Для чего нужна телеметрия в бурении

Телеметрическое сопровождение бурения наклонно-направленных скважин

Вы будете перенаправлены на Автор24

Классификация и состав телеметрических систем

Телеметрическая система бурения скважин— это совокупность оборудования, предназначенного для измерения параметров бурения скважин с целью контроля данного процесса.

Современные телеметрические системы, которые используются в процессе бурения наклонно-направленных скважин, во время своей работы могут предоставлять информацию о техническом состоянии оборудования, положении рабочих инструментов в пространстве, параметрах режима бурения, составе геологического разреза. Нынешние телеметрические системы классифицируют по:

Пример конструкции телеметрической системы изображен на рисунке.

Рисунок 1. Пример конструкции телеметрической системы. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

ПП — первичные преобразователи; СУ — система управления; СШ — системная шина.

Телеметрическое сопровождение бурения наклонно-направленных скважин

Наклонно-направленна скважина — это скважина, имеющая сложный профиль, который включает в себя верхний вертикальный интервал, за которым следуют участки с заданными отклонениями от вертикали.

Выбор телеметрической системы зависит от типа залежи, толщины пласта, кривизны, диаметра разрушающего инструмента, от поставленных задач. Основная задача телеметрической системы при бурении наклонно-направленных скважин заключается в постоянном контроле плановой траектории, а также сохранении долота внутри «коридора», который проходит в пределах вскрываемого пласта

Готовые работы на аналогичную тему

Телеметрические системы в процессе бурения наклонно-направленных скважин должны обеспечивать:

Телеметрическое сопровождение процесса бурения наклонно-направленных скважин представляет собой получение всей необходимой информации со всех участков, где производятся буровые работы. Все полученные данные поступают на специальный пункт, на котором они подвергаются сортировке, обработке и фиксации. Получение информации дает возможность оператору телеметрического оборудования анализировать получаемые данные и принимать необходимые меры, которые связаны с процессом бурения скважины и направлены на предупреждение возникновения аварийной ситуации. Телеметрическое сопровождение бурения наклонно-направленных скважин состоит из трех компонентов.

В настоящее время наиболее распространены три основных способа передачи данных в процессе бурения скважин. К ним относятся гидравлические, электроприводные и электромагнитные каналы связи. Самым надежным и эффективным из них является гидравлический, так как в этом случае проводником является столб бурового раствора, что исключает необходимость дополнительных затрат на обеспечение передачи сигнала. Современные разработки и материалы делают возможным передачу информации о параметрах бурения без существенных искажений. Телеметрические системы позволяют осуществлять процесс бурения наклонно-направленных скважин в любых климатических условиях и независимо от состава грунта

Источник

Телеметрические системы каротажа: программно-методическое обеспечение в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин

При разработке месторождений нефти повсеместно используется наклонно-направленное бурение скважин с горизонтальным завершением. Строительство скважин с горизонтальным завершением в сложных геологических условиях требует применения высокотехнологичных геофизических комплексов для проведения каротажа в процессе бурения. Такие комплексы используются ведущими зарубежными сервисными компаниями Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger, Weatherford. Сдерживающим фактором широкого применения зарубежной аппаратуры является её отсутствие на российском рынке. Как решают этот вопрос современные российские компании?

В рамках реализации программ по снижению зависимости российского топливно-энергетического комплекса от импорта оборудования, комплектующих и запасных частей, услуг иностранных компаний и использования иностранного программного обеспечения Научно-производственным предприятием геофизический аппаратуры «Луч» (НПП ГА «Луч») и Институтом нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН (ИНГГ СО РАН, г. Новосибирск) разработана первая российская телеметрическая система каротажа в процессе бурения. Аппаратурный комплекс каротажа в процессе бурения с гидравлическим каналом передачи данных включает в себя следующие геофизические методы исследования в скважине: инклинометрия для измерения в процессе бурения зенитного угла и азимутального направления ствола скважины, положения установки угла отклонителя, гамма-каротаж (ГК) для определения естественной радиоактивности горных пород, многозондовый (шесть разноглубинных электромагнитных зондов) высокочастотный индукционный каротаж (ВИК-ПБ) и боковой каротаж (БК) для определения удельного электрического сопротивления (УЭС), компенсированный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННК-Т) с изотопным источником нейтронов для определения пористости по водородосодержанию, гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П) для определения объёмной плотности горных пород, температура на текущем забое скважины, ударные нагрузки.

Телеметрическая система LWD ЛУЧ выполнена по классической компоновке с верхним расположением пульсатора. Аксиально расположенные в стандартной УБТН модуль инклинометра, модуль ГК, модуль ННК-Т и батареи имеют резиновые центраторы. Геофизические модули ВИК-ПБ, ГГК-П, БК выполнены по радиальной компоновке, имеют аксиально расположенные одноконтактные электроразъёмы, позволяющие производить сборку телесистемы на устье. Все корпуса модулей комплекса выполнены из немагнитного металла и обладают необходимой прочностью для работы в составе буровой колонны. Необходимый ресурс корпусов, электродов и изоляторов обеспечивается применением соответствующих материалов и защитных бандажей с покрытием из твёрдого сплава. Объём памяти, ёмкость батарей питания, частота опроса измерительных модулей обеспечивают непрерывную работу комплекса в течение более 250 часов в режиме бурения.

К текущему времени на ряде месторождений месторождении АО «НК «Роснефть» и АО «Сургутнефтегаз» проведены успешные опытно-промышленные испытания при бурении наклонно-направленных скважин с применением первой российской телеметрической системы каротажа в процессе бурения LWD ЛУЧ. По результатам испытаний телеметрической системы LWD ЛУЧ сделаны выводы, что телеметрическая система соответствует техническим и эксплуатационным требованиям для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и не уступает импортным аналогам, качество каротажного материала, полученного в процессе бурения скважины, удовлетворяет предъявляемым требованиям. В настоящее время проводится широкое внедрение аппаратуры.

Телеметрические системы каротажа в процессе бурения включают зонды электромагнитного каротажа, предназначенные для определения УЭС горных пород. За последние полтора десятилетия опубликовано большое число зарубежных работ, посвященных теории, разработке аппаратуры и методам интерпретации данных электромагнитного каротажа в процессе бурения [Larsen et al, 2016; Li et al, 2005; Nardi et al, 2010; Omeragic et al, 2006; Rabinovich et al, 2012; Rosthal et al, 2003; Sviridov et al, 2014; Беляева и др., 2016]. Детальный обзор современного состояния в области геонавигации горизонтальных скважин приведён в [Аксельрод, 2012].

Телеметрическая система LWD ЛУЧ включает прибор ВИК-ПБ, основанный на методе высокочастотного индукционного каротажа ВИКИЗ [Технология …, 2000; Глинских, 2003, 2004; Глинских, Эпов, 2006; Глинских и др., 2013а, 2013б]. Детальное описание прибора ВИК-ПБ и способа передачи данных каротажа в процессе бурения с забоя на поверхность приведены в работе [Еремин и др, 2013]. Внешний вид прибора ВИК-ПБ показан на рис. 1.

Рисунок 1. Внешний вид прибора высокочастотного индукционного каротажа в процессе бурения.

Источник

Ионная телеметрия для стационарных глубинных систем мониторинга добычи нефти

А.И. Ипатов, д.т.н. (ОАО «Газпром нефть»), А.А. Павлов (ООО «Союзнефтегаздинамикк»)
Журнал НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 9`2010
раздел ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Проблема бесперебойной передачи данных геофизических измерений на поверхность возникла при бурении скважин, когда в условиях наклонно направленного бурения потребовались принципиально новые технологии доставки скважинных приборов на забой и в связи с этим пришлось отказаться от традиционного кабельного каротажа. Сложность проводки горизонтальных скважин привела к совмещению бурения, проведения геофизических исследований скважин (ГИС) и технологических измерений (ТИ). Измерительные датчики стационарно устанавливались на бурильной колонне вблизи долота, что требовало создания беспроводных каналов связи системы телеметрии с поверхностью.

В результате поиска был предложен вариант использования колонны бурильных труб в качестве электрического канала связи. При этом передача электромагнитных колебаний по трубам имеет преимущества по сравнению с другими способами связи. К вариантам беспроводной телеметрии относятся акустический канал и телесистемы с гидравлическим каналом. При применении акустического канала также были получены достаточно обнадеживающие результаты, тем более, что акустические сигналы можно передавать как по промывочной жидкости, так и по колонне. Однако этот способ связи с поверхностью имел ограничения по глубине скважины или требовалась ретрансляция сигналов. В беспроводном электромагнитном канале связи в качестве одного из проводов линии передачи используется колонна бурильных труб. К преимуществам электромагнитной телеметрии относятся: простота конструкции глубинных и наземных устройств; более высокая пропускная способность при установлении устойчивой связи забой — устье в процессе бурения скважин; повышенная надежность; невысокая стоимость и возможность применения в условиях, где не работает гидроканал, к недостаткам — ограничения по дальности в низкоомных (сигнал быстро затухает) и высокоомных (сигал проходит плохо) разрезах пород.

Особенности электромагнитного канала связи

Из рассматриваемых вариантов беспроводных каналов связи для мониторинга добычи углеводородного сырья наиболее перспективным является электромагнитный канал. Создание комбинированного канала связи нецелесообразно вследствие низкой способности других каналов, более того, это уменьшит надежность системы и может привести к аварийной ситуации.

Рассмотрим процессы передачи информации буровыми телесистемами с электромагнитным каналом связи. Этот класс телесистем можно условно разделить на два типа

Функциональное разделение буровых телесистем с электромагнитным каналом связи:

1 — приемное устройство;
2, 3 — антенна соответственно приемного и передающего устройства;
4 — бурильная труба;
5 — буровой раствор

Характеристика буровых телесистем с электромагнитным каналом связи

1) с электрическим разделителем («Самарские горизонты», «Сибна», АО НПП «ВНИИГИС»);
2) с тороидальной излучающей антенной («НТ-КУРС»).

Работами СЯ. Литвинова, И.К. Саркисова (1959 г.), Е.А Полякова (1962 г.), О.П. Шишкина (1962 г.) была установлена возможность использования колонны бурильных труб в качестве одного из проводов линии передачи информации с забоя на земную поверхность. Вторым проводом, как видно из табл. 1, является буровой раствор, по крайней мере, это характерно для систем типа 2. Поскольку в поверхностном слое земли находятся грунтовые воды, в процессе бурения возникает электрический контакт с ними бурового раствора (например, из-за его приема в шламоуловителях, установленных на опорах в земле, и частичного сброса шлама, пропитанного буровым раствором, в амбар). В связи с этим для системы типа 1 можно предложить еще одну интерпретацию электромагнитного канала связи, аналогичную системе типа 2. Электрический разделитель создает ток в буровом растворе, в результате в нем и контактирующей с ним (непосредственно или через металл) грунтовой воде происходит перераспределение зарядов (ионов). Поэтому надежно заземлив (обеспечив контакт металлического стержня с грунтовой водой) приемник одним проводником, а другим — соединив с металлической буровой конструкцией, можно создать устойчивый сигнал от телесистемы. На основе предложенной интерпретации также можно обосновать наличие экранных прослоев (прослои с высокой или низкой проводимостью), приводящих к сильному затуханию сигнала забойной телесистемы.

Таким образом, для мониторинга одновременно-раздельной добычи углеводородного сырья с учетом опыта разработки буровых телесистем наиболее перспективно применение электромагнитного канала связи. Носителем информации в нем является буровой раствор с ярко выраженными электропроводящими свойствами.

Актуальность стационарного глубинного мониторинга добывающих нефтяных скважин

Преимущества системы дистанционного глубинного мониторинга на основе ионной телеметрии «по пласту»

Поскольку информация по непрерывному дистанционному мониторингу работы пластов нужна для обоснования и принятия оперативных решений по эксплуатации скважины и разработке пластов, существующие дополнительные кабельные системы передают ее на поверхность. Однако в этом варианте мониторинга приходится использовать часть добывающего оборудования (как минимум, силовой кабель и станцию управления ЭЦН), что уменьшает надежность всей системы наблюдения в режиме реального времени как в конструктивном, так и информационном плане (речь идет главным образом о внесении дополнительных электромагнитных помех).

Для устранения перечисленных недостатков и улучшения характеристик СИИС авторами предложена концепция использования независимых от скважинного оборудования измерительных зондов. В основе принципиально нового способа (Ипатов А.И., Павлов А.А. Способ эксплуатации скважины; положительное решение по заявке № 2009141279/03(058660) от 10.11.09 г.) — передача информации с использованием пластовой воды и регистрацией передаваемых данных в соседней пьезометрической скважине. Последняя не оборудована насосом, что позволяет применять в ней стандартную кабельную систему геофизической телеметрии. Использованию этого метода способствуют следующие факторы.

На большинстве нефтяных месторождений в Западной Сибири средняя текущая обводненность превышает 50-60 %, на наиболее крупных — 80-90 %. При этом невыработанных участков практически не бывает, т.е. обводнение обычно имеет глобальный характер охвата пластов. В связи с отмеченным предлагаемый альтернативный способ дистанционного мониторинга забойных параметров с телеметрией «по пласту» достаточно актуален, так как позволяет избежать «пересечения» системы измерений с системой управления работой насосом. Кроме того, расстояние от скважины к скважине в разбуренных зонах обычно составляет 250-750 м, в то время как по стволу скважины от забойных СИИС данные необходимо передавать на устье на расстояние не менее 15003500 м, минуя ЭЦН и лифтовый подъемник со всем разнообразием структур многофазного потока.

В результате макетных и натурных испытаний, выполненных в 2009 г. на пластовой воде с глубины залегания около 30 м, было экспериментально установлено изменение потенциала в соседней скважине при условии электрического соединения эксплуатационных колонн. Зависимость затухания сигнала от расстояния имеет нерегулярный характер и по предварительным оценкам близка к линейной.

Физический смысл этого явления представляется в разнице ионной и электронной проводимостей соответственно водных растворов пластовой жидкости и металлических конструкций (эксплуатационные колонны, корпусы приборов, электрические проводники). Создавая между изолированным электродом 3 и эксплуатационной колонной 1 в одной из скважин разницу потенциалов, мы перераспределяем плотность электронов в металлических конструкциях. В связи с этим ионы жидкости пытаются скомпенсировать недостающий заряд и соответствующие ионы притягиваются к металлическим поверхностям. Таким образом, в соседних скважинах можно наблюдать локальное изменение потенциала. При этом как такового распространения сигнала через систему пласт — порода не происходит и затухание должно быть минимальным. Изолированные электроды 3 связаны лишь за счет низкого сопротивления пластовой жидкости.

Выделим несколько основных факторов, определяющих возможность применения альтернативного канала связи: наличие геологических экранов; наличие экранирующих слоев; ограничение по скорости передачи; влияние бурения; влияние добывающего оборудования.

Наличие геологических экранов является часто встречающимся фактором при разработке. Проектируемая сетка скважин строится таким образом, чтобы сгруппировать системы поддержания пластового давления (ППД), исключая влияние подобных непроводящих разломов. В нашем случае для выравнивания начального потенциала изолированных электродов достаточно любое сопротивление неподвижной толщи пластовой воды.

Экранирующие слои часто встречаются при первичном вскрытии пластов бурением и характеризуются как зоны низкой электропроводности. В то же время пластовые воды в коллекторах обладают большой концентрацией ионов. Рассмотрим формализованную модель из двух скважин с одним экранирующим слоем и одним рабочим пластом-коллектором при наличии пластовой воды и воды от нагнетательных скважин.

Пример ионного взаимодействия между двумя пластами

Из рис. 3 видно, что колонны 1 и 2 соединены электрическим проводником 6 и обладают одинаковым потенциалом. Скопление вокруг них отрицательных ионов экранирующего слоя 5 может теоретически вызвать компенсацию отбора электронов изолированным электродом 3. Однако вследствие слабого электрического контакта, влияния процессов коррозии и цементного камня этим процессом можно пренебречь.

Скоростные характеристики ионной телеметрии

При проведении макетных испытаний использовались водные растворы соли NaCl для выяснения влияния степени минерализации на скорость передачи информации. Ограничение скорости передачи информации измерительным зондом по пластовой воде связано с высокой концентрацией в ней ионов. Образующиеся сольватные оболочки из ионов, которые обволакивают молекулы воды, препятствуют соединению ионов в нейтральную молекулу. Кроме того, они затрудняют их движение, что наблюдалось в виде «затягивания» фронтов сигнала в приемном изолированном электроде 4. Первоначально сигналы в передающем изолированном электроде 3 (см. рис. 3) имели прямоугольную форму. С ростом минерализации это снизило амплитуду принимаемого сигнала. Поскольку даже при низком уровне помех в пластовой воде в пьезометрической скважине (с установленным в ней приемным зондом) этот фактор может отразиться как минимум на достоверности получаемой информации, авторы посчитали необходимым привести результаты в табл. 2.

Представленные в ней ориентировочные данные показывают частоты передачи сигнала при соответствующей степени минерализации воды, на которых амплитуда принимаемого сигнала снижается в 2 раза по отношению к той же величине на скорости передачи информации 0,1 Бод при той же степени минерализации.

Влияние процесса бурения на передачу информации «по пласту» в виде дополнительных помех можно избежать, введя разнесение по частотам, т.е. создав разделение, аналогичное принятому в средствах радиосвязи. Соединяя электрическим проводником бурильную колонну и систему колонн, связанных между собой мониторинговым наблюдением, при условии работы забойной телесистемы в зоне залегания прослоев с минерализованной водой можно получить устойчивые сигналы. При «глобальном» подходе предлагаемый альтернативный телеметрический канал позволяет объединить все информационные насосные скважинные системы, в том числе путем ретрансляции данных через соседние скважины до опорной наблюдательной, и обеспечить 100%-ный охват глубинными дистанционными СИИС эксплуатационного фонда скважин

Примеры организации ретрансляции и передачи результатов замеров в добывающих скважинах на принимающие пьезометрические скважины:

а — режим прямой связи;
б — режим ретрансляции 101 и 203 систем: 100, 101 — опорные системы; 201-203, 301-306 — информационные системы

Влияние скважинного оборудования отмечается при применении ЭЦН (создают сильное электромагнитное поле) вблизи расположения модулей СИИС. Апробированное применение геофизических приборов «Сакмар», использующих диэлектрический влагомер и турбинный расходомер с магнитным сенсором, показывает сильное затухание электромагнитной помехи (ЭМП) в точке установки ближайшего измерительного зонда (расстояние около 10-15 м). Кроме того, электрические агрегаты этого оборудования изолированы от внешних конструкций и пластовой среды, что проверяется станцией управления погружных электродвигателей путем контроля сопротивления изоляции системы ТМПН — кабель — погружной электродвигатель (ПЭД) при эксплуатации. Поэтому они теоретически не являются источником дополнительного перераспределения заряда в системе из нескольких колонн, электрически соединенных проводниками. Частота обновления телеметрической информации с ПЭД составляет 10 с, что соответствует скорости уверенной передачи информации ориентировочно 16 Бод [5] по силовому кабелю, подающему питание. Так как в предлагаемом альтернативном канале скорость передачи заведомо ниже этой величины (значительнее разнесение спектров информационного сигнала и ЭМП) и в канале не предполагаются электрические токи величиной несколько десятков ампер, в таком случае ЭЦН можно не рассматривать как источник ЭМП и его влиянием можно пренебречь.

Поскольку основной целью является добыча углеводородного сырья, а нефть является хорошим диэлектриком, для поддержания работоспособности СИИС необходимо удалять углеводороды с поверхностей измерительных электродов, что предусматривается авторами в измерительном аналитическом модуле. По сути осуществляются отделение и определение состава добываемого флюида. Это позволяет реализовать еще один метод, отличающийся от традиционно используемых диэлектрического влагометриче-ского и турбинного расходометрического методов, обладающих низкой надежностью при длительной непрерывной эксплуатации.

Выводы

1. Использование пластовой воды позволит для большинства случаев разработки обводняющегося нефтяного месторождения получить надежный информационный канал передачи геофизических данных с СИИС в процессе добычи углеводородного сырья из скважин, оборудованных ЭЦН, а также применяемых для ОРД.

2. Для бесперебойной работы СИИС по альтернативному ионному каналу передачи информации «по латерали продуктивного пласта» необходимо создать надежный электрический контакт электродов измерительного и регистрирующего приборов с пластовой водой.

3. Невысокая скорость передачи информации с помощью ионного канала телеметрии по пласту компенсируется малыми энергозатратами.

Список литературы

1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений угле-водородов//Научно-издательский центр «Регулярная и хаотическая динамика». — 2005, 2006, 2010. — 780 с.

2. Ипатов А.И., Нуриев М.Ф. Принципы контроля и управления разработкой сложнопостроенных месторождений нефти на основе стационарного гидродинамического мониторинга пластов и скважин//Нефтяное хозяйство. — 2009. — № 9. — С. 40-44.

3. Ипатов А.И., Нуриев М.Ф., Белоус В.Б. Информационная система мониторинга разработки нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных модулей^Неф-тяное хозяйство. — 2009. — № 10. — С. 58-62.

4. Барышников А.В., Сидоренко В.В., Кременецкий М.И. Результативность долговременного мониторинга совместной разработки пластов системами одновременно-раздельной добычи на Приобском месторождении//Нефтяное хозяйство. — 2010. — № 6. — С. 30-33.

Источник

Для чего нужна телеметрия в бурении

1.Инклинометрия (MWD – measuring while drilling) – метод измерения в процессе бурения, используемый для определения положения скважины в пространстве.

2.Что позволяет инклиноментрия.
— определить текущее положение забоя скважины

— графически отобразить траекторию скважины до текущего момента

— планировать направление скважины

— обеспечивать ориентационную информацию для спуска др. скважинных. инструментов

3.Когда можно проводить инклинометрию?

В процессе бурения – одноточечные (разовые) замеры, для определения текущего положения ствола скважины и изменения зенитного угла и азимута, если это необходимо.

После завершения бурения – многоточечные исследования, для графического построения траектории ствола завершенной скважины и составления окончательной диаграммы.

Смысл теории заключается в невозможности использования достаточного количества НУБТ, возникают помехи по оси Bz, расположенной вдоль оси инструмента. Для решения этой проблемы в формулу расчета азимута вносят рассчитанные перед началом бурения Dip и Be и исключают составляющую Bz.

5.Методы определения коррекции магнитного склонения

— Карты магнитного склонения (точность +0,20). Общество геол. исследований США (USGS) каждые 5 лет.

— Компьютерная программа “MAGUTM”.

— Компьютерная программа “Geomagix”.

6.Какая информация необходима для расчета данных в программе Geomagix?

= Географические координаты (долгота, широта).

= Полушарие (северное, южное).

= Склонение (восточное, западное).

= Корректная модель для расчета составляющих поля.

7.Понятие долготы и широты.

Широта (latitude) – угол к северу или к югу от экватора в градусах

Долгота (longtitude) – угол к востоку или западу от нулевого меридиана (Гринвеческого).

8.Система координат МЕРКАТОРА (UTM).

UTM – система преобразует сферическую поверхность земли в плоскую карту.

— Плоскую карту сворачивают в цилиндр вокруг земного шара, точки на поверхности земного шара, касающиеся цилиндра, образуют прямую линию и точно проецируются на карту, образуя меридиан.

— UTM делит поверхность земли на 60 зон по 60.

— Для данной зоны, центральный меридиан этой зоны есть долгота.

— Линии широты, образуют верхние и нижние границы прямоугольных зон разделены полосами на 80.

9.Приборы для проведения инклинометрических исследований

— бутылка с кислотой (стрелка фиксировалась желатином в направлении на север, кислота оставляла след на стенке цилиндра),

— магнитные приборы (механические и электронные компасы),

— свободные гироскопы (с отклоняющейся рамкой, с горизонтальным ротором, со стабильной платформой)

— инерциальные навигационные системы.

10.Отличие гироскопов от магнитных датчиков

Гироскоп принимает за точку отсчета собственное фиксированное положение и фиксирует отклонения от этого положения. Гироскопы используются в скважинах, в которых имеются внешние магнитные влияния (обсаженные скважины, скважины с НКТ).

Магнитный датчик фиксирует отклонения от направления на магнитный север. Акселерометр фиксирует отклонения от истинной вертикали.

11.Системы передачи информации в процессе бурения.

Ø Кабельные системы.

«+» максимальная информативность, быстрота получения сигнала, помехоустойчивость, 2-х сторонняя связь, источник энергии на поверхности, работа с воздухом и аэрированными пром. жидк.

«-» наличие кабеля в (на) колонне, невозможность вращения колонны и закрытия ПВО.

Ø Электромагнитный канал.

«+» высокая информативность, низкая стоимость систем

«-» дальность зависит от глубины перемежаемости пород, низкая помехоустойчивость.

Ø Гидравлический канал :

— система на «+» импульсах (регистрируется ↑ давл. внутри бурильных труб).

— система непрерывных волн.

«+» применение без нарушения технологических процессов, независимость от глубины и пород.

«-» низкая скорость сигнала, низкая помехоустойчивость, необходимость в забойном источнике питания, невозможность работы с воздухом и аэрированными пром. жидк

12.Методы вычисления результатов измерений.

13.Устройство и принцип работы датчиков (магнитометры, акселерометры):

Магнитометры – состоят из двух параллельно расположенных катушек на которые подается напряжение определенной величины, в зависимости от расположения по отношению к магнитному полю земли скорость намагничивания катушек меняется, эти показания снимаются и переводятся в значения азимута скважины.

Акселерометр (Равновесный) – внутри корпуса с внешней обмоткой, в жидкости, находится магнит который удерживается в центральной позиции переменным током, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Эти показания снимаются и переводятся в значении зенитного угла.

Акселерометр (Кварцевый стержневой) – магнит прикреплен на тонких подвесах к корпусу, переменный ток используется для удержания магнита в центральной позиции, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Изменение отклика выходного напряжения переводятся в значении зенитного угла.

14.Установка датчика давления – датчик давления располагается в манифольдной линии или на стояке, на достаточном удалении от буровых насосов, мест резких перегибов направления линии высокого давления (для уменьшить вероятность возникновения помех) лучше в тёплом помещении.

Накачка компенсатора (гаситель пульсации) 30-40% от рабочего давления.

15.Промывочные жидкости: (параметры, единицы, физический смысл)

В – водоотдача (см3/30 мин.) Количество жидкой фазы отфильтровывающееся в стенки скважины из ПЖ.

ρ – удельный вес (г/см3). Вес единицы объема бурового раствора.

λ – липкость (град.) фрикционные свойства промывочной жидкости на сопротивление движению инструмента по поверхности фильтрационной корки.

П – содержание песка (%). Влияет на абразивные свойства бурового раствора.

СНС – статическое напряжение сдвига (мПа*с). Усилие для перевода ПЖ из состояния геля в жидкость.

ДНС – динамическое напряжение сдвига (сП). Усилие в промывочной жидкости при ее протекании.

Источник