Телеметрические системы в процессе бурения (стр. 2 из 4)

4.2 Гидравлический канал связи (ГКС)

Телесистемы с ГКС отличаются от других наличием в них устройства, создающего в потоке бурового раствора импульсы давления. Для генерирования импульсов давления в буровом растворе используются несколько различных по типу устройств. Сигнал, создаваемый ими, подразделяется на три вида: положительный импульс, отрицательный импульс или непрерывная волна.

Положительные импульсы генерируются путем создания кратковременного частичного перекрытия нисходящего потока бурового раствора. Отрицательные — путем кратковременных перепусков части жидкости в затрубное пространство через боковой клапан. Гидравлические сигналы, близкие к гармоническим, создаются с помощью электродвигателя, который вращает клапан пульсатора.

Гидравлические импульсы со скоростью около 1250 м/с поступают по столбу бурового раствора на поверхность, где закодированная различными способами информация декодируется и отображается в виде, приемлемом для восприятия оператором.

Предпочтение в применении телесистем с ГКС базируется как на относительной простоте осуществления связи по сравнению с другими каналами связи, так и на том, что этот канал не нарушает (по сравнению с ЭКС) технологические операции при бурении и не зависит от геологического разреза (по сравнению с ЭМКС). Недостатки данного канала связи — низкая информативность из-за относительно низкой скорости передачи, низкая помехоустойчивость, последовательность в передаче информации, необходимость в источнике электрической энергии (батарея, турбогенератор), отбор гидравлической энергии для работы передатчика и турбогенератора, невозможность работы с продувкой воздухом и аэрированными жидкостями.

4.3 Электромагнитный канал связи (ЭМКС)

Системы с ЭМКС используют электромагнитные волны (токи растекания) между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антенной, устанавливаемой в грунт на определенном расстоянии от буровой установки

Рисунок №2. 1 – верх буровой колонны; 2 – низ буровой колонны; 3 – прибор скважинный; 4 – диэлектрическая вставка; 5 – место подключения УПМ; 6 – антенна.

К преимуществам ЭМКС относится несколько более высокая информативность по сравнению с гидравлическим каналом связи. К недостаткам

— дальность связи, зависящая от проводимости и перемежаемости горных пород, слабая помехоустойчивость, сложность установки антенны в труднодоступных местах.

Учитывая недостатки применяемых каналов связи, необходимо их совершенствовать, а также разрабатывать новые каналы, так как разнообразные горно-геологические условия, различные технико-технологические аспекты проводки скважин и экономические факторы предъявляют более высокие требования к информативности процесса бурения. Представляет интерес возможность использования комбинированного канала связи. Суть этого вида связи заключается в использовании нескольких каналов связи одновременно — как вариант, это могут быть гидравлический, электромагнитный, механический и частично электропроводный, например, как ретранслятор. Для реализации этого вида связи в телеметрической системе устанавливаются гидравлический пульсатор и электромагнитный передатчик. Информация принимается на поверхности обычным способом для этих каналов связи. По механическому каналу связи принимается информация по вибрации долота. Электропроводной канал может быть использован для частичного погружения в колонну бурильных труб или за трубами для приема и ретрансляции ослабленных информационных сигналов от телеметрической системы при больших глубинах. Применение комбинированного канала связи позволит частично решить многолетние споры о перспективности дальнейшего использования того или иного канала связи забой — устье.

5. По пути усложнения

бурение геологическое скважина нефтяная

Одним из важных достижений в области совершенствования телеметрических систем являются модульные системы. Рассчитанные на максимальную эффективность и гибкость, эти системы более дешевы и экономичны по сравнению с любыми другими. Все оборудование такой системы имеет модульную конструкцию с полной совместимостью модулей, что дает возможность приобретать его в любом наборе, в виде отдельных секций или полным комплектом. Использование подобных систем помимо контроля навигационных и технологических параметров позволяет частично проводить комплекс геофизических исследований без остановки процесса бурения (технология logging while drilling (LWD) — геофизические исследования в процессе бурения). В частности, с помощью систем подобного типа можно осуществлять контроль за следующими параметрами:

-естественное гамма излучение разбуриваемых горных пород;

-кажущееся сопротивление горных пород КС;

-сопротивление поляризации ПС;

-электромагнитный каротаж;

-гамма-гамма каротаж;

-нейтронно-нейронный каротаж;

-акустический каротаж;

-кавернометрия;

-виброметрия.

Однако при современном уровне развития техники и технологий бурения информация о характеристиках пласта, получаемая в процессе бурения, является недостаточной. Необходимо иметь данные о кровле и подошве пласта, информацию о разрезе впереди долота, а также информацию о приближении к соседним скважинам, что особенно важно при разбуривании морских месторождений, где количество скважин, построенных относительно близко друг от друга, достигает нескольких десятков. Усложнение процесса бурения стимулирует дальнейшее развитие разработок телеметрических систем.

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

Задачу автоматизации процесса бурения успешно решает информационно-технологический геонавигационный комплекс, который включает в себя как наземные, так и датчики приближенные, с помощью телеметрической системы к забою скважины. В него входят также устройства сбора информации ее преобразования, передачи и программной обработки для принятия оперативного решения и вывода технологических рекомендаций на пульт бурильщика, а в автоматическом режиме для вывода управляющих воздействий на приводы исполнительных устройств. Аппаратура геонавигационного комплекса (Схема1) для обеспечения мобильности монтируется на базе передвижной геофизической лаборатории.

Геонавигационный комплекс содержит установленную в колонне бурильных труб 1 над забойным двигателем 2 забойную телеметрическую систему 3 с источником питания 4, насос 5. с приводом насоса 6. Насос 5 соединен с приемной емкостью 7, в которой установлен датчик уровня бурового раствора 8. В нагнетательной линии 9 насоса 5 установлены датчики давления 10, расхода И, плотности 12. наличия газовых включений 13. В нагнетательной линии 8 также установлен управляющий клапан 14. К антенне 15 подключено приемное устройство 16, выход из которого подключен к входу в компьютер 17. Ко второму входу в компьютер I7 подключен преобразовательный комплекс 18. Лебедка 19 содержит привод лебедки 20. На лебедке 19 установлен датчик длины колонны бурильных труб 21. Индикатор веса на крюке 22 установлен на тросе 23. Колонна бурильных труб 1 проходит через ротор 24, содержащий привод ротора 25, для ориентации отклоняющей компоновки 26. В верхней части колонны бурильных труб 1 установлен превентор 2". привод превентора 28. В затрубном пространстве колонны бурильных труб 1 установлен газоанализатор 29.

Датчик осевой нагрузки 30, датчик крутящего момента 31, датчик оборотов гидротурбины 32, блок инклинометрии 34 и передающий модуль 33 установлены в корпусе забойной телеметрической системы 3. Возможна установка над источником питания 4 съемного модуля пульсатора 43 для передачи информации по гидравлическому каналу связи.

К выходам компьютера 17 подключены монитор 35, принтер 36, а через блок сопряжения 37 - пульт бурильщика 38, модем 39. Модем 39 соединен по линии телефонной связи через модем удаленного компьютера 40 с удаленным компьютером 41. Выход компьютера 17 подключен к блоку управления 42. к которому, в свою очередь, могут быть подключены привод насоса 6, привод лебедки 20, привод ротора 25. привод превентора 28 и управляемый клапан 14.

Компьютер 17 содержит программное обеспечение информационно-технологического геонавигационного комплекса 45, которое включает: операционную систему 46, программу обработки информации от технологических датчиков 47, базу знаний по всем вопросам, связанным с бурением скважин, проектные данные конкретной скважины (индивидуальные или групповой проект), экспертную систему, программу выработки технических решений 48, а также программу управления 49.

Преобразовательный комплекс 18 содержит по числу датчиков аналого-цифровые преобразователи АЦП 50..ЛЦП 58, контроллер 59, модем комплекса 60 и блок питания 61.

Комплекс работает следующим образом. При бурении работает насос 5, который по нагнетательной линии 7 подает буровой раствор к трубопроводу 3 и приводит его в действие. Инклинометрические параметры с блока инклинометрии 34 и забойные параметры с датчиков осевой нагрузки 30 и крутящего момента 31, и оборотов гидротурбины 32 при помощи передающего модуля 33 в виде электромагнитного сигнала подаются на антенну 15 и далее в приемное устройство 16 и в компьютер 17. Сигналы с наземных технологических датчиков 8, 10, 11. 12. 13. 19 и 29 подаются на вход в преобразовательный комплекс 18 и далее на вход в компьютер 17, где обрабатывается и передается одновременно на монитор 35 и пульт бурильщика 38 и при необходимости на принтер 36. На экране монитора 35 информация оперативно, качественно и наглядно доводится до исполнителя-геофизика (технолога), а на пульте бурильщика 38 часть этой информации представляется в цифровой и аналоговой форме, причем в аналоговой форме при помощи светодиодов, размещенных по окружности, представляются преимущественно инклинометрические данные.