Система инклинометрическая буровая.

Система ИБ-1М предназначена для измерения на забое и индикации на поверхности земли азимута и зенитного угла ствола наклонно-направленной скважины, угла установки отклонителя в процессе турбинного бурения.

При подаче напряжения между турбобуром и колонной, электрически разделенных изолирующей вставкой, происходит растекания тока в породе. Часть тока, которая достигает повышенности, можно обнаружить, подключив вход приемника к буровой и к приемной антенне, установленному на расстоянии 50-150 м от буровой.

Для увеличения дальности приема, и повышения скорости передачи информации приемника система связи с последующей корреляционной обработкой сигнала.

Для приема сигнала с СП используется последовательный канал связи. Начало посылки обозначается синхропоследовательностью, за которой следуют коды величин четырех цифровых параметров: зенита, азимута, положения отклонителя и резервного параметра. Эти параметры измеряются универсальным цифровым модулем инклинометра. Измеренные величины преобразуются в помехоустойчивый код и модулируется шумоподобным сигналом.

Сформированный таким образом сигнал подается на управляемый выпрямитель. Выпрямитель преобразует переменный ток, вырабатываемый турбогенератором в постоянный. Этот ток подводится к металлическим частям корпуса, электрически несвязанным между собой. В зависимости от управляющего сигнала, ток от турбогенератора протекает либо от той части компоновки бурильной колонный, которая распложена ниже СП через породу к верхней части колонны либо наоборот.

На поверхности сигнал снимается с приемной антенны и подается на вход приемника КНА. Уровень сигнала на входе может изменятся от единиц вольт (на малых глубинах) до десятков микровольт (на максимальных глубинах). Поэтому на входе приемника установлен ограничитель напряжения.

В приемнике происходят усиления принятого сигнала. Усиленный входной сигнал подается на вход АЦП блока инклинометрического микроконтролирного (БИМ). В БИМ данные дешифруются и после этого выдаются на компьютер. Кроме параметров инклинометрии с СП передается параметр «Частота», характеризующий режим работы турбогенератора и качество прохождения посылок, содержащих данные замеров в статическом режиме.

Помимо параметров, принимаемых от СП, на компьютер выводится параметр «Достоверность». Ориентируясь на этот параметр, оператор получает возможность при работе в сложных условиях (большая глубина) отобрать данные, наименее подвернутые влиянию помех.

Данные от подземных измерителей комплекса КУБ-01 (измеритель положения талевого блока, измеритель веса на крюке и измеритель давления бурового раствора и т.д.) через коммутационное устройство поступают на другой вход БИМ, где нормализуются.

С выхода микроконтроллера информация, содержащая параметры СП и наземных датчиков поступает в индустриальный компьютер, соединенный с монитором, принтером и клавиатурой. Компьютер выдает данные на мониторе в виде цифр и графиков и сохраняет их на жёсткий диск. Кроме того, с компьютера можно корректировать некоторые технологические параметры. Например, предусмотрено введение поправки к углу установки отклонителя, в случае несовпадения метки «О» отклонителя СП и метки «О» отклоняющего инструмента. В этом случае, угол между метками измеряется по часовой стрелке от метки на корпусе диполя и вводится вручную с клавиатуры компьютера.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Гидравлические забойные двигатели (секционные турбобуры, турбобуры-отклонители, вин­товые забойные двигатели и керноотборные устройства) производятся согласно ГОСТ 26673—85, ТУ 26-02-75-72, ТУ 266-02-574-74, ТУ 26-02-809-78, ТУ 26-02-823-78, ТУ 26-02-918-81, ТУ 39-989-86, ТУ 39-1118-86.

технические характеристики винтовых забойных двигателей

БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

ТИПЫ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Отличительная особенность вращательного способа бурения — применение промывки сква­жин в процессе бурения. В ОАО «Сургутнефтегаз» при бурении скважин используют следующие промывочные жидкости: глинистые растворы, техническую воду, полимерные растворы.

Критерием выбора бурового раствора являются геологические данные разреза. При бурении под направление и кондуктор используется глинистый раствор, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка. Бурение под эксплуатационную колонну начи­нается на технической воде или глинистой суспензии с плотностью 1030 кг/м³.

Особое внимание уделяется промывочным жидкостям для вскрытия продуктивных горизон­тов. До недавнего времени вскрытие продуктивных пластов технологически мало отличалось от разбуривания вышележащих пород. Однако в последнее время поднимается проблема сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов при их разбуривании.

В 2000 году в ОАО «Сургутнефтегаз» начались работы по применению нового типа бурового раствора (ИККАРБ) для вскрытия продуктивных пластов, разработанного специалистами фирмы ИКФ (г. Волгоград) и новых типов биополимерных растворов на солевой и пресноглинистой ос­нове, разработанных в институте «СургутНИПИнефть».

Системы растворов подобраны таким образом, чтобы обеспе-

чить:

— качественную очистку ствола скважины от выбуренной породы;

— снижение гидравлических сопротивлений;

— устойчивость стенок скважины;

— сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;

— максимальное облегчение освоения скважины после бурения;

— обеспечить безаварийную и качественную проводку скважины.

Полимерные промывочные жидкости характеризуются повышенной вязкостью при малых кон­центрациях, способностью образовывать прочные изолирующие пленки на поверхности стенок сква­жины и бурильных труб. Полимерные растворы по своим технологическим свойствам существенно превосходят воду и глинистые растворы: они в большей степени повышают устойчивость стенок скважин к воздействиям потока жидкости, обеспечивают смазочный эффект и возможность приме­нения скоростных режимов бурения, исключают прихваты бурильного инструмента. Это позволяет применять их при бурении на объектах со сложными геологическими условиями.

Проницаемость призабойной зоны снижается и в процессе вскрытия пласта перфорацией, поэтому в ОАО «Сургутнефтегаз» в технологии вторичного вскрытия рекомендованы кислотные перфорационные среды: КПС1, КПС2, КПС-1М без твердой фазы, обеспечивающие повышение продуктивности скважин при снижении фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне. КПС представляет собой подкисленный водный раствор хлористого натрия, включающий добавку ПАВ. Плотность КПС можно регулировать в пределах: для КПС1 и КПС-1М от 1140 до 1160 кг/м³, для КПС2 от 1140 до 1225 кг/м³.