Технические средства контроля над искривлением ствола в процессе бурения

Телеметрические системы являются самыми современными средствами бурения скважин заданного направления.

Задачу автоматизации процесса бурения успешно решает информационно-технологический навигационный буровой комплекс, который включает в себя как наземную аппаратуру, так и датчики, приближенные с помощью телеметрической системы к забою скважины. В него входят также устройства сбора информации, ее преобразования, передачи и программной обработки для принятия оперативного решения и вывода технологических рекомендаций на пульт бурильщика, и в автоматических исполнительных устройствах.

Телеметрическая система, входящая в состав геонавигационного комплекса, предназначена для определения пространственной ориентации компоновки низа бурильной колонны, а также забойных параметров, необходимых для оптимизации процесса бурения. Скважинный прибор телеметрической системы обеспечивает ориентацию отклонителя на забое, а также непрерывную передачу и индикацию на поверхности азимута, зенитного угла скважины в процессе турбинного бурения в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий.

Телеметрическая система работает следующим образом.

Поток промывочной жидкости приводит в действия турбину генератора проточного типа, который и вырабатывает электроэнергию, питающий электронный блок скважинного прибора. Информация от датчиков преобразуется в кодовую последовательность, которая передается в зависимости от условий бурения и наличия соответствующих модулей по электромагнитному или гидравлическому каналам связи. На поверхности сигнал принимается антенной, удаленной на 30-50м от буровой или датчиком-преобразователем, установленным в нагнетательной линии насосов. В приемном устройстве принятый сигнал декодируется и вводится в компьютер для обработки.

Скважинная часть телеметрической системы имеет модульную конструкцию. Функциональные возможности телеметрической системы зависят от состава входящих в нее модулей, который, в свою очередь, определяется технологической необходимостью.

Основные параметры и характеристики телеметрической системы НПФ «Самарские горизонты»:

Диапазон измерения: зенитного угла – 0-102°; азимутального угла 0-360°.

Погрешность измерения: зенитного угла - ±0,15°; азимутного угла - ±2°; угла установки отклонителя ±2°.

Размеры скважинного прибора: диаметр не более 172мм; длина 3000мм.

Характеристика генератора питания скважинной аппаратуры: частота вращения турбины генератора 2000 ±500об/мин; напряжение 18-70 В.

Характеристика источника питания наземной аппаратуры: переменный ток, частота – 50Гц, напряжение – 220-240 В.

Для решения задачи предупреждения искривления ствола скважины в НЦП «Кольская сверхглубокая» разработаны и успешно эксплуатировались при бурении СГ-3 – сигнализатор предельного зенитного угла и автономные индикаторы кривизны.

На рисунке 2.13 представлена принципиальная схема сигнализатора – индикатора предельного зенитного угла СПЗУ – 1, предназначенного для получения оперативной информации о достижении заданного предельного угла отклонения ствола скважины от вертикали в процессе бурения. Одновременно это устройство может использоваться в качестве автономного индикатора зенитного угла искривления.

Индикатор-сигнализатор содержит корпус 1, установленный в контейнере 2, диск 3 со сферической вогнутой поверхностью, на котором расположен стальной шар 4, поршень 5, имеющий в нижней части цилиндрический выступ и жестко соединенный штоком 6 с затвором 7, седло 8, установленное на перегородке 9, имеющий боковые отверстия Б для прохода бурового раствора, возвратную силовую пружину 10.

Верхняя часть корпуса 1 имеет перегородку, в которой выполнены промывочные отверстия А. Полость корпуса сигнализатора заполняется рабочей жидкостью и изолируется уплотнительными элементами 11 и 12.

При отсутствии потока бурового раствора прижимной элемент – поршень 5 и шток 6 под действием предварительно сжатой пружины 10 будет находится в крайнем верхнем положении. При этом шар 4 под действием силы тяжести займет на сферической поверхности диска 3 определенное положение, соответствующее углу наклонна прибора (зенитному углу искривления скважины). Отклонение r шара 4 от оси прибора зависит от значений зенитного угла θ и радиуса R сферической поверхности диска 3:

(2.2)

Предельный зенитный угол θ_пред, при котором должен сработать сигнализатор, будет определяться диаметром диска прижимного элемента 5.

При наличии потока бурового раствора в отверстиях А образуется перепад давления, действующий через отверстие В в корпусе 1 на прижимной элемент 5, который, преодолевая усилие сжатия пружины 10, опустится вниз. Если угол наклона прибора будет меньше предельного зенитного угла, прижимной элемент 5 дойдет до упора в шар 4 и зафиксирует его на диске 3. При этом на поверхности диска 3 останется след от прижатия шара 4, место которого будет характеризовать текущий зенитный угол:

. (2.3)

Рисунок 2.13 Схема сигнализатора – индикатора зенитного угла искривления ствола скважины СПЗУ – 1

Если шар 4 окажется в положении когда θ>θ_пред, прижимной элемент 5 будет иметь возможность опуститься в крайнее нижнее положение, при котором затвор 7 дойдет до упора в седло 8 и перекроет его отверстие. При этом весь поток бурового раствора направиться в отверстие Б, а шар 4 будет свободно находиться в кольцевом пространстве между цилиндрическим выступом прижимного элемента 5, внутренней стенкой корпуса 1 и диском 3. Так как суммарная площадь отверстий Б выбрана существенно меньшей, чем площадь отверстия в седле 8, при закрытии последнего затвором 7 резко возрастает давление прокачиваемого бурового раствора, что служит сигналом о достижении установленного предельного зенитного угла.

Для предотвращения ложных срабатываний сигнализатора, вызванных перемещением шара 4 в предельное положение из-за действия центробежных сил при вращении забойного двигателя вращаться до гарантированной фиксации шара 4 прижимным элементом 5. Для этого усилие сжатия F_пр пружины 10 должно выбираться из условия:

, (2.4)

где S_пор – площадь поршня прижимного элемента 5; ∆p_min – перепад давления вотверстиях А, соответствующий минимальному расходу бурового раствора, при котором вал забойного двигателя еще не начал вращение.

Прижимной элемент 5 и сферический диск 3 выполнены съемными и имеют различный диаметры и радиусы сферы, чтобы обеспечить срабатывание прибора при заданном предельном угле и необходимый диапазон измерения.

Сигнализатор-индикатор зенитного угла устанавливается в КНБК в нижней ее части, как правило, сразу перед забойным двигателем. Его использование позволяет эффективно контролировать предельное отклонение ствола скважины от вертикального положения.

Оперативный контроль искривления скважин и особенно на интервале искусственного искривления может успешно осуществляться специальными индикаторами, входящими в состав буровой компоновки. Например, подобная многофункциональная компоновка МФК-76 создана в КазИМСе (Казахстан). В состав буровой компоновки входит отклонитель ОГМ, индикатор кривизны, обеспечивающий измерение кривизны скважины в нескольких точках на чувствительном сферическом элементе и ориентирующее устройство для установки отклонителя в заданное для реализации искривления положение.

При использовании данной компоновки процесс искривления скважины отклонителем сопровождается измерением угловых параметров положения забоя при остановке процесса бурения. В дальнейшем производят повторное ориентирование отклонителя в заданном направлении искривления и продолжают набор кривизны.

После завершения процесса искривления скважины и извлечения из скважины расшифровывают показания датчика индикатора кривизны и оперативно определяют положение забоя скважины после искривления, а также параметры ее кривизны.

Контрольные вопросы к разделу 2

1. Принцип измерения зенитного угла скважины пробиркой с плавиковой кислотой

2. Принцип работы инклинометра МИГ-47L

3. Принцип работы и область применения гироскопического инклинометра

4. Принцип работы телеметрических систем контроля пространственного положения скважины

5. Принцип работы многоточечного фотоинклинометра.