|
|
Телесистемы. Отчет по научноисследовательской работе направление подготовки зусС 21. 05. 06. 0232 Нефтегазовые техника и технологии Технологические особенности телеметрических систем
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева
Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»
ОТЧЕТ ПО
НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ РАБОТЕ
Направление подготовки ЗУсС 21.05.06.02-32 Нефтегазовые техника и технологии
«Технологические особенности телеметрических систем»
Студент группы ЗУсС 21.05.06.02-32 Кондратьев А.В.
Руководитель практики: зав. каф. БНГС, к.н., доцент Кузьмин В.Н.
Отчет проверил «___»___________2022 г. _______________
Отчет защищен «___»___________2022 г.
с оценкой ________________ ________________
Ижевск
2022 г.
Содержание
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 1
Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева 1
Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» 1
ВВЕДЕНИЕ 3
ВВЕДЕНИЕ 3
1. Виды забойных телесистем, их технологические особенности 4
2. Геонавигационный комплекс ЗТС 12
3. Основные измеряемые параметры ЗТС 17
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 32
Список используемых источников 33
ВВЕДЕНИЕ
Процессы очистки приготовления буровых промывочных жидкостей (буровых растворов) занимают важное место среди других процессов строительства и ремонта глубоких скважин. Современная буровая установка немыслима без эффективной системы удаления выбуренной породы и газа из промывочной жидкости. Длительное и многократное воздействие на буровой раствор высоких температур, сдвиговых напряжений, пластовых флюидов требуют не только глубокой очистки раствора от механических примесей, но и непрерывной обработки раствора соответствующими материалами и реагентами, что в свою очередь предполагает оснащение наземной части бурового комплекса соответствующими техническими средствами. Углубление требований к качеству строительства скважин, связанное с истощением месторождений, ужесточение природоохранного законодательства, выход в нефтедобывающие районы со сложными климатическими и геолого-техническими условиями существенно повысили в последние годы уровень требований к технике и технологии очистки и приготовления буровых растворов. Поддержание свойств бурового раствора в заданных пределах особенно важно при вскрытии продуктивных пластов. Огромные затраты, понесенные при сооружении скважины, могут оказаться напрасными, если при вскрытии продуктивного пласта не была приготовлена промывочная жидкость с требуемыми свойствами и не было уделено достаточно внимания работе средств очистки. Трудно переоценить роль средств очистки в обеспечении экологической безопасности процесса бурения. Именно средства очистки и эффективная технология химической обработки раствора обеспечивают минимизацию объемов жидких отходов бурения, позволяют перейти к прогрессивной безамбарной технологии строительства нефтяных и газовых скважин.
1.Виды забойных телесистем, их технологические особенности.
Бурение скважин сложного профиля невозможно без применения современных телеметрических систем и систем геонавигации. Это прежде всего связано с тем, что бурение скважин по сложной траектории с протяженными горизонтальными участками в пределах продуктивного горизонта, выполнение многоствольных ответвлений невозможны без оперативного контроля положения забоя скважины. Для выполнения текущего контроля положения забоя бурящейся скважины, а также для получения разнообразной информации с забоя скважины, таких как параметры режима бурения — значения осевой нагрузки, крутящего момента, частоты вращения долота, применяют современные телеметрические системы. Телеметрические системы включают комплекс забойных датчиков, максимально приближенных к забою скважины, автономный, чаще всего в виде гидротурбины, вырабатывающей электроэнергию, источник питания, систему съема, передачи и приема информации с забоя на поверхности, компьютерную систему обработки полученных данных для решения задач контроля и управления процессом бурения скважины.
Проблемой создания телеметрических систем для контроля забойных параметров начали заниматься в середине 1940-х гг.
Данные о системах телеметрии взяты с сайтов некоторых компаний.
В основном эти исследования проводились в США на уровне выполнения поисковых работ. В начале 1950-х гг. были созданы опытные образцы телесистем с гидравлическим каналом связи «забой — устье» скважины. В дальнейшем проводились работы по разработке телесистем в проводным и электромагнитным (беспроводным) каналами связи. За рубежом наибольшее распространение в практике бурения получили телесистемы с гидравлическим каналом связи, хотя у этих систем имеются существенные недостатки, касающиеся качества бурового раствора, а также работы бурового насоса и бурового оборудования. В отечественном бурении предпочтение получили телесистемы с электромагнитным каналом связи, хотя и они имеют свои недостатки, связанные прежде всего с сильным влиянием на передачу сигнала высокоомных и низкоомных пластов, искажающих структуру импульса.
Для передачи информации с забоя скважины на поверхность применяются различные каналы связи:
1) системы с акустическим каналом связи;
2) телесистемы с гидравлическим каналом связи;
3) электромагнитный (беспроводной) канал связи;
4) проводной канал связи;
5) комбинированный канал связи.
1. Системы с акустическим каналом связи используют звуковые колебания, распространяющиеся в скважине по промывочной жидкости, колонне бурильных труб или окружающей породе. Соответственно этому они подразделяются на три вида: гидроакустические, акустомеханические, сейсмические.
Сейсмические системы применяют пока только для пассивного контроля координат забоя. Из-за недостаточной точности определения положения забоя (десятки метров) они еще находятся на стадии научных и экспериментальных исследований. В качестве источника в таких системах используются звуковые сигналы, которые сопровождают процесс работы бурового инструмента при разрушении горной породы на забое скважины. Сигналы с забоя улавливают сейсмические датчики на поверхности, и таким образом можно определить как положение забоя скважины, так и некоторые физико-механические параметры свойств горной породы.
Гидроакустический канал с его сложностью и многообразием свойств имеет слабую изученность. Одной из центральных проблем в создании гидроакустического канала является разработка низкочастотного (до 100—200 Гц) излучателя, способного эффективно возбуждать колебания внутри колонны бурильных труб в скважине.
В 1993 г. в Арктическом институте им. Н.Н. Андреева была разработана экспериментальная аппаратура передачи информации (АП И) по гидроакустическому каналу в скважине для забойной телеметрической системы ЗТС-ГАК. Эта система предназначалась для нахождения параметров ориентации ствола наклонно к направленной или горизонтальной скважине, а также сервисных параметров, отражающих условия ее работы непосредственно в процессе бурения. В 1998 г. экспериментальный образец АПИ модернизировали. В целом результаты разработки и испытаний экспериментального образца аппаратуры АПИ показали, что гидроакустический канал может быть использован как высоконадежное и недорогое средство связи, в частности, в ЗТС с комбинированным каналом.
Среди зарубежных телесистем практически не встречаются телесистемы с акустическим каналом связи, однако в настоящее время фирма Schlumberger предложила передачу акустических сигналов в процессе бурения скважин. Характерной особенностью предлагаемой телесистемы является ее независимость от параметров бурового раствора, так как акустический сигнал распространяется по трубам и только на дневной поверхности он трансформируется в электромагнитные колебания.
2. Широкое распространение гидравлического канала связи для передачи информации вызвано следующими его преимуществами:
— гидравлический канал связи является естественным каналом связи, так как в нем в качестве канала связи используется столб бурового раствора в бурильной колонне, а следовательно, не требуется дополнительных затрат на организацию канала связи;
— гидравлический канал связи обладает большой дальностью действия.
На рис. 1 представлены схемы забойных гидромеханических датчиков и графические изображения импульсов, генерируемых такими датчиками, которые используются в телесистемах с гидравлическим каналом связи. В данном случае датчики устанавливают внутри колонны труб и с помощью подвижного клапана вызывают импульсы давления бурового раствора.
На рис. 1, а показан датчик, который генерирует положительные импульсы давления, перекрывая прямой поток раствора внутри колонны, а на рис. 1, б — отрицательные, поскольку буровой раствор через клапан периодически сбрасывается в затрубное пространство. Короткий импульс соответствует кодированному значению 1 или 0, при этом при положительном импульсе 1 — это код повышения давления, а при отрицательном импульсе — понижения давления. Сигнал, который соответствует 0 — это возврат к прежнему уровню давления в системе «колонна — скважины».
Рис. 1. Кодирование сигналов в гидравлическом канале связи ЗТС:
а — схема датчика и график импульса при передаче кодированного положительного сигнала; б — схема датчика и график импульса при передаче кодированного отрицательного сигнала
На рис. 2 показан пульсатор вращательного типа, который передает информацию за счет изменения фазы пульсации давления. Пульсация давления достигается за счет вращения крыльчатки 1 с постоянной частотой вращения, а фазовый переход достигается поворотом крыльчатки 2 влево или вправо. Поворот крыльчатки в ту или иную сторону приводит к определенному смещению фазы пульсации и знаку 1 или 0.
Рис. 2. Схема пульсатора вращательного типа: а — схема работы; б — график импульса сигнала; в — внешний вид пульсатора; 1 — вращающаяся крыльчатка; 2 — крыльчатка фазовой манипуляции, установленная с возможностью поворота вокруг оси влево — вправо; 3 — корпус системы
Первые телеметрические системы, разработанные в начале 1960-х гг. во ВНИИБТ, представляли собой механические устройства, привод которых был конструктивно связан с валом турбобура. К таким телеметрическим системам относятся гидротурботахометры ГТН-2, ГТН-3, ГТН-4, ГТН-ПН, ИЧТ. Первая в нашей стране более совершенная система под названием СНБ (сигнализатор направленного бурения), а затем ГИТ (гидравлическая инклинометрическая телесистема), позволяла осуществлять контроль азимута, зенитного угла и направление действия отклонителя. С 1982 г. началось широкое применение усовершенствованного варианта телесистемы под шифром «Индикатор частоты вращения вала турбобура» (ИЧТ).
В настоящее время разработкой телесистем с передачей информации по гидравлическому каналу связи занимается НИИ ТС «Пилот», которому удалось создать экспериментальный образец телесистемы, осуществляющей контроль процесса бурения.
За рубежом в области каротажа в процессе бурения наиболее успешно работают фирмы Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Teleco, Eastman Cristensen (США), Sperry-Sun (Великобритания). Эти фирмы в конце 1980-х гг. разработали и используют телесистемы MWD {measurement while drilling — измерение во время бурения) с гидравлическим каналом связи, позволяющие осуществлять оперативный контроль траектории скважин путем измерения инклинометрических и некоторых технологических параметров.
В настоящее время зарубежные фирмы разрабатывают и предлагают системы LWD (logging while drilling — регистрация во время бурения) с гидравлическим каналом связи с набором методов, не уступающих системам каротажа на кабеле. Как правило, эти системы состоят из отдельных модулей, каждый из которых имеет зенитный угол в скважинном приборе, позволяющее запоминать скважинные данные во время работы прибора. Кроме того, информация о пластах передается в реальном времени по каналу связи на поверхность. В настоящее время разработаны и широко используются системы с так называемым положительным и отрицательным импульсами. Актуальным и перспективным направлением деятельности зарубежных фирм стала разработка систем геонаправления, при которых выбор и корректировка траектории скважины производится на основе геологических данных о пласте, полученных в реальном времени. В таких системах измерительные датчики располагаются вблизи от долота в отличие от систем предшествующего поколения, где датчики отстоят от долота на 9—30 м.
Примером таких телесистем является новый прибор MWD фирмы Halliburton Strata Tracker — первый промышленный малогабаритный прибор, измеряющий гамма-излучение с азимутальным сканированием, отклонение на долоте, динамическую и статическую инклинометрию и скорость вращения долота.
Фирма Baker Hughes также имеет в своем распоряжении полную серию систем MWD как для контроля направления, так и для оценки пласта, рассчитанных на температуру 125—150°С и давление 140 МПа.
Фирма Schlumberger также рекомендует новый прибор Slim Access транспортируемый на трубах в повторно разбуриваемую скважину диаметром 95 мм с резкими изменениями направления ствола — 40 град./ЗО м.
3. Электромагнитный (беспроводной) канал связи использует колонну бурильных труб в качестве одного из проводов линии передачи. По простоте контрукции глубинных и наземных устройств, пропускной способности он является наиболее перспективным при организации устойчивой связи «забой — устье» при турбинном и роторном бурении скважин.
По сравнению с гидравлическим каналом электромагнитный канал связи обладает следующими преимуществами:
— повышенной надежностью деталей забойных устройств, контактирующих с абразивным потоком бурового раствора;
— простотой в управлении, возможностью обратной связи.
Вместе с тем электромагнитный канал связи обладает некоторыми недостатками, такими как ограничение дальности действия (из-за свойств геологического разреза), ее зависимость от материала бурильных труб, а также отсутствие возможностей исследования в море и в соленосных отложениях, достаточно высокая сложность электронного управляющего блока.
Разработкой бескабельных систем активно занимаются в ОАО НПП «ВНИИГИС». В 1969 г. на основе технических решений аппаратуры БЭТА-1 разработана аппаратура КУБ-1, предназначенная для проведения электрического каротажа в процессе турбинного бурения. В последующее десятилетие разработана телеметрическая система ЗИС-1 для автоматического контроля направления скважин в процессе бурения и телеизмерительная система «Забой» для измерения в процессе бурения нефтяных и газовых скважин геофизических и технологических параметров. С 1991 г. разработаны забойные телесистемы с беспроводным электромагнитным каналом связи типа ЗИС-4. С 1999 г. началась эксплуатация первой промышленной партии малогабаритной телесистемы ЗТС54-ЭМ, параллельно ей разработана более совершенная телесистема ЗТС- 42ЭМ с диаметром модулей 42 мм.
На рис. 3 показана схема, поясняющая принцип построения электромагнитной связи. Сигнал поступает от источника, который размещен в ЗТС под диамагнитным разделителем колонны. Электромагнитное излучение передается через породы к антенне-заземлителю, а далее принимается системой обработки сигнала и компьютером.
1 — буровая установка; 2 — кабель связи; 3 — пульт управления с ПК; 4 — антенна- заземлитель; 5 — бурильные трубы; б — энергоблок компоновки; 7 — электронный блок компоновки; 8 — источник электромагнитных волн; 9 — долото
4. Проводной канал связи имеет следующие преимущества перед всеми известными каналами связи: максимально возможная информативность; быстродействие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи; отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика; возможность двухсторонней связи, подачи значительной электрической мощности для привода забойных механизмов (управляемого отклонителя, на- гружателя и др.), использования при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированного бурового раствора; отсутствие зависимости от удельного сопротивления горных пород. Работы по созданию ЗТС с проводным каналом связи были обусловлены применением с начала 1960-х гг. в СССР электробурения. Наиболее широкое распространение получила телеметрическая система типа СТЭ, использовавшая в качестве линии связи силовой кабель электробура. Система СТЭ позволяла производить измерения следующих параметров: зенитного угла, азимута скважины, положения отклонителя, нагрузки на долото, числа оборотов, крутящего момента. Большинство телесистем этого типа имели ресурс до 600—800 ч и межремонтный период до 100 ч.
В настоящее время разработчики ВНИИБТ направили свои усилия на разработку ряда унифицированных телеметрических систем типа ЭТО (электропроводная телесистема для ориентирования) в модульном исполнении. Созданы базовый модуль ЭТО-1 и др.
С середины 1990-х гг. лидером в разработке кабельных систем является ОАО НПФ «Геофизика», где разрабатываются и производятся: инклинометрическая забойная система с кабельным каналом связи КТС-1 с магнитометрическим многоточечным инклинометром «Оникс»; технологии и технические средства для ГИС и ГС «Горизонталь».
С развитием таких буровых систем, как колтюбинг, исключающих применение составных бурильных колонн, актуальность проводных систем передачи информации с забоя возрастает существенно. В этом случае телеметрическая система значительно упрощается, так как появляется возможность без всяких ограничений подавать к забою энергию и получать обратно устойчивый и высококачественный сигнал по электрическому или оптоволоконному каналу.
5. Комбинированный канал связи — это сочетание различных по своей физической сущности каналов связи скважинного прибора с наземной регистрирующей и обрабатывающей аппаратурой, позволяющий в каждом конкретном случае выбрать оптимальный вариант системы. В настоящее время наиболее распространенной комбинацией является гидравлический и электромагнитые каналы связи.
Тенденция развития каналов связи направлена на увеличение количества информации, передаваемой в единицу времени. Так, гидравлический канал связи с положительным импульсом давления имеет предел 4 бит/с. Электромагнитный бескабельный и гидравлический каналы связи с отрицательным импульсом давления достигают уровня передачи данных 10 бит/с. Устройства гидравлического канала связи, использующие положительные и отрицательные импульсы давления, вытесняются более перспективными роторными пульсаторами (см. рис. 3.9), частоту передачи данных которыми ведущие производители обещают довести в ближайшее время до 30 бит/с. Однако существует ряд ограничений на использование гидравлического канала связи (см. рис. 3.8): аэрированные буровые растворы и нерастворимые средства борьбы с поглощениями бурового раствора. Электромагнитный канал связи также совершенствуется, например, установкой кабельной перемычки 100—200 м на канал связи между забойной телесистемой и ретранслятором-разделителем на бурильных трубах (это так называемый комбинированный канал связи), что позволяет снизить затухание сигнала и повысить частоту передачи данных до 20-30 бит/с, а также обойти частично проблему с влиянием низкоомных солевых прослоев пород.
Самым емким каналом связи является способ передачи электромагнитного сигнала по дополнительным трубам, установленным внутри и изолированным в бурильных трубах, и по проводному каналу связи с помощью кабельных секций или колтюбинговых труб.
В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи «забой — устье скважины», прием наземным устройством, обработку и представление оператору результатов обработки. Существующие телесистемы включают следующие основные части:
— забойную аппаратуру;
— наземную аппаратуру;
— канал связи;
— технологическую оснастку (для электропроводной линии связи);
— антенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи);
— немагнитную УБТ (для телесистем с первичными преобразователями азимута с использованием магнитометров);
— забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспроводной линией связи).
Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как:
— первичные преобразователи (ПП) направления бурения;
— ПП геофизических параметров приствольной зоны скважины;
— ПП технологических параметров бурения.
К первичным преобразователям направления бурения относятся:
— ПП зенитного утла в точке измерения (0);
— ПП азимута скважины (а);
— ПП направления отклонителя (со0).
К первичным преобразователям геофизических параметров (данных каротажа) можно отнести геофизические зонды, измеряющие:
— каротаж сопротивление горных пород (КС);
— самопроизвольную поляризацию (ПС);
— гамма-каротаж (гамма естественного излучения горных пород) (ГК);
— электромагнитный каротаж.
2.Геонавигационный комплекс ЗТС
К первичным преобразователям технологических параметров бурения можно отнести датчики, измеряющие параметры процесса бурения: осевую нагрузку на долото; момент реактивный или активный; частоту вращения долота; давление внутри и снаружи бурильной колонны; другие по желанию заказчика, а также в зависимости от аппаратурных возможностей телесистемы.
Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилитель-передатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.
Задачу контроля и управления процессом бурения в автоматическом режиме успешно решает информационно-технологический навигационный буровой комплекс, который включает в себя как наземную аппаратуру, так и датчики, приближенные с помощью телеметрической системы к забою скважины. В него входят также устройства сбора информации, ее преобразования, передачи и программной обработки для принятия оперативного решения и вывода технологических рекомендаций на пульт бурильщика, а в автоматическом режиме — для вывода управляющих воздействий на приводы исполнительных устройств.
Геонавигационный комплекс (рис. 4) содержит установленную в колонне бурильных труб 1 над забойным двигателем 2 забойную телеметрическую систему 3 с источником питания 4, насос 5, привод насоса 6. Насос 5 соединен с приемной емкостью 7, в которой установлен датчик уровня бурового раствора 8. В нагнетательной линии 9 насоса 5 установлены датчики давления 10, расхода 11, плотности 12, наличия газовых включений 13. В нагнетательной линии также установлен управляющий клапан 14. К антенне 15 подключено приемное устройство 16, выход из которого подключен к входу в компьютер 17. Ко второму входу в компьютер 17 подключен преобразовательный комплекс 18.
Лебедка 19 содержит привод лебедки 20. На лебедке 19 установлен датчик длины колонны бурильных труб 21. Индикатор веса на крюке 22 установлен на тросе 23. Колонна бурильных труб 1 проходит через ротор 24, содержащий привод ротора 25 для ориентации отклоняющей компоновки 26. В верхней части колонны бурильных труб 1 установлены превентор 27, привод превентора 28. В затрубном пространстве колонны бурильных труб 1 установлены газоанализатор 29, датчик осевой нагрузки 30 и датчик крутящего момента 31, датчик оборотов гидротурбины 32. Передающий модуль 33 и блок инклинометрии 34 установлены в корпусе забойной телеметрической системы 3. К выходам компьютера 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, подключены привод насоса 6, привод лебедки 20, привод ротора 25, привод превентора 28 и управляемый клапан 14. Возможна установка над источником питания 4 съемного модуля пульсатора 43 для передачи информации по гидравлическому каналу связи.
Компьютер 17 содержит программное обеспечение информационно-технологического комплекса, которое включает: операционную систему, программу обработки информации, программу выработки технических решений, программу управления.
Рис. 4. Информационно-технологический геонавигационный комплекс.
Преобразовательный комплекс 18 содержит аналого-цифровые преобразователи (по числу датчиков) АЦП 50 — АЦП 58, контроллер, модем комплекса и блок питания.
Устройство работает следующим образом.
При бурении работает насос 5, который по нагнетательной линии 7 подает буровой раствор к турбобуру 3 и приводит его в действие. Инклинометрические параметры с блока инклинометрии 34, забойные параметры с датчиков осевой нагрузки 30, крутящего момента 31 и оборотов гидротурбины 32 при помощи передающего модуля 33 в виде электромагнитного сигнала подаются на антенну 15 и далее в приемное устройство 16 и в компьютер 17. Сигналы с наземных технологических датчиков 8,10—13,19,20 подаются на вход в преобразовательный комплекс 18 и далее на вход в компьютер 17, где преобразуются, обрабатываются и передаются одновременно на монитор 35 и пульт бурильщика 38, а при необходимости и на принтер 36. На экране монитора 35 информация оперативно, качественно и наглядно доводится до исполнителя-геофизика, а на пульте бурильщика 38 часть этой информации представляется в цифровой и аналоговой форме, причем в аналоговой форме при помощи светодиодов, размещенных по окружности, представляются преимущественно инклинометрические данные.
Преобразовательный комплекс 18 преобразует показания со всех наземных датчиков в сигнал, приемлемый для компьютера 17. Датчики, установленные в корпусе забойной телеметрической системы, передают информацию на поверхность через передающий модуль 33 на антенну 15, приемное устройство 16 и далее в персональный компьютер 17.
Программа обработки информации от технологических датчиков обрабатывает всю информацию, полученную с датчиков для представления первоначально в цифровом виде, затем — для визуализации в форме таблиц, графиков и диаграмм на экране монитора 35 (рис. 5), и, кроме того, рассчитывает и выдает данные, полученные путем математических преобразований с замеренными параметрами, например, отклонение от траектории. Программа выработки технических решений осуществляет более сложные логические и математические преобразования информации для выработки рекомендаций по управлению процессом бурения. Программа управления непосредственно подает управляющие сигналы на исполнительные органы систем управления, к которым относятся привод насоса 6, привод лебедки 18, привод ротора 25 и привод превентора 28. Возможна выдача предупреждающих (звуковых и световых) сигналов при аварийной ситуации. Комплекс обеспечивает и полную автоматизацию процесса бурения путем воздействия на привод насоса 6, привод лебедки 18, привод ротора 25 и привод превентора 28. При этом каждое из этих управляющих воздействий может быть реализовано либо в отдельности, либо совместно в любом сочетании.
Рис. 5. Пульт бурильщика
Пульсатор 43, создающий гидравлические пульсации бурового раствора, обеспечивает передачу информации об инклинометрических и забойных технологических параметрах по гидравлическому каналу связи. При этом можно использовать или один из двух каналов связи, или гидравлический, или электроимпульсный для дублирования получаемой информации, что существенно повышает надежность системы.
Комплекс обеспечивает также передачу информации на удаленный компьютер 41, чтобы осуществлять контроль бурения не только на одной буровой, но и в масштабах куста или месторождения.
Телеметрическая система, входящая в состав геонавигацинного комплекса, предназначена для определения пространственной ориентации компоновки низа бурильной колонны и забойных параметров, необходимых для оптимизации процесса бурения. Скважинный прибор телеметрической системы обеспечивает ориентацию отклонителя на забое, а также непрерывную передачу и индикацию на поверхности азимута, зенитного угла скважины в процессе турбинного бурения в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий.
Телеметрическая система информационно-навигационного комплекса работает следующим образом.
Поток промывочной жидкости приводит в действие турбину генератора проточного типа, вырабатывается электроэнергия, питающая электронный блок скважинного прибора. Информация от датчиков преобразуется в кодовую последовательность, которая передается в зависимости от условий бурения и наличия соответствующих модулей по электромагнитному или гидравлическому каналу связи. На поверхности сигнал принимается антенной, удаленной на 30—50 м от буровой, или датчиком-преобразователем, установленным в нагнетательную линию насосов. В приемном устройстве принятый сигнал декодируется и вводится в компьютер для обработки.
Скважинная часть телеметрической системы имеет модульную конструкцию. Функциональные возможности телеметрической системы зависят от состава входящих в нее модулей, который, в свою очередь, определяется технологической необходимостью.
Базовые комплектации скважинного прибора обеспечивают ориентацию отклонителя на забое, а также непрерывную передачу и индикацию на поверхности азимута, зенитного угла скважины в процессе турбинного бурения в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий.
Телеметрические системы используют для передачи электромагнитный (ЗТС) или гидравлический канал (ЗТСГ) связи. Передача информации по гидравлическому каналу связи обеспечивает работоспособность системы в породах с высокой проводимостью, но имеет меньшую скорость передачи информации. Измерение угловых параметров также возможно без циркуляции бурового раствора в «статике», при этом используется батарейное питание электронных компонентов ЗТС.
3.Основные измеряемые параметры ЗТС
Забойные телеметрические системы, применяемые в промышленности - электромагнитным и гидравлическим каналами связи. Они позволяют проводить измерения навигационных и геофизических параметров в процессе бурения, в том числе без циркуляции бурового раствора, вести запись информации при подъеме инструмента.
Измеряемые параметры ЗТС:
— зенитный угол;
— азимутальный угол;
— положение отклонителя;
— каротаж сопротивления (для ЗТС с электромагнитным каналом связи);
— каротаж самопроизвольной поляризации (для ЗТС с электромагнитным каналом связи);
— виброкаротаж ВК;
— частота вращения генератора;
— температура на забое;
— мощность излучения.
Обновление данных с забоя происходит не чаще одного раза в 30 с.
|
|
|
|
Скачать 373.45 Kb.