Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Параметр	ДГ - 95	ДГ - 108	ДГ1- 106	ДГ2- 106	ДГ-155	ОIII - 172
Наружный диаметр отклонителя, м	95	106	106	106	155	172
Длина секции, мм:
шпиндельной	530	650	660	1420	1420	1390
двигательной	2110	2580	790	1500	2700	1555
Максимальный угол
изгиба искривленного	4,0	3,5	3,5	3,5	3	3,5
переводника, градус
Радиус кривизны сква­жины, м	30-50	50-80	20-30	20-40	50-80	50-80
Диаметр долота, мм	120,6- 139,7	120,6- 151,0	126,0- 151,0	120,6- 151,0	190,5- 215,9	215,9
Расход промывочной жидкости, л/с	6-10	6-12	6-12	6-14	24-30	25-35
Частота вращения*, мин"1	120-200	80- 160	80 - 160	80 - 160	130-160	80-110
Вращающий момент*, Нм	600 - 900	800- 1300	500 - 550	1000- 1200	3500- 4000	1500- 3000
Перепад давления, МПа	4,5 - 6,0	3,5 - 5,5	3,0-5,5	6,5-7,5	6,5 - 7,5	3,5-4,5
*Для рабочего режима.

При бурении горизонтальных и многозабойных скважин в зави­симости от конструкции и геометрии отклоняющей КНБК и радиуса кривизны скважины в состав КНБК могут быть включены центраторы и децентраторы. Поэтому комплект запасных частей отклонителей и ГЗД для бурения горизонтальных и многозабойных скважин содержит центраторы и децентраторы. В табл. 9.14 приведены параметры кор­пусных центраторов для ГЗД типа ДГ (ДГ - 95, ДГ - 108, ДГ - 155). Корпусные центраторы для ГЗД ДГ - 95 и ДГ - 108 устанавливаются между секцией шпинделя и его рабочей парой, а ДГ - 155 - на корпусе

 

шпинделя. Децентраторы дл ДГ - 108 имеют одну лопасть длиной / 150 мм и шириной 70 мм. Радиус опорной поверхности децентраторов равен 74, 76 и 78 мм. Для ДГ - 155 децентраторы выполнены также с одной лопастью длиной 146 мм и шириной 100 мм. Радиусы опорной поверхности децентраторов составляют 118 и 122 мм.

 

Рис. 9.34 . Двигатель для горизонтального бурения ДГ -108:

Верхний переводник; 2 - ротор в сборе; 3 - статор; 4 - гибкий вал; 5 - шарнир; 6 - корпус шпинделя; 7 - осевая опора; 8 - радиальная опора;

Наддолотный переводник

 

 

 

Геометрические размеры отклоняющих компоновок рассчитыва­ют в зависимости от заданной интенсивности искривления скважины. Последняя не должна превышать возможной интенсивности искривле­ния ствола, которая может быть достигнута данной системой долото - забойный двигатель.

При бурении турбинным отклонителем геометрические размеры компоновки по данному радиусу искривления ствола R могут быть определены по формуле, которая не учитывает деформацию плеч от- клонителя:

 

 

где L₁— длина нижнего плеча отклонителя (от торца долота до места искривления переводника отклонителя), м; L₂ - длина верхнего плеча отклонителя (от места искривления переводника отклонителя до верх­него торца переводника с ножами), м; δ - угол перекоса валов турбин­ного отклонителя, градус; β - угол наклона нижнего плеча отклоните­ля к оси скважины, градус,

 

D,d- диаметр соответственно долота и отклонителя, м.

Радиус искривления R и интенсивность искривления ствола на 10 м проходки #ю связаны зависимостью

 

 

Тогда формула для определения геометрических параметров тур­бинного отклонителя через величины интенсивности искривления ствола на 10 м проходки примет вид

 

 

Определение геометрических размеров турбинного отклонителя по заданному значению радиуса искривления R или интенсивности искривления ствола на 10 м проходки i₁₀ может быть осуществлено по трем вариантам: по углу δ и длине L₁ рассчитывают необходимую длину L₂, углу δ и длине L₁ - необходимую длину L₂, по длинам L₁ и L₂ - необходимый угол δ.  На рис. 9.35 представлена номограмма для

определения параметров турбинного отклонителя. Шарнирные соеди­нения используются в нижней части бурильной колонны, как правило, при бурении горизонтальных скважин по малому радиусу искривления (табл. 9.15).

 

 

Рис. 935. Номограмма для определения параметров турбинного отклонителя:

 

Номер кривой на рисунке        1        2           3

А мм                                      295,3    215,9              90,5

d, мм                                     240       195        172

 

Различают шарниры верхние и корпусные. Верхние шарниры ус­танавливают на ГЗД, а корпусные - между его секциями, как правило, между шпинделем и рабочей парой. По степени свободы шарниры обеспечивают поворот частей КНБК вокруг оси шарнира на заданный угол только в одной плоскости, а пространственные шарниры - любое положение внутри конической поверхности вращения.

Корпусные шарниры используются в отклоняющих КНБК, а верхние шарниры ус­танавливаются непосредственно над ГЗД пре­имущественно в целях снижения сил сопро­тивления при перемещении КНБК по стволу скважины.

Угол перекоса корпусного шарнира рас­считывается аналогично углу перекоса ис­кривленного переводника.

При бурении направленных скважин с помощью электробуров применяют специаль­ный механизм искривления (рис. 9.36). В ме­ханизме искривления (отклонителей) валы двигателя и шпинделя сопрягаются под неко­торым углом, что достигается применением зубчатой муфты сцепления. Механизмы искривления (МИ) выполняются диаметрами, соответствующими размерному ряду элек­тробуров: МИ-164, МИ-170, МИ-185 с угла­ми смещения осей 1 и 1,5°; МИ-215 и МИ-240 с углами смещения осей 1; 1 5 и 2°.

Отклоняющие приспособления для роторного бурения используют­ся только в начальный момент для придания стволу требуемого направ­ления. Это клиновидные устройства, которые выполняются в съемном

(рис. 9.37, а) и несъемном исполнениях (рис. 9.37, б). Съемные откло- нители после забуривания нового ствола извлекаются на поверхность, а несъемные остаются в скважине. В настоящее время усиленно ведутся разработки по созданию отклонителей для роторного бурения в США, России и других странах. Есть уже некоторые успехи в этом деле. Так, в научно-производственной компании ТОБУС разработан роторный отклонитель, который предназначен для направленной зарезки и кор­ректировки зенитного угла и азимута скважины при роторном бурении (рис. 9.38).

 

 

Рис. 9.37. Отклоняющие приспособления для бурения наклонных скважин роторным способом:

а - работа с отклоняющим клином; 1 - установка клина; 2 - забуривание ствола; 3 - извлечение клина; 4 - расширение ствола; б - работа с шарнирным отклонителем; 1 - установка отклонителя; 2,3 - забуривание на­клонного ствола; 4 - расширение ствола

 

Каркасы с упругими опорными планками центратора и децентра- тора подвижно установлены при помощи радиальных осевых опор скольжения на валу центратора и корпусе децентратора соответствен­но. На нижнем кольце каркаса децентратора выполнен косой зуб, а на верхнем конце неподвижной переходной втулки децентратора - ответ­ный косой паз для их

направления бурения отклонитель припод­нимают над забоем скважины с медленным вращением инструмента вправо для сцеп­ления косого зуба каркаса децентратора с ответным пазом на переходной втулке. При помощи инклинометрической телесистемы опорные планки каркаса децентратора ори­ентируют в заданном направлении буре­ния. Опускают долото на забой, при этом каркас через осевую опору опирается на кольцевой выступ на верхнем конце корпуса децентратора, а косой зуб каркаса выходит из ответного паза переходной втулки. При бурении с вращением долота ротором буро­вой установки каркасы центратора и децен­тратора не вращаются, обеспечивая: пер­вый - удержание оси долота в центре по­перечного сечения скважины, второй - смещение верхнего конца удлинителя с шарнирной муфтой к стенке скважины, противоположной заданному направлению искривления, и удержание их в этом поло­жении в процессе бурения. Расчетная ин­тенсивность искривления ствола скважины обеспечивается геометрическими параметрами отклонителя.

Главным элементом роторного отклони­теля является центратор упругий ТОБУС (рис. 9.30), который предназначен для под­держания оси долота в центре поперечного сечения скважины при изменении ее диамет­ра, что повышает точность, проводи скважин в изменяющихся горно-геологических условиях.

Центратор ТОБУС состоит из ствола 1, на котором выполнены замковые резьбы на обоих концах. На проточке при помощи радиальной 3 и осевых 4 опор подвижно установлен каркас 2 с дугообразными упруги­ми опорными планками, который ограничивается в осевом перемещении переводником 5, навинченным на резьбу на конце ствола со стороны проточки. В свободном состоянии наружный диаметр упругого центра­тора по опорным планкам каркаса больше диаметра используемого доло­та. Благодаря жесткости на изгиб опорных планок каркаса, ось долота удерживается в центре ствола скважины при любых значениях зенитных углов и диаметре ствола, не превышающем указанный диаметр центра-

 

тора. При сужении ствола упругие планки каркаса деформируются, уд­линяя каркас в пределах гарантированного зазора между ним и осевыми опорами. При бурении упругий каркас центратора не вращается относи­тельно стенок скважины и прижимается силой трения к осевым опорам, которые подвержены износу при вращении вала центратора и являются сменными элементами последнего. Изменение фактического диаметра скважины приводит к увеличению интенсивности искривления. Упругие центраторы предупреждают возникновение поперечных и продольных колебаний компоновки низа бурильной колонны, тем самым, повышая ресурс ее элементов.

Расчет отклонителя (рис. 9.39) ведется следующим образом. Вы­бирается максимальная длина каждой секции по жесткостным свойствам:

 

где

 

k, d, El, q,D- масштаб длины (м), диаметр (м), жесткость (кН-м²) и попе­речная составляющая веса (кН/м) единицы длины секции с учетом плот­ности промывочной жидкости и диаметр долота (м) соответственно.

 

 

Рис. 9.39. Схема к расчету отклонителя

 

Затем проверяют вписываемость каждой секции отклонителя в искривленный по радиусу R ствол скважины:

 

 

Далее определяется угол перекоса искривленного переводника от­клонителя (градус)

 

Пример 9.6. Рассчитать требуемый угол перекоса искривленного пе­реводника отклонителя для следующих условий: диаметр долота D = 215,9 мм; забойный двигатель Д5 - 172 диаметром d = 172 мм; жест­кость EI = 4000 кНм²; q = 12 кН/м; L1= 2,5 м; Ь₂ = 3,7 м; радиус кривиз­ны ствола скважины R = 329 м при проектном профиле, имеющем верти­кальный участок и участок набора зенитного угла; отношение плотности промывочной жидкости к плотности стали равно 0,14.

Решение. По формуле (9.60) находим

 

 

По формуле (9.59) определяем

 

Секции забойного двигателя удовлетворяют требованиям к упру­гим свойствам отклонителя в соответствии с формулой (9.61)

 

 

Секции забойного двигателя вписываются без деформации в ствол скважины с радиусом кривизны 329 м. По формуле (9.62)

 

 

Для получения заданного радиуса кривизны ствола скважин необ­ходим искривленный переводник с углом искривления 1,04°.

Ориентирование отклоняющих систем в требуемом направлении. Аналитическое определение угла установки отклонителя зенитного угла и азимутального направления бурения довольно громоздко, проще они могут быть определены графическим путем (рис. 9.40). От некоторой точки О откладывают отрезок OA, равный в принятом масштабе чис­ленной величине зенитного угла в начале рейса долота в\. Из точки О, как из центра, проводят окружность с радиусом, равным в принятом масштабе численной величине угла в_г. Из точки А под углом Ла (изме­нение азимута ствола за рейс), на которой необходимо изменить азимут скважины, проводят прямую линию до пересечения с окружностью в точках В и С. Тогда угол NOC будет характеризовать угол установки

отклонителя а_уЪ обеспечивающий заданное изменение азимута скважи­ны Л а при одновременном увеличении зенитного угла до в₃, численно равного длине отрезка Л С.

 

 

Рис. 9.40. Графический метод определения измерения азимута скважин

 

Угол NOB будет характеризовать угол установки отклонителя, обес­печивающий такое же изменение азимута ствола Л а при одновременном снижении зенитного угла до 0₃, численно равный длине отрезка АВ.

Типовые схемы ориентирования отклонителей с помощью телемет­рической аппаратуры, например СТЭ и СТТ представлены на рис. 9.41. Из рисунка видно, что расчет угла установки отклонителя возможен в двух вариантах суммирования углов смещения нулевых отметок у отклоните­ля и глубинного измерительного устройства УГИ.

 

 

Рис. 9.41. Определение угла установки отклонителя:

I - при Σ > 360°; II- при Σ < 360°; 1 - метка "О" УГИ; 2 - заданное направление; 3 - метка отклонителя; 4 - апсидальная плоскость

При необходимости ориентирования отклонителя в вертикальной скважине угол установки определяется следующим образом. Рассчиты­вают сумму углов смещения нулевых отметок у и заданного проектного азимута скважины а_пр:

Затем после спуска системы на забой снимают показание по при­борам "азимут" и "отклонитель" и суммируют их:

 

 

Угол довинчивания определяют как разность суммарных углов:

 

Если разность углов окажется отрицательной, то

 

После того, как колонна бурильных труб будет довинчена на угол β, стрелки приборов «отклонитель» и «азимут» должны быть установ­лены на делениях, сумма которых равна Х_ъ и отличается от нее на 360°. Если из-за угла закручивания колонны суммы углов не совпадут, то необходимо расхаживанием и вращением колонны добиться этого равенства.

 

Пример 9.1. Исходные данные: а_пр = 250°, у = 30°.

Решение. Находим сумму углов Σ1 = а_пр + у = 250 + 30 = 280°. После спуска инструмента в скважину показания приборов «азимут» и «отклонитель»: а_аз = 165° - азимут; φ_от = 60° - отклонитель.

 

 

Разность суммарных углов Σ1 - Σ2 = 280 - 225 = 55°. Угол довин­

чивания колонны по часовой стрелке β = 55°. После довинчивания по­казания стрелок приборов «азимут» и «отклонитель» должны состав­лять 280° или 640°.

Оценка точности положения забоя в пространстве. Ошибка положения точки, обусловленная погрешностью измерения зенитного угла,

 

 

где l - длина интервала, для конечной точки которого подсчитывается указанная погрешность, м; θ - средний зенитный угол на интервале, градус.

Погрешность положения точки, обусловленная неточностью из­мерения азимута ствола,

 

 

где m_а - погрешность измерения азимута ствола (табл. 9.11)

 

Суммарная погрешность положения точки ствола, вызываемая измерениями, определяется выражением

 

 

где τ - угол, зависящий от погрешности измерения азимута, прини­маемый по табл. 9.16.

 

 

Суммарная погрешность положения забоя скважины, вызываемая погрешностью измерений, находится по формуле

 

 

Погрешность графического построения положения точки m_rp за­висит от масштаба построения плана и профиля скважины.

 

Масштаб                          1:200             1:400     1:500     1:1000

 

m_rp                             0,14     0,28      0,35     0,70

 

При определении положения за погрешность графического по­строения зависит также от числа интервалов построения n:

 

Общая погрешность измерения определяется по формуле

 

Для определения погрешности положения забоя весь ствол разбу­ривают на интервалы и для каждого из них по приведенным формулам находят погрешности, которые затем суммируют и вычисляют общую погрешность, обусловленную измерениями и графическими построениями.

Для ускорения определения среднеквадратичной погрешности определения планового положения забоя скважины рекомендуется пользоваться номограммами, приведенными на рис. 9.42 и 9.43 кото­рые отражают зависимости изменения численной величины погрешно­сти планового положения забоя от интервала замера и средних углов отклонения ствола скважины от вертикали.

 

 

По глубине скважины, на соответствующей номограмме исходя из значений угла в и интервала замера /, определяют М„ Если в верх­ней части скважины замеры производили, например, через 20 м, а в нижней - через 10 м, то погрешность находится интерполированием между кривыми, соответствующими I = 10 м и I = 20 м.

 

Пример 9.8. Исходные данные: L = 1800 м, θ = 13°; до 600 м снизу измерения проводили через 10 м, а в остальных 1200 м - через 20 м.

Решение. По номограмме (рис. 9.42) находим θ = 13°, проектиру­ем его на кривые / = 10 м и / = 20 м. На одной трети расстояния от / = 20 м отмечаем точку, которую сносим на ось ординат, и / = 20 м и получаем М„ = 3,2. Среднеквадратическая погрешность графических построений определяется по номограмме, представленной на рис. 9.43. На горизонтальной оси графика показано число интервалов построе­ния и, определяемое в зависимости от глубины скважины L и длины интервалов построения. Ось ординат характеризует среднеквадратиче- скую погрешность построения планового положения забоя и другой точки скважины. Масштабы построения плана указаны на соответст­вующих кривых.

В настоящее время при разбуривании месторождений со сложной структурой, как у нас, так и за рубежом применяют, как правило, пло­скостной допуск раздельно по интенсивности искривления, суммарно­му углу отклонения оси скважины от вертикали и кругу допуска (реже по эллипсу). Это плоскостные двухкоординатные формы допусков, при которых можно применять не только допуск в виде круга, но и в виде квадрата, прямоугольника в случае разбуривания крупных, вы­держанных по мощностям и формам ловушек. При разбуривании бо­лее сложных по структурам и обычно менее крупных форм залежей и их ловушек следует использовать пространственные трехкоординат- ные (объемные) формы допусков в виде куба, цилиндра и полусферы. Последнее новое в теории и практике бурения и успешно объединяет допуск по интенсивности искривления, общему углу отклонения оси скважины от вертикали и допуску в конечной точке бурения в единое целое. В этом случае более точно можно управлять положением ствола скважины в пространстве и, следовательно, соблюдать проектную трассу скважины.

В современных условиях все расчеты по допускам производятся с помощью электронно - вычислительных машин

 

9.12. Контроль и управление пространственным положением ствола скважины*

 

Для получения достоверных данных при бурении необходимо знать фактическое положение стволов скважин в пространстве. Поло­жение определяется зенитным углом (отклонением ствола скважины от вертикали), азимутом и глубиной скважины. Для определения этих величин в процессе углубления следует постоянно замерять углы ис­кривления и глубину скважины.

Систематический контроль за искривлением скважины в процессе бурения позволяет получать полное представление о характере ис­кривления, его интенсивности, о смещении отдельных точек ствола скважины от вертикали в пространстве, что в свою очередь значитель­но облегчает составление правильного заключения о строении разбу­риваемой площади. Необходимость в точных данных искривления скважин явилась причиной создания площади. Необходимость в точ­ных данных искривления скважин явилась причиной создания измери­тельной аппаратуры.

В современной практике буровых работ применяются приборы, изме­ряющие полностью углы искривления (зенитный и азимутальный).

В настоящее время технологии ориентированного управления траекторией наклонно направленных скважин ННС и горизонтальных скважин ГС предполагают использовать забойные телеметрические системы (ЗТС) для непрерывного контроля параметров кривизны и оперативного корректирования трассы ствола скважины ТСС. Дорого­стоящие импортные MWD-системы применяют в основном при буре­нии горизонтальных скважин, потому что высокие эксплуатационные затраты при проводке обычных ННС экономически нецелесообразны. Дальнейшая разработка и совершенствование отечественных ЗТС яв­ляются основой промышленных технологий разработки месторожде­ний углеводородов методом наклонно направленного и горизонталь­ного бурения.

Прогресс во внедрении новых методов геологоразведки и разра­ботки месторождений углеводородов (УВ), связанных с конструкцией скважин, числом забоев, траекторий ствола в большей мере определя­ется развитием техники и технологии буровой науки. Скважина явля­ется инструментом эффективной геологоразведки и разработки каждо­го месторождения УВ, имеющего специфические особенности и тре­бующего соответствующего бурового оборудования. Доведение отече­ственных бескабельных ЗТС до серийного производства вовлечет в разработку труднодоступные участки месторождений, расположенные

 

 

** Более подробные сведения по вопросам бурения наклонных и горизонтальных скважин можно получить из следующих источников [27], [31] и [32].

в водоохранных зонах, под населенными пунктами и заповедниками, уменьшит число кустовых оснований посредством строительства ННС с отклонением забоя от вертикали более 1,5.... 10 км, повысит добыв- ные возможности трудноизвлекаемых продуктивных пластов горизон­тальным вскрытием, ускорит ввод ННС в эксплуатацию за счет роста скорости бурения при турбороторном способе бурения, повысит экс- плутационные качества ННС благодаря оптимизации профиля.

Создание телеметрических систем контроля за положением от­клонителя и забойными параметрами ствола скважины в процессе бу­рения придало значительный импульс научно-техническому прогрессу в области бурения скважин на нефть и газ.

В настоящее время телеметрические системы контроля в сочета­нии с методико-математическим и программным обеспечением дали технологам небывалые возможности, в корне изменив методы их работы.

Зарубежные и отечественные специалисты считают, что самым актуальным и перспективным направлением, в котором должна разви­ваться технология бурения, является применение электронных систем для измерения на забое в процессе бурения (ИПБ) или по английской транскрипции MWD (Measurement while drilling).

Если первоначально ИБП производились для контроля зенит­ного угла, азимута и положения отклонителя, то в последние десять лет разработаны и устройства для проведения каротажных работ на базе ИПБ. Создан инструмент для измерения параметров режима бу­рения: нагрузки на долото, крутящего момента, частоты вращения до­лота, давления на забое. Технология систем ИПБ развивается очень быстро, но самые большие достижения ожидаются в развитии назем­ных систем контроля наземных параметров бурения и включение этой информации в совместную обработку с забойной информацией.

У каждого канала связи имеются свои преимущества и свои недос­татки. Разнообразие условий бурения, экономическая целесообразность оп­ределяют каждому каналу связи свою область применения, что подтвержда­ется при бурении скважин в России и в странах СНГ (рис. 9.44).

Электропроводной канал связи в бывшем СССР в силу многих причин (геофизические исследования, инклинометрические работы осуществляются на электропроводном канале связи, налаженная ин­фраструктура, материальное обеспечение геофизических предприятий, электробурение) нашел значительно, но недостаточное применение. Этот канал обладает преимуществами перед всеми известными кана­лами связи - максимально возможная информативность, быстродейст­вие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи; отсут­ствие забойного источника электрической энергии и мощного пере­датчика; возможность двусторонней связи; не требует затрат гидрав­лической энергии; можно использовать при работе с продувкой возду­хом и с использованием аэрированной промывочной жидкости.

Существует несколько разновидностей электропроводного канала связи: на трубах для электробурения; секционированных отрезках ка­беля в каждой трубе (так называемых KJIC); «сбросовый»; ЗИЛС. В частности «сбросовый» канал и применяется в телесистемах СТТ - 164, CJIT - ЗП Харьковского СКТПБЭ, находящейся в эксплуатации в Западной Сибири и других регионах, СГТ - 108 для малых диаметров.

Недостаток электропроводного канала связи: - наличие кабеля в бурильной колонне; затраты времени на его проложение; защита кабе­ля от механических повреждений; невозможность вращения колонны и закрытия превентора при нахождении кабеля за колонной бурильных труб; необходимость доставки (продавки) забойного модуля или кон­тактной муфты до места стыковки (посадки) при зенитных углах более 60° с помощью продавочного устройства. Следует отметить, что име­ются варианты проложения кабеля внутри труб через вертлюг, но по­является необходимость в подъеме всего кабеля или отрезка кабеля при наращивании, что требует дополнительных затрат времени. Вра­щение колонны возможно только с вращающимся токосъемником, устанавливаемым под вертлюгом. В зонах АВПД при наличии «вы- бросовой» ситуации и необходимости в закрытии превентора бурения ограничивается максимально возможным ходом инструмента вверх до достижения положения, когда кабель находится уже внутри колонны, а при варианте пропуска кабеля через вертлюг этой проблемы нет.

Гидравлический канал связи ГКС. Исследования этого канала в нашей стране начаты при разработке гидротурботахометра ВНИИБТ еще в пятидесятых годах. Дальнейшее применение канал нашел при бурении Кольской сверхглубокой скважины СГ-3, где устойчивые сигналы о частоте вращения вала турбобура были получены с глубины более 12000 метров, но подавляющее применение нашел в современ­ных MWD зарубежных ведущих фирм Teleco, Schlumberger, Sperry- sun, Gearhart, Eastman Christensen и др. (рис. 9.45).

Для генерирования импульсов давления в буровом растворе ис­пользуются несколько способов. Они подразделяются на три вида: положительный импульс, отрицательный импульс и непрерывная вол­на (сирена). Положительные импульсы генерируются путем создания кратковременного частичного перекрытия нисходящего потока буро­вого раствора. Отрицательные же импульсы давления создаются путем кратковременных перепусков части жидкости в затрубное пространст­во через боковой клапан. Гидравлические сигналы, близкие к гармо­ническим (сирена) создаются с помощью электродвигателя, вращаю­щего клапан пульсатора или дискового клапана гидротурботахометра типа ГТТ. Гидравлические импульсы (или волны) со скоростью в среднем 1250 м/с поступают по столбу бурового раствора на «днев­ную» поверхность. На поверхности закодированная различными спо­

собами информация декодируется наземной аппаратурой и отобража­ется на табло, экране мониторинга, поступают в другие устройства обработки информации

 

 

Рис. 9.45. Схема гидравлической линии связи:

1 - долото; 2 - КНБК с телесистемой; 3— клапан телесистемы (пульсатор); 4 - колонна бурильных труб; 5 - обвязка (манифольд, рукав, вертлюг, квадрат); б - первичный преобразователь давления; 7 - буровые насосы; 8 - приемная емкость; 9 - желоб

 

В последние годы значительно сократилось время передачи дан­ных. Если в системах первого поколения оно составляло 50 сек, для каждой точки, то в более новых 25 сек, а в некоторых из последних систем уже 10 сек.

Энергия, необходимая для работы забойных систем, генерируется турбогенератором или обеспечивается литиевыми батареями, совме­щенными источниками электропитания (аккумуляторы с подзарядкой от турбогенератора). Турбогенераторы по сравнению с батареями обеспечивают большие мощности и, следовательно, более высокие энергетические возможности для получения и передачи данных.

Предпочтение в применении телесистем с ГКС базируется как на относительной простоте обеспечения связи по сравнению с другими каналами, так и ненарушении (по сравнению с ЭКС) технологических операций при бурении, и не зависит от геологического разреза горных пород по сравнению с ЭМКС, и от буровой бригады не требуется не­обычных операций.

Недостатки: низкая информативность из-за низкой скорости пе­редачи, низкая помехоустойчивость, последовательность в передаче информации, необходимость в источнике электрической энергии (ба­тареи, турбогенераторы), отбор гидравлической энергии для работы передатчика и турбогенератора, невозможность работы с продувкой воздухом и аэрированными жидкостями.

Электромагнитный канал связи ЭМКО (рис. 9.46): используют электромагнитные волны (тока растекания) между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антенной, ус­танавливаемой в грунт на определенном (30 - 50 м) от буровой рас­стоянии установки. Разработкой телесистем с ЭМКС в России зани­маются ВНИИ геофизических исследований скважин (ВНИИГИС), ВНИИ промысловой и полевой геофизики (ВНИИПГГ), НПФ «Самар­ские горизонты» и другие.

 

 

Преимущества более высокая перед гидравлическим каналом ин­формативность.

Недостатки: дальность связи (зависит от проводимости и переме­жаемости горных пород, затухания сигналов), слабая помехоустойчи­вость, сложность установки антенны в труднодоступных местах, не­возможность использования на море.

Современные системы контроля за траекторией ствола скважины в пространстве приведены в табл. 9.17

 

Таблица 9.17

Системы и приборы для контроля и управления траекторией скважины

 

 

 

 

 

9.13. Системы верхнего привода

 

 

Системы верхнего привода (СВП) являются новым типом меха­низмов буровых установок. В принципе верхний привод представляет собой подвижный вращатель, как уже говорилось ранее, оснащенный комплексом механизации СПО.

Системы верхнего привода получили широкое распространение в мировой практике. Широкое внедрение верхнего привода объясняется его преимуществами при проводке вертикальных (глубоких), наклонно направленных и особенно горизонтальных, т.е. скважины с большой протяженностью 3....5....10 и более тыс. метров горизонтального окончания. Более подробные данные о системе верхнего привода при­ведены в разделе 12. Самой значительной проблемой бурения скважин с большим наклонным или горизонтальным окончанием является соз­дание достаточной нагрузки на породоразршающий инструмент. В этом случае верхний привод позволяет производить спуск инструмента с вращением последнего, что резко уменьшает силы сопротивления, а сле­довательно, дает возможность создавать на забой требуемую нагрузку.