обычных зондов каротажа КС, что позволяет более точно определять истинное сопротивление пород, обычно в
диапазоне до 50 Ом*м.
3.2.4.Электромагнитный каротаж в процессе бурения скважин.
3.2.4.1. Физико-математический анализ электромагнитного каротажа.
При бурении нефтяных или газовых скважин требуется оперативная геофизическая информация о геологических
свойствах разреза для оптимизации ТСС, особенно горизонтальных, с целью вскрытия наиболее продуктивных нефтяных и
газовых пластов.
При каротаже в процессе бурения предпочитают источники поля электрического типа, естественным образом
вписывающихся в конструкцию КНБК.
Для определения электрофизических параметров разбуриваемых пластов разработан метод, основанный на
использовании конструктивных элементов ЗТС в качестве электродов-зондов ЭМК. На рис.3.21 изображён приборный
контейнер в зоне разделителя бурильных труб: 1 и 2 –бурильные трубы, 3 – металлический кронштейн, 4-диэлектричес-кая
вставка-разделитель, 5-диэлектрический корпус, 6-стенки скважины, 7-направленние движения бурового раствора.
34
В процессе каротажа измеряются
комплексные напряжения U1(ω1) и U2(ω2) с
частотами ω1 и ω2, приложенные к электрическому
разделителю и комплексные токи I1(ω1, ω2) и I2(ω1,
ω2) , протекающие в измерительной цепи между
электрическим разделителем и корпусной точкой
прибора, металлическим кронштейном приборного
контейнера и корпусной точкой прибора. Об
электрофизических параметрах разбуриваемого
пласта судят по комплексным проводимостям,
характеризующим разбуриваемый пласт и буровой
раствор внутри бурильной трубы в зоне
расположения приборного контейнера ЗТС.
Калибровка измерительной системы сводится к
измерению токов I1, I2 и напряжений U1,U2 при
заданных тестовых воздействиях на входе системы.
Принцип действия ЭМК изображён на схеме
замещения модуля (рис.3.22), где 1 и 2 – бурильные
трубы, электрически изолированные друг от друга
электрическим разделителем, 3- металлический
кронштейн, д.т.1 и д.т.2- датчики тока; Y1 и Y2 –
комплексные проводимости между бурильными
трубами 2,1 и кронштейном 3; Y3 – комплексная
проводимость между трубами 1 и 2, обусловленная электрофизическими параметрами разбуриваемого пласта и бурового
раствора; Y10, Y20, Y30 – комплексные проводимости, обусловленные паразитными емкостными и гальваническими
связями между электродами.
Рис.3.22.
Система функционирует следующим образом.
Переменное двухчастотное электрическое поле возбуждается в зоне контроля напряжениями U1(ω1) и U2(ω2),
приложенными к электрическому разделителю, т. е. между бурильными трубами 2 и 1 и корпусной точкой прибора(┴).
Сигналы реакции контролируемой среды определяются комплексными токами, измеряемыми датчиками тока 1 и 2.
Измеряются следующие величины:
35
где U1, U2 и I1, I2- истинные напряжения и токи в измерительной цепи; Uu1, Uu2, Iu1, Iu2-измеренные напряжения и токи;
К1(ω1), К2(ω2), К3(ω1), К5(ω2), К6(ω2), К(ω1)- комплексные
коэффициенты передачи измеренных тока и напряжения. По
измеренным токам и напряжениям определяют комплексные
проводимости Yu1, Yu2,Yu3, связанные с их истинными
значениями соотношениями
Из измеренных комплексных проводимостей Yu1,
Yu2,Yu3 выделяют информативные составляющие Y1, Y2,Y3,
проводится калибровка измерительной системы. Прибор
отключается от электродов 1,2 и 3, к соответствующим зажимам
подключается калиброванная нагрузка: Y3k1, Y1k1, Y2k1между зажимами 1-2, 1-3, 2-3(см.рис.2), затем-Y3k1, Y1k1, Y2k1.
При этих калиброванных нагрузках измеряются комплексные
токи I1, I2 и напряжения U1,U2, затем определяются
комплексные проводимости
Аналогично
определяют
проводимости
Yu3k1(ω1),
Yu1k2(ω1),
Yu2k2(ω2),
Yu2k2(ω2) при
калиброванной
нагрузке
Y3k2,Y3k2,
Y2k2. По
результатам калибровки определяют неинформативные
составляющие Y10, Y20, Y30 и комплексные коэффициенты передачи К14(ω1), К13(ω1), К25(ω2), К26(ω2).
Информативные составляющие комплексных проводимостей определяют по
результатам измерения и калибровки.
Полученные комплексные проводимости характеризуют электрофизические
параметры разбуриваемого пласта горных пород и бурового раствора.
Модуль ЭМК выполняет контрольно-измерительные операции в процессе
бурения.
1. Возбуждение переменного двухчастотного электрического поля в зоне
контроля с использованием конструкции электрического разделителя и приборного
контейнера ЗТС в качестве электродов-зондов.
2. Измерение комплексных напряжений U1(ω1) и U2(ω2), приложенных к
разделителю, и комплексных токов I1, I2, протекающих в
измерительной цепи между разделителем и корпусной точкой
прибора, металлическим кронштейном и корпусной точкой
прибора.
3. Определение комплексных проводимостей,
характеризующих разбуриваемые пласты и буровой раствор
внутри бурильной трубы в зоне расположения приборного
контейнера.
4. Калибровка измерительной системы каротажа,
сводящаяся к измерению токов I1, I2 и напряжений U1(ω1) и
U2(ω2) при заданных тестовых воздействиях на входе
системы.
5. Определение скорректированных комплексных
проводимостей, характеризующих электрофизические
параметры разбуриваемого пласта и бурового раствора внутри
бурильной трубы с учётом помех паразитных проводимостей и
приборных погрешностей системы каротажа.
6. Определение изменений электрофизических
параметров разбуриваемого пласта в зоне расположения КНБК
по отношению к скорректированным комплексным
проводимостям, характеризующим пласт и буровой раствор.
7. Выбор рабочих частот ω1 и ω2 зондирующего
электрического поля в соответствии с требуемой радиальной
дальностью контроля электрофизических свойств
околоскважинного пространства.
3.2.4.2.Функциональная схема модуля
электромагнитного каротажа.
36
Функциональная схема модуля ЭМК изображена на рис.3.24: 1, 2, 3 –электронные ключи, 4 –первый датчик тока
(д.т.1) , 5 – второй датчик тока (д.т.2), 6 – первый преобразователь напряжения , 7 – второй преобразователь напряжения, 8 –
порт управления коммутацией
(ПУК) , 9 - двухканальный цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП), 10 – цифровой сигнальный процессор, 11 –
многоканальный аналого-цифровой преобразователь (АЦП),
12 – устройство ввода-вывода (УВВ), 13 – память команд, 14 – память хранения результатов измерений.
Модуль работает следующим образом. Сигнал синхронизации поступает с передатчика
электромагнитного канала связи ЗТС на УВВ процессора, через ПУК сигналы подаются на электронные ключи 1, 2 и
3. Ключ 1 размыкается, отключая выходную цепь передатчика ЗТС от электрического разделителя, ключ 2 размыкается,
преобразователь напряжения 7 расшунтируется и с него на разделитель подается зондирующий сигнал – напряжение U2(ω2).
Ключ 3 замыкается, подключая преобразователь напряжения 7 к измерительной цепи. С преобразователей напряжений 7 и 6
через многоканальный АЦП 11 сигналы поступают в процессор 10, где они измеряются и обрабатываются. После замыкания
ключа 3 и подачи зондирующего сигнала на электрический разделитель через датчики тока 4 и 5 (д.т.1 и д.т.2) протекают
токи, замыкающиеся по следующим контурам.
Два токовых контура с преобразователем напряжения 6 – U1(ω1). Для датчика тока 4:
корпусная точка прибора (КТП)→ датчик 4 → ключ 3→блок 6→проводимости (Y1 – Y10) → КТП.
Для датчика тока 5: датчик 5 →ключ 3 →блок 6 → проводимости (Y3 – Y30) → блок 7 → датчик 5.
Во втором случае токами проводимости (Y1 – Y10) и (Y2 – Y20) пренебрегают из-за малых внутренних
сопротивлений преобразователей.
Два токовых контура с преобразователем напряжения 7 – U2(ω2). Для датчика тока 4:
КТП → датчик 4 →датчик 5 →блок 7→ проводимости (Y2 – Y20) →КТП.
Для датчика тока 5: датчик 5 → ключ 3 → блок 6 → проводимости (Y3 – Y30) → , блок 7 → датчик 5.
Во втором случае током проводимости (Y1 – Y10) пренебрегают из-за малого внутреннего сопротивления
преобразователя 6.
Преобразователи 6 и 7 выдают напряжения U1(ω1) и U2(ω2) с частотами ω1 и ω2, они работают одновременно в
непрерывном режиме. Синусоидальные напряжения U1(ω1) и U2(ω2) формируются в цифровую форму в сигнальном
процессоре 10 и через двухканальный ЦАП 9 подаются на блоки 6 и 7. Сигналы, пропорциональные токам с датчиков 4 и 5,
после преобразования в многоканальном АЦП 11 в цифровой форме поступают в процессор 10. В нём фильтруются и
измеряются токи I1, I2 с частотами ω1 и ω2. С преобразователей напряжения 6 и 7 напряжения U1(ω1) и U2(ω2) через АЦП
11 подаются в процессор 10, где измеряются и обрабатываются. Через УВВ 12 они поступают в передающее устройство ЗТС.
В памяти команд 13 содержатся алгоритмы измерения и обработки сигналов. Память 14 хранит результаты, не
передающиеся в наземную часть из-за ограниченной пропускной способности канала связи ЗТС.
Модуль ЭМК имеет преимущества с другими известными средствами каротажа в процессе бурения:
1. Использование конструктивных элементов передающей части ЗТС в качестве электродов-зондов ЭМК.
2. Одновременный каротаж разбуриваемого пласта и бурового раствора на двух рабочих частотах зондирующего
электрического поля по двум параметрам: диэлектрической проницаемости среды и удельной электрической проводимости,
что повышает надёжность и информативность каротажа.
3. Выделение наиболее информативных составляющих измеряемых сигналов электрофизических параметров
околоскважинного пространства и бурового раствора.
4. Обработка информации бортовым компьютером ЗТС в реальном масштабе времени и передача в наземную
часть ЗТС по беспроводному ЭМКС.
5. Совместная работа системы каротажа с электромагнитным каналом связи в режиме разделения по времени.
6. Простота изготовления модуля ЭМК на современной элементарной базе и микропроцессорной технике.
Модуль ЭМК изготовлен на двух платах, на одной размещена аналоговая часть, на другой - цифровая. Аналоговая
часть геофизического модуля ЭМК состоит из усилителей мощности ортогональных сигналов возбуждения; нормирующих
усилителей тока, выполненных на резисторах, конденсаторах и трансформаторах тока; мультиплексора измеряемых
сигналов; коммутационных транзисторов; вспомогательных транзисторов; генератора управляющих напряжений; фазового
выпрямителя.
3.2.4.3.Структура модуля электромагнитного каротажа.
Блок обработки цифровой информации модуля ЭМК изготовлен на основе шестнадцатиразрядного сигнального
процессора типа ТМS320C50 (с фиксированной точкой). Производительность процессора 30 МIPS (30 миллионов операций в
1 с.). Оперативная память программ 9 килослов (9 кслов) =18 кбайт. Оперативная память данных 1 кслов=2 кбайт.
Энергозависимая память загрузки программ 64 кбайт.
Управляющая программа модуля – коммуникационный монитор проводит обмен данными с бортовым
компьютером, чтение и загрузку (модификацию) всех типов памяти и систем, перепрограммирование процессора. Объём
памяти, занимаемый управляющей программой 6 кбайт.
37
Программное обеспечение измерительного процесса формирует
зондирующие сигналы в диапазоне частот от 1…5 до 100 кГц (с
используемым типом АЦП). С другим типом АЦП возможно
расширение диапазона рабочих частот модуля до 1 МГц. Выполняется
многочастотный режим работы модуля на заданной сетке частот.
Программа обеспечивает работу измерительного модуля: приём
измерительных сигналов (оцифровку) – аналого-цифровое
преобразование, первичную обработку сигналов – усреднение,
фильтрацию, измерение комплексных сигналов (амплитуд и фаз),
вычисление комплексных проводимостей, сжатие и передачу данных
в центральный бортовой компьютер ЗТС. Объём памяти, занимаемый
программой 8 кбайт.
3.2.4.4. Физическое моделирование работы модуля ЭМК.
Физическая модель скважины (рис.3.25) разработан для
исследования влияния околоскважинного пространства и бурового
раствора как внутри трубы, так и между трубой и стенкой скважины,
прохождение зон водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК)
контактов, продуктивного слоя, идентификации и дифференциации
различных физических сред.
Концентрически расположенные области физической модели
заполнены следующим образом: зона 0 – буровой раствор на водяной
основе, зона 1 – буровой раствор, зона 2 – исследуемая среда.
Заведомое снижение чувствительности каротажа модели
объясняется диэлектрической перегородкой между 1 и 2 зонами. Слой
диэлектрика оказывает значительное экранирующее действие и снижает чувствительность к параметрам исследуемой среды
в зоне 2. Моделирование проведено в частотном диапазоне 100Гц … 1 МГц, выбранном по опыту разработки
компьютерного анализатора газонефтяных потоков с использованием электроёмкостной компьютерной томографии.
Диапазон измерения параметров ε и ρ газоводонефтяных смесей заведомо перекрывает диапазон измерения
аналогичных параметров геофизических средств при каротаже. Для указанных смесей величины ε изменяются от 1 (газ) до
81..82 (вода); ρ – от 0,2…0,4 Ом*м (вода) до значений, соответствующих нефти и газу.
В экспериментальных исследованиях задействован разработанный модуль ЭМК со стандартными измерительными
приборами – измерителями импедансов типа Е7-14,
Е7-12. Исследована частотная дисперсия ε и ρ различных физических сред.
38
Рис.3.26
Из годографов (рис.3.26) видна сильная частотная дисперсия реактивной составляющей проводимости ε и
незначительная – активной составляющей ρ. Закономерность подтверждена результатами работы именно в диапазоне 100 Гц
– 1 МГц. Такая частотная дисперсия позволяет идентифицировать и дифференцировать физические среды по годографам
комплексных проводимостей.
На установке смоделировано прохождение модулем ЭМК водонефтяного контакта (рис.3.27), газонефтяного
контакта (рис.3.28) и продуктивного пласта (рис.3.29). Результаты физического моделирования подтверждают
правомерность и обоснованность технических решений, заложенных в разработанный геофизический модуль ЭМК.
39
Рис.3.29.
3.2.5.Электрический каротаж в процессе бурения скважин.
3.2.5.1.Физическое обоснование каротажа сопротивления.
При каротаже сопротивлений (КС) скважинный турбогенератор используется в качестве источника зондирующего
сигнала большой мощности (500-800 Вт.), что существенно повышает помехоустойчивость измерений. Простота
изготовления геофизического модуля КС в сочетании с высокими энергетическими характеристиками зондирующего
электрического поля позволила создать эффективный
инструмент, способный надежно функционировать в
самых сложных условиях бурения. Модуль КС успешно
прошёл испытания при бурении горизонтальных скважин
в различных регионах РФ.
Скважинный турбогенератор снабжает
электроэнергией электронные схемы, датчики и канал
связи с поверхностью. Информация передаётся на
частотах 1-10 Гц в зависимости от глубины скважины по
беспроводному ЭМКС. Частоты определяют огибающую
модулированного радиоимпульсного сигнала,
используемого для кодирования передаваемых по каналу
связи данных. Сигнал в зоне электрического разделителя
ЗТС имеет более сложную частотно- временную
структуру по сравнению с сигналом, принимаемым на
поверхности, что обусловлено большим затуханием
высокочастотных составляющих сигнала передатчика
ЗТС. Электрический каротаж проводится в диапазоне
частоты, его оценивают при подключении передатчика
ЗТС к электрическому разделителю (рис.3.30).
Скважинный турбогенератор (ТГ) подключается к
электрическому разделителю через семисторный мост,
формирующий фазомодулированный сигнал передатчика
ЗТС. Частота выходного напряжения ТГ находится в
диапазоне 50-200Гц в зависимости от режима бурения. На
выходе семисторного моста формируются кодированные
сигналы радиоимпульсов в виде однополярных полуволн
гармонического напряжения ТГ. Длительность полуволн напряжения изменяется от 2,5 до 10 мс. В первом приближении в
частотном спектре сосредоточено не менее 90% энергии сигнала, его ширина 100-400 Гц. Электрический каротаж
проводится в диапазоне рабочих частот с ТГ в качестве первичного источника зондирующего сигнала.
Влияние вариации частоты зондирующего сигнала модуля КС на точность измерения удельного электрического
сопротивления разбуриваемой породы определяется частотной дисперсией электрических характеристик.
Экспериментальные исследования показали, что в диапазоне частот 100Гц-1МГц имеет место сильнейшая частотная
дисперсия диэлектрической проницаемости физических сред при незначительной дисперсии удельного сопротивления. В
работе приведены результаты экспериментов по частотной дисперсии электрических характеристик в диапазоне частот от
100 Гц до микроволновой области. Исследовалась частотная зависимость диэлектрической проницаемости ε и удельной
электрической проводимости σ для типичной суглинистой почвы со средним содержанием воды около 10% по массе
(рис.3.31.).
40
На низких частотах диэлектрическая проницаемость почвы
очень велика, что присуще большинству геологических
материалов и не связано с влиянием измерительных электродов.
Из графиков (рис.3.31, а и б) видно, что эквивалентная
проводимость σ среды в области частот 100Гц -1МГц и
эквивалентная проницаемости ε в диапазоне 10000000-1000000000
Гц практически не зависят от частоты. На частотах примерно до
1МГц эквивалентная проводимость постоянна, т.е. проводимость
на постоянном токе в основном определяет потери в материале.
Таким образом, разработанная схема электрического каротажа КС
вполне обоснована и позволяет получить достоверную
геофизическую информацию.
3.2.5.2.Функциональная схема модуля КС.
Известные методы электрического каротажа скважин
имеют ряд недостатков и ограничений. Традиционный метод
электрического каротажа выполняется спуском на геофизическом
кабеле каротажных зондов с последующим измерением разности
потенциалов. Измерения требуют прерывания процесса бурения и
освобождения скважины от колонны бурильных труб с долотом.
Данным методом достаточно сложно проводить геофизические
исследования (ГИС) в процессе бурения.
Отличительной особенностью разработанного
геофизического модуля КС является простота реализации, высокая
надёжность в эксплуатации и повышенная помехозащищённость,
обеспеченная значительной мощностью зондирующего сигнала
100Вт и более.
В разработанном модуле (рис.3.30) в качестве источника
зондирующего электрического поля используется автономный
излучатель ЗТС с электромагнитным каналом связи, измерительными электродами являются две части бурильной колонны,
изолированные электрическим разделителем телесистемы. В процессе бурения геофизическая информация постоянно
измеряется и передаётся на поверхность по электромагнитному каналу связи. Долото 5, расположенное внизу
измерительного электрода 3, обеспечивает фиксацию изменения удельного сопротивления вскрываемых в данный момент
времени горных пород. Поэтому фактический диаметр скважины и фильтрат бурового раствора практически не влияет на
результаты измерений.
Разработанный и изготовленный модуль КС встроен в аппаратную часть забойной телеметрической системы с
электромагнитным каналом связи и прошёл промысловые испытание.
3.2.5.3. Скважинные испытания модуля КС в процессе бурения.
Макетный образец модуля КС успешно испытан при бурении скважин №5271 и 5410 Уренгойского ГКМ.
41
Рис.3.32
На рис.3.32 показана диаграмма кажущегося сопротивления, полученная в процессе бурения скважины №5410
Уренгойского ГКМ. Электрический каротаж проведён в интервале глубин по стволу скважины 2920-3115м., механическая
скорость - 6,5 м/ч, время бурения -29,6 ч. Показатели свойств бурового раствора: показатель фильтрации – 1,6 см3/., вязкость
-70 сек., плотность – 1200кг/м3. Компоновка низа бурильной колонны: долото 215,9 МС-ГНУ, забойный двигательотклонитель Д-195, телесистема, бурильные трубы ТБПВ127Х9. Кривая сопротивления (кривая 1) выделяет границу
глинистой кровли и нефтенасыщенного пласта высокого сопротивления БУ9. При корреляции разреза по кривой гаммакаротажа (кривая 2) кровля продуктивного пласта БУ9 отбивается на глубине 2706 м. по вертикали, что соответствует
данным электрического каротажа с телесистемы. С глубины 2722м. пласт БУ9 сложен водонасыщенным песчаником, что
подтверждается кривой 1, показывающей снижение удельного сопротивления в нижней части пласта БУ9.
На рис.3.33 изображена диаграмма
электрического каротажа скважины №5271 в
сравнении со стандартной кривой КС.
Сравнительный анализ данных, полученных модулей
КС (кривая 2) и стандартной аппаратурой каротажа
(кривая 1) , показывает хорошую корреляцию,
работоспособность и эффективность модуля КС.
4. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕСКАБЕЛЬНЫХ
ТЕЛЕИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
42
4.1.ЗАДАЧИ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Телеметрические системы и технические средства метрологического обеспечения ГИС (МОГИС) являются
обязательными для обеспечения достоверности результатов измерений в вертикальных и наклонно-направленных
скважинах, выполненных различными экземплярами и конструкциями приборов.
Контроль за единством измерений на предприятиях и в организациях службы ГИС обеспечиваются головными и
базовыми организациями по метрологии в области ГИС, а также территориальными центрами или лабораториями
государственного надзора за стандартами и измерительной техникой.
Измерения в процессе бурения технологических параметров с целью оптимизации процесса бурения должны
проводиться датчиками, аттестованными как средства измерений. Это естественно предполагает то, что первичные
преобразователи измерения осевой нагрузки на долото, крутящего момента на долоте, продольных и поперечных вибраций
бурового инструмента, температуры, расхода промывочной жидкости также как и датчики угловых перемещений, должны
быть метрологически обеспечены.
Установки для поверки и их калибровки названных преобразователей должны регулярно аттестовываться
региональными службами Госстандарта РФ.
4.2. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИНКЛИНОМЕТРИИ
Инклинометрия занимает одно из самых существенных положений в проводке и документировании траектории
наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Повышение требований к точности проводки таких скважин потребовали разработки более точных систем
инклинометрии (телесистем, встраиваемых в буровой инструмент и автономных приборов, спускаемых на бурильных
трубах). Требуемая точность современных систем: ±0.1° по зенитному углу в диапазоне 0 - 180° и ± 0,25-0,5° по
азимутальному углу в диапазоне 0 - 360°.
Причём в связи с тем, что инклинометрические высокоточные датчики, встраиваемые в буровой инструмент, и
датчики, работающие в непрерывном режиме в автономных приборах работают в условиях повышенных вибраций и ударов,
чувствительные элементы инклинометрических систем строятся на совершенно других принципах измерений
гравитационного, магнитного поля Земли с неподвижными акселерометрами и магнитомодуляционными датчиками
скорости вращения Земли (гироскопические на датчиках угловой скорости).
Разработанная методика калибровки (поверки) инклинометров различного типа и программное обеспечение
позволяют за 40 - 50 мин. провести поверку комплекта инклинометра во всём диапазоне рабочих углов и выдать результаты
поверки в виде таблиц и графиков погрешностей.
Установка для тарировки (рис.4.1.) модуля инклинометричских преобразований-УНИИП-2М
Рис. 4.1. Установка для тарировки модуля инклинометрических преобразований-УНИИП-2М
4.3. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ ОСЕВОЙ НАГРУЗКИ И ВИБРАЦИЙ
В качестве стенда для калибровки датчиков осевой нагрузки телесистем или автономных приборов используется
жесткая металлическая рама для установки датчика в виде калиброванной титановой или алюминиевой (сплавной) бурильной трубы с размещенными в качестве чувствительных элементов тензорезисторов, включенных по мостовой схеме. Под
действием нагрузки, создаваемой аттестованными перегрузами или подачей давления в гидроцилиндр с известными параметрами по показаниям аттестованного манометра можно рассчитать силу, действующую на датчик осевой нагрузки. Измеряя напряжение разбаланса моста тензорезисторов при приложении силы, через определенные промежутки шкалы нагрузки
составляется калибровочная кривая, которая закладывается в память ПЭВМ для оперативного вычисления значений нагрузки.
Более простым способом калибровки датчика осевой нагрузки является использование индикатора веса, который
устанавливается между плоскостью (торцом) отрезка трубы и верхней частью рамы. В качестве такого калибратора могут
служить аттестованные динамометрические датчики.
Шкала поверяемого датчика осевой нагрузки строится в виде графика зависимости Uвых=f(P), используемая в даль-
43
нейшем для измерения осевой нагрузки в скважине.
Калибровка датчиков измерения вибраций производится на вибростенде (рис.4.2) типа АЭДС-200, на котором задаются частота и уровень вибраций. Частота вибраций измеряется аттестованным частотомером Ч-3-33, амплитуда—
аттестованным датчиком типа АП-1, устанавливаемого и жестко закрепленного на рабочей диафрагме, рядом с испытываемым акселерометром.
Рис.4.2.Испытательный стенд для исследований характеристик
узлов виброзащиты и калибровки датчиков вибрации.
4.4. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЕСТЕСТВЕННОЙ ГАММА АКТИВНОСТИ
Метрологическое обеспечение измерительных каналов аппаратуры радиоактивного каротажа ввиду его малой
глубинности может быть полностью использовано при поверке аппаратуры РК горизонтальных скважин независимо от вида
регистрации естественного или искусственно созданного поля ионизирующих излучений.
В зависимости от вида измеряемого параметра возможно выделение трёх вариантов систем метрологического
обеспечения аппаратуры РК в ГС:
1) МО измерений характеристики полей ионизирующих излучений (потоки нейтронов или гамма-квантов,
пространственное, временное и энергетическое распределение);
2) МО измерений свойств среды (горных пород) (электронная плотность, эффективный атомный номер, параметры
замедления и поглощения нейтронов и т.д.);
3) МО измерений содержаний элементов.
Градуировку и поверку аппаратуры ГК осуществляют с использованием образцовых точечных гамма-источников и
поверочных дозиметрических установок типа УПГД-2, УПЛ-1 или ПУ-ГК. На рис.4.3 показано аттестованное и сертифицированное устройство калибровки интегрального канала ГК.
Комплект ГСО-ЕРЭ для калибровки СГК включает
пять моделей пластов, пересечённых скважиной: три монолитные модели с разными значениями содержаний, фоновую
модель (СО-ЕРЭ-Ф) с содержанием ЕРЭ на уровне нижних
границ и одну смешанную модель ЕРЭ (СО-ЕРЭ-Ф) со значениями ЕРЭ внутри рабочего диапазона.
В разрезе эталонных скважин для поверки аппаратуры СГК должно быть не менее 10 опорных пластов мощностью не менее 1 м.
Канал ГК должен калиброваться на специализированном стенде с помощью образцового источника гаммаизлучения радий-226 по типовой методике градуирования.
Измерительный канал наддолотного модуля обеспечиваются индивидуальными характеристиками, получаемыми на соответствующих калибровочных стендах. Калибровка
производится не реже 1 раза в год. Для повышения достоверности измерений определение метрологических характеристик модуля рекомендуется осуществлять перед выездом на скважину и по завершению проводки скважины.
4.5. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КАНАЛОВ
АППАРАТУРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА
44
Система МО скважинных измерений удельного электрического сопротивления горных пород п аппаратурой на
бурильных трубах в процессе бурения аппаратурой электрического каротажа наряду с оценкой электрического канала по
напряжению на входе измерительных датчиков, задаваемых имитатором сигналов, включают два уровня: первый - контроль
нормированной метрологической характеристики (НМХ) скважинной аппаратуры; второй - контроль (аттестация) МВИ
параметра п. В первом случае оцениваются характеристики инструментальной составляющей погрешности измерений, во
втором - характеристики методической составляющей погрешности измерений.
При выполнении скважинных измерений п сначала методом прямых измерений измеряют кажущееся удельное
электрическое сопротивление к.
Инструментальные составляющие погрешности обусловлены несовершенством не только средств измерений СИ
параметра, но и скважинных резистивиметров (СИс), включая разброс геометрических характеристик зондов, влияние
давления и температуры и др.
Динамические погрешности в аппаратуре электрического каротажа сводятся до уровня несущественных путем
правильного выбора частоты квантования по времени измеряемого сигнала к.
Исходное образцовое средство, используемое для градуировки и поверки
образцовой аппаратуры ЭК для ГС, представляет собой ёмкость, заполненную
однородным по составу раствором хлористого натрия с такими минимальными
размерами, что при их увеличении не наблюдается изменений показаний
поверяемой аппаратуры.
В качестве образцовых СИ предусмотрены стандартные образцы (СО) с
диапазоном  от 0,1 до 100 Омм. Измерение электрического сопротивления раствора
осуществляется образцовым лабораторным кондуктометром КЛ-1-2, КЭЛ-3 или
КЛБ.
Разработанные имитаторы реализованы в поверочных установках УПЭК-1
(НПФ «Геофизика», г. Уфа) и УП-ПЭК (ВНИГИК, г. Тверь).
Аттестацию микрозондов (градиент-микрозонд А0,25M0,025N; потенциалмикрозонд A0,05N; двухэлектродный зонд бокового каротажа) проводят на
установках УПЭК-1 и УП-ПЭК в диапазоне  от 0,1 до 50 Омм.
Установка предназначена для поверки приборов ЭК (КСП, АБКТ, ТБК,
МДО, АИК, ПИК-1М, БИК, приборы серии Э) и обеспечивает поверку полного
измерительного канала или скважинного прибора отдельно с наземной панелью,
встроенной в пульт.
Техническая характеристика
Диапазон имитации значений сопротивлений для средств измерений, Омм:
контрольных............................................................………….
0,1-1000
индукционных...............................................................……...
0,2-200
Предел основной погрешности средств измерении, %:
контактных.......................................................………………
±0,5
индукционных...................................................……………...
±1,2
Нескомпенсированность реактивной составляющей
комплексного сопротивления внешнего эквивалента
образцовой меры, %............................................…………….
0,5
Коэффициент гармоник, %...................................…………...
5
Частота тока питания, Гц.......................................…………..
50±1
Напряжение питания, В........................................... …………. 380/2205%
Потребляемая мощность тока, Вт.............................………..
3,5
Рабочие СИ индукционного каротажа поверяются методом прямых измерений с помощью имитаторов  (тест колец), входящих в состав поверочной установки УПЭК-1 или поверочной скважины.
Следует заметить, что центрирование зонда электрического каротажа телесистем и автономных приборов прибора
по оси скважины — происходит автоматически, что повышает точность отсчётов.
Поверка аппаратуры электромагнитного каротажа производится при перемещении генератора высокой частоты
(ГВЧ) и не вызывает каких-либо трудностей.
5. ПОСТРОЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И ПРОГНОЗНОГО РАЗРЕЗА.
При работе с телесистемой LWD используется программное обеспечение аналогичное используемому при работе с
телесистемой ЗТС. Данное программное обеспечение помимо инклинометрических параметров обеспечивает приём,
оцифровку, фильтрацию и дешифрацию геофизических параметров передаваемых телесистемой LWD. Им же
осуществляется регистрация КС, расчёт КС и преобразование геофизической информации в соответствии с тарировочными
данными. Вся технологическая и геофизическая информация построчно записывается в текстовый файл.
45
На подготовительном этапе программа,
используя, имеющиеся данные ГИС и
инклинометрические данные для трех
соседних скважин (см. рис.5.1), расположенных вокруг бурящейся скважины (далее опорные скважины) позволяет построить объемную геологическую модель
простирания реперных пластов. На основе этой информации для проектной траектории бурящейся скважины строится
прогнозный разрез.
В процессе бурения данные ГИС
бурящейся скважины, поступающие от
геонавигационного модуля, после первичной обработки, используются для
оценки местоположения забоя этой
скважины относительно выделенных на
подготовительном этапе реперных пластов. На основе этого, а также поступивших от телесистемы инклинометрических данных и построенной на подготовительном этапе объемной геологической
модели определяется, какие выделенные
реперные пласты были вскрыты или
пройдены данной скважиной. Используя
эту информацию, также оценивается, расстояние до пересечения с ближайшим из выделенных реперов, и угол этого пересечения при продолжении траектории скважины по прямой.
Программно-методический модуль позволяет по данным ГИС для трех соседних скважин, расположенных вокруг
бурящейся скважины (далее опорные скважины) построить объемную геологическую модель простирания реперных пластов, в которой пласты представляются как объёмы ограниченные двумя плоскостями. Опорные скважины следует выбирать
так, чтобы они оконтуривали прослеживаемый участок скважины и были расположены возможно ближе к нему.
Рис. 5.2.
Для оценки точности представления пластов построенной моделью следует произвести построение модели по нескольким наборам трёх скважин и сравнить азимуты и углы падения отмеченных пластов, полученные при разных наборах
скважин, которые в идеале должны совпадать. При наличии в интересующем районе трёх скважин расположенных на одной
линии возможна, после выделения программно–методическим модулем реперных участков ГИС на всех трёх скважинах,
оценка расхождения между линейно интерполируемым по двум крайним скважинам и фактическому реперному участку
46
ГИС для скважины расположенной в середине (см. рис.5.2). При наличии материала по вертикальной скважине и её боковому стволу он также может быть использован для оценки точности, используемой модели.
Возможно, при простирании пластов близком к горизонтальному, построение модели по одной скважине, для чего
следует использовать данные по этой скважине и для двух других скважин.
Была проведена запись диаграмм геонавигационным модулем на ряде скважин. На данных ОУГР была опробована
работа программно-методического модуля. Результаты приведены на рис.5.3.
На рисунках показаны окна программы (screenshorts) при работе с программно-методическим модулем (скв. 1793С
Туймазинской пл., для построения модели простирания реперных пластов используются скв. 1212, 1792, 1794 Туймазинской
пл.).
Рис. 5.3. Скважина 283С Туймазинской пл.
47
Рис. 5.4. Скв. 79С Мустафинской площади.
Рис. 5.5. Скв. 125С Тюменякской площади.
48
Рис. 5.6. Окно отображения кривых ГИС с отображением найденных реперов.
Рис. 5.7. Просмотр коэффициента корреляции, соответствующего найденному реперному участку ГИС.
49
Рис. 5.8. Окно трёхмерного отображения построенной модели простирания реперных пластов, траектории ствола
бурящейся скважины.
Рисунки лишний раз подтверждают хорошую корреляцию кривых КС, полученных при бурении и контрольных, а
также то, что кривые ВК безусловно несут информацию о свойствах пластов, которую еще предстоит изучать и сопоставлять
с другими методами. Важность параметра заключается в том, что информация идет непосредственно от долота, т.е. самая
оперативная.
По полученным данным можно констатировать, что на основе реализованных методов возможна привязка к разрезу
по характерным регионально выдержанным его участкам. Данная возможность достаточна для реализации геонавигации в
процессе бурения.
Проведенные исследования показали, что эффективно работающее программное обеспечение, включающее
редактирование и обработку первичных геофизических полей в процессе бурения, создание базы геолого-геофизической
информации о геологической среде, в которой бурится наклонная скважина, математическое описание геонавигационных
задач, графическое представление пространственной интерпретации полученной информации и положения траектории
скважины возможно при разделении общего модуля на отдельные подмодули, которые могут разрабатываться и
видоизменяться в дальнейшем независимо друг от друга.
Они должны быть связаны между собой информацией, организованной в соответствующие файлы, пригодные для
обмена между различными подмодулями. При такой организации в каждом подмодуле или даже в различных частях одного
подмодуля программы могут быть написаны на различных языках программирования, наиболее подходящих для решения
этого класса задач. Для математического описания геонавигационных задач лучше всего использовать Фортран, с его
богатством готовых математических функций, для описания графических задач - более приспособленные для этого языки
С++ и Delphi.
На основании изложенных представлений выбраны следующие независимые подмодули:
1. Программно-методическое обеспечение геофизических навигационных измерений, реализующее обработку
результатов измерений и представление измеренных данных в виде диаграмм и обменных LAS-файлов параметров
геофизических полей с любым синхронизированным шагом по глубине;
2. Программно-методическое обеспечение пространственных построений околоскважинной среды, реализующих
построение поверхностей параметров (глубин идентичных горизонтов и их свойств) по соседним скважинам и картам.
3. Программно-методическое обеспечение геолого-геофизической привязки забоя, реализующее определение
местоположения забоя путем корреляции данных, полученных в процессе бурения по соседним скважинам и картам.
Подмодуль 1 обеспечивает сбор первичной геофизической информации, поступающей с различных датчиков
аппаратурного модуля системы LWD. Количество обрабатываемых каналов в подмодуле может быть переменным, но в
настоящее время оно рассматривается равным 7 (в соответствии с ТЗ), включающим гамма-каротаж, электрокаротаж,
каротаж спонтанной поляризации, виброкаротаж, механический каротаж, кажущееся сопротивление пород по амплитуде и
по фазе сигнала канала связи.
В подмодуле 1, в соответствии с информацией о проходимых глубинах ствола скважины, поступающей от бурового
мастера, проводится осреднение, статистическая фильтрация, первичная увязка со скоростью бурения и формирование
текущего обменного LAS-файла первичной информации, полученной LWD.
50
Основные требования к первичной информации измеренных параметров LWD определяются характером их
дальнейшего использования. Так как для навигационных вычислений с помощью корреляции должна быть установлена
идентификация горизонтов и основные подходы базируются на идеях поиска коррелятивных признаков, то не имеет
большого значения метрология измеряемых параметров. Важно их приведение к условиям, позволяющим достоверно
сравнивать относительные картины аномалий, поведение кривых текущих геофизических измерений LWD с измерениями
стандартных геофизических методов на соседних скважинах и типовых нормальных разрезов.
Подмодуль 2 предполагает работу с текущим обменным LAS-файлом информации LWD, объединение его с LASфайлами информации LWD, полученными на предыдущем этапе, с информацией, содержащейся в виде карт, таблиц и
каротажных диаграмм в базе геолого-геофизической информации об окружающем околоскважинном пространстве. В
процессе его работы проводится глубокая обработка данных инклинометрии в соответствии с аппроксимационными
предположениями о пространственном искривлении скважин, приведение их к вертикали, при необходимости – к
нормальному разрезу, построение структурных и трендовых поверхностей методами аналитической геометрии.
Результатами обработки данного подмодуля будут несколько различных LAS-файлов с промежуточными результативными
кривыми, необходимыми для графического представления траектории скважины в геологической среде околоскважинного
пространства.
Подмодуль 3 обеспечивает работу с LAS-файлами геофизических кривых соседних скважин и объединенными
текущими LAS-файлами бурящейся наклонно-направленной скважины. В процессе обработки проводится многократная
корреляция кривых и установление соответствия глубин горизонтов в наклонно-направленной скважине с аналогичными в
соседних скважинах. После установления идентичности горизонтов рассчитывается положение текущего забоя скважины
относительно целевого пласта, в котором требуется расположить необходимым образом участок наклонно-направленной
скважины. С этой целью рассчитываются расхождения между глубинами забоя бурящейся скважины и проектной
траекторией скважины.
В процессе обработки во всех подмодулях рассчитываются промежуточные кривые ГИС, собранные в LAS-файлы
различного вида, которые будут использоваться в программах графического представления.
Информация, накопленная в базе данных, является исходной для получения графического представления результатов обработки на экране монитора, облегчая тем самым процесс принятия решения при управлении бурением.
Визуальное представление реализуется через интерактивный выбор следующих окон, в которых реализуются следующие графические функции:
1. Нарисовать призму с возможностью ее поворота вокруг вертикальной оси, проходящей через устье наклонной
скважины D.
2. Нарисовать инклинограмму в принятых масштабах.
3. Нарисовать многократно вертикальный разрез в задаваемых направлениях.
4. Нарисовать аксонометрию «занавесок»- следов траектории скважины на ряде вертикальных плоскостей,
проходящих прямолинейные отрезки инклинограммы. Окончательная реализация данного рисунка будет зависеть от
предварительного опробования.
5. Нарисовать корреляционную схему с кривыми ГИС (по заданию и выбору) для наклонной скважины (D) и любой
из 3х вертикальных (A, B, C).
6. Дать на экране таблицу, в которой указаны расстояния от текущего положения долота до точки входа в пласт,
угол входа в пласт, кратчайшее расстояние от текущей точки до пласта, направление скважины в текущей точке.
5.1.ОБРАБОТКА ДАННЫХ ИНКЛИНОМЕТРИИ.
Данные инклинометрии могут обрабатываться различными методами, неравноценными с точки зрения математики,
по точности результатов. В связи с этим ряд методов был опробован на модельных скважинах для оценки величины
расхождений в результатах и выбора наилучшего. Учитывая необходимость работы программы в режиме реального
времени, было решено использовать методы позволяющие обходится без использования большого объема памяти и сложных
вычислений, что вполне допустимо, учитывая относительно малый шаг по глубине, с которым проводятся
инклинометрические измерения. Данные методы позволяют для каждого интервала, соответствующего участку ствола
скважины между двумя замерами, найти приращения по трем координатным осям X,Y,Z используя длину интервала и
значения азимута и зенитных углов на концах интервала. Суммируя эти приращения и зная координаты точки привязки (для
устья скважины (0,0,0), азимут= азимут1, зенит=0) можно определить текущее положение забоя и траекторию скважины.
Ниже приведены описания опробованных методов: (ось X на восток, ось Y на север, ось Z вниз)
Метод усреднения углов - исследуемый участок ствола скважины между двумя точками замера представляется
отрезком прямой, причем зенитный угол и азимут на протяжении участка интерполяции принимаются равными средним
арифметическим соответствующих углов замеренных на концах интервала. Приращения координат:
x = l* sin()*cos(
a1  a2
),
2
y = l* sin(
1   2
(азимут с учетом перехода через нуль)
z = l*cos(
1   2
2
2
)*sin(
a1  a 2
),
2
)
Балансный тангенциальный метод - исследуемый участок ствола скважины между двумя точками замера
разбивается на два участка одинаковой длины: верхний и нижний. Каждый участок интерполируется отрезком прямой,
причем зенитный угол и азимут прямой, интерполирующей верхний участок, принимаются равными соответствующим
углам в верхней точке замера, а зенитный угол и азимут прямой, интерполирующей нижний участок, принимаются равными
соответствующим углам в нижней точке замера. Приращения координат:
x =
l
 (sin 1  cos a1  sin  2  cos a2 ) ,
2
51
l
 (sin 1  sin a1  sin  2  sin a2 ) ,
y =
2
l
 (cos1  cos 2 ) .
z =
2
Метод кольцевых дуг - исследуемый участок ствола скважины между двумя точками замера представляется как
дуга окружности. Каждая дуга лежит на наклонной плоскости, положение которой определяется по известным зенитным
углам и азимутам в точках замера. Дуги проводятся таким образом, чтобы касательные вектора в точках замера были
касательными к проводимым дугам. Радиус дуги определяется из условия, что длина дуги должна быть такой же, как
измеренное по стволу скважины расстояние между точками замера.
Метод, основанный на предположении о линейном изменении параметров (метод трапеций) - предполагается,
что на исследуемом участке траектории ствола скважины азимут и зенитный угол изменяются линейно:
 (l )  1  k l ,
где k 
 2  1
l
,
где k a 
a(l )  a1  kal ,
a2  a1
,
l
тогда приращения координат:
l
x =
 sin( 
1
 k l )  cos( a1  kal )dl
0
l
y =
 sin( 
1
l
 k l )  sin( a1  kal )dl
0
z =
 cos(
1
 k l )dl
0
Для проверки и сравнения этих методов они были опробованы на модельных скважинах. Траектория скважины

задавалась параметрическими уравнениями вида: x = x(t), y = y(t), z = z(t). Касательный вектор V к траектории скважины в
точке соответствующей параметру t = t0 – (x(t0),y(t0), z(t0)). Зная его можно найти значения азимута и зенита в данной точке.
для 1й четверти (для остальных аналогично)
Азимут=arcsin(
x' (t0 )
x' (t0 )  y ' (t0 )
2
)
2
Зенит=arctg(
t0
Глубина по стволу l, соответствующая параметру t=t0: l=

x' (t0 ) 2  y ' (t0 ) 2
z ' (t0 )
)
x' (t ) 2  y ' (t ) 2  z ' (t ) 2 dt ,
0
(константа интегрирования находится из условия l=0 при t=начальному значению). Найденные таким образом тройки
значений Глубина, Азимут, Зенит – использовались в качестве исходных данных для проверяемых методов, результаты,
работы которых сравнивались со значениями полученными из уравнения траектории скважины.
Ниже указаны три наиболее характерные модели и результаты, полученные на них.
№ Уравнения
Глубина по стволу
1. .x = 5*t
t 2
t  50  25 * ln( t  t 2  50 )  ln( 50 )
y = 5*t
t2
z=
2
2.
x = axt2+bxt+cx
y = ayt2+byt+cy
3.
z = azt2+bzt+cz
x = 5*ln(t)
y = t-1
z = 25*ln(t)
2
c=4(ax2+ay2+az2), b=4(axbx+ayby+azbz) a=bx2+by2+bz2, R=a+bt+c2t , =4ac-b2
ax=1,bx=6,ay=5,by=1,az=7,bz=1,cx=cy=cz=0
(2ct  b) R  1

ln( 2 cR  2cx  b)
4c
8c c
650
650  t 2  650
+ const
650  t 
ln
2
650  t 2  650
2
По полученным результатам не удается выделить какой-либо из методов как более точный, хотя следует отметить
несовершенство моделей – траектория ствола реальной скважины не является «гладкой» и имеет перегибы в разные
стороны, предполагается, что положение инклинометра в какой-либо точке скважины совпадает с направлением
касательного вектора в этой точке и т.д. Однако, несмотря на это был сделан вывод, что выбор метода не является
52
существенным и решено взять за основу метод усреднения углов, рекомендованный стандартами ЕАГО.
Заключение
Необходимость повышения экономической эффективности (рентабельности) геологоразведочных работ, разработка
труднодоступных месторождений и месторождений с трудно извлекаемыми запасами углеводородов требуют применения
более эффективных технологий, новых технических средств и грамотного мониторинга на всех стадиях разработки
месторождений.
Построение информационных моделей немыслимо без геофизического сопровождения процесса разработки
залежей, использования контроля за процессами интенсификации режима работы скважин и месторождений.
Одной из современных технологий увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов является разработка
месторождений углеводородов наклонно-направленными, горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами.
Это потребовало создания новых технических средств и технологий бурения, освоения скважин, вскрытия пластов и
эксплуатации месторождений.
Оказались ограниченными методы оптимизации процесса бурения и геофизических исследований пологих и
горизонтальных скважин аппаратурой на каротажном кабеле, систем с проводными каналами связи.
Рассмотренные в работе вопросы оптимизации процесса проводки точно направленных скважин и геофизических
исследований в процессе бурения бескабельными системами открывают новые перспективы повышения эффективности
разведки и разработки месторождений нефти и газа.
Исследования по оценке возможностей каналов связи, накопленный опыт конструирования телеметрических систем
различного назначения, позволили определить область применения канала “забой – устье”, их перспективность для решения
конкретных технических и геологических задач.
Следует заметить, что некоторая ограниченность пропускной способности разработанных каналов передачи
сообщений требуют их использования для передачи оперативной информации, необходимой для управления процессом
бурения и прогнозирования геологического разреза с целью выделения зон аномального пластового давления, обнаружения
тектонических нарушений, уверенной проводки скважины по продуктивному пласту.
Большая часть данных измерений может быть записана в память для последующего извлечения на поверхность,
воспроизведения и анализа.
Достаточно заметить, что более 80 % всех нефтяных и газовых скважин в мире бурятся с горизонтальным
окончанием. Выполненный нами анализ эффективности применения новой технологии дает эффект тогда, когда все этапы
проводки скважины, ее освоения и эксплуатации выполняются квалифицированно совместными усилиями геологов,
геофизиков, буровиков, нефтяников и технологов.
Скважинные измерительные системы с различными каналами связи уже сейчас решают широкий круг
производственных задач при бурении скважин, их исследовании, и промышленной эксплуатации.
Бескабельные и комбинированные измерительные системы надо рассматривать как средство получения
дополнительной, а порой и единственной информации об объекте исследований при решении конкретной геологической или
технической задачи в общем комплексе геологоразведочных работ, в различных отраслях промышленности и научных
исследованиях.
Инклинометрия и применение дополнительных геофизических модулей занимает одно из самых существенных
положений в проводке, исследовании и документировании траекторий и геофизических параметров наклонно-направленных
и горизонтальных скважин.
Повышение требований к точности проводки таких скважин потребовали разработки более точных систем, встраиваемых в буровой инструмент, спускаемых на бурильных трубах.
Литература
1. А.А. Молчанов, Г.С. Абрамов. Бескабельные системы для исследований нефтегазовых скважин (теория и практика). /Под общей редакцией
А.А. Молчанова– Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.—450 с.
2.Молчанов А. А., Абрамов Г. С., Терехов Г. В. Электромагнитный канал связи «забой-устье», Наука в СПГГИ (ТУ), № 2, 1999, Санкт-Петербург.
3.Молчанов А. А., Абрамов Г. С., Сараев А. А. Телеизмерительные системы с электромагнитным каналом связи для проводки и геофизических
исследований наклонно-направленных и горизонтальных скважин Западной Сибири (опыт применения и перспективы). НТВ АИС «Каротажник»,
№59,1999.—С.85-91.
4.Абрамов Г. С., Барычев А. В., Камнев Ю. М., Молчанов А. А., Сараев А. А., Сараев А.Н.Опыт эксплуатации и перспективы развития забойных
инклинометрических систем с электромагнитным каналом связи. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», №1-2,
2001г., с.23-26.
5.Харкевич А. А. Борьба с помехами.—М.: Наука, 1965.—212 с. с ил.
6.Чупров В. П., Епишев О. Е., Якимов В. А., Камоцкий В. А., Григорьев В. М. Телесистема ЗИС-4 с беспроводным электромагнитным каналом
связи. Десять лет эксплуатации.— В кн.: Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки
и разработки месторождений полезных ископаемых».—Октябрьский, 1999.—С. 362-366.