СИСТЕМА ИНКЛИНОМЕТРИЧЕСКАЯ БУРОВАЯ

Полезная модель относится к промысловой геофизике и предназначена для измерения забойных параметров в процессе бурения.
Известна забойная телеметрическая система (патент РФ №2140539, МПК Е 21 В 47/12, опубл. 27.10.1999 г), которая состоит из скважинного модуля с измерительными первичными преобразователями, передатчика с электрическим диполем, образованным в результате разделения нижней части бурильной колонны от верхней и наземной приемно-обрабатывающей аппаратуры, проводного канала связи, соединяющего передатчик со скважинным модулем. При этом передатчик содержит турбогенератор, блок питания, соединенный с блоком микроЭВМ и посредством проводной линии связи со скважинным модулем, контроллер связи, соединенный с блоком микроЭВМ и через проводную линию связи со скважинным модулем, и усилитель мощности, входами связанный с блоком питания и блоком микроЭВМ, а выходами с верхом и низом бурильной колонны.
Недостатком этого устройства является невысокая надежность, обусловленная возможностью обрыва кабеля и потерей контакта в дополнительных кабельных разъемах устройства при бурении.
Наиболее близким техническим решением, которое выбрано нами за прототип является телеметрическая компьютеризированная система ЗИС-4М1 (Научно-технический журнал "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности", N 9-10, М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 1998, с.16). Система ЗИС-4М1 содержит электрически разобщенную бурильную колонну, наземный и глубинный блоки. Глубинный блок, снабжен соответствующими инклинометрическими датчиками, вмонтирован в немагнитную вставку электрического разделителя бурильной колонны, турбогенератор для электропитания глубинного блока и беспроводный электромагнитный канал передачи параметров на поверхность, где антенной-приемником служит буровой станок и выносной штырь-заземлитель.
Недостатком этой системы является невысокая точность измерения параметров скважин, обусловленная тем, что удары и вибрация в процессе бурения увеличивают погрешность измерения датчиков. Кроме того, эта система не позволяет измерять границы нефтяного пласта в процессе бурения, а это приводит к увеличению времени бурения.
Основным техническим результатом является повышение точности измерении и уменьшение времени бурения.
Основной технический результат достигается тем, что в системе инклинометрической буровой, включающей электрически разобщенную бурильную колонну, наземный и глубинный блоки, последний из которых, снабжен инклинометрическими датчиками, турбогенератор электрически соединенный с глубинным блоком и беспроводный электромагнитный канал передачи параметров на поверхность, согласно предложенному решению, в глубинный блок встроены статический блок и блок измерения γ-фона.
Пример конкретного выполнения
На рисунке изображена предлагаемая система инклинометрическая буровая, которая включает долото 1, забойный двигатель 2, электрически разобщенную бурильную колонну 3, наземный блок 4, глубинный блок 5, инклинометрические датчики 6, турбогенератор 7, беспроводный электромагнитный канал передачи параметров на поверхность 8, статический блок 9, блок измерения γ-фона 10, бурильную колонну 11, антенну 12.
Устройство работает следующим образом.
При бурении, поток промывочной жидкости приводит в действие забойный двигатель 2, долото 1 и турбогенератор 7, который вырабатывает электроэнергию для питания глубинного блока 5 и обеспечивает передачу мощности по электромагнитному каналу до 500 Вт. Напряжение от турбогенератора 7 поступает в глубинный блок 5 в котором производится измерение параметров скважины. Информация от инклинометрических датчиков 6 о параметрах скважины (зенитный угол, азимут, отклонитель) и от блока измерения γ-фона 10, преобразованная в кодовую последовательность, поступает в электромагнитный канал передачи параметров на поверхность 8, и с помощью электрически разобщенной бурильной колонны 3 передается в породу. Распространяемый в породе сигнал улавливается антенной 12 и поступает в наземный блок 4, где усиливается, фильтруется, дешифрируется и выводится на монитор компьютера в виде таблиц и графиков. Таким образом, текущие параметры скважины контролируются в процессе бурения.
Для проведения точных замеров производится выключение циркуляции бурового раствора, при этом забойный двигатель 2 и долото 1 останавливаются. На чувствительные элементы датчиков перестают действовать удары и вибрации обусловленные работой забойного двигателя 2 и долота 1. В эти моменты времени турбогенератор 7 останавливается и напряжение от него не поступает в глубинный блок 5, автоматически включается статический блок 9 и напряжение от него поступает на инклинометрические датчики 6 и блока измерения γ-фона 10. Через заданный промежуток времени 3
производится измерение параметров скважины (азимута и зенитного угла) и естественного γ-фона породы в статическом режиме. Полученные данные записываются в память статического блока 9. При включении циркуляции бурового раствора и продолжении процесса бурения данные измерений, полученные в статическом режиме, преобразуются в кодовую последовательность, которая поступает в электромагнитный канал передачи параметров на поверхность 8, и с помощью электрически разобщенной бурильной колонны 3 передаются в породу. Распространяемый в породе сигнал улавливается антенной 12 и поступает в наземный блок 4, где усиливается, фильтруется, дешифрируется и выводится на монитор компьютера в виде таблиц и графиков.
Повышение точности измерения параметров скважины достигается путем исключения погрешности измерения инклинометрических датчиков 6 и блока измерения γ-фона 10 обусловленной ударами и вибрациями долота 1 и забойного двигателя 2 при бурении скважины. Точные замеры параметров скважины (азимута и зенитного угла) и естественного γ-фона породы могут также производятся в момент остановки процесса бурения при наращивании бурильной колонны. Число точных замеров и интервалы время, через которые производятся измерения параметров скважины в статическом режиме, зависят от породы и сложности профиля скважины. Предложенное устройство позволяет повысить точность измерения в 5 раз и сократить время бурения на 10%, за счет проведения измерения γ-фона в процессе бурения, по сравнению с прототипом.