Телеизмерительные системы с электромагнитным каналом связи для точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.12, кандидат технических наук Абрамов, Генрих Саакович

• Абрамов, Генрих Саакович
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Абрамов, Генрих Саакович

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Состояние проблемы точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин

1.1 Точнонаправленное бурение нефтегазовых скважин в России и за рубежом

1.2. Отечественные телеизмерительные инклинометрические системы для точнонаправленного бурения скважин Западной Сибири

2. Разработка технических требований к телеизмерительным инклинометрическим системам для точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин

2.1. Геолого - технические условия бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири

2.2 Выбор комплекса измерений и разработка технических требований к телесистемам с электромагнитным каналом связи

3. Исследование электромагнитного канала связи и разработка основных узлов телеметрических систем повышенной точности

3.1. Исследование дальности действия электромагнитного канала связи

для условий Западной Сибири

3.1.1 Результаты расчетов затухания сигналов для конкретных геоэлектрических разрезов

3.2 Исследование и выбор первичных преобразователей

3.2.1. Инклинометрические преобразователи

3.2.2. Технологические датчики

3.3 Исследование и разработка устройств защиты скважинной аппаратуры от вибраций и ударов

3.3.1. Расчет устройств виброзащиты

3.2.1 Определение максимальной амплитуды вибраций амортизированного блока

3.2.2 Расчет коэффициента динамичности, частоты собственных колебаний амортизированного блока и жесткости амортизаторов

3.2.3. Расчет коэффициента динамичности, частоты собственных колебаний амортизационного блока и жесткости амортизаторов

3.2.4. Расчет амортизации, подверженной ударным воздействиям

3.3.2. Экспериментальное опробование амортизаторов различных

конструкций

3.4. Разработка автономного источника питания повышенной мощности и надежности

3.5 Исследование и выбор устройств ввода сигнала забойного передатчика в канал связи

3.6 Выбор и обоснование оптимальной функциональной схемы и способа передачи и приема сигналов по электромагнитному каналу связи

3.7 Метрологическое обеспечение инклинометрической аппаратуры

4. Результаты практического применения инклинометрических систем с электромагнитным каналом

4.1. Телесистемы типа ЗИС-4М и МАК-1

4.2 Методика работы телесистем на буровой и примеры проводки наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин на

месторождениях Западной Сибири

Заключение

Список использованной литературы

Приложение 1

Приложение 2

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Телеизмерительные системы с электромагнитным каналом связи для точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири»

ВВЕДЕНИЕ

Рост объемов кустового наклонно - направленного бурения, обусловленного экономической эффективностью бурения скважин на обширных пространствах Западной Сибири в условиях заболоченной местности, внедрения технологии бурения горизонтальных скважин протяженностью до 1 км и более и разветвленно-горизонтальных скважин из обсаженных скважин старого фонда потребовали повышения точности измерений, расширения комплекса измерительных датчиков, повышения надежности систем точнонаправленного управляемого бурения.

Применяемая в настоящее время технология направленного бурения предусматривает использование скважинных геофизических информационно-измерительных систем, встраиваемых в бурильный инструмент, обеспечивающих измерение траектории скважины в процессе бурения и передачу данных в реальном масштабе времени по проводному, гидравлическому, акустическому, гидроакустическому или электромагнитному каналу связи «забой - устье». Наибольшее применение в нашей стране нашли системы, реализованные в забойном инклинометре с электромагнитным каналом связи ЗИС - 4 ( A.A. Молчанов, АХ. Сираев и др.) и системы с проводным каналом связи: СТЭ, СТТ, «Горизонталь» (В.А. Рапин и др.).

Широко применяемые для направленного бурения скважин за рубежом и внедряемые в нашей стране телесистемы иностранных фирм (Speny Sun, Anadrill Schlumberger и др.) с гидравлическим каналом связи требуют для предотвращения от износа управляющего потоком промывочной жидкости клапана телесистемы тщательной очистки бурового раствора от абразивных частиц. Этим определяются ограничения в применении гидравлического канала связи в условиях сурового климата России. Поэтому неслучайно работы по применению электромагнитного канала связи стали в настоящее время предметом исследований многих иностранных фирм и компаний.

Рост глубин, усложнение технологии проводки стволов по точнозаданной траектории для вскрытия протяженных горизонтальных участков потребовали расширения измерительных комплексов, повышения точности

первичных преобразователей, увеличения дальности действия систем, повышения их надежности в эксплуатации.

Разработанная в 80-е годы аппаратура ЗИС-4 с электромагнитным каналом связи «забой - устье» для контроля траектории в процессе бурения, по точности измерений и надежности организации канала связи уже не удовлетворяет требованиям бурения точнонаправленных и горизонтальных скважин в условиях чередующихся маломощных пропластков. Дальность действия канала связи «забой - устье» аппаратуры ЗИС-4 для низкоомных разрезов Западной Сибири и других нефтегазовых регионов с месторождениями, находящимися над солевыми толщами на глубинах до 5 км - недостаточна. Поэтому перед автором диссертации была поставлена задача обоснования принципов построения на современной элементной базе новых высокоточных первичных преобразователей, разработки новых основных узлов аппаратуры, позволивших создавать телесистемы нового поколения с электромагнитным каналом связи «забой-устье», отвечающих требованиям надежной проводки точнонаправленных скважин в условиях бурения скважин Западной Сибири.

Целью работы является повышение эффективности проводки наклонно -направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин Западной Сибири за счет применения телесистем нового поколения с электромагнитным каналом связи «забой - устье» повышенной дальности действия, точности измерений и расширенным комплексом измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения.

Основные задачи исследований:

1. Проанализировать состояние отечественного и зарубежного опыта точнонаправленной проводки нефтегазовых скважин с помощью телесистем с различными каналами связи с забоем.

2. Анализ геолого-технических условий работы телесистем в скважинах Западной Сибири и разработка технических требований к телесистемам с электромагнитным каналом связи с забоем.

3. Разработать основные принципы построения оптимальной системы инклинометрических и технологических измерений в процессе бурения

4. Исследовать комплекс первичных преобразователей геофизических и технологических параметров, выполненных на различных физико-технических эффектах и выбрать или разработать преобразователи, удовлетворяющие заданным техническим требованиям,

5. Проанализировать состояние составляющих основных узлов различных телесистем и при необходимости разработать (усовершенствовать) их.

6. Разработать принципы передачи и приема сигналов от измерительных преобразователей, реализацию помехоустойчивой связи телесистемы с электромагнитным каналом связи «забой-устье".

7. Разработать методику проведения скважин ных измерений аппаратурой, алгоритмы вычислений геофизических и технологических параметров и ее метрологического обеспечения измерений телесистемами.

Методика исследований. Решение поставленных задач потребовало проведения теоретических расчетов и экспериментальных исследований, разработки, изготовления, стендовых и скважинных испытаний отдельных узлов и конструкций, термобарических и вибрационных испытаний блоков, узлов и аппаратуры в целом, создание математических моделей сквозного канала измерений и электромагнитного канала связи «забой - устье», алгоритмов и программ вычислений и внесения поправок, повышающих точность измерений. По результатам этих исследований была разработана рабочая документация, изготовлены рабочие макеты и опытные образцы телесистем, показавшие правильность выбранных решений и подтвердивших в скважинах высокие точностные характеристики и надежности в работе.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Выполнен анализ состояния отечественного и зарубежного опыта точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин, на основании которого составлена классификация телесистем с различными каналами связи и выбрано обоснованное перспективное направление работ по электромагнитному каналу связи «забой - устье».

2. Изучены reo лого-технические условия бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири, условия работы телесистем, на основании которых были разработаны обоснованные требования к создаваемым телесистемам нового поколения.

3. Разработана оптимальная схема построения скважинной и наземной аппаратуры телесистем с электромагнитным каналом связи «забой—устье», реализующая в скважинном приборе комплекс первичных преобразователей, коммутатор каналов и аналого-цифровой преобразователь, опрашиваемых по заданной программе скважинным микропроцессором, выполняющим также преобразование сигналов в цифровой код, состоящий из последовательности синхроимпульсов, кода Баркера и информационных файлов, передаваемых двухполярными импульсами различной длительности (код Манчестер-2). Наземная аппаратура содержит высокочувствительный приемник с полосой пропускания 0,1 - 30 Гц с регулировкой верхней частоты среза в зависимости от помеховой обстановки. Обработка, дешифровка сигналов и вычисление измеренных параметров осуществляется ПЭВМ по соответствующим программам.

4. Исследованы различные первичные преобразователи угловых перемещений (на основе маятников, датчиков гравитационного и магнитного полей, гироскопические на магнитной, гидравлической и пневматической подвеске и др.) и выбраны жесткозакрепленные ортогонально размещенные акселерометры и феррозонды. В качестве технологических датчиков (измерения оборотов долота, буримости горных пород) выбраны акселерометр фирмы Analog Device, для измерений температуры - термодатчик той же фирмы. Комплекс измерений включает геофизические преобразователи — для литологического расчленения разреза — вибрационный каротаж и электрический токовый каротаж.

5. Были исследованы вибрационные и ударные перегрузки работы скважинной аппаратуры в процессе бурения, допустимые перегрузки для отдельных элементов и узлов, в результате опробований различных металлорезиновых и металлических амортизаторов с целью защиты от вибраций

предложены оригинальные конструкции в виде тороидальных амортизаторов, прессованных из путанки, обеспечивающих виброзащиту от продольных колебаний в диапазоне 2-200 Гц и облегчающих режим работы скважинных устройств в 3-5 раз.

6, На основании анализа различных конструкций устройств ввода сигнала в канал связи определены оптимальные размеры, рекомендована конструкция и технология заводского изготовления электрического разделителя с защемленным электроизоляционным стеклопластиком и покрытием из стеклоплаетиковых и полиэфирных материалов.

В качестве автономного турбогенератора повышенной мощности и надежности разработана конструкция турбинного генератора на постоянных сверхмощных магнитах (Hg, Fe, В) мощностью около 600 Вт и магнитной муфтой с мягкой характеристикой привода. Усовершенствована конструкция герметичного электрического соединителя генератора с аппаратурным контейнером. Пересмотрена схема электронной защиты передатчика от короткого замыкания при работе в обсадной колонне.

7. Разработан метод оперативного компьютерного расчета электромагнитного канала связи «забой-устье» для различных конструкций телесистем и многослойных сред геоэлектрического разреза, позволивший прогнозировать уровень полезного сигнала с забоя в любых геоэлектрических разрезах нефтегазовых скважин. Выполнены расчеты для различных нефтегазовых месторождений Западной Сибири.

Предложена система кодирования электромагнитного сигнала при передаче в канал связи, обеспечивающая прием и надежное помехоустойчивое декодирование сигнала с глубин до 5 км.

7. Разработана впервые компьютеризированная полуавтоматическая поверочная установка для угловых измерений зенитного угла 0-180°, угла разворота 0-360°, и азимутального угла 0-360° с погрешностью, не превышающей ±2' и программное обеспечение для автоматического ввода поправок в поверяемую аппаратуру.

8. Разработана методика юстировки датчиков, обеспечивающих высокую точность измерений в процессе проводки скважин на вертикальном, пологом и горизонтальном участках, включая контроль результатов измерений траектории в режиме разгрузки бурильной колонны, в статическом режиме (без прокачки бурового раствора).

Достоверность основных научных положений, выводов, технических решений и рекомендаций обоснована результатами математического моделирования, экспериментальными исследованиями, стендовыми и скважииными испытаниями разработанных телесистем ЗИС-4М1 и МАК-1.

Основные защищаемые положения.

1. Анализ геолого-технических условий эксплуатации телесистем в условиях точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири позволил выработать технические требования к основным узлам скважинной и наземной аппаратуры, выбрать и обосновать комплекс датчиков, оптимизировать конструкцию и обеспечить надежную работу систем в условиях длительных механических, вибрационных и ударных перегрузок, воздействия температуры, давления, абразивного износа.

2. Программно - управляемая инклинометрическая телесистема повышенной надежности с расширенным комплексом измерительных геофизических (инклинометрических) и технологических преобразователей с электромагнитным каналом связи «забой - устье» на сверхнизких частотах, обеспечивающая устойчивую связь в низкоомных чередующихся разрезах Западной Сибири.

3. Методика проводки точнонаправленных нефтегазовых скважин Западной Сибири и метрологическое обеспечение на основе компьютеризованной технологии калибровки первичных неподвижно закрепленных трехкомпонентных ортогональных преобразователей гравитационного и магнитного полей.

Практическая ценность работы. По результатам исследований повышена надежность серийно выпускаемых телесистем ЗИС-4М, обоснован и разработан комплекс первичных преобразователей для измерений

геофизических и технологических параметров телесистем с электромагнитным каналом связи «забой-устье», разработаны телесистема с расширенным комплексом измерений повышенной точности типа ЗИС-4М1 и МАК-1 для проводки наклоннонаправленных и горизонтальных нефтегазовых скважин Западной Сибири.

Реализация и внедрение результатов работы. При непосредственном участии автора и под его научным руководством аппаратурные, методические и программные продукты были реализованы в выпускаемом серийно ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика» в телеизмерительных системах ЗИС-4М, ЗИС-4М1, успешно работающих в производственных предприятиях Западной Сибири (Спец. УБР, г. Нижневартовск - 40 комплектов, АО «Геофит» - 10 комплектов).

Результаты теоретических, экспериментальных исследований и конструкторские проработки используются с различной степенью полноты в создаваемой аппаратуре нового поколения МАК-170, МАК-108 и др.

Метод компьютерного расчета принимаемого с забоя полезного сигнала в условиях реальных многослойных геологических сред рекомендован для используемых на производстве всех систем с электромагнитным каналом связи «забой - устье».

Поверочная установка для калибровки с высокой точностью первичных преобразователей угловых измерений используется для аттестации всех выпускаемых серийно ОАО ИПФ «Сибнефтеавтоматика» телеизмерительных систем с электромагнитным и проводным каналами связи.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на различных конференциях, семинарах и совещаниях, в том числе на Международной геофизической конференции (г. Москва, сентябрь 1997 г.), Научно - техническом совете Минтопэнерго по горизонтальному бурению (г. Москва, май 1997 г.), Научно - техническом совете Минтопэнерго по программе «Горизонталь» (г. Москва, 1995 г.), Международной геофизической конференции (г. Санкт - Петербург, 1995 г.), выездной сессии научно -технического совета РАО «Газпром» (г. Тверь, март 1998 г.)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, в т.ч. 5 авторских свидетельств на изобретения.

Автор считает своим приятным долгом выразить благодарность коллегам по работе совместно с которыми были реализованы многие задумки, налажен серийный выпуск телесистем с электромагнитным каналом связи «забой — устье» и прежде всего М.И. Зимину, Н.Г. Кузнецову, A.B. Барычеву и многим другим.

Постоянный интерес в практической реализации на производстве проявляли Ю.М. Камнев, Е.И. Гаврилов, А.Н. Сараев, А.К. Хорьков.

Особую благодарность приношу своему научному руководителю доктору технических наук, профессору A.A. Молчанову, который настоял на оформлении проведенных мною исследовательских и конструкторских работ в виде диссертации, за постоянный интерес и содействие в работе.

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ТОЧНОНАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

1.1 Точнонаправленное бурение нефтегазовых скважин в России и за рубежом.

Успехи технического прогресса в различных отраслях народного хозяйства, внедрение новых технических средств и передовых технологий в бурении: износостойких долот, надежных забойных турбобуров, винтовых двигателей, бурового оборудования и средств механизации и автоматизации буровых работ позволили резко повысить скорости бурения, сократить сроки бурения эксплутационных нефтегазовых скважин.

Необходимость дальнейшего повышения эффективности разведки и разработки месторождений углеводородов Западной и Восточной Сибири, районов с суровыми климатическими условиями (тундра, вечная мерзлота и т.д.), желание сократить ущерб от потравы сельскохозяйственных угодий в районах с развитым земледелием, разведка месторождений на море и на шельфе морей привели к массовому кустовому бурению скважин. Необходимость лучшей отработки месторождений нефти и газа (повышение дебитов и нефтегазоотдачи продуктивных пластов, эксплуатация залежей с меньшей энергией пласта, с ухудшенными коллекторскими свойствами привело к новой технологии разработки месторождений горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами (рис. 1).

Независимо от выбранного способа бурения наклонно-направленной скважины с большим (2-4° на 30 м), средним (6-10° на 30 м) или мальм (4-10° на 10 м) радиусом искривления скважины точность проводки ствола скважины по заданной траектории должна быть обеспечена [50]. Решение этой задачи без применения телесистем, обеспечивающих измерение с высокой точностью параметров траектории (зенитный угол, угол положения отклонителя и азимутального угла) пока не представляется возможным.

Утверждение некоторых специалистов о том, что наземными измерениями они могут решать навигационные задачи с такой же точностью, как

I

Рис. 1. Наиболее типичные профили объектов с ГС

А - малый радиус кривизны; В - средний радиус кривизны; С - большой

радиус кривизны

телесистемами с датчиками, расположенными в непосредственной близости к забою, являются пока несостоятельным [34].

Особенностями всех систем телеизмерений является передача в реальном масштабе времени результатов измерений забойными датчиками на дневную поверхность для оперативного управления процессом бурения. При необходимости изменения траектории ствола буровик изменяет режим бурения (стабилизация траектории, разворот отклонителя для изменения зенитного угла (вверх - вниз) или азимутального (влево - вправо).

В качестве канала связи "забой-устье" применяются проводной, гидравлический и электромагнитный каналы связи [24].

Акустический, гидроакустический каналы находятся в стадии разработки и являются перспективными также, как и возможные их комбинации (комбинированный канал связи: проводной + электромагнитный; проводной + акустический или гидроакустический) [13, 52].

За рубежом, где роторное бурение является основным способом бурения нефтегазовых скважин, широко применяются системы с гидравлическим и проводным каналом связи.

Телесистемы фирмы Anadrill Schlumberger, Sperry Sun и др., использующие гидравлический канал связи "забой-устье" в качестве управляющего потоком клапана применяют переключающие поток жидкости устройства в виде заслонок или сирен. Дальность действия гидравлического канала достаточна высока (до 5 км), но скорость передачи по нему сообщений ограничена из-за значительного уровня помех на буровой, обусловленных работой буровых насосов и другого оборудования [74-77, 90-93].

За рубежом в области каротажа в процессе бурения наиболее успешно работают фирмы Teleco, Schlumberger, Eastman Cristensen, Halliburton (США), Sperry-Sun (Великобритания), Baker Hughes, Geoservice (США). Эти фирмы в конце восьмидесятых годов разработали и используют, в основном, телесистемы MWD с гидравлическим каналом связи (за исключением телесистемы фирмы Geoservice с электромагнитным каналом связи), позволяющие осуществлять оперативный контроль за траекторией скважин путем измерения

инклинометрических параметров, некоторых технологических и в ряде случаев ГК и КС.

С расширением объемов горизонтального бурения за рубежом системы МАУЭ из достаточно дорогого и "экзотического" вида ГИС превратились в одну из обычных и широко используемых технологий проводки и каротажа скважин, а также исследования горизонтальных скважин, интенсивно совершенствуемых усилиями целого ряда фирм.

Фирма БсЫитЬе^ег объединила каротаж и систему измерений в процессе бурения (М\¥Е)) и ввела новый термин 1ЖО, который обозначает системы для каротажа в процессе бурения. Петрофизические данные, получаемые в процессе бурения, помогают получить характеристику пласта до того, как образовалась зона проникновения. В результате каротаж в процессе бурения представляет надежные данные о литологии пласта, величине порового давления и механических свойствах горных пород. Системы Ь\¥Г) находят применение преимущественно на этапе разведки месторождений и их оценки, а также при проводке сильно искривленных и горизонтальных скважин.

Будущее развитие разведки и разработки нефтяных месторождений такими фирмами как НаШЬиПоп и АпаёпИ (отделение компании БсЫшпЬе^ег) связывается с увеличением объемов применения М^О и применение

которых несмотря на удорожание проводки отдельной скважины может привести к сокращению количества пробуренных скважин.

Фирма АпасЫИ выдвинулась на первый план в 90-х годах, введя свой БИт 1 - первую полностью извлекаемую систему МЛ¥0 для неглубоких горизонтальных скважин малого диаметра. Система включает в себя прибор ГК и инклинометр, монтируется на удлинителе УБТ с внутренним диаметром 55,6 мм, а также применяется при бурении трубами из гибкого материала. Прибор передает информацию по гидравлическому каналу связи. Для понижения затрат на потерю прибора в скважине и сокращение времени в случае отказа прибора он сконструирован заменяемым (с использованием троса и головки овершота). Спуск в скважину осуществляется на трубах или на тросе.

Кроме того, фирма Anadrill разработала новые модификации систем MWD - МЗ и М10, отличающиеся более надежной системой передачи, вдвое повышенной скоростью передачи информации по гидравлическому каналу связи. Более того, на 30% увеличена мощность передачи, что обеспечивает качественную оценку пласта в реальном масштабе времени.

Одним из новшеств в области измерений в процессе бурения наклонных и горизонтальных скважин является "геонаправление", при котором решения относительно дальнейшей траектории скважины принимаются на основе геологических и коллекторских данных, полученных в реальном времени. Однако в существующих системах MWD и LWD геофизические зонды, как правило, отстоят от долота на 9-30 м. Такое расположение в жестких условиях означает, что можно не получить новой информации о пласте, пока не будет выполнен значительный объем бурения, возможно, в менее чем оптимальном направлении. Система IDEAL (интегрированная система оценки и каротажа бурения) фирмы Anadrill, введенная в 1993 году, первая приступила к преодолению этих трудностей.

В состав глубинной аппаратуры этой системы входят элементы, предназначенные для бурения роторным или комбинированным способами:

- забойный двигатель-отклонитель, в шпиндельную секцию которого встроены приборы для замера электросопротивлений пород, естественного гамма-излучения пород и зенитного угла скважины: Geo Steering tool (управление направлением бурения) и RAB-tool (удельное сопротивление на долоте), а также генераторы электромагнитных волн для передачи замеренных данных;

- специальный стабилизатор с встроенной аппаратурой аналогичного назначения (стабилизатор устанавливается непосредственно над долотом при роторном способе бурения или над забойным двигателем при комбинированном способе бурения);

- устройство для приема идущих снизу электромагнитных сигналов и преобразования их в гидравлические сигналы, передаваемые на поверхность;

- телеметрическая система типа МЗ с гидравлическим каналом связи, совместимая практически со всеми забойными приборами, выпускаемыми компанией Anadrill Schlumberger (осевая нагрузка и крутящий момент в КНБК, компенсированный прибор замера электросопротивлений, компенсированный нейтронный плотномер и др.).

При бурении забойными двигателями по отечественной технологии, требующей повышенного расхода промывочной жидкости, наличие в растворе абразивных частиц (песка), порой достигающего 10-15% , приводит к быстрому износу управляющего клапана. Необходимая в таких случаях очистка раствора до уровня 1% песка в условиях сурового климата большинства нефтегазодобывающих районов России встречает трудности, что ограничивает телесистем с гидравлическим каналом связи. Другим недостатком систем с гидравлическим каналом связи является его неработоспособность в условиях наличия газа в буровом растворе (например, при бурении на аэрированных растворах, при газопроявлениях).

Телесистемы с проводным каналом связи требуют встроенной в бурильные трубы проводной линии связи, хотя и обладают способностью передать электропитание от наземного источника к забойным датчикам, принять поток информации со скоростью до 5-8 Кбит/сек. - громоздок в монтаже, ненадежен в работе и неудобен в эксплуатации. Поэтому в настоящее время все чаще буровики - нефтяники обращаются к телесистемам с электромагнитным каналом связи. Ряд иностранных фирм Teledrill, Halliburton (USA), Geoservice (France) и др. наряду с работающими телесистемами с гидравлическим каналом связи, усиленно работают над системами с электромагнитным каналом связи.

Так, фирма Teledrill (США) сообщила о том, что она успешно опробовала электромагнитный канал на глубине 12700 футов. Скважинная аппаратура этой телесистемы состоит из комплекса 24 аналоговых датчиков, передатчика кодированных биполярных импульсов, источника питания в виде батареи никель-кадмиевых химических источников (подзаряжаемых), обеспечивающих без перезарядки 100 часов непрерывной работы. Передающая коаксиальная антенна длиной 400-600 футов длины использует тороидальные

ферромагнитные (пермаллоевые) трансформаторы. Частоты передаваемых сигналов - 2,5-5,0 Гц. Скорость передачи сообщений 2^45 бит/сек. Сигналы передаются массивами, занимающими время 1 мин., через каждые 5 минут.

Другая система Те1ес1гШ, снабженная автономным турбоагрегатом (источником питания) использует для передачи электромагнитные сигналы в диапазоне частот 5-25 Гц. Измеряются технологические параметры (обороты долота, осевая нагрузка на забой), траектория бурящейся скважины, геофизические параметры ГК, КС, температура и давление внутри и снаружи бурильных труб. Длина скважинной системы такова, что она размещается в бурильной секции длиной 30 футов. Рабочая температура систем - 400° Б.

В системах фирм Халлибартон, США и Геосервис, Франция, также использующих электромагнитный канал связи "забой-устье", предусмотрен обратный канал связи для управления глубинным блоком с поверхности. Эти системы измеряют положение бурового инструмента (угол наклона и азимут) с точностью соответственно 0,10-0,15° и 0,1-0,5°.

Технические характеристики зарубежных телеизмерительных систем с различными каналами связи "забой-устье" для проводки и геофизических исследований наклонно - направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин приведены в таблице 1.

Таблица 1

Технические характеристики зарубежных телеметрических систем для геофизических исследований при проводке наклонно-направленных и __горизонтальных нефтегазовых скважин_

№ п/п Техническая характеристика Фирма, страна разработчик-изготовитель

Анадрилл Шлюмберже, Франция Халлибаргон, США Сперри Сан, США Анадрилл Шлюмберже, Франция Компьюталог, Канада Бэккер Хугнес Интег, США Халлибартон, США Теледрилл, США Геосервис, Франция

1 Название (шифр) систем Power Pulse MBD MBD MBD MBD МВЭ LBD MBD MBD

2 Измеряемые параметры: -инклинометрические -технологические -геофизические Z (0,1) W(0,1) A(1,0) M, Q, t, P, W КС, re. ak (ГГК, HHK) Z (0-180°±0,2) W(0-360°±0,2) А (0-360°±0,2) Z, W, А магн., гир. Z (0-180°±0,2) W(0-360°±0,2) А (0-360°±0,2) P,t ГК,КС Z (0-180°±0,1) W(0-360°±l,5) А(0-360±0,25) t гк г (0-180°±0,2) W(0-360o±l,5) А (0-360°±1,0) 1(0-150°±2) ГК, магнит, поле Z (0-180°±0,2) W(0-360°+0,2) А (0-360°±0,2) ВК. АК, КС, гк, ггк,ннк, пеленгация Z (0-180°±0,2) W(0-360°±0,2) А (0-360°±0,2) гк,кс Z (0-180°±0,2) W(0-360°±0,2) А (0-360°±0,2) гк.кс

3 Канал связи Гидравлич. Э/м Гидравлич. Э/м Гидравлич. отриц. импульсн. Гидравлич. положит. Гидравлич. Э/м Э/м "

4 Дальность канала, км >5 ДоЗ >5 ДоЗ 5 и более 5 и более >5 ДоЗ ДоЗ

5 Скорость передачи, бит/с 3-6 до 10 До 2-45 3-6 До 16 12,18, 24 12, 18,24 До 16 До 16

6 Источник энергоснабжения Турбоагрегат, аккумулятор Аккумулятор Турбоагрегат, аккумулятор Аккумулятор Аккумулятор Литиевые батареи Батареи Аккумулятор Батареи

7 Термобаростойкость, °С/Мпа 150° 125/140 125(315) 125/140 150/137 150/138 150/138 125/140 125/140

8 Ресурс работы, ч — — — — — 200 200 — —

9 Наличие обратного канала Гидроимпульсами обратной полярности Есть Г'идроимпуль-сами Есть Есть Есть Есть Есть

10 Работа с содержанием песка, % До 1 До 10 <1,0 До 10 До1 До 1 До 1 До 10 До 10

11 Область применения ННС, ГС ННС, ГС ННС-ГС ННС, ГС ННС, ГС ННС, ГС ННС, ГС ННС, ГС ННС, ГС

12 Особенности До30ё

1.2. Отечественные телеизмерительные инклинометрические системы для точнонаправленного бурения скважин Западной Сибири.

Впервые электромагнитный канал связи для автоматизации процесса бурения и геофизических исследований в процессе бурения применен в СССР (система ЭБТ-1,БЭТА) [56, 88, 89]. Разработанная ВНИИГИС система забойного инклинометра ЗИС-4 с электромагнитным каналом связи "забой-устье" успешно применяется с 1987 года в различных районах страны (Урало-Поволжье, Западная Сибирь). Первичными преобразователями угловых перемещений являются датчик зенитного угла маятникового типа с синусно-косинусным трансформатором, в качестве датчика азимута - магнитомодуляционный датчик на стабилизированной платформе. Для устойчивой работы в условиях вибраций контейнер блока датчиков заполнен кремнеорганической жидкостью. Источником электрического питания забойного блока и передатчика является автономный турбоагрегат, ротор которого приводится во вращение потоком промывочной жидкости. Мощность генератора составляет 60 Вт при расходе промывочной жидкости 15-25 л/с. В качестве излучающей антенны (несимметричный диполь) используются бурильные трубы разделенные электрически прочным электрическим разделителем в виде защемленного между резьбовыми соединениями стеклопластиком, пропитанного полиэфирной смолой и изоляционным и внутренним и внешним покрытиями из этих же материалов. Передача электрических сигналов с забоя осуществляется фазо ман ипу л ирован н ы м и цифровыми последовательностями. Приемная аппаратура принимает, усиливает и дешифрирует принятые сигналы и отображает результаты измерений на табло и бумажном носителе.

В последние годы в связи с резким возрастанием объемов работ по точно направленному бурению наклонно — направленных и горизонтальных скважин ряд организаций усиленно работают над созданием более совершенных телесистем на базе новых передовых, ставших доступными, высоких технологий ВПК и современной элементной базы.

При каротаже в процессе бурения используются следующие виды аппаратуры:

- бескабельные системы проводки и каротажа,

- МШ> и 1ЖО-системы,

- автономные приборы,

- кабельные системы.

В России и СНГ разработкой систем проводки и каротажа скважин в процессе бурения занимается целый ряд организаций: АО НПП "ВНИИГИС" (г. Октябрьский), НПФ "Геофизика" (г.Уфа), СКТБ ПЭ "Потенциал" (г.Харьков), НПО "Ротор" (ранее НИИ прикладной механики) и ВНИИБТ (г.Москва), АО "ЭХО" (г.Октябрьский), ВНИГИК (г.Тверь), МВП "Курс" (г.Троицк) и др. Технические характеристики разработанных ими систем приведены в таблице 2.

Как следует из таблицы, большинство отечественных телесистем измеряет довольно ограниченный набор технологических параметров бурения (зенитный угол н, азимут А, положение отклонителя м/) и могут быть применены для контроля траектории ствола ГС: это системы СТЭ и СТТ (СКТБ "Потенциал"), использующие в качестве канала связи кабель электробура, бескабельные с электромагнитным каналом связи системы ЗИС-4 (ВНИИГИС), ВТ-3 (АО "ЭХО"), автономная ЗТС-42 (ВНИГИК).

Забойная телеметрическая система СТЭ, созданная Харьковским СКТБ "Потенциал" при участии ВНИИБТ, используется при электробурении в течение последних 20 лет и позволила успешно пробурить сотни наклонно-направленных скважин в различных районах СНГ. Система 2СТЭ благодаря усовершенствованной конструкции обладает улучшенными точностными показателями измерений зенитного угла, азимута и положения отклонителя. Однако, выпуск этой системы ограничился 8-ю опытными образцами. Для проводки скважин, бурящихся гидравлическими забойными двигателями в СКТБ "Потенциал" разработана забойная телеметрическая система СТТ, которая на 90% унифицирована с телесистемами типа СТЭ.

Таблица 2

Технические характеристики отечественных телеметрических систем с проводным и электромагнитным каналом связи «забой - устье».

№ п/п Техническая характеристика Фирма-разработчик и изготовитель

ВНИИГИС ВНИИГИС ВНИИГИС ИПФ «Сибна» вниинпг ЗАО «Эхо»

1 Название (шифр) систем ЗИС-4 "Забой" ЗТС-1УГ ЗИС-4М ЗИТ-1 AT-3

2 Измеряемые параметры: -инклинометрические -технологические -геофизические г (0-90±0,5) \У(0-360±3,5) А(0-360±3,5) N Ъ (0-90+0,5) W (0-360±4,0) А (0-360+4,0) вк Ъ (0-180°±0,1) \У(0-360°+0Д) А (0-360°+0,5) ГК, КС, ПС Ъ (0-110°±0,5) W(0-360±3,5) А (0-360°±3,5) г (0-90°+0,5) \У(0-360°+4,0) А (0-360°+4,0) Z (0-180°±0,5) W(0-360°) А (0-360°) ГК

3 Канал связи Э/м Э/м Э/м Э/м Э/м Э/м Э/м

4 Дальность канала, км До 5 при р>20 Ом*м До 5 при р>20 Ом*м Доз До 2,5 ДоЗ

5 Скорость передачи, бит/с До 5 До 5 2-5 2-5 4-5 4-5

6 Источник энергоснабжения Турбоагрегат Турбоагрегат, аккумулятор Турбоагрегат, аккумулятор Турбоагрегат Турбоагрегат Турбоагрегат

7 Термобаростойкость, °С/Мпа 80/60 85/60 100/60 85/60 85/60 85/80

8 Ресурс работы, ч — — — До 200 — —

9 Наличие обратного канала Нет Есть Нет Нет Нет Нет

10 Работа с содержанием песка, % До 10 До ю До 15 До 15 До 10 До 10

11 Область применения ННС, ГС ННС, ГС РГС ННС, ГС ННС, ГС ННС, ГС

ы ы

В настоящее время в СКТБ ПЭ ведутся работы по созданию управляемого с поверхности отклонителя для электробура с кабельным каналом связи. Начаты работы по созданию второго поколения телеметрических систем.

Электропроводная телеметрическая система "ЭТО-!", разработанная во ВНИИБТ, предназначена для контроля угла закручивания КНБК в процессе бурения направленных скважин и контроля угла установки отклонителя. Телесистема состоит из спускаемого на трехжильном кабеле измерительного зонда, который на нижнем конце имеет направленную планку, и наземного измерительного устройства.

Из отечественных предприятий наибольшего успеха в плане комплексного подхода к решению проблемы информационного обеспечения строительства ГС (проводки и каротажа) добились АО НПП "ВНИИГИС" и АО НПФ "Геофизика".

АО НПП "ВНИИГИС" предлагает комплексную технологию управления траекторией бурящейся скважины инклинометрической системой с беспроводным электромагнитным каналом связи и каротажа автономной аппаратурой на бурильных трубах. Технология реализуется с помощью забойной инклинометрической системы ЗИС-4 и аппаратурно-методического комплекса "Горизонт". На этапе проводки скважины используется ЗИС-4, позволяющая вести измерения непрерывно без остановки бурения. Прием и обработку информации можно вести как с помощью специализированного пульта, так и на IBM PC. Для каротажа горизонтальной скважины используется АМК "Горизонт", с помощью которого за восемь часов и одну спуско-подъемную операцию обеспечивается запись комплекса параметров: ГК, НГК, ПС, КС, инклинометрии.

В рамках развития комплексной технологии во ВНИИГИС начато внедрение системы MWD "Забой" с беспроводным электромагнитным каналом связи. "Забой" позволяет непосредственно в ходе бурения получать информацию о технологических и инклинометрических параметрах бурения, а также о литологии геологического разреза.

В последние годы очень интенсивно разрабатываются технологии бурения многоствольных скважин и скважин малого диаметра из обсаженных скважин, а также из скважин старого фонда. В первом случае существенно падают затраты за счет уменьшения необходимого количества скважин, а во втором при незначительных затратах на бурение вызывается к жизни огромное количество старых скважин, используя нетронутые целики нефти и малопродуктивные пласты. Для реализации этих технологий ВНИИГИС завершает разработку малогабаритной телесистемы ЗТС-1УГ с беспроводным каналом связи с использованием опыта разработки и эксплуатации телесистем двух предыдущих поколений ЗИС-4 и "Забой".

Специфичные требования к телесистеме, предъявляемые для проводки скважин малого диаметра, потребовали кардинального пересмотра конструкции. Разработан принципиально новый турбогенератор, электрический разделитель, общая компоновка, система кодирования. Совместно с предприятием ВПК разработан высококлассный инклинометрический датчик. Кроме того, компоновка телесистемы предполагает органичное развитие комплекса измеряемых параметров.

Усовершенствованная модификация "Забоя" - "Забой-М", над которой работают в настоящее время разработчики ВНИИГИС, предназначена для измерения расширенного комплекса геофизических параметров: ГК, ПС, КС зондами БК, дифференциальное давление и температура (ДД и ДР).

Одновременно с развитием систем каротажа в процессе бурения с электромагнитным каналом связи во ВНИИГИС ведутся работы по совершенствованию автономных систем для каротажа ГС. Завершается разработка экспериментального образца автономного аппаратурно-методического комплекса малого диаметра для геофизических исследований горизонтальных скважин, пробуренных из скважин действующего и старого фонда ("Горизонт-М"). Разрабатывается новая модификация "Горизонт-2" с расширенным комплексом измеряемых геофизических параметров. Дополнительно к модулям КС, ПС, ГК, НГК разрабатываются модули АК, ГГК-П и ГДК.

В АО НПФ "Геофизика" разрабатываются и производятся:

- инклинометрическая забойная система с кабельным каналом связи КТС-1 с магнитометрическим многоточечным инклинометром "Оникс";

-технологии и технические средства для ГИС в ГС "Горизонталь-1" с использованием геофизического кабеля, "Горизонталь-2" с использованием кабеля электробура, Торизонталь-3" и "Горизонталь4" на кабеле с доставкой на забой потоком промывочной жидкости или колонной специальных труб, "Горизонталь-5" для промыслово-геофизических исследований в действующих ГС;

- малогабаритная инклинометрическая система для бурения скважин малого диаметра (120-146 мм) ОРБИ-36 (инклинометрия, ГК, НГК);

- геофизическая аппаратура для исследования скважин с малым радиусом кривизны (гибкие соединения).

Кабельная телеметрическая система КТС-1 разработана в рамках отраслевой комплексной программы "Горизонт", в 1994 году успешно прошла ведомственные приемочные испытания. В системе использован сбросовый кабель, контактные стержни и муфты, переводник кабеля из колонны в заколонное пространство, комбинированная проводная линия связи при помощи КПЛС-140. В системе применен виброударозащищенный погружной контейнер, в котором в процессе бурения находятся измерительные зонды.

Для решения важной задачи определения положения долота относительно кровли и подошвы пласта в процессе бурения в НПФ "Геофизика" найдены новые технические решения, которые реализованы в макетах приборов. Для защиты новых технических решений НПФ "Геофизика" получила серию патентов на способы проводки и исследования горизонтальных скважин (патенты РФ NN 1572097, 2006575, 2007556). Кроме того, НПФ "Геофизика" получила патенты на устройства для контроля за положением отклонителя ствола скважины (патенты РФ NN 2007560, 2052091) и на способ доставки геофизических приборов в горизонтальную скважину (патент РФ N 2029860).

ВНИГИК НПП "ГЕРС" разработал и предлагает для использования автоматизированный комплекс для геологических исследований скважин в

процессе бурения, предназначенный для оперативного изучения свойств горных пород по шламу, промывочной и пластовой жидкости с целью литологического расчленения разреза, выделения нефтеносных пластов, оценки их коллекторских свойств, формирования отчетных документов и архивирования геологической информации.

Кроме того, ВНИГИК разработал и предлагает к использованию комплекс аппаратуры контроля процесса бурения скважин "Оптима", состоящей из модулей сбора информации от датчиков МСИ, компьютерного центра обработки информации КЦ, моноканала цифровой связи между КЦ и МСИ.

Во ВНИГИК также разработана телесистема ЗТС-42, которая устанавливается в фиксирующем устройстве, может быть сбрасываемой и использоваться в автономном режиме периодического считывания информации из скважинного прибора посредством спускаемого кабеля. Инклинометрические параметры измеряются высокоточным зарубежным датчиком. Кроме 3-х и н кли но метрических параметров система ЗТС-42 измеряет температуру, давление, ГК, вибрацию. Однако испытания систем в Оренбурге, Западной Сибири показали, что отсутствие информации в реальном времени затрудняет управление отклонителем.

АО НТТ "Курс" заявляет о своей готовности к формированию рынка М\¥Б систем. В активе предприятия более 50 успешно пробуренных скважин в различных регионах страны.

АО НТТ "Курс" предлагает буровым предприятиям и организациям забойные телеметрические системы, обеспечивающие контроль положения отклонителя на забое и параметров траектории ствола скважины в процессе бурения с передачей результатов по каротажному кабелю. Отличительная особенность аппаратуры "Курс" - высокая вибро- и термостойкость. Аппаратура "Курс" использовалась при проводке горизонтальных скважин. В настоящее время АО НТТ "Курс" совместно с Арзамасским приборостроительным заводом (АО "АПЗ") и НИИприборостроения участвуют в создании гироскопической системы диаметром 45 мм (торговое название Тирокурсор").

АО "СпецУБР" (г. Нижневартовск), имеющее большой опыт бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин совместно с АО "Саратовнефтегеофизика" создали комплексную компьютизированную систему оперативного контроля технологии бурения и траектории ствола скважины. Система включает датчики технологических параметров бурения (датчик оборотов лебедки, веса на крюке и давления в нагнетательной линии буровых насосов), бескабельную забойную телеметрическую систему ЗИС-4 (разработанную во ВНИИГИС), анализатор суммарного содержания углеводородных газов в буровом растворе и компьютизированный комплекс обработки информации, обеспечивающий преобразование информации датчиков технологических параметров бурения и забойной инклинометрической системы в цифровой сигнал, ее обработку и отображение на дисплее в реальном времени, запись в базу данных на жесткий диск и вывод на печать в табличной и графической формах в функции времени и глубины.

Специалистами ПечорНИПИнефти и АО "Коминефтьгеофизика" предложен способ совмещения процесса бурения и геофизических работ. Технология заключается в доставке геофизических приборов на забой принудительно потоком промывочной жидкости. Специалистами Ухтинского индустриального института, АО "Коминефтьгеофизика" и "Коминефть" разработана телеметрическая система ТСИО "Печора", которая может быть использована в качестве навигационного обеспечения в бурогеофизическом комплексе "Печора", предназначенном для проводки горизонтальных и разветвленных скважин. Данная телесистема позволяет определять положение отклонителя, зенитный угол и азимут ствола непрерывно путем подачи измерительного блока через горловину вертлюга или вводный переводник с записью на цифропечатающем устройстве.

Преимущество этой телесистемы, по мнению разработчиков, заключается в том, что она создана на базе уже существующего геофизического комплекса: инклинометров КИТ, ИН1-721, приборов радиоактивного каротажа, электротермометра и локатора муфт. Система дает возможность осуществить навигационное обеспечение и расчленение геологического разреза в процессе

бурения. Создан опытный образец, и намечены стендовые и промысловые испытания.

Для бурения горизонтальных скважин из эксплуатационной колонны бездействующей скважины в ПО " У р ен гой газ про м" ВНИИБТ изготовил специальную компоновку, состоящую из вырезающего устройства, устройства для ориентирования отклонителя и забойного двигателя с уменьшенной длиной шпинделя. Для измерения зенитного угла и азимута использовался разработанный ВНИИБТ инклинометр с часовым механизмом (ИКС), диаметр которого составляет 50 мм.

Актуальность проблемы проводки горизонтальных и наклонно-направленных скважин послужила причиной повышенного интереса ряда организаций к разработке современных забойных инклинометрических систем, в том числе малогабаритных.

В ВИТРе завершена НИР по созданию универсального автономного одноточечного инклинометра для оперативного контроля направления наклонных, горизонтальных и восстающих скважин диаметром более 46 мм и глубиной до 1500 м, пробуренных в диамагнитных горных породах. Инклинометр ИОК-42 обеспечивает определение зенитных углов с погрешностью ±1°, азимутальных ±2,5° (при зенитных углах от 3° до 177°).

В Томском политехническом институте ведется разработка по созданию эффективных инклинометрических приборов и систем контроля наклонно-направленных, в том числе горизонтальных, нефтяных и газовых скважин.

Разработка технологии и компьютеризованного комплекса геолого-геофизического сопровождения проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин в процессе бурения ведется в НВНИИГГ. Здесь разработан прибор для измерения зенитного угла скважины в процессе бурения с минимальным диаметром бурильных труб 50 мм.

Прибор после окончания бурения перед подъемом бурового инструмента сбрасывается в бурильные трубы и опускается в специальную центрирующую втулку. Через заданное время прибор срабатывает, фиксируется зенитный угол,

и далее поднимается вместе с инструментом на поверхность. Прибор выпускается опытным заводом ВНИИБТ.

АО "ЭХО" начало промышленное использование забойного инклинометра ЭХО АТ-3 с электромагнитным каналом связи. Инклинометр предназначен для непрерывного измерения, беспроводной передачи на поверхность и регистрации параметров при бурении скважин забойными гидравлическими двигателями. С использованием ЭХО АТ-3 пробурено несколько горизонтальных скважин в Татарии.

В Санкт-Петербургском государственном горном институте с привлечением специалистов ВПК разрабатывается система геотехнологических исследований в процессе бурения скважин с передачей информации по электромагнитному каналу связи.

В России в последние годы уделяется внимание разработке гироскопических инклинометрических систем как более точных и надежных. НПО "Ротор" разработал гироскопические забойные измерительные комплексы для систем точнонаправленного бурения горизонтальных скважин, обеспечивающих измерение угловых параметров любых траекторий нефтяных и газовых скважин и передачу в наземную аппаратуру значений зенитного угла, азимута, угла положения отклонителя и температуры в забое. Серийное производство разработанных приборов и аппаратуры планируется заводами объединения.

НПФ "Геофизика" также предлагает инклинометр гироскопический многоточечный ИГМ-100-100/60 с повышенными метрологическими характеристиками, предназначенный для определения азимута и зенитного угла с целью уточнения траекторий ранее пробуренных, в том числе горизонтальных, скважин. Режим измерения — точечный, дополнительно выдается информация о температуре внутри скважинного прибора.

В Уфимском государственном нефтяном техническом университете разработана конструкция гироскопического устройства для направленного бурения наклонных и горизонтальных скважин.

В течение последних десятилетий отечественным и зарубежным исследователям удалось продвинуться в направлении практического использования сигналов, возбуждаемых работающим буровым долотом, для изучения упругих параметров разбуриваемых пород, режимов бурения, а также пространственного положения ствола скважины. В последние годы убедительно показана возможность решения геологических задач при проведении ВСП ПБ. В настоящее время имеется задел для разработки методики комплексного решения геологических и технологических задач модификациями ВСП ПБ. При ВСП ПБ создаются условия для контроля за режимом бурения и оперативного прогноза ниже забоя одновременно в различных скважинах, а многоканальные наземные регистрирующие системы позволяют реализовать профильные, объемные и площадные модификации метода с требуемой плотностью освещения отражающих объектов (Шехтман Г.А. и др., ВНИИГеофизика).

Перед автором стояла задача проанализировать зарубежный и отечественный опыт эксплуатации выпущенных ОАО ИПФ "Сибнефтеавтоматика" и эксплуатирующихся геофизическими предприятиями: ДАО "СпецУБР" (А.Н. Сараев и др., г. Нижневартовск), АО ИПФ "Геофит" (А.К. Хорьков и др., г. Томск), АО "ЭХО" (Г.Ф. Кузнецов, г. Октябрьский) и др. организаций, разработать оптимальную структуру телесистем для проводки скважин Западной Сибири, основанную на современных решениях, элементной базе, методах и средствах обработки в реальном масштабе времени данных измерений на ПЭВМ, отвечающую современным требованиях по точности измерений траектории, измерения технологических и геофизических параметров.

По результатам исследований выполнить опытно — конструкторские работы, изготовить опытные образцы аппаратуры и испытать телесистемы в скважинных условиях Западной Сибири, отработать совершенную методику измерений на буровой, метрологическое обеспечение аппаратуры.

2. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ ТРЕБОВАНИЙ К ТЕЛЕИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ИНКЛИНОМЕТРИЧЕСКИМ СИСТЕМАМ ДЛЯ ТОЧНОНАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

2.1. Геолого - технические условия бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири.

Необъятные просторы Западной Сибири, в пределах которой открыты уникальные месторождения нефти и газа (Самотлорское, Федоровское, Уренгойское и др.), суровый климат и заболоченность значительных территорий обусловили разбуривание и разработку месторождений с намытых оснований (островов) скважинами кустового бурения с количеством 12-18 скважин в кусте. Удаленность разбуриваемых площадей от жилых благоустроенных поселков и городов, дефицит в квалифицированных кадрах обусловили работу вахтовым способом, сезонную доставку бурового оборудования и аппаратуры. Это предъявляет высокие требования к соблюдению технологии бурения, ее оптимизации и геофизических исследований скважин при их проводке, опробовании и эксплуатации.

Одна из крупнейших нефтегазоносных провинций в мире - ЗападноСибирская - приурочена к одноименной равнине и занимает большую часть её территории. С учетом потенциальных запасов УВ, она по своему рангу относится к мегапровинции [20] (рис. 2).

С запада, с юга и востока она ограничена складчатыми сооружениями

Урала, Казахстана и Енисейского кряжа и имеет площадь 2090 тыс.км .; из них

2 2 1740 тыс. км составляют перспективные земли и 350 тыс. км

малоперспективные. В числе перспективных земель 1416 тыс.км приходится на

2 2 сушу, 124 тыс.км - на губы и заливы, 200 тыс.км - на акваторию Карского моря.

В административном отношении большая часть провинции

о

располагается на территории Тюменской области (1425 тыс.км ); остальная часть приходится на Томскую, Омскую, Новосибирскую, Екатеринбургскую области и Красноярский край.

Рис.2 Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция.

Крупнейшие тектонические элементы: I Уральская с

кладчатая система, II Казахский щит,

III Сибирская платформа, IV Енисейско-Хатангский региональный прогиб.

Крупные тектонические элементы: 1- Северо-Ямальский мегавал, 2- Средне ямальский свод, 3- Оленья седловина, 4- Северо-Сеяхинекая впадина, 5- Сеяхинск ая впадина, 6- Нурминский мегавал, 7- Южно-Ямальский мегавал, 8- Юрибейская мо ноклинапь, 9- Юрацкий свод, 10- Гыданский свод, 11- Антипаютинский мегапрогиб, 12-ь Напалковский мегавал, 13-Нижнемессояхский мегавал, 14- Ямбургский мегава

л, 15- Песцовая седловина, 16- Нерутинская впадина, 17- Уренгойский мегавал, 18- Ниж непурский мегапрогиб, 19- Танловский мегавал, 20- Северный свод, 21- Етыпурский свод, 22- Среднепурский мегапрогиб, 23-Вэнгапурский мегавал, 24- Тагринский мегавал, 25- Ампутинский мегапрогиб, 26- Ярудейский мегавал, 27- Танловская впа дина, 28- Хадырьяхинская моноклиналь, 29- Большехетская впадина, 30- Русскочас ельский мегавал, 31- Нижнетазовский мегапрогиб, 32- Сузунский мегавал, 33- Крас носелькупский мегавал, 34- Сургутский свод, 35- Северо - Су ргутс к а я моноклина ль, 36- Нижневартовский свод, 37- Северо-Вартовская моноклиналь, 38- Южно-Вартов екая моноклиналь, 39- Салымский свод, 40- Юганская впадина, 41- Чупальская седло вина, 42- Ханты-Мансийская впадина, 43- Демьянский мегавал, 44- Каймысовский сво д, 45- Ломовая седловина, 46- Сред н евасюга н ски й мегавал, 47- Колтогорский мегап рогиб, 48- Нюрольская впадина, 49- Пудинский мегавал, 50- Парабельский мегавал, 51- Устьтымская впадина, 52- Окуневская седловина, 53- Александровский мегавал

, 54- Межовский мегавал, 55- Верхнетарская моноклиналь, 56- Старосолдатский мег авал, 57- Омская впадина, 58- Муромцевский мегапрогиб, 59- Ляминский мегавал, 60- Кр асноленинский свод, 61- Елизаровский мегапрогиб, 62- Шаимский мегавал, 63- Верх неполуйская моноклиналь, 64- Березовская моноклиналь, 65- Помутский менавал , 66- Юильская седловина, 67- Вынглорская впадина, 68- Надымская впадина, 69- Караль кинский мегавал, 70- Пыль-Караминский мегавал, 71- Корликовский мегапроги б, 73-Харампурская моноклиналь.

Мезозойско-кайнозойский чехол Западно-Сибирской плиты представлен чередующимися толщами песчано-алевритовых и глинистых пород различного генезиса. По условиям образования они отвечают трем мегациклам: триас-аптскому, апт-олигоценовому и олигоцен-четвертичному.

Западно-Сибирская провинция приурочена к молодой платформе с гетерогенным фундаментом герцинской консолидации в западной и центральной частях; каледонской - в южной и юго-восточной; байкальской - в северной, восточной и арктической.

Поверхность палеозоя, совпадающая с подошвой мезозойско-кайнозойского чехла, местами резко в виде уступов, а участками плавно погружается от бортов Западно-Сибирской плиты к её центральным и северным районам. В Приобье глубина до этой поверхности равна 2.6-4.0 км; к северу она погружается до 16-18 км (Антипаютинекий прогиб), а на Крайнем Севере, в пределах суши (север Ямала и Гыдана), вновь воздымается до 6-8 км .

По мнению исследователей ВНИГРИ, фундамент Западно-Сибирской плиты сложен древними кристаллическими породами, а залегающая на них толща осадков различного генезиса палеозойско-среднетриасового возраста, относится к промежуточному комплексу, мощность которого изменяется от сотен метров до нескольких километров и лишь на вершинах крупнейших структур отсутствует.

В региональном плане по мезозойско-кайнозойскому платформенному чехлу (Т3 -С>), перекрывающему образования фундамента и промежуточного комплекса, выделяются 3 крупных надпорядковых тектонических элемента -внешний тектонический пояс, Центральная и Северная тектонические области.

Внешний тектонический пояс располагается в краевых частях вдоль бортов плиты, где в западном и южном его звеньях глубина до фундамента, как правило, не превышает 1.5 км. Преобладают незамкнутые и полузамкнутые структуры различных порядков (типа выступов, моноклиналей и структурных поясов). Простирание крупных тектонических элементов пояса в большинстве случаев подчинено ориентировки складчатых структур обрамления.

Центральная тектоническая область с запада, юга и востока примыкает к внешнему тектоническому поясу. Отличительной особенностью Центральной области в южной половине плиты является широкое развитие на её территории (около 40%) крупных положительных структур, для которых наиболее типичны сводовые поднятия (своды), такие, как Красноленинский, Сургутский, Нижневартовский, Каймысовекий, Межовский и мегавалы - Демьянский, Александровский, Средневасюганский, Пудинский, Парабельский и другие (рис.2).

Сводовые поднятия по форме изометричны, площадь их изменяется от 57 до 23 тыс.км . Мегавалы имеют, в основном, примерно такую же площадь. Амплитуда по поверхности фундамента крупных положительных структур достигает 400-600 м, уменьшаясь вверх по разрезу (по отложениям верхнего мела и палеогена) примерно в 10 раз. Структуры всех порядков на территории Центральной области консидементационные. Их заложение происходило на стадиях раннего развития осадочного чехла, в ранне-среднеюрскую эпохи, а наиболее интенсивный рост был у различных структур в разное время.

Разрывные нарушения зафиксированы сейсморазведкой только на отдельных локальных поднятиях. Амплитуда нарушений не превышает 20-40 метров.

В Северной тектонической области, охватывающей всю северную половину плиты, зафиксированы наиболее резкие изменения глубин до фундамента (от первых единиц км до 14-16 км). Для неё характерны крупные линейные структуры типа мегавалов (Нурминекий, Медвежий, Ямбургский, Уренгойский и др.), валов и прогибов преимущественно субмеридионального, а также северо-западного и северо-восточного направлений. Под отложениями осадочного чехла в этой области предполагается широкое развитие палеозойско-нижнетриасовой промежуточной толщи вулканогенно-эффузивного и карбонатно-терригенного состава, достигающей мощности 6.0 км (Пурский прогиб).

Размеры мегавалов составляют по короткой оси 30-45 км, по длинной

/Л

оси - от 250 до 520 км, а площадь их обычно изменяется от 8 до 20 тыс.км .

г*

Амплитуды крупных структур, как положительных, так и отрицательных, колеблются от 1.0 до 1.5 км.

Некоторые структуры (Русский вал) осложнены разрывными нарушениями, амплитуда смещения по которым достигает 200-300 м; нарушения прослеживаются вверх по разрезу вплоть до сеноманских и туронских отложений.

В северной области все известные структуры — унаследованные. Основные зоны поднятий и прогибо& оформились, вероятно, в конце триаса и продолжали развиваться в юрский и меловой периоды и начале палеогена. Описываемые структуры отличаются существенно от структур Центральной области активным ростом в новейший тектонический этап. Амплитуды многих поднятий увеличились за послесеноманский этап формирования более чем на 30%.

В мезозойско-кайнозойском осадочном чехле выделены две региональные покрышки: верхняя - мел-палеогеновая и нижняя - юрско-нижнемеловая. Эти покрышки делят осадочный чехол на два нефтегазоносных надкомплекса - юрский и меловой. В последнем содержатся две субрегиональные покрышки - альбская и аптская, под которыми выделяются два проницаемых комплекса - неокомский и аптский. Между аптекой и турон-палеогеновой покрышкой расположен апт-сеноманский проницаемый комплекс.

Апт-сеноманский проницаемый комплекс характеризуется ступенчатым строением и резко изменяющейся мощностью от 100 до 1600 м. Мощность его увеличивается в западном направлении за счет раскрытия нижележащих покрышек. Глубина кровли комплекса изменяется от 100 м на западе до 13001500 м на севере. В зоне развития залежей она составляет 600-1100 м. Относительное содержание проницаемых пород в комплексе увеличивается в западном направлении от 40 до 80%. Увеличение процента песчанистости сопровождается улучшением коллекторских свойств. Пористость песчаников

-у

достигает 20-30%, проницаемость - 2 мкм .

Покрышкой служит мощная (500-800 м) толща глин турон-палеогенового возраста. Покрышка становится ненадежной при средней её

мощности 100 м на западе и 40-50 м на севере и северо-востоке. В апт-сеноманском комплексе сконцентрированы большие запасы газа. Гигантские залежи открыты в кровле комплекса, в сеномане. Это — Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное и другие месторождения.

На крупных — Русском, Тазовском, Северо-Комсомольском и Вань-Еганском месторождениях выявлены промышленные нефтяные оторочки; на Ай-Яунском — нефтяная залежь; на Русском месторождении — значительное скопление нефти. Газ сухой, метановый. Нефть тяжелая (0.834-0.966 г/см3), высоковязкая. Серы в нефти содержится от 0.13 до 1.54%, её содержание снижается к центру провинции и в северном направлении.

Практически все запасы газа сосредоточены в северных и арктических областях, при этом 55% запасов газа в этом комплексе приурочено к Ямальской и Надым-Пурекой НГО и 70% нефти к Пур-Тазовской НГО.

Неокомский комплекс является основным продуктивным нефтеносным объектом Западной Сибири. Комплекс развит на всей территории Западной Сибири. С одной стороны, его распространение ограничивается полной глинизацией нижнемеловых отложений, с другой — существенным опесчаниванием этих отложений, что приводит к отсутствию надежных экранирующих толщ.

Стратиграфический объём комплекса представлен породами от верхнетриасового до нижнеаптского возраста, которые входят в состав ачимовской, вартовской, алымской и мегионской свит.

На значительной территории отложения неокома перекрываются региональной покрышкой нижнеаптского возраста, которая выделяется в

С7Х

алымскую свиту. Мощнотеь- глинистой покрышки изменяется от 10-20 до 100160 м.

Глубина залегания кровли комплекса изменяется существенно даже в пределах одной НГО. Так, на западе и юге провинции интервал залегания кровли колеблется в пределах 1000-2300 м, в центральной части — 1500-2200 м, в северной— 1700-3000 м. Комплекс имеет двучленное строение, разделяясь на осложненную (нижнюю) и неосложненную (верхнюю) части. Осложненную

часть образуют пласты барриас-готеривского возраста, которые последовательно от нижних к верхним замещаются глинами при движении с востока на запад. Покрышки над ними последовательно раскрываются при движении с запада на восток. За счет этого над нижними пластами мощность единой проницаемой толщи (неосложненной части), экранируемой непосредственно аптекой субрегиональной покрышкой, в восточном направлении возрастает.

Пористость проницаемых пород изменяется от 14 до 24%. В неокомском комплексе открыто более 600 залежей нефти и газа с явным преобладанием нефтяных. Подавляющее большинство нефтяных залежей открыто в Среднеобской НГО; нефтегазоконденсатных — в Надым-Пурской, Пур-Тазовской НГО; газовых и газоконденсатных — в Ямальской и Гыданской НГО. По типу ловушек залежи неокома, в основном, являются структурными, пластово-сводовыми, реже массивными. В последние годы открыто большое количество залежей УВ в ловушках неантиклинального типа, которые являются объектом пристального внимания и изучения.

В юрском нефтегазоносном комплексе выделяется баженовский, ваеюганский и нижнесреднеюрский проницаемые комплексы, разделенные субрегиональными покрышками.

В баженовском комплексе сосредоточено нефти приблизительно 8% от общего потенциала Западной Сибири. Слагающие его битуминозные глины залегают на глубинах от 1000-1200 м на западе провинции, до 3000-3500 м в центральных и северных районах. Мощность их изменяется от 10-15 м до 100120 м и в среднем составляет 35 м. Общий объем битуминозных пород подсчитан в размере 35 тыс.км3.

Васюганский комплекс развит в пределах Средне-Обской НГО, в южной и центральной частях Надым-Пурской и практически повсеместно в пределах Пур-Тазовской НГО.

Коллекторы васюганского комплекса имеют кварц-полевошпатовый состав. Пористость коллекторов меняется в пределах от 15 до 19%, проницаемость — от 0 до 0.2-0.4 мкм . В комплексе открыто более 180 нефтяных, 10 нефтегазоконденсатных и 20 газоконденсатных залежей.

Плотность потенциальных ресурсов УВ на участках открытия залежей

/у

изменяется от 50 до 100 тыс.т/км .

Н иж несре дне юрский комплекс выделяется практически на всей территории провинции. Глубина залегания кровли комплекса составляет 1-2.5 км на западе провинции; 2.5-3.5 км на востоке и в Среднем Приобье, а в остальных впадинах севера Западной Сибири достигает 4-4.5 км. Мощность комплекса изменяется от нескольких метров до 1.5 км.

В верхнетриас-нижнесреднеюрском комплексе сосредоточено: нефти — 24.5%, газа — 33.2% общего потенциала Западной Сибири.

В палеозойских отложениях месторождения нефти и газа открыты пока, в основном, в юго-восточных частях плиты; единичные — в Ямальской, Фроловской и Среднеобской НГО. По типу залежи относятся к пластовым и массивным, как правило тектонически, литологически или стратиграфически экранированным.

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделено 11 нефтегазоносных областей: Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Приуральская, Фроловская, Среднеобская, Каймысовская, Васюганская, Пайдугинская и акваториальная - Южно—Карская. Всего открыто к концу 1992 года 500 месторождений нефти и газа, причем 2 уникальных газоконденсатных месторождения - Русановское и Ленинградское (описание этих недавно открытых месторождений в имеющейся литературе отсутствует) на акваториальном продолжении Западно-Сибирской провинции.

В пределах южной половины провинции преобладают нефтяные и нефтегазовые месторождения, в пределах северной — газовые и газоконденсатные.

В Среднеобской НГО большая часть потенциальных ресурсов нефти — 55%— сосредоточены в неокомском продуктивном комплексе; в Надым-Пурской НГО наибольшими потенциальными ресурсами нефти — 45.6% — обладает неокомский комплекс, 18% приходится на ачимовскую толщу, 10% — на верхнеюрский комплекс и 18.6% — на среднеюрский; в Пур-Тазовской НГО потенциальные ресурсы жидких УВ почти равны ресурсам газа; в Ямальской

НГО, в преимущественно газоносных сеноманских отложениях, выявлено 53% потенциальных ресурсов газа, в аптских — 62% потенциальных ресурсов нефти, в юрских — 9% газа и 13% нефти.

Поиски новых месторождений нефти и газа в Западно-Сибирской провинции связываются, в основном, с ловушками неантиклинального типа в ачимовской толще и с глубоко залегающими юрскими и триасовыми отложениями северной части Западной Сибири.

Всего на 1.01.1994 года в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, включая и экваториальную её часть, числятся 29 уникальных месторождений - нефтяных, нефтегазоконденеатных, газоконденсатных и газовых. Два из них — Русановское и Ленинградское открытые в 90-х годах находятся на акватории Карского моря.

Продуктивные пласты залегают на глубине от 1100 м до 2700 - 2900 м и более, сложены , как правило, терригенными отложениями, мощность которых колеблется от единиц до нескольких десятков, а порой и сотен метров. На месторождениях, находящихся в эксплуатации, продуктивные пласты подпираются, как правило, водонасыщенными пластами. Пластовые давления достигают 25,0-30,0 МПа, температура в продуктивных пластах - до 110°, в основном до 60°С.

Конструкция и последовательность бурения скважин такова. Бурение под кондуктор на глубину 200-300 м производится долотом диаметром 300 мм, затем спускают кондуктор и цементируют его. Бурение долотом 215,9 мм вертикального ствола производится до глубин 2-3 км в зависимости от места расположения куста и выбранной сети разбуривания скважин по проекту разработки [27, 36].

В процессе проводки скважины после очередного долбления и подъема бурового инструмента выполняются геофизические исследования аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле (рис. 3).

Бурение наклонного участка, вход в продуктивный горизонт вертикальным стволом или вскрытием продуктивного пласта наклонным и горизонтальным участком определяется геолого - техническим нарядом. По

•w»*=AlV\ 7!— írvT* —r füm ftNf JÜyUdUi *P»' Wtflyyi

r

/vj L-T" \ '^ül! vu

-«A-wwwC'' £ W-v/UVv ; i § E a c tí g E i ■ i i 3 i \ S B -J AM ^ i «c a-1-ní

iii«

►ii'n

ou ¡>e

otc-osi

hvmííRMBU

nvM3ovm¡>n

HUMOUlfitiño ■

pnnagvi/p + n n ¡t o ui u y

pnHünitSdv} <■ Qmtosndiuioj

n n H M n H

x v g o v a n

-

* •

J^ÍM wAJ

1 1 ni % III 111 III í i • 1 "í--yA 1 VT—Í~VI

9

' §

ln

l.l.ll'l'll.l.l.l

tí

!¡!¡!

'¡'¡.¡V-'i'!

flf-o»

osa «a

toagoiMcfiit

tí v M s d ñu a ti

nitiiOHOiIñi

nnujHVnaHlo

g/>M3j<iuv + n n » 3 ui u y.

nn h xi » a

n n H M n H

t V 1 0 U i M

./РОССИЙСКИ

^¡ÏCiii

тек а

с

liMlWi*1!«1,1 иАШЙ'- 'Я H

Заключение диссертации по теме «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых», Абрамов, Генрих Саакович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований автором получены следующие результаты.

Выполнен анализ состояния отечественного и зарубежного опыта точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин, на основании которого составлена классификация телесистем с различными каналами связи и выбрано обоснованное перспективное направление работ по электромагнитному каналу связи «забой-устье».

Изучены геолого-технические условия бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири, условия работы телесистем на основании которых были разработаны обоснованные требования к создаваемым телесистемам с электромагнитным каналом связи нового поколения.

Разработана оптимальная система схема построения скважинной и наземной аппаратуры телесистем с электромагнитным каналом связи «забой-устье», включающая в скважинном приборе комплекс первичных преобразователей, коммутатора каналов и аналогоцифрового преобразователя, опрашиваемых по заданной программе скважинным микропроцессором, выполняющим преобразование сигналов в цифровой код, состоящий из последовательности синхроимпульсов, кода Баркера и информационных файлов, передаваемых фазоманипулируемыми двухполярными импульсами длительностями 0,25 с и 0,08 с (код Манчестер-2). Наземная аппаратура содержит высокочувствительный приемник с полосой пропускания 0,1 - 30 Гц с регулировкой верхней частоты среза в зависимости от помеховой обстановки. Обработка и дешифровка сигналов и вычисление измеренных параметров осуществляется ПЭВМ по соответствующим программам.

Исследованы различные первичные преобразователи угловых перемещений (на основе маятников, датчиков гравитационного и магнитного полей, гироскопические - на магнитной, гидравлической и пневматической подвеске) и выбраны жесткозакрепленные ортогонально размещенные акселерометры и феррозонды. В качестве технологических датчиков (измерения оборотов долота, буримости горных пород) выбраны акселерометр фирмы

Analog Device, для измерений температуры - термодатчик той же фирмы. Комплекс измерений включает геофизические преобразователи - виброкаротаж для литологического расчленения разреза и электрического токового каротажа.

Были исследованы вибрационные и ударные перегрузки работы скважинной аппаратуры в процессе бурения, допустимые перегрузки для отдельных элементов и комплектующих, в результате опробований различных металлорезиновых и металлических амортизаторов предложены оригинальные конструкции в виде тороидальных амортизаторов, прессованных из путанки, обеспечивающих виброзащиту от продольных колебаний в диапазоне 2-200 Гц и облегчающих режим работы екважинных устройств в 3-5 раз.

На основании анализа различных конструкций устройств ввода сигнала в канал связи определены оптимальные размеры, рекомендована конструкция и технология заводского изготовления электрического разделителя с защемленным электроизоляционным стеклопластиковым покрытием из стеклопластиковых и полиэфирных материалов.

В качестве автономного турбогенератора повышенной мощности и надежности разработана конструкция турбинного генератора на постоянных сверхмощных магнитах (Hg, Fe, В) с мощностью около 600 Вт и магнитной муфтой с мягкой характеристикой привода для бурильной колонны диаметром 170 мм и мощностью 250 Вт - для бурильной колонны диаметром 108 мм. Усовершенствована конструкция герметичного электрического соединителя генератора с аппаратурным контейнером. Пересмотрена схема электронной защиты передатчика от короткого замыкания при работе в обсадной колонне.

Разработан метод оперативного компьютерного расчета электромагнитного канала связи «забой - устье» для конкретных конструкций и многослойных сред геоэлектрического разреза, позволивший прогнозировать полезный сигнал с забоя в любых геоэлектрических средах нефтегазовых скважин различных разрезов. Выполнены расчеты для различных нефтегазовых месторождений Западной Сибири.

Предложена система кодирования электромагнитного сигнала при передаче в канал связи, обеспечивающая прием и надежное помехоустойчивое декодирование сигнала с глубин до 5 км в бурящихся скважинах Западной Сибири.

Разработана и изготовлена впервые компьютеризированная полуавтоматическая поверочная установка для угловых измерений зенитного угла 0-180°, угла разворота 0-360°, и азимутального угла 0-360° с погрешностью, не превышающей ±2Г и программное обеспечение для автоматического ввода поправок в поверяемую аппаратуру.

Разработана методика юстировки датчиков, обеспечивающих высокую точность измерений в процессе проводки скважин на вертикальном, пологом и горизонтальном участках, включая контроль результатов измерений траектории в режиме разгрузки бурильной колонны, в статическом режиме (без прокачки бурового раствора).

Разработана конструкторская документация, изготовлены и испытаны в стендовых и скважинных условиях Западной Сибири несколько видов телесистем различного диаметра с электромагнитным каналом связи для проводки наклонно - направленных, горизонтальных и разветвленно -горизонтальных скважин. Налажен их промышленный выпуск в ОАО ИПФ "Сибнефтеавтоматика" г. Тюмень.

Дальнейшим развитием телесистем с электромагнитным каналом связи является расширение комплекса измерений инклинометрических, технологических и геофизических параметров, введение обратного канала "устье — забой" для управления забойным скважинным прибором, что позволит изменять программу опроса датчиков исходя из их приоритетности на различных участках траектории скважины. Не исчерпаны возможности электромагнитного канала по дальности действия пространственными измерениями, измерения магнитной составляющей электромагнитного поля, применение корректирующих кодов с обнаружением и исправлением ошибок при приеме слабых сигналов в условиях сильных помех. При размещении приемных антенн на дне моря электромагнитный канал перспективен при бурении скважин на море и на шельфе морей, для этого приемную антенну с предварительным и аналого-цифровым преобразователем усилителем размещать в герметичном контейнере на дне моря и по проводной линии связи передать сигнал к приемной аппаратуре, находящейся на поверхности.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Абрамов, Генрих Саакович, 1998 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрамов Г.С., Барычев A.B., Бутакова Т.А. О некоторых критериях выбора измерителей расхода для АСУ ТП в бурении.

2. Абрамов Г.С., Барычев A.B., Богданова В.А., Карнаухов Б.Я., Рамазанов E.H.. Определение границ пород постоянной буримости.

3. A.C. 255883 (СССР). Телеметрическая система для геофизических исследований скважин в процессе бурения / Авт. изобрет. A.A. Молчанов, И.Г. Жувагин, А.Х. Сираев, А.Г. Хайров. - Заявл. 17.05.68, № 1240166/26-25; опубл.в Б.И., 1969, № 34.

4. A.C. 286890 (СССР). Способ определения кривизны буровой скважины/ Авт. изобрет. В.Н. Рукавицын, О.Л. Кузнецов. - Заявл. 08.09.68, № 1360657/22 - 3; опубл. в Б.И., 1970, № 35.

5. A.C. 402640 (СССР). Устройство для определения кривизны скважины/ Авт. изобрет. Т.Н. Ковшов, А.Г. Имамутдинов, A.A. Молчанов, А.Х. Сираев, Р.Н. Алимбеков. - Заявл.24.0272, № 1743657/22-3; опубл. в Б.И. 1973, № 42.

6. A.C. 471424 (СССР0. Устройство для передачи информации с забоя скважин на поверхность по гидравлическому каналу связи

7. Абдрахманов Г.С. Контроль технологических процессов в бурении. М., Недра, 1974.

8. Авт. изобрет. A.A. Молчанов, Н.Я. Мухортов, А.Х. Сираев. - Заявл. 19.12.73, №1983393/22-3; опубл. в Б.И., 1975, № 19.

9. Алексеев Ю.Ф. Использование данных по механическим и абразивным свойствам горных пород при бурении скважин. М., Недра, 1968.

Ю.Алексеев Ю.Ф. Механические свойства горных пород нефтяных месторождений Башкирии. Уфа, Башкнигоиздат,1961.

Н.Алексеев Ю.Ф. Современные методы прогнозирования физико-механических свойств горных пород и показателей работы долота. М., ОНТИ ВНИИОЭНГ, 1973.

12. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник /A.A. Молчанов, В.В. Лаптев, В.Н. Моисеев, P.C. Челокьян H.B. - М.: Недра, 1987. - 263 с.

13. Беляков H.B. Малогабаритная забойная телеметрическая система с комбинированным каналом связи. НТВ АИС "Каротажник", №30, 1997, с.60-67.

14.Барычев A.B., Томус Ю.Б., Постнов Е.А., Абрамов Г.С. К вопросу определения статистических оценок параметров режима бурения.

15. Блюменцев А.М., Калистратов Г.А, Лобанков В.М., Цирульников В.П. Метрологическое обеспечение. Геофизические исследования скважин. М., Недра, 1991, 266 с.

16. Бикчурин Т.Н., Козлов Ф.А. Совершенствование режимов бурения долотами уменьшенного диаметра. М., Недра, 1968.

17. Бикчурин Т.Н., Ибатуллин Р.Х., Козлов Ф.А. и др. Влияние скорости вращения долот на показатели их работы / - Нефтяное хозяйство, 1972, №11. с. 12-17.

18. Бродский П.А., Фионов А.И., Тальнов В.Б. Опробование пластов приборами на кабеле. М., Недра, 1974.

19. Воздвиженский Б.И., Мельничук И.П., Пешалов Ю.А. Физико-механические свойства горных пород и влияние их на эффективность бурения. М., Недра, 1973.

20. Геология нефти и газа Западной Сибири /А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М., Недра, 1975.

21. Геофизические исследования в открытом стволе скважины во время бурения с электромагнитной передачей данных. - Нефтегазовая геология и геофизика. ЭИ ВНИИОЭНГ. - М.,1990, №1,с. 59-63.

22. Гермаидзе В.Е., Панфилов Г.А. Исследование тракта передачи информации с помощью электромагнитных полей, распространяющихся в массиве горных пород. -В кн.: Технология бурения скважин в Западной Сибири. Изд. Тюменск. гос. ун-та, 1976, с. 79-84.

23.Голубинцов О.Н. Механические и абразивные свойства горных пород и их буримость. М., Недра, 1968.

24. Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. М., Недра, 1968.

25.Гуреев И.Л., Копылов В.Е. К вопросу о телеконтроле скорости вращения долота по частотному спектру упругих колебаний в системе "долото -деформируемый забой". - Изв ВУЗов. Нефть газ, 1974, №4, с.33-38.

26.Гуреев И.Л., Черемных А.Г. Контроль забойного процесса по вибрации наземной части бурильной колоты при бурении твердых пород. - В кн.: Новые пути получения технологической информации с забоя скважины при бурении. Изд. Тюменск. гос. ун-та, 1974, с.71-74.

27. Гусман М.Т. и др. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин. М., Недра, 1981.

28.Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М., Недра, 1975.

29.Демихов В.И., Леонов А.И. Контрольно-измерительные приборы при бурении скважин. М.,Недра, 1980.

30. Дозоров Т.А., Кутузов Б.Н, Исследование спектров колебаний, возникающих в процессе шарошечного бурения. -Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1975, №7, с. 19-23.

31.Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Наумов В.И., Фадеев Е.А. "Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин", "Бурение скважин", №9, 1997, с.32-35.

32. Железняков Ф.И. Оценка влияния дифференциального давления и скорости вращения долота на механическую скорость проходки. — РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение,1975, №7, с.8-10.

ЗЗ.Зюко А.Г. Помехоустойчивость и эффективность систем связи. М., Связь, 1963.

34. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследований скважин. М., Недра, 1978.

35. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин. - М: -Недра, 1987, 216с.

36. Калугин И.Я., Уразаев К.З., Леонов А.И. Аппаратура для диспетчерского контроля технологических процессов при бурении глубоких скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1973.

37.Карпушин В.Б, Вибрация и удары в радиоаппаратуре. М., Советское радио, 1971.

38.Кнеллер JI.E., Гайфуллии Я.С. и др. К интерпретации материалов геофизических исследований в горизонтальных скважинах. НТВ АИС "Каротажник" №21, 1996, с.71-76.

39. Козловский Е.А. Оптимизация процесса разведочного бурения. М., Недра, 1975.

40. Козловский Е.А., Гафиятуллин Р.Х. Автоматизация процесса геологоразведочного бурения.М., Недра, 1977.

41. Контроль параметров процесса бурения/ В.А. Айрапетов, В.Р. Андрианов, В,Г. Веремейкин и др., М., Недра, 1973.

42. Копылов В.Е., Гуреев И.Л. Акустическая система связи с забоем скважины при бурении. М., Недра, 1979.

43. Кузнецов Г.М. К вопросу повышения дальности действия канала связи по бурильным трубам. - В кн. Автоматизированная система управления буровыми работами, вып.2. Грозный, 1974, с.56-59.

44. Кузнецов Г.М., Грачев Б. А., Пилюцкий О.В. Взаимосвязь инфранизкочастотных помех механического, гидравлического и гальванического каналов связи. - В кн.: Автоматизация в нефтедобывающей промышленности, вып.4, Грозный, 1974, е.61-78.

45. Кузнецов Г.М., Рабин И.И., Парфенов К.А. Некоторые пути передачи информации с забоя скважины по беспроводному электрическому каналу связи. - В кн.: Автоматизация в нефтедобывающей промышленности, вып. 3, Грозный, 1974, с.62-78.

46.Леготин Л.Г., Султанов A.M. Анализ эффективности отечественных технологий геофизических исследований горизонтальных скважин. НТВ АИС "Каротажник". №24, 1996, с.59-66.

47. Леонов А.И., Парфенов К.А. Система для сбора и обработки информации при бурении глубоких скважин. - Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1977, №3, с. 136-139.

48.Лобанков В.М. Проблемы метрологического обеспечения геофизических исследований в горизонтальных скважинах. НТВ АИС "Каротажник" №21, 1996, с. 80-83.

49. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. М., Недра, 1979.

50. Лукьянов Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в горизонтальных скважинах (научно-технический обзор). Тверь, АИС-НПГП ТЕРС", 1994, ч.1, 73 е., ч.2, 134 с.

51. Лукьянов Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в горизонтальных скважинах (научно-технический обзор).ч.2, с. 104-131. /НПГП ТЕРС". АИС- Тверь, 1994.

52. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М., Нефть и газ, 1997, 688 с.

53.Лукьянов Э.Е., Хаматдинов Р.Т., Попов И.Ф., Каюров К.Н. Аппаратурно-методический комплекс для проведения ГИС в горизонтальных скважинах АМАК-"ОБЬ". НТВ АИС "Каротажник", № 30, 1997,с.44-53.

54. Мальцев A.B., Дюков Л.М. Приборы и средства контроля процессов бурения. Справочное пособие. М., Недра, 1989, 253 е.: ил.

55.Маракян В.И., Варламов В.П. Автономные информационно-измерительные системы для контроля параметров в процессе турбинного бурения. — Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, 1978, №1, с.9-11.

56. Молчанов А.А Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. М., Недра, 1983, 189 с.

57. Молчанов A.A., Васильков A.A., Сираев А.Х., Хайров А.Г. Электрический каротаж в процессе бурения. Прикладная геофизика, №72, М,.Недра, 1973.

58. Молчанов A.A., Жувагин И.Г., Васильков A.A. Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин в процессе бурения. Новости техники. Нефтегазовая геология и геофизика, 1970, №2, с.33-34.

59. Молчанов A.A., Жувагин И.Г., Сираев А.Х., Хайров А.Г. Телеметрическая система для геофизических исследований скважин в процессе бурения. Авт. св. .№ 255883, Бюл. изобретен. №26, 1969.

60. Молчанов A.A., Мавлютов М.Р. и др. Отбор керна из стенок скважин. М., Недра, 1979.

61. Молчанов A.A., Морозов В.П., Дмитрюков Ю.Ю. Повышение дальности действия и помехоустойчивости беспроводного электрического канала связи. Прикладная геофизика, вып. 107,М., Недра, 1983.

62. Молчанов A.A., Лаптев В.В., Челокьян P.C. Аппаратура и оборудование для исследований нефтяных скважин. Справочник.

63. Молчанов A.A., Померанц Л.И., Сохранов H.H. Перспективы применения информационно-измерительной системы для исследования нефтяных и газовых скважин. Геология нефти и газа, №, 1977, с.57-62.

64. Молчанов A.A., Сираев А.Х. Скважинные автономные измерительные системы с магнитной регистрацией. М., Недра, 1979.

65. Нефть и газ России: конец XX и начало XXI веков (наука, конверсия, инвестиции для создания новейших технологий). Программа РАН, 1992, - 32 с.

66. О возможности использования данных акустического каротажа при анализе и проектировании режимов бурения /А.Ф. Косолапов, A.A. Молчанов, М.Р. Мавлютов, Ю.В. Крючков. - В кн.: Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Минск, 1973, с. 200-212.

67. Панфилов Г.А. Исследование помех в тракте передачи информации. - Н.Т. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып. 32, 1976, с.83-85.

68. Панфилов Г.А., Мухин Э.М. Выбор полосы канала связи для передачи информации о забойном параметре процесса бурения. - Новости техники. Пролемы нефти и газа Тюмени, 1975, вып. 27, с.70-73.

69. Петрович Н.Т., Размах ни н М.К. Системы связи с шумоподобными сигналами. М., Советское радио, 1969.

70. Плужников Б.И. Перспективы разработки месторождений горизонтальными скважинами. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1992, вып. 10.

71.Погарский A.A. Автоматизация процесса бурения глубоких скважин. М., Недра, 1972.

72. Потапов Ю.Ф., Матвеева A.M.. Маханько В.Д. Проектирование режимов турбинного бурения, М., Недра, 1974.

73. Прогнозирование механических свойств горных пород по данным акустического и плотностного гамма - гамма - каротажа. - РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение, 1976, №11, с.9-13.

74.Проспект фирмы Анадрилл Шлюмберже. G-13-1985, DS-DDF-1987, MWD-FLS-1988, MUD LOGGING-1992.

75. Проспект фирмы Геосервис. Electromagnetic MWD. 1988.

76. Проспект фирмы Геосервис. Electromagnetic MWD. 1992.

77. Проспект фирмы Халибуртон Геодата (SDL). 1991.

78.Рукавицын В.Н., Кузнецов О.Л., Васильев Ю.С. Геоакустический метод исследования скважин в процессе бурения. - В кн.: Ядерно-геофизические и геоакустические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых. М., изд. ВНиЯГ, 1975, с.82-97.

79. Саркисов И.К., Молчанов А.А., Жувагин И.Г. Каротаж скважин на трубах. М., ВНИИОЭНГ, 1969.

80. Середа Н.Н., Соловьев Е.М.Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1974.

81. Системы для замера параметров в процессе бурения. Научно-технический обзор СКБ СИБНА. г. Тюмень, 1990, 166 с.

82. Спивак А.И., Попов А.Н. Механика горных пород. М., Недра, 1972.

83. Телеметрическая система ТСГК-195, автономная система АИИС-195. Проспект ВНИПИморнефтегаз. 1991.

84. Толстой Н.С., Виноградов О.В. Горизонтальное бурение за рубежом. Геология нефти и газа, № 12, 1991, С. 30-32.

85.Харкевич А.А. Борьба с помехами. М., Наука, 1965.

86. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах.

87.Чупров В.П. и др. Применение автономных приборов с магнитной регистрацией для измерения параметров вибраций бурового инструмента. РНТС "Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", №6.

88.Шишкин О.П.. Грачев Б.А. К теории гальванического канала связи с забоем на переменном токе. - Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1962, №7, с.93-96.

89. Шишкин О.П., Грачев Б.А. О возможностях канала связи с забоем на переменном токе. - Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1962, №6, с. 87-93.

90. Electromagnetic MWD, Directional, Проспект/Geoservices/-1989. Франция.

91.М\УТ)-система «Навитрак»: измерения в процессе бурения с дополнительным ГК. Проспект фирмы «Истмен Кристенсен», Х-244, 1992.

92. Proven Drilling Performance. Eastman Christensen. General Catalog. 1992-1993, 59 p.

93. Sperry-Sun Drilling services. Сводный каталог.

'.И