что такое телеметрия в бурении

Телеметрическое сопровождение буровых работ

Активно скважины начали появляться в нефти и газодобывающих отраслях в начале прошлого века, а к середине сороковых годов остро встал вопрос о телеметрическом сопровождении буровых работ. Наиболее активно система стала внедряться на буровых в США. К началу пятидесятых годов появились рабочие модели, в которых телесистемы имели гидравлический канал связи с забоем. Технологические разработки быстро позволили создать телесистему с проводными, а затем и беспроводными каналами связи. С этого момента телеметрия в бурении стала неотъемлемой частью технологического процесса.

Виды телеметрии в бурении

Современные системы телеметрии это сложный комплекс оборудования, включающий в себя множество узлов получения и обработки информации. Многочисленные датчики в режиме реального времени передают с различных участков бурения объективную информацию о состоянии инструмента, плотности породы, температуре, давлении и другие важные параметры. Все они приходят на специальный пункт, где проходят обработку, сортировку и фиксацию.

Оператор получает возможность оперативно анализировать входящие данные и моментально реагировать на изменение в работе буровой, минимизируя риск возможного возникновения аварийных ситуаций. Для систем телеметрии, используемых в бурении, очень важно передавать сигналы на значительные расстояния с максимальной скоростью без существенных искажений. Телеметрическое сопровождение бурения состоит из трех основных компонентов, которые в тесном взаимодействии обеспечивают максимально хороший результат.

С момента зарождения основные изыскания велись в направлении организации устойчивого канала связи меду комплексом датчиков на рабочем горизонте и аппаратурой предназначенной для обработки получаемых данных. Главная проблема состояла в том, что по мере погружения бура получаемая информация приходила в сильно искаженном виде. Многое зависит от входящих в состав телеметрии компонующих блоков, которые гарантируют эффективность, удобство и производительность.

Сегодня существует три основных способа передачи данных. Используются электроприводные, электромагнитные и гидравлические каналы. Инновационные разработки и современные материалы широко применяются при разработке современных каналов связи обеспечивающих максимально точную и без искажений передачу текущей информации. Это позволяет значительно ускорить работу буровой и делает добычу полезных ископаемых максимально безопасной.

Каналы связи

Телеметрическую систему для бурения в настоящее время используют все ведущие добывающие компании. Без этого немыслимо добиться существенных результатов при сложной проходке. Сегодня при сопровождении буровых современной телеметрией применяют три вида передачи сигналов на большие расстояния.

Акустический канал связи представляет собой передачу звуков по промывочным жидкостям, трубам буровых вышек и окружающей проходку породе. Поэтому они носят название гидроакустических, акустомеханических и сейсмических. Последние используются сегодня исключительно для пассивного контроля забоя. В настоящее время акустические каналы связи находятся в стадии разработки и доводки. Они пока не имеют широкого применения в рамках эксплуатации на буровых установках.

Гидравлический канал связи самый надежный, удобный и эффективный на сегодняшний момент, поскольку проводником является столб раствора, поэтому не требуется дополнительных затрат на обеспечения передачи сигнала. Кроме того его продолжительность определяется глубиной пройденного канала. Это наиболее проверенная и качественная методика из ныне используемых в бурении. Постоянные улучшения производятся многочисленными разработчиками, что дает возможность получать более качественную и быструю информацию практически мгновенно.

Беспроводной или электромагнитный канал связи начал разрабатываться с середины пятидесятых годов прошлого столетия. По сравнению с другими способами передачи данных он имеет ряд существенных преимуществ:

Телеметрия помогает намного эффективней и безопасней вести бурение в любых климатических зонах независимо от сложности грунта.

Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:

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

По-русски — телеметрия, по-английски — MWD

О.К. РОГАЧЕВ, к.т.н.,
ОАО НПО «Буровая техника» — ВНИИБТ

Наклонно-направленное бурение давно стало основным видом бурения как на суше, так и на море при бурении скважин с платформ различных типов. Одновременно с развитием наклонно-направленного бурения существует тенденция повышения требований к точности попадания забоя скважин в заданную точку и к соблюдению проектного профиля скважины. В связи с этим возникает необходимость обеспечения эффективного контроля пространственного положения ствола скважины. При бурении наклонно-направленных скважин применяется комплекс маркшейдерских работ, включающий специальное оборудование, инструмент, приборы, особые технологические приемы, и связанный как с заданием направления ствола скважины, так и с постоянным контролем за положением оси ствола скважины в пространстве. Последнее является задачей инклинометрии.

Создание телеметрических систем контроля за положением отклоните-ля, забойными параметрами ствола скважины в процессе бурения (включая устройства управления режимами 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-математичес-ким и программным обеспечением дали технологам небывалые возможности, в корне изменив методы их работы.

Азбука телеметрических систем

В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи забой — устье, прием наземным устройством, обработку и представление оператору результатов обработки. Существующие телесистемы включают следующие основные части:

Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как:

К первичным преобразователям направления бурения относятся:

Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилитель-передатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.

Каналы связи

На протяжении многих лет основным препятствием для практического использования измерений в процессе бурения был канал связи. Он является основным и решающим фактором, так как именно от него зависит конструкция телесистем, компоновка, информативность, надежность, удобство работы, а также условия прохождения сигналов.

Диапазон существующих в настоящее время каналов весьма широк, и представлен гидравлическим, электромагнитным, акустическим, электропроводным и многими другими типами каналов связи (РИС. 1).

В результате многолетних исследований и практического использования в реальных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:

У каждого из этих каналов связи имеются свои преимущества и недостатки. Разнообразие условий бурения, а также экономическая целесообразность определяют каждому каналу связи свою область применения. Остановимся подробнее на преимуществах и недостатках каждого из рассматриваемых каналов связи.

Электропроводной канал связи (ЭКС)

ЭКС в России в силу многих причин нашел значительное, но недостаточное применение. Этот канал обладает преимуществом перед всеми известными каналами связи — это максимально возможная информативность, быстродействие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи; отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика; возможность двусторонней связи; не требует затрат гидравлической энергии; может быть использован при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированной промывочной жидкости. К недостаткам электропроводного канала связи относятся наличие кабеля в бурильной колонне и за ней, что создает трудности при бурении; затраты времени на его прокладку; необходимость защиты кабеля от механических повреждений; невозможность вращения колонны (неактуально при применении токосъемника, устанавливаемого под вертлюгом); невозможность 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 прода-вочного устройства (имеются варианты проложения кабеля внутри труб через вертлюг).

Гидравлический канал связи (ГКС)

Телесистемы с ГКС отличаются от других наличием в них устройства, создающего в потоке бурового раствора импульсы давления. Для генерирования импульсов давления в буровом растворе используются несколько различных по типу устройств. Сигнал, создаваемый ими, подразделяется на три вида: положительный импульс, отрицательный импульс или непрерывная волна (РИС. 2).

Положительные импульсы генерируются путем создания кратковременного частичного перекрытия нисходящего потока бурового раствора. Отрицательные — путем кратковременных перепусков части жидкости в затрубное пространство через боковой клапан. Гидравлические сигналы, близкие к гармоническим, создаются с помощью электродвигателя, который вращает клапан пульсатора. Гидравлические импульсы со скоростью около 1250 м/с поступают по столбу бурового раствора на поверхность, где закодированная различными способами информация декодируется и отображается в виде, приемлемом для восприятия оператором.

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

Электромагнитный канал связи (ЭМКС)

Системы с ЭМКС используют электромагнитные волны (токи растекания) между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антенной, устанавливаемой в грунт на определенном расстоянии от буровой установки (РИС. 3).

К преимуществам ЭМКС относится несколько более высокая информативность по сравнению с гидравлическим каналом связи. К недостаткам — дальность связи, зависящая от проводимости и перемежаемости горных пород, слабая помехоустойчивость, сложность установки антенны в труднодоступных местах.
В ТАБЛ. 1 приводятся сравнительные характеристики телеметрических систем российских и зарубежных производителей с каналами связи различных типов.

Учитывая недостатки применяемых каналов связи, необходимо их совершенствовать, а также разрабатывать новые каналы, так как разнообразные горно-геологические условия, различные технико-технологические аспекты проводки скважин и экономические факторы предъявляют более высокие требования к информативности процесса бурения.

Представляет интерес возможность использования комбинированного канала связи. Суть этого вида связи заключается в использовании нескольких каналов связи одновременно — как вариант, это могут быть гидравлический, электромагнитный, механический и частично электропроводный, например, как ретранслятор. Для реализации этого вида связи в телеметрической системе устанавливаются гидравлический пульсатор и электромагнитный передатчик. Информация принимается на поверхности обычным способом для этих каналов связи. По механическому каналу связи принимается информация по вибрации долота. Электропроводной канал может быть использован для частичного погружения в колонну бурильных труб или за трубами для приема и ретрансляции ослабленных информационных сигналов от телеметрической системы при больших глубинах. Применение комбинированного канала связи позволит частично решить многолетние споры о перспективности дальнейшего использования того или иного канала связи забой — устье.

По пути усложнения

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

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

Усложнение процесса бурения стимулирует дальнейшее развитие разработок телеметрических систем. Основными направлениями совершенствования являются: увеличение количества измеряемых и передаваемых на поверхность параметров бурения, скорости передачи информации; создание в забойных устройствах автоматов, самостоятельно управляющих процессом проводки скважин (управляемый отклонитель, прибор корректирования нагрузки на долото и др. механизмы); использование двухсторонней связи забой — устье. Существенное повышение точности и качества проводки высокотехнологичных скважин невозможно без совершенствования наземного бурового комплекса, способного автономно или при минимальном вмешательстве оператора осуществлять бурение в продуктивном пласте с учетом особенностей его фактического строения. Создание интеллектуально-автоматизированной буровой установки, которая будет контролировать и корректировать работу бурильщика, а в некоторых случаях — осуществлять бурение скважины или выполнение определенных операций в автоматическом режиме, является одним из приоритетных направлений зарубежных и отечественных производителей бурового оборудования.

Принципиальная блок-схема комплекса автоматического управления бурением скважины представлена на РИС. 4.

Система включает два комплекса параметров: забойные (телеметрическая система) и наземные (система контроля наземных параметров бурения). Возможности забойной части системы по сбору и первичному преобразованию данных подробно описаны выше. Система наземного контроля может быть представлена станцией геолого-технического контроля.

Основными задачами системы автоматизированного управления проводкой скважины являются:

Система автоматизированного управления проводкой наклонных и горизонтальных скважин позволит повысить качество строительства скважин, точность выполнения проектов, исключить субъективные ошибки персонала буровой установки даже при среднем уровне его квалификации, что даст существенную экономию при строительстве скважин.

Источник

Что такое телеметрия в бурении

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