WWW.LIB.KNIGI-X.RU
Ѕ≈—ѕЋј“Ќјя  »Ќ“≈–Ќ≈“  Ѕ»ЅЋ»ќ“≈ ј - Ёлектронные матриалы
 


Pages:   || 2 |

Ђ»Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќјя —»—“≈ћј  ќЌ“–ќЋя –ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ” —“¬ќЋјћ» — ¬ј∆»Ќ ѕ–»  ”—“ќ¬ќћ Ѕ”–≈Ќ»» ...ї

-- [ —траница 1 ] --

‘≈ƒ≈–јЋ№Ќќ≈ √ќ—”ƒј–—“¬≈ЌЌќ≈ Ѕёƒ∆≈“Ќќ≈ ќЅ–ј«ќ¬ј“≈Ћ№Ќќ≈

”„–≈∆ƒ≈Ќ»≈ ¬џ—Ў≈√ќ ѕ–ќ‘≈——»ќЌјЋ№Ќќ√ќ ќЅ–ј«ќ¬јЌ»я

–ќ——»…— »… √ќ—”ƒј–—“¬≈ЌЌџ… ”Ќ»¬≈–—»“≈“ Ќ≈‘“» » √ј«ј

»ћ≈Ќ» ». ћ. √”Ѕ »Ќј

Ќа правах рукописи

јрхипов јлексей »горевич

»Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќјя —»—“≈ћј  ќЌ“–ќЋя –ј——“ќяЌ»я

ћ≈∆ƒ” —“¬ќЋјћ» — ¬ј∆»Ќ ѕ–»  ”—“ќ¬ќћ Ѕ”–≈Ќ»»

—пециальность 05.11.16 Ц »нформационно-измерительные и управл€ющие системы (промышленность) (технические наук

и)

ƒ»——≈–“ј÷»я

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ќаучный руководитель Ц доктор технических наук  ульчицкий ¬алерий ¬ладимирович ћќ— ¬ј - 2014 —ќƒ≈–∆јЌ»≈ ¬¬≈ƒ≈Ќ»≈

√Ћј¬ј 1. јЌјЋ»« »Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќџ’ —»—“≈ћ »

ћ≈“ќƒќ¬  ќЌ“–ќЋя –ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ” — ¬ј∆»Ќјћ»............ 12 ќЅЋј—“№ ѕ–»ћ≈Ќ≈Ќ»я Ќј ЋќЌЌќ-Ќјѕ–ј¬Ћ≈ЌЌќ√ќ » √ќ–»«ќЌ“јЋ№Ќќ√ќ Ѕ”–≈Ќ»я........ 12 1.1.

»Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќџ≈ —»—“≈ћџ, ѕ–»ћ≈Ќя≈ћџ≈ ѕ–» —“–ќ»“≈Ћ№—“¬≈

1.2.

— ¬ј∆»Ќ

»Ќ Ћ»Ќќћ≈“–»„≈— »≈ »Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќџ≈ —»—“≈ћџ

1.2.1.

»Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќџ≈ —»—“≈ћџ ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќќ√ќ ќЅЌј–”∆≈Ќ»я

1.2.2.

—“¬ќЋќ¬ Ќ≈‘“≈√ј«ќ¬џ’ — ¬ј∆»Ќ

 ќћѕЋ≈ —Ќџ… ѕќƒ’ќƒ  ќЌ“–ќЋя “–ј≈ “ќ–»» —“¬ќЋј — ¬ј∆»Ќџ

1.3.

÷≈Ћ» » «јƒј„» »——Ћ≈ƒќ¬јЌ»я

1.4.

√Ћј¬ј 2. –ј«–јЅќ“ ј ѕ–ќ√–јћћџ ƒЋя ћј“≈ћј“»„≈— ќ√ќ

ћќƒ≈Ћ»–ќ¬јЌ»я ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќќ√ќ ѕќЋя «јЅќ…Ќќ…

“≈Ћ≈ћ≈“–»„≈— ќ… —»—“≈ћџ ¬ √ќ–Ќќ… ѕќ–ќƒ≈

ћј“≈ћј“»„≈— »≈ ћќƒ≈Ћ» ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќќ√ќ ѕќЋя ¬ ћј——»¬≈ √ќ–Ќџ’ ѕќ–ќƒ...... 31

2.1.

ќЅќ—Ќќ¬јЌ»≈ »—ѕќЋ№«ќ¬јЌ»я ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќќ√ќ ѕќЋя «јЅќ…Ќќ…

2.2.

“≈Ћ≈ћ≈“–»„≈— ќ… —»—“≈ћџ ƒЋя  ќЌ“–ќЋя –ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ” —“¬ќЋјћ» — ¬ј∆»Ќ............ 36

–ј«–јЅќ“ ј „»—Ћ≈ЌЌќ… ћќƒ≈Ћ» –ј—ѕ–ќ—“–јЌ≈Ќ»я —»√ЌјЋј «“— ¬ √ќ–Ќќ… ѕќ–ќƒ≈.. 39

2.3.

–ј«–јЅќ“ ј ѕ–ќ√–јћћџ ƒЋя ѕ–ќ¬≈ƒ≈Ќ»я ћј“≈ћј“»„≈— »’ Ё —ѕ≈–»ћ≈Ќ“ќ¬............ 59 2.4.

ќ—Ќќ¬Ќџ≈ –≈«”Ћ№“ј“џ » ¬џ¬ќƒџ

2.5.

√Ћј¬ј 3. –≈«”Ћ№“ј“џ ћј“≈ћј“»„≈— ќ√ќ ћќƒ≈Ћ»–ќ¬јЌ»я »

— ¬ј∆»ЌЌџ’ Ё —ѕ≈–»ћ≈Ќ“ќ¬ ѕќ ‘ќ–ћ»–ќ¬јЌ»ё

ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќќ√ќ ѕќЋя «јЅќ…Ќќ… “≈Ћ≈ћ≈“–»„≈— ќ…

—»—“≈ћџ

–≈«”Ћ№“ј“џ ћј“≈ћј“»„≈— ќ√ќ ћќƒ≈Ћ»–ќ¬јЌ»я ‘ќ–ћ»–ќ¬јЌ»ё

3.1.

ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќќ√ќ ѕќЋя ¬ќ –”√ Ѕ”–»Ћ№Ќќ…  ќЋќЌЌџ — «јЅќ…Ќќ… “≈Ћ≈ћ≈“–»„≈— ќ…

—»—“≈ћџ — ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќџћ  јЌјЋќћ —¬я«»

ќѕ»—јЌ»≈ ћ≈“ќƒ» » ѕ–ќ¬≈ƒ≈Ќ»я — ¬ј∆»ЌЌџ’ Ё —ѕ≈–»ћ≈Ќ“ќ¬ Ќј Ќ≈‘“яЌџ’

3.2.

ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»я’ «јѕјƒЌќ-—»Ѕ»–— ќ… Ќ≈‘“≈√ј«ќЌќ—Ќќ… ѕ–ќ¬»Ќ÷»»

–≈«”Ћ№“ј“џ — ¬ј∆»ЌЌџ’ Ё —ѕ≈–»ћ≈Ќ“ќ¬ Ќј Ќ≈‘“яЌџ’ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»я’ «јѕјƒЌќ—»Ѕ»–— ќ… Ќ≈‘“≈√ј«ќЌќ—Ќќ… ѕ–ќ¬»Ќ÷»»

ќ—Ќќ¬Ќџ≈ –≈«”Ћ№“ј“џ » ¬џ¬ќƒџ

3.4.

√Ћј¬ј 4. јЋ√ќ–»“ћ, —“–” “”–ј » ќЅЋј—“№ ѕ–»ћ≈Ќ≈Ќ»я

»Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќќ… —»—“≈ћџ  ќЌ“–ќЋя

–ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ” —“¬ќЋјћ» — ¬ј∆»Ќ ѕ–»  ”—“ќ¬ќћ

Ѕ”–≈Ќ»»

–ј«–јЅќ“ ј јЋ√ќ–»“ћј –јЅќ“џ »Ќ‘ќ–ћј÷ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќќ… —»—“≈ћџ  ќЌ“–ќЋя

4.1.

–ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ” —“¬ќЋјћ» — ¬ј∆»Ќ ѕ–»  ”—“ќ¬ќћ Ѕ”–≈Ќ»»

–ј«–јЅќ“ ј —“–” “”–Ќќ… —’≈ћџ »Ќ‘ќ–ћј÷ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќќ… —»—“≈ћџ  ќЌ“–ќЋя

4.2.

–ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ” —“¬ќЋјћ» — ¬ј∆»Ќ ѕ–»  ”—“ќ¬ќћ Ѕ”–≈Ќ»»

“–≈Ѕќ¬јЌ»я    ќћѕќЌ≈Ќ“Ќќ… ЁЋ≈ “–ќЌЌќ… Ѕј«≈ »Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќќ…

4.3.

—»—“≈ћџ  ќЌ“–ќЋя –ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ” —“¬ќЋјћ» — ¬ј∆»Ќ ¬ ѕ–ќ÷≈——≈ Ѕ”–≈Ќ»я................ 90

ѕ≈–—ѕ≈ “»¬џ ѕ–»ћ≈Ќ≈Ќ»я √≈ќЌј¬»√ј÷»ќЌЌџ’  ќћѕЋ≈ —ќ¬ ѕ–»  ”—“ќ¬ќћ »

4.4.

ћЌќ√ќ«јЅќ…Ќќћ Ѕ”–≈Ќ»»

ќ—Ќќ¬Ќџ≈ –≈«”Ћ№“ј“џ » ¬џ¬ќƒџ

4.5.

«ј Ћё„≈Ќ»≈

ѕ≈–≈„≈Ќ№ —ќ –јў≈Ќ»…

—ѕ»—ќ  »—ѕќЋ№«ќ¬јЌЌќ… Ћ»“≈–ј“”–џ

ѕ–»Ћќ∆≈Ќ»≈ 1. “јЅЋ»÷ј «Ќј„≈Ќ»… –ј——“ќяЌ»… ћ≈∆ƒ”

— ¬ј∆»Ќјћ» ƒЋя –ј«Ћ»„Ќџ’ «Ќј„≈Ќ»… √≈ќћ≈“–»„≈— »’ »

ЁЋ≈ “–»„≈— »’ ѕј–јћ≈“–ќ¬

ѕ–»Ћќ∆≈Ќ»≈ 2. ѕ–ќ“ќ ќЋ «ј—≈ƒјЌ»я “≈’Ќ»„≈— ќ√ќ —ќ¬≈“ј ќќ

«—‘ ЂЅ ≈ї

ѕ–»Ћќ∆≈Ќ»≈ 3. ј “ ѕќ –≈«”Ћ№“ј“јћ »——Ћ≈ƒќ¬ј“≈Ћ№— »’ –јЅќ“

Ќј 521 — ¬ј∆»Ќ≈ 336  ”—“ј ё∆Ќќ-я√”Ќ— ќ√ќ ћ≈—“ќ–ќ∆ƒ≈Ќ»я 134

ѕ–»Ћќ∆≈Ќ»≈ 4. ј “ ѕќ –≈«”Ћ№“ј“јћ »——Ћ≈ƒќ¬ј“≈Ћ№— »’ –јЅќ“

ѕ–»Ћќ∆≈Ќ»≈ 5. ј “ ќ ¬Ќ≈ƒ–≈Ќ»» –≈«”Ћ№“ј“ќ¬ ƒ»——≈–“ј÷»ќЌЌќ…

–јЅќ“џ Ќј ѕ–≈ƒѕ–»я“»» «јќ Ќѕѕ Ђ—јћј–— »≈ √ќ–»«ќЌ“џї........ 138

Ц  Ц  Ц

»нформационно-измерительные системы (»»—), как совокупность технических элементов, объединенных дл€ измерени€, диагностики и идентификации, получили широкое распространение в нефтегазовой отрасли.

 онтроль технологических параметров нефтегазового производства, в том числе и при разработке нефтегазовых месторождений, обеспечивает соблюдение проектных требований, норм экологической безопасности, правил охраны недр, предупреждение аварийных ситуаций. Ёто становитс€ особенно актуально в св€зи с ухудшением условий нефтегазодобычи. Ќефтегазовые предпри€ти€ вынуждены разрабатывать месторождени€ с трудноизвлекаемыми запасами жидких и газообразных углеводородов, на шельфах морей, территории  райнего —евера, высоков€зкие нефти баженовской свиты, низкорентабельные разобщенные месторождени€.

–ешение поставленных задач невозможно без кустового бурени€, зарезки боковых стволов, строительства наклонных, горизонтальных, многозабойных, двухустьевых скважин, скважин сложной пространственной архитектуры.

»нтенсификаци€ буровых работ на старых месторождени€х, ограниченные площадки при строительстве скважин на болотистой местности или с морских платформ привод€т к увеличению количества скважин на кустовой площадке, плотности сетки разработки месторождени€. ѕоэтому обеспечение контрол€ траектории ствола скважины (“——) €вл€етс€ первоочередной задачей.

 онтроль “—— традиционно осуществл€ют инклинометрическими »»—, повсеместно отмечаетс€ тенденци€ перехода от измерений на кабеле к измерени€м в процессе бурени€. “ак называемые MWD-системы (Measurement while drilling Ц измерение в процессе бурени€) совмещаютс€ с системами каротажа в процессе бурени€ (LWD Ц logging while drilling Ц каротаж в процессе бурени€). ѕодобные системы можно объединить единым термином Ц забойные телеметрические системы («“—).

«“— интегрируютс€ с роторными управл€емыми системами (–”—) и со станци€ми геолого-технологических исследований (√“») в геонавигационный комплекс, что дает р€д преимуществ: оперативность прин€ти€ решени€ по управлению “——, изучение свойств горных пород в отсутствие загр€знени€ буровым раствором, контроль сближени€ компоновки низа бурильной колонны ( ЌЅ ) к кровле и подошве продуктивного пласта, особенно при бурении горизонтальных стволов. ѕерспективным направлением в создании геонавигационного комплекса €вл€етс€ разработка систем контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин наподобие аналогичных систем в авиации, судоходстве и космической отрасли, т.к. это позволит предотвращать пересечение стволов скважин при кустовом бурении, контролировать траектории боковых стволов в многозабойных скважинах, осуществл€ть стыковку скважин при двухустьевом бурении и ликвидировать открытые нефтегазовые фонтаны бурением специальной скважины. «адача предотвращени€ пересечени€ стволов скважин при кустовом бурении, как и точного наведени€ забо€ одной скважины на ствол другой €вл€етс€ сложной, с точки зрени€ технологии геонавигации, обеспечени€ измерительной информацией в режиме реального времени.

“аким образом, разработка »»— контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин в процессе бурени€ €вл€етс€ одним из наиболее перспективных направлений развити€ контрольно-измерительной аппаратуры при бурении скважин, чем обосновываетс€ актуальность диссертационных исследований.

÷елью работы €вл€етс€ разработка информационно-измерительной системы, определ€ющей рассто€ние между стволами скважин на основе измерени€ разности электрических потенциалов между усть€ми скважин при кустовом бурении с применением забойных телеметрических систем с электромагнитным каналом св€зи.

ќсновные задачи работы:

1. јнализ теоретических и промышленных разработок, материалов практического применени€ программно-аппаратных средств контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин при кустовом бурении.

2. –азработка программы дл€ математического моделировани€ электромагнитного пол€, создаваемого забойным модулем телеметрической системы в процессе бурени€, и анализ вли€ни€ на него обсадной колонны пробуренной скважины.

3. —оздание установки физического моделировани€ »»—, способной определ€ть рассто€ние между стволами скважин при сближении забойного модул€ телеметрической системы с электромагнитным каналом св€зи бур€щейс€ скважины к обсадной колонне пробуренной скважины, и разработка программы скважинных экспериментов на нефт€ных месторождени€х «ападно-—ибирской нефтегазоносной провинции.

4. ѕроведение комплекса измерений и обработка полученных данных на скважинах нефт€ных месторождений дл€ определени€ параметров принимаемого на поверхности сигнала забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом св€зи.

5. –азработка »»— контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин при кустовом бурении и ее математического обеспечени€.

Ќаучна€ новизна диссертационной работы:

1. –азработан алгоритм применени€ метода объемных интегральных уравнений дл€ построени€ численной модели электромагнитного пол€ «“— с электромагнитным каналом св€зи (Ёћ —).

2. –азработана база данных, позвол€юща€ определ€ть рассто€ние между забоем бур€щейс€ скважины и стволом пробуренной скважины на основании электрических и геометрических параметров скважин и горных пород.

3. –азработана информационно-измерительна€ система, определ€ющей рассто€ние между стволами скважин на основе измерени€ разности электрических потенциалов между усть€ми скважин при кустовом бурении с применением «“— с Ёћ —.

4. —оздана установка дл€ физического моделировани€ измерительных процессов сближени€ скважин в процессе бурени€.

5. ќпределена зависимость параметров принимаемого на поверхности сигнала «“— с Ёћ — от рассто€ни€ между стволами скважин с учетом геологического разреза.

ѕрактическа€ значимость. ѕолученные в диссертации результаты используютс€ на предпри€ти€х по производству геонавигационного оборудовани€ и сервисных предпри€ти€х по телеметрическому сопровождению строительства наклонно-направленных скважин на суше и на море, в т.ч. дл€ предотвращени€ пересечени€ стволов при кустовом бурении.

–абота реализована в Ќаучно-производственном предпри€тии Ђ—амарские горизонтыї, о чем свидетельствует соответствующий акт промышленного внедрени€.

ћатериалы диссертации используютс€ в учебном процессе –√” нефти и газа имени ».ћ. √убкина при чтении курсов лекций по дисциплинам Ђ»нформационные технологии в буренииї, Ђ√еонавигаци€ в буренииї и проведении практических зан€тий на геонавигационных стендах.

ћетоды исследований. ¬ диссертационной работе использованы теории электромагнитных €влений и технологии бурени€ нефт€ных и газовых скважин, применены методы дифференциального и интегрального исчислени€, линейной алгебры, аналитической геометрии, математической статистики, теории сигналов, синтеза и анализа информационно-измерительных систем. —тендовые исследовани€ проводились в лаборатории √еонавигации и интеллектуальных скважинных систем Ќаучноисследовательского института буровых технологий при кафедре бурени€ нефт€ных и газовых скважин –√” нефти и газа имени ».ћ. √убкина. —кважинные эксперименты проводились на скважинах месторождений ќткрытого акционерного общества “ерриториального производственного предпри€ти€ ЂЋ” ойл- огалымнефтегазї. ƒл€ вывода зависимостей, реализации алгоритмов и проведени€ численного моделировани€, обработки промысловых экспериментов использован программный продукт Matlab.

«ащищаемые положени€

1. »»— контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин при кустовом бурении и установка дл€ физического моделировани€ измерительных процессов при сближении скважин в процессе бурени€.

2. ѕрограмма, позвол€юща€ рассчитать электромагнитное поле забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом св€зи с учетом электрических и геометрических параметровскважин и горных пород.

3. –езультаты математического моделировани€ и промысловых экспериментов по установлению зависимости параметров принимаемого на поверхности сигнала «“— с Ёћ — от глубины, рассто€ни€ между стволами скважин с учетом геологического разреза.

ƒостоверность научных выводов подтверждаетс€ следующими факторами:

1. ѕрактическими расчетами на основе существующего метода объемных интегральных уравнений.

2. —опоставлением результатов математического моделировани€ с результатами скважинных экспериментов.

3. ƒокладами и обсуждени€ми работы на семинарах и конференци€х.

4. Cтать€ми в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ¬ј  –‘.

5. ѕолученными патентами на изобретени€ и полезные модели.

јпробаци€ диссертационного исследовани€ ќсновные положени€ диссертационной работы докладывались и обсуждались на 62-й студенческой научной конференции ЂЌефть и газ 2008ї, ћосква; V-м ћеждународном семинаре Ђ√оризонтальные скважиныї, ћосква, 2008 г.; ћеждународной конференции и выставке к 60-летию ¬Ќ»»√ј«а, ћосква, 2008 г.; 63-й студенческой научной конференции ЂЌефть и газ 2009ї, ћосква; ћеждународной выставке ЂЌефть и газї/MIOGE-2009, ћосква;

¬сероссийской выставке научно-технического творчества молодежи Ќ““ћ-2009, ћосква; 9-й ћеждународной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа российской јрктики и континентального шельфа RAO/CISSOFFSHORE 2009, —анкт-ѕетербург; 64-й международной студенческой научной конференции ЂЌефть и газ 2010ї, ћосква; 8-й ¬сероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов ЂЌовые технологии в газовой промышленностиї, ћосква, 2009 г.; VIII ¬сероссийской научнотехнической конференции Ђјктуальные проблемы развити€ нефтегазового комплекса –оссииї, ћосква, 2010 г.; OIL&GASHORIZONS 2010, ћосква;

ћосковском международном —алоне изобретений и инновационных технологий Ђјрхимед 2010ї; ƒев€той ¬сероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов ЂЌовые технологии в газовой промышленностиї, ћосква, 2011 г.; ћосковском международном —алоне изобретений и инновационных технологий Ђјрхимед 2011ї; ћосковском международном —алоне изобретений и инновационных технологий Ђјрхимед 2012ї; I ћеждународной научно-практической конференци€ Ђ»нтеллектуальное месторождение: мировой опыт и современные технологииї »Ќћ≈—“ќ–-2012, ћосква; IX ¬сероссийской научно-технической конференции Ђјктуальные проблемы развити€ нефтегазового комплекса –оссииї, ћосква, 2012 г.;

ћежрегиональной научно-технической конференции Ђјктуальные проблемы разработки нефт€ных месторожденийї, ”хта, 2012 г.; II ћеждународной конференции Ђ»нтеллектуальное месторождение: мирова€ практика и современные технологииї, ћосква, 2013 г.; 34th Progress In Electromagnetic Research Symposium PIERS-2013, —токгольм, Ўвеци€, 2013 г.; X ¬сероссийской научно-технической конференции Ђјктуальные проблемы развити€ нефтегазового комплекса –оссииї, ћосква, 2014г.

–езультаты, полученные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на научно- и производственно-технических семинарах и совещани€х ќткрытого акционерного общества ЂЌаучно-исследовательский и проектный центр газонефт€ных технологийї, «акрытого акционерного общества научнопроизводственного предпри€ти€ Ђ—амарские горизонтыї, на кафедрах Ѕурени€ нефт€ных и газовых скважин, »нформационно-измерительных систем, ‘изики –√” нефти и газа имени ».ћ. √убкина. –абота удостоена ѕремии имени академика ».ћ. √убкина (2010), отмечена дипломами победител€ 1 тура ¬сероссийского конкурса Ђ»нженер годаї (2009, 2010), стипендией им. Ё.».

“агиева (2010), стипендией ѕравительства –‘ дл€ аспирантов (2012), бронзовой, золотой и серебр€ной медал€ми ћосковских международных —алонов изобретений и инновационных технологий Ђјрхимедї, сертификатом качества компании ЂSchlumbergerї за выдающуюс€ производительность и длительный вклад в научную и образовательную де€тельность (2012), за высокий вклад в развитие изобретательства (2013).

ѕубликации ѕо теме диссертации автором и в соавторстве опубликовано 19 печатных работы, в том числе в издани€х, рекомендованных ¬ј  Ц 4, патентов на изобретени€ и полезные модели Ц 4.

ќбъем и структура работы ƒиссертационна€ работа состоит из введени€, четырех глав, заключени€ и списка литературы. ќбъем диссертации составл€ет 138 страниц вместе с приложени€ми и включает список литературы из 91 наименований, 37 рисунков и 10 таблиц.

јвтор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору  ульчицкому ¬алерию ¬ладимировичу.

јвтор выражает признательность д.т.н. ќганову ј.—., д.т.н. јнгелопуло ќ. ., д.т.н. ≈рмолкину ќ.¬., д.т.н.  алинину ј.√., д.т.н. Ѕраго ≈.Ќ. за методическую поддержку, д.т.н. ћоисеенко ј.—.,, к.ф.-м.н. ‘астовец Ќ.ќ. за помощь в обработке экспериментальных данных, д.ф.-м.н. јлександрову ѕ.Ќ., к.ф.-м.н. ѕ€таковой «.ј. за помощь в создании математической модели, к.т.н.

»ткину ¬.ё., к.т.н. Ћарионову ј.—. за ценные советы при подготовке диссертации, старшему инженеру лаборатории √еонавигации и интеллектуальных скважинных систем Ќаучно-исследовательского института буровых технологий –√” нефти и газа имени ».ћ. √убкина ћажарову ј.». и инженеру отдела наклонно-направленного бурени€ и инклинометрии «ападно-—ибирского филиала ЂЅуровой компании Ђ≈врази€ї «уеву ѕ.ё. за де€тельное участие в подготовке и проведении модельных и скважинных экспериментов, а также всем, кто помогал в ходе написани€ работы.

√Ћј¬ј 1. јЌјЋ»« »Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќџ’

—»—“≈ћ » ћ≈“ќƒќ¬  ќЌ“–ќЋя –ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ”

— ¬ј∆»Ќјћ»

Ц  Ц  Ц

“раектори€ ствола скважины (“——) может быть задана системой аналитических уравнений или массивом данных, включающим в себ€ координаты точек. ¬ практике бурени€ распространение получил второй способ, что обусловлено дискретностью измерений при строительстве скважин.  оординаты каждой точки определ€ютс€ глубиной по стволу скважины L, зенитным углом (Ђугол между касательной к оси ствол в точке замера и проекцией касательной на вертикальную плоскостьї [1]) и азимутальным углом (Ђугол между направлением начала отсчета и проекцией на горизонтальную плоскость касательной к оси ствола в точке замераї [1]) (–исунок 1.1).

≈ще одним важным параметром €вл€етс€ угол положени€ кривого переводника, от положени€ которого зависит траектори€ дальнейшего бурени€.

Ц  Ц  Ц

ƒл€ комплексного контрол€ траектории необходимо определ€ть также глубину по вертикали, интенсивность искривлени€ ствола скважины, отклонение от вертикали,

Ц  Ц  Ц

Ц и азимутальные. —истема уравнений (1.1) верна, если направление на север совпадает с осью OX.

¬ этом случае дл€ оценки рассто€ни€ между скважинами можно воспользоватьс€ следующей формулой:

Ц  Ц  Ц

где x1i, y1i, z1i Ц координаты точек первой скважины, x2 j, y2 j, z2 j Ц координаты точек второй скважины.

Ђ»дею бурить горизонтальные стволы (горизонтальные скважины) высказал проф. ¬.—. ¬ладиславлев еще в 1941 г. (———–)ї [4].

¬ 50-60-ые года развитием теории наклонно-направленного бурени€ занимались Ћубинский ј., Ѕо€рко ё.Ћ., Ѕрентли ƒ., Ѕроневской ¬.ј., Ѕронзов ј.—., ¬артык€н ¬.√., ¬оздвиженский Ѕ.»., ¬удс √., √рибский Ќ.ј., √ригор€н ј.ћ., √улизаде ћ.ѕ., «иненко ¬.ѕ.,  айзер ј.ќ.,  алинин ј.√.,  армальский √. .,  олесников ј.≈.,  опылов ¬.≈.,  улиев ».ѕ., Ћиманов ≈.Ћ., ћихалкевич ё.Ћ., ћорозов ё.“., ѕавлюченко —.ј., –ожков ¬.ѕ., —пиридонов Ѕ.»., —улакшин —.—., —ултанов Ѕ.«., —трабыкин ».Ќ., Ўитихин ¬.¬., ёдоборовский ».ћ., ёшков ј.—.

и др. [1, 5, 6, 7].

ЂЅыли внедрены методы двух-, трехствольного и кустового бурени€.

”величение глубин бурени€ и открытие крупных газовых месторождений с аномально высоким пластовым давлением значительно усложнили процесс проходки разведочных скважин. ¬ св€зи с этим, а также из-за нарушений технологии бурени€ были случаи открытых газовых фонтанов. ” значительной части открыто фонтанирующих скважин разрушались или разъедались устьева€ арматура, газ прорывалс€ за колоннами, образу€ грифоны и большие кратеры вместо усть€.

Ћиквидаци€ таких фонтанов становилась возможной только путем воздействи€ через специальные противофонтанные наклонные скважины, забои которых на большой глубине должны сблизитьс€ со стволом фонтанирующей скважиныї [8, 9].

¬ насто€щее врем€ не представл€етс€ возможным найти нефт€ные или газовые промыслы, где бы ни бурились наклонные скважины. Ѕольшие перспективы применени€ наклонного бурени€ и всех разновидностей этого метода по€вл€ютс€ с открытием новых нефт€ных и газовых месторождений в —ибири, —редней јзии,  аспийском море и шельфе јрктики.

Ќар€ду с наклонным стали развиватьс€ многоствольное, многозабойное и горизонтальное бурение. ћногоствольное (кустовое) бурение освещено в работах “агиева Ё.»., «алкина —.Ћ., ћежлумова ќ.ј., √еймана ћ.ј. и др., многозабойное и горизонтальное Ц √ригор€на ј.ћ., Ѕрагина ¬.ј. и других [1].

Ѕольшой вклад в развитие теории, а также техники и технологий управлени€ траекторией стволов скважины внесли ќганов ј.—.,  ульчицкий ¬.¬.,  алинин ј.√., Ќескромных ¬.¬., Ќикитин Ѕ.ј. и др.

ѕодвод€ итог вышесказанному, можно отметить, что в качестве областей применени€ наклонно-направленных и горизонтальных скважин можно выделить кустовое бурение, бурение под недоступным объектом; бурение под сол€ные купола; зарезка второго ствола над местом аварии; избежание бурени€ через разлом; бурение с суши на шельфе морей; бурение с морских платформ;

ликвидаци€ открытых фонтанов; горизонтальное бурение; скважины с большим отходом; многоствольное бурение; скважины с большим, средним и коротким радиусом искривлени€.

Ќеобходимо отметить тенденцию развити€ технологи€ строительства скважин сложной пространственной архитектуры дл€ разработки газогидратных залежей, месторождений высоков€зких нефтей и битумов, труднодоступных залежей шельфа и др. [9, 10, 11] ¬ частности, в работах [8, 12, 13, 14] рассматриваютс€ вопросы строительства многозабойных, многоствольных скважин, скважин с отдаленным забоем, а также математические методы оптимизации “——, ее управлени€ и технические системы контрол€ и передачи информации с забо€ скважины на поверхность в процессе бурени€. ѕроисходит интеграци€ информационно-измерительных и управл€ющих систем в компоновки низа бурильных колонн. Ќовые подходы к разработке нефтегазовых месторождений диктуют услови€ дл€ пересмотра методов проектировани€ скважинной и наземной аппаратуры, конструкции скважин, узлов и механизмов бурового и добычного оборудовани€.

ѕри бурении верхних интервалов горных пород кустовым способом одной из сложных задач €вл€етс€ предупреждение пересечени€ стволов скважин. “ак по данным Ѕ  Ђ≈врази€ї, подобные аварии происход€т с частотой 2-3 случа€ на 1000 скважин.   числу последствий такого рода аварий можно отнести открытый фонтан, загр€знение окружающей среды, порча бурового оборудовани€ и бурильного инструмента, простой и/или потер€ добывающей скважины, человеческие жертвы.

Ѕольшой экономический и экологический ущерб от подобных аварий требует повышение надежности работы информационноизмерительной системы по контролю рассто€ни€ между скважинами. Ётому преп€тствует накапливающа€с€ с ростом глубины ошибка определени€ координат забо€ скважины даже при использовании точных первичных измерительных преобразователей, ограничение в скорости передачи данных существующих каналов св€зи забой-устье и скважинной аппаратуры, высока€ скорость бурени€, низка€ достоверность данных инклинометрии соседних скважин старого фонда.

–азрабатываемые »»— должны выдерживать сложные услови€ работы, накладываемые технологией строительства скважин: ограничени€ по габаритам скважинных модулей, большие температуры и вибрации, воздействие бурового раствора в совокупности с абразивным износом. ¬се это позвол€ет сформулировать новые требовани€, предъ€вл€емые к новому поколени€ геонавигационных комплексов: высока€ скорость измерени€ координат забо€ скважины с об€зательной корректировкой на окружающие объекты (соседние скважины, пласты горных пород) и интеграци€ с наземной аппаратурой и подсистемой управлени€ при сохранении работоспособности в агрессивной окружающей среде.

»нформационно-измерительные системы, примен€емые при 1.2.

строительстве скважин ќбъектами исследовани€ дл€ »»— в нефтегазовой промышленности могут выступать горные породы, скважины, устьевое оборудование, системы трубопроводного транспорта, узлы нефте- и газоперерабатывающего оборудовани€. »»— примен€ютс€ дл€ диагностики состо€ни€ объектов, контрол€ режима работы технологического оборудовани€ и других задач.

Ќа этапе строительства скважин примен€ютс€ следующие »»—:

станции геолого-технологических исследований (√“»);

забойные телеметрические системы;

станции контрол€ цементировани€ (— ÷);

скважинные геофизические »»—.

—танци€ √“» имеет в своей основе »»— контрол€ технологических параметров режима бурени€, дополненную специализированным оборудованием, аппаратурой, материалами и химическими реагентами дл€ анализа шлама, керна и бурового раствора. ƒостаточно подробный анализ имеющихс€ разработок в этой области приведен в источниках [15, 16, 17, 18, 19, 20]. —танци€ √“» Ц основной источник информации дл€ строительства скважин, соблюдени€ проектных решений, требований нормативной документации и правил безопасности в нефт€ной и газовой промышленности [21]. ѕоследние разработанные станции √“» позвол€ют измер€ть и рассчитывать более 200 различных параметров, необходимых при бурении скважин.

«“— изначально создавались как средство контрол€ и передачи информации о “—— с забо€ на поверхность. ¬ насто€щее врем€ они дополн€ютс€ датчиками температуры, давлени€ и вибрации на забое, частоте вращени€ вала забойного двигател€, а также с LWD-системами, измер€ющими свойства горных пород. ¬се чаще «“— объедин€ютс€ в единый комплекс с роторными управл€емыми системами (–”—) в качестве подсистемы измерений и модул€ приемо-передатчика по каналу св€зи Ђзабой-устьеї. «“— осуществл€ют передачу данных по кабельному, электромагнитному, гидравлическому, акустическому или комбинированному каналу св€зи в работах [12, 17, 18, 22, 23, 24, 25].

— ÷ Ц это аналог станции √“», контролирующий лишь несколько технологических параметров при цементировании скважины. —овременные — ÷ перестают существовать как обособленный комплекс и интегрируютс€ в автоматизированную систему управлени€ технологического процесса цементировани€ скважин.

—кважинные геофизические »»— решают большой круг задач по исследованию горных пород, контролю “——, определению качества цементировани€, кавернометрии и дефектоскопии скважин и др. —кважинные геофизические »»— Ц это системы, передающие информацию по кабельному каналу св€зи, что €вл€етс€ с одной стороны их преимуществом (высока€ помехозащищенность и скорость передачи данных, возможность обратной св€зи и надежное обеспечение электроэнергией дл€ питани€ скважинной аппаратуры), с другой стороны Ц их недостатком (т.к. дл€ проведени€ исследовани€ требуетс€ остановка строительства скважины) [26, 27].

¬ качестве »»—, примен€емых при строительстве скважин можно также выделить отдельные подсистемы в комплексах регул€тора подачи долота и элеватора (–ѕƒЁ), верхнего силового привода (¬—ѕ), систем жизнеобеспечени€ и управлени€ морских буровых платформ и суден.

 онтроль положени€ забо€ скважины в пространстве может быть осуществлен с помощью инклинометрических »»—, »»— электромагнитного зондировани€ окружающего пространства и »»— детектировани€ акустических колебаний долота.

1.2.1. »нклинометрические информационно-измерительные системы

»змерение параметров “—— может осуществл€тьс€ непрерывно непосредственно в процессе бурени€ (с помощью «“—), периодически при остановке бурени€ с помощью —√»»—, оперативно с помощью инклинометров с автономной регистрацией данных. ѕо способу регистрации параметров можно выделить электронные, фотографические и механические инклинометры [28]. ѕо принципу действи€ преобразовател€ перемещени€ выдел€ют следующие измерительные преобразователи: электроконтактные, резистивные, индуктивные, индукционные, фотоэлектрические, емкостные, гальваномагнитные, электронные, тензометрические, цифровые [29].

ѕогрешность всех видов преобразователей можно разделить на случайную и систематическую. ѕервый вид погрешности при прочих равных услови€х существенно меньше вли€ет на неопределенность положени€ ствола скважины в пространстве.

—истематическа€ погрешность суммируетс€ из следующих факторов:

ошибка в определении глубины расположени€ измерительного прибора;

собственна€ ошибка прибора (характеристика первичных измерительных преобразователей);

магнитна€ интерференци€ (вли€ние на магнитометрические преобразователи) ошибка, св€занна€ с перекосом прибора относительно оси скважины;

ошибка, обусловленна€ деформацией и несоосным расположением измерительного прибора;

субъективна€ ошибка (человеческий фактор);

ошибка метода расчиа координат ствола скважины;

ошибка, св€занна€ с движением измерительного прибора в стволе скважины в процессе измерени€ (требуютс€ статические измерени€ в данной точке, воздействие различных вибраций) [30].

ќписанные выше погрешности привели к созданию различных математических моделей, описывающих неопределенность положени€ ствола скважины в пространстве:

простой конус;

модель фирмы Shell;

модель Wolff & de Wardt (модель систематического эллипса) [31, 32];

топографическа€ модель (TERM) [30].

Ќаиболее точной считаетс€ топографическа€ модель, €вл€ющейс€ развитие модели Wolff & de Wardt. ћетодики легли в основу многих программных продуктов по проектированию строительства скважин, как-то: WellPath (Mauer Engineering Inc.); Drilling Office (Schulmberger); TotalDrillingPerfomance, Compass, WellPlan

Ц подразделение ћодуль (Landmark Graphics Corp. Haliburton Inc.);

Ђѕроектирование профил€/јнализ сближени€ї (Ѕурсофпроект) [33, 34, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44]. ¬ представленных программных продуктах вычисл€ютс€ рассто€ни€ между скважинами, даютс€ сценарии по предупреждению пересечений стволов скважин [45].

“аким образом, при бурении скважин положение забо€ скважины известно с некоторой погрешностью и говор€т об образовании конуса неопределенности.

ƒл€ примера возьмем скважину, траектори€ ствола которой задана в “аблице 1.1.

Ц  Ц  Ц

ѕри этом возьмем забойную телеметрическую систему BAKER HUGHES INTEQ с погрешностью определени€ зенитного угла ±0,2∞, азимутального угла ±1∞.

¬оспользовавшись формулой, приведенной в [46] получим значени€ диаметров основани€ конуса неопределенности в конце каждого из приведенных интервалов (“аблица 1.2, –исунок 1.2).

Ц  Ц  Ц

ќпасность пересечени€ стволов скважины при кустовом бурении существует до глубины 500 м. ¬ этих интервалах “—— имеют вертикальный участок до глубины пор€дка 50-300 м, а далее происходит набор зенитного угла.

ќтклонение забо€ скважины от проектного профил€ может быть вызвано геологическими и технологическими причинами, значени€ зенитного угла могут достигать 3∞. ѕоэтому дл€ оценки возможного отклонени€ забо€ скважины от вертикали воспользуемс€ данными, приведенными в “аблице 1.3.

Ц  Ц  Ц

“аким образом, видно, что даже при незначительных отклонени€х зенитного угла отклонение скважины от вертикали сопоставимы, а в р€де случаев значительно больше, чем рассто€ние между усть€ми скважин при кустовом бурении (пор€дка 5-10 м). Ќеобходимо также учитывать тот факт, что определение азимутального угла при малых зенитных углах затруднены, а в р€де случаев точность инклинометрии может быть меньше той, что проанализирована выше. “аким образом, несмотр€ на высокие показатели точности современных инклинометрических преобразователей необходимо разрабатывать систему контрол€ рассто€ни€ между скважинами в процессе бурени€, способную детектировать сближение с соседними скважинами. ј при больших глубинах данна€ система позволила бы существенно повысить точность определени€ пространственного положени€ “——.

»сследованием, разработкой и созданием инклинометрических систем занимались многие ученые и исследователи: ћелик-Ўахназаров ј.ћ., ‘ролов ¬.√., јлюков ћ.¬., јбросимова “.ј., –ыбаков ј.Ќ., Ѕодунов —.Ѕ., ћиловзоров ƒ.√., ћалюга ј.√., Ћутфуллин –.–., Ћюбимцев ј.»., ћоисеенко ј.—., Ўироков ¬.Ќ., —авин ¬.¬. и др. [47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55] “ак в работе [52] представлена структурна€ схема скважинной части инклинометрической »»— дл€ исследовани€ сверхглубоких скважин (–исунок 1.3).

–исунок 1.3.

—труктурна€ схема скважинной части инклинометрической »»— дл€ исследовани€ сверхглубоких скважин (–—— Ц регул€тор скорости спусковой с возвратным ходом, ѕћƒ Ц переключатель мгновенного действи€, AMP Ц арретирующий механизм роторный с блокирующими элементами,  –ѕ Ц коммутатор с разрывом контактов в момент переключени€, ”Ѕ– Ц узел безударного разарретировани€, Ѕ”— Ц бесколлекторное устройство св€зи, ѕ„Ё1, ѕ„Ё2 Ц первичные чувствительные элементы комплексных датчиков, ¬„Ё1, ¬„Ё2 Ц вторичные чувствительные элементы комплексных датчиков, ƒ”1, ƒ”2 Ц комплексные датчики малых углов, ƒ”« Ц комплексный датчик больших углов, ‘ћƒ Ц фиксирующий механизм двухкоординатный коромысловый, √ќ Ц гравитационный ориентаторопрокидыватель,  ƒћ Ц компенсатор давлени€ мембранный) ¬ работе [51] приведена структурна€ схема инклинометрической системы »—-48 на базе феррозондовых датчиков (–исунок 1.4).

–исунок 1.4.

—труктура инклинометрической системы »—-48 (—ѕ Ц скважинный прибор, Ќѕ Ц интерфейсный наземный пульт,   — Ц кабельный канал св€зи, ѕЁ¬ћ Ц персональна€ электронно-вычислительна€ машина (ноутбук), —Ѕѕ Ц скважинный блок питани€, —ћ  Ц скважинный микроконтроллер, ƒ“ Ц датчик температуры, ƒЌ Ц делитель напр€жени€, ‘ѕј Ц трехкомпонентный феррозондовый преобразователь азимута, ѕ«¬” Ц трехкомпонентный преобразователь зенитного и визирного углов, Ѕѕƒ Ц блок передачи данных, —Ѕѕ Ц скважинный блок питани€ —Ѕѕ, ЁЅ¬ѕ Ц электронный блок вторичного преобразовани€ ЁЅ¬ѕ, —ћ  Ц скважинный микроконтроллер, ‘Ќ„ Ц фильтр нижних частот, ћ” Ц масштабирующий усилитель, ƒЌ Ц делитель напр€жени€, Ќѕ Ц наземный пульт, ЌЅѕ Ц наземный блок питани€, Ќћ  Ц наземный микроконтроллер, ѕ-ƒЎ Ц приемник-дешифратор, Ў‘ Ц шинный формирователь, Ѕ» Ц блок индикации, ЌЅѕ Ц наземный блок питани€, ƒ√ Ц датчик глубины, ћћ Ц регистратор магнитных меток на каротажном кабеле, —ƒ Ц сельсин-датчик)   числу недостатков приведенных систем можно отнести неспособность определ€ть рассто€ние до соседней скважины.  роме того, они используют кабельный канал св€зи, что увеличивает врем€ на проведение спуско-подъемных операций (—ѕќ).

1.2.2. »нформационно-измерительные системы электромагнитного обнаружени€ стволов нефтегазовых скважин ѕри наличии металла в соседней скважине существует возможность определ€ть рассто€ние между скважинами путем измерени€ параметров электромагнитного пол€, специально генерируемого на забое скважины или же контролировать изменение параметров естественно магнитного пол€ «емли. ѕодобные системы разрабатывались в ÷ентральном научно-исследовательском институте цветных и благородных металлов (÷Ќ»√–») при участии ¬екслера ¬.»., ѕерекалина —.ќ., ѕоддерегина ё.Ѕ. и др., в американской фирме Vector Magnetics LLC под руководством Kuckes A.F. и других институтах и организаци€х. –азработанную аппаратуру использовали при поиске ствола фонтанирующей скважины. Ћиквидацию подобных аварий осуществл€ют закачкой жидкости глушени€ через специальные скважины, бур€щиес€ в направлении ствола фонтанирующей [56, 57, 58].  роме того, существует опыт строительства двухустьевых скважин с применением данной аппаратуры.

ѕринцип действи€ разработанной аппаратуры заключаетс€ в спуске геофизического зонда в скважину на кабеле, генерации электромагнитного пол€ и контрол€ при помощи взаимно ортогональных катушек индуктивности. √лавным недостатком подобной системы €вл€етс€ необходимость остановки процесса бурени€ дл€ проведени€ —ѕќ и спуска геофизического зонда.

¬ [59] представлена функциональна€ схема измерительной аппаратуры, созданной в ÷Ќ»√–» дл€ экспериментального исследовани€ метода индукционного метода исследовани€ окрестностей скважин (–исунок 1.5).

–исунок 1.5.

Ѕлок-схема измерительной аппаратуры Ќа схеме –1 Ц приемна€ рамка измер€емого напр€жени€; –2 Ц приемна€ рамка опорного напр€жени€; —”с Ц скважинный усилитель; ѕт Ц пульт; –‘ Ц регистратор изменени€ разности фаз; –ј Ц регистратор изменени€ отношени€ амплитуд; ”с I, ”с IIЦусилители; ¬п I, ¬п IIЦ выпр€мители; ‘ƒ Ц фазовый детектор; ‘¬ Ц фазовращатель; –” Ц регул€тор усилени€ (делитель напр€жений); √1 Ц индикатор изменени€ отношени€ амплитуд; √2 Ц индикатор изменени€ разности фаз.

¬ [60] рассматриваетс€ аппаратура дл€ электромагнитного наведени€ скважин јѕ—-1. —ущность аппаратуры заключаетс€ в улавливании магнитного пол€ с помощью измерительной системы, состо€щей из трех катушек индуктивности, одна из которых направлена вдоль оси бур€щейс€ противофонтанной скважины. ƒве другие катушки балансируютс€ в горизонтальной плоскости с помощью системы отвесов, либо их положении корректируетс€ с помощью показаний инклинометрических датчиков, также вход€щих в состав аппаратуры. “аким образом, достигаетс€ возможность улавливать горизонтальную составл€ющую магнитного пол€. ƒл€ создани€ магнитного пол€ используют два подхода: подключение генератора к аварийной скважине и спуск питающего электрода в противофонтанную скважину над измерительной аппаратурой. ѕервый способ, однако, не всегда возможен в св€зи с необходимостью с расчисткой усть€ аварийной скважины.

–азличные варианты, описывающие методы и аппаратуру регистрации магнитного пол€ или электрического сопротивлени€ окружающего пространства при приближении «“— в процессе бурени€ к обсадной колонне в соседней скважины описаны также в работах [61, 62, 63, 64, 65, 66, 67, 68]. ќтечественные разработки в основном используют более высокую частоту 50 √ц или 312 √ц, в св€зи с чем дл€ улавливани€ изменени€ магнитного пол€ используютс€ индукционные катушки. ¬ разработанной в фирме Vector Magnetics LLC »»— работают на частоте 5 √ц, поэтому в этой аппаратуре в качестве чувствительных элементов используютс€ датчики-магнитометры.  роме того, разработкой скважинных магнитных феррометров в этой области занимались √лухих ».»., Ќехорошков ¬.Ћ., јстраханцев ё.√.,  арпов ¬.ј., —основский ¬.Ќ., ѕономарев ¬.Ќ. ѕрименение данной аппаратуры позвол€ет обнаружить присутствие металлической трубы на рассто€нии 10 м. ќсновным недостатком метода €вл€етс€ резко неоднородна€ намагниченность труб по стволу скважины, определ€ема€ их остаточной намагниченностью. «арубежом подобна€ аппаратура MAGRANGE III разработана в фирме General Electric.

¬ работе [69] представлены способ и устройство дл€ контрол€ бур€щегос€ ствола скважины на основе детектировани€ с помощью датчиков «“— компонентов магнитного пол€, генерируемого от катушек индуктивности, расположенных на поверхности.

¬ работе [70] описываетс€ возможность определени€ геометрии стволов скважин в обсаженном стволе. ƒл€ этого предлагаетс€ использовать передатчик, выполненный в виде многовитковой рамки, намотанный на сердечник, опускаемый в одну из скважин. ѕри прохождении через горную породу сигнал воспринимаетс€ приемником, состо€щим из одной или нескольких антенн во второй скважине. ќбнаруживаемое в приемнике магнитное поле будет пропорционально магнитному моменту передатчика и геологическому фактору, завис€щему от геометрических параметров стволов скважин.

√лавными недостатками разработанной до насто€щего момента аппаратуры €вл€етс€ необходимость проведени€ посто€нных спуско-подъемных операций в процессе строительства скважин, отсутствие возможности оперативного изменени€ “—— в процессе бурени€.

Ц  Ц  Ц

ѕри отсутствии в соседней скважине обсадной колонны можно детектировать акустические колебани€, возникающие в процессе разрушени€ горной породы долотом.

»»—, а также методика проведени€ измерени€ дл€ данных исследований приведены в работах [70, 71, 72]. ќднако при кустовом бурении все скважины до глубин 500 метров обсажены.  роме того электромагнитное поле распростран€етс€ существенно быстрее, чем акустические колебани€, что позвол€ет оперативнее реагировать на изменение “—— в процессе бурени€. Ќа практике оказалось, что звук распростран€етс€ не на пр€мую, а по пластам с большей акустической жесткостью.   тому же измерени€ акустических колебаний от долота не позвол€ют определ€ть взаимное расположение скважин относительно друг друга или требует спуска дополнительной аппаратуры в пробуренную скважину, что также неприемлемо дл€ »»— контрол€ рассто€ни€ между скважинами в процессе бурени€.

ѕри использовании «“— с гидравлическим каналом св€зи скорость передачи данных с забо€ скважины значительно меньше. ј LWD-системы располагаютс€ выше модул€ MWD, тем самым увеличиваетс€ рассто€ние от долота до точки измерени€, что дл€ »»— контрол€ рассто€ни€ между скважинами в процессе бурени€ не подходит.

ѕоскольку «“— с Ёћ — позвол€ют интегрировать в единый комплекс инклинометрические системы и системы каротажа в процессе бурени€, то данные системы наиболее оптимальны дл€ создани€ на их основе »»— контрол€ рассто€ни€ между скважинами в процессе бурени€.  аротаж сопротивлени€ осуществл€етс€ непосредственно с помощью электродов, представл€ющих собой гальванически разделенные части корпуса «“—, что предоставл€ет возможность вносить соответствующие поправки при расчете распростран€ющегос€ вокруг —ћ«“— электромагнитного пол€. ƒанные модул€ гамма-каротажа также позвол€ют определ€ть глины и аргиллиты в процессе бурени€, что увеличивает веро€тность правильной интерпретации получаемых геофизических данных и вносить оперативно изменени€ в базу данных геологии, наход€щуюс€ у оператора «“—. ѕри размещении нескольких приемников естественного гамма излучени€ горных пород по периметру —ћ«“— по€вл€етс€ возможность интерпретировать угол наклона —ћ«“— по отношению к пробуриваемым пластам. ≈ще одним преимуществом «“— с Ёћ — €вл€етс€ наличие забойных турбоэлектрогенераторов, вырабатывающих электроэнергию от потока промывочной жидкости. ќни обеспечивают надежный источник питани€ дл€ создани€ электромагнитного пол€ в окружающее скважину пространство. ѕри исследовании зависимостей распространени€ возникающего электромагнитного пол€ и вли€ни€ на них различных факторов, в том числе металлических обсадных колонн соседних скважин. «“— с Ёћ — получают новые функциональные возможности детектировани€ соседних обсаженных скважин, а сроки разработки и внедрени€ новой аппаратуры существенно сокращаетс€.

 омплексный контроль траектории ствола скважины подразумевает интеграцию систем наземной и скважинной аппаратуры. ¬ совокупности с датчиками, использующимис€ в станци€х √“» можно записывать также данные детальномеханического каротажа, который позвол€ет отбивать пласты горных пород в процессе бурени€ исход€ из их физико-механических свойств. ј при автоматизированном анализе шлама и свойств бурового раствора, выход€щего из скважины также можно корректировать интервалы залегани€ реперных горизонтов.

÷ели и задачи исследовани€ 1.4.

ќсвоение нефт€ных и газовых месторождений требует бурени€ все большего количества наклонно-направленных и горизонтальных скважин, в том числе кустовым способом. »нтенсификаци€ буровых работ требует создани€ новых »»—, позвол€ющих осуществл€ть геонавигационное сопровождение строительства скважин. ќсновной тенденцией развити€ подобных систем €вл€етс€ интеграци€ инклинометрических и геофизических измерений околоскважинного пространства с целью комплексного контрол€ и управлени€ “——.

¬ св€зи с актуальностью задачи научный и практический интерес представл€ют исследовани€:

возникновени€ и распространени€ электромагнитного пол€ вокруг бур€щейс€ скважины при использовании «“— с Ёћ — и воздействие на него электропровод€щих обсадных колонны эксплуатационных скважин, колонны бурильных труб бур€щихс€ скважин, характеристик окружающих горных пород;

скважинные эмпирические исследовани€ прохождени€ сигнала «“— с Ёћ — через различные горные породы при кустовом бурении, определение фона помех, вли€ющих на величину принимаемого сигнала, возможность приема сигнала на обсадной колонне соседней скважины;

разработка алгоритма работы измерительной аппаратуры, структурной схемы »»— контрол€ рассто€ни€ между скважинами в процессе бурени€ и подбор соответствующей компонентной электронной базы.

√Ћј¬ј 2. –ј«–јЅќ“ ј ѕ–ќ√–јћћџ ƒЋя ћј“≈ћј“»„≈— ќ√ќ

ћќƒ≈Ћ»–ќ¬јЌ»я ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќќ√ќ ѕќЋя «јЅќ…Ќќ…

“≈Ћ≈ћ≈“–»„≈— ќ… —»—“≈ћџ ¬ √ќ–Ќќ… ѕќ–ќƒ≈

Ц  Ц  Ц

¬озможность использовани€ колонны бурильных труб в качестве электрического канала св€зи между забоем и устьем скважины дл€ передачи информации была рассмотрена в работах Ћитвинова —.я., —аркисова ». ., ѕол€кова ≈.ј., Ўишкина ќ.ѕ. [22, 73, 74].

»сследовани€ми канала св€зи занимались  узнецов √.ћ., √рачев Ѕ.ј., ѕилюцкий ќ.¬., –абин ».»., ѕарфенов  .ј. ¬ частности в работах [75, 76, 77] описываютс€ вопросы моделировани€ данного канала св€зи через уравнение неоднородной длинной линии с распределенными параметрами и рассматриваетс€ вывод уровн€ полезного сигнала на поверхности при вли€нии различного рода помех.

‘ундаментальные работы по изучению электромагнитных €влений в массиве горных пород проводились в ÷ентральном научно-исследовательском горноразведочном институте цветных, редких и благородных металлов Ђ÷Ќ»√–»ї в 1950-1980 гг. ќдним из направлений работы института было исследование методов радиопрофилировани€, решающего задачу Ђобнаружени€ рудных тел, расположенных в стороне от скважины, при перемещении источника и приемника высокочастотных электромагнитных волн вдоль скважиныї [78]. “ак в работе [79] описываетс€ возможность обнаружени€ провод€щих пластов, наход€щихс€ на рассто€нии нескольких сотен метров. ¬ работе [80] указываетс€, что Ђформа и величина аномалий от провод€щих объектов при радиопрофилировании существенно зависит от частоты электромагнитного пол€, разноса, удаленности их от профил€ наблюденийї.

¬ работе [81] вывод€тс€ зависимости рассто€ни€ до рудного тела от нескольких параметров:

Ц  Ц  Ц

Ц напр€женность электрического пол€ на оси приемной антенны;

E E R Ц напр€женность электрического пол€ истинного дипол€;

l Ц рассто€ние между приемной антенной и истинным источником пол€ (разнос);

kЦ волновое число среды, равное a ib (где a фазовый множитель, b Ц коэффициент поглощени€ среды);

b arctg.

a јлгоритм определени€ местонахождени€ обсаженного ствола аварийной скважины с помощью магниторазведки приведен в работе [82]. Ќа первом этапе с помощью аппаратуры определ€ютс€ глубины, на которых аномали€ магнитного пол€ вертикальной составл€ющей равна нулю. ¬ этих точках определ€етс€ истинный магнитный азимут направлени€ на объект. ƒалее по направлению векторов магнитной напр€женности определ€ют начало и конец участка обсаженного интервала аварийной скважины. Ќа последнем этапе по построенным палеткам определ€етс€ рассто€ние до исследуемого объекта на

Ц  Ц  Ц

где Ц средневзвешенное удельное электрическое сопротивление разреза, ќмЈм;

f Ц частота сигнала передачи, √ц;

r Ц радиус колонны бурильных труб, м;

l Ц длина разделител€ нижней части колонны;

Ц мощность забойного передатчика, ¬т;

P

Ц коэффициент, учитывающий материал колонны (дл€ стальных труб Ц 2,6; дл€ A сплавных Ц 0,13);

m Ц уровень помех в полосе 1 √ц, мк¬/√ц;

C Ц пропускна€ способность канала св€зи, бит/с;

Ц  Ц  Ц

где Ц среднее сопротивление разреза, ќмЈм;

1 Ц усредненное сопротивление той пачки пластов, в которой находитс€ нижний электрод, ќмЈм;

Ц длина изол€ционной вставки (электрического разделител€), м;

h

Ц  Ц  Ц

l Ц длина бурильной колонны;

Ц электрическа€ проводимость;

Ц угол отклонени€ от горизонтали, град;

J 0 (r ), J 1 (r ) Ц функции Ѕессел€ нулевого и первого пор€дка;

r Ц рассто€ние от усть€;

, Ц переменные интегрировани€;

Ц  Ц  Ц

—огласно [86] дл€ глубины 3000 м, диаметра бурильной колонны 73 мм и усредненного удельного сопротивлени€ горной породы, равного 20 ќмЈм это сопротивление составл€ет примерно 0,012 ќм. ѕо этой же формуле обосновываетс€, что низкоомный разрез обладает большим шунтирующим воздействием на передачу по данному каналу св€зи, что существенно снижает дальность передачи данных.

Ц  Ц  Ц

–ассмотрим систему из пробуренной и бур€щейс€ скважин (–исунок 2.1).

«десь 1 Ц бур€ща€с€ скважина, 2 Ц пробуренна€ скважина, 3 Ц скважинный модуль забойной телеметрической системы (—ћ«“—), 4 Ц приемное оборудование на поверхности земли.

Ц  Ц  Ц

ѕри приближении бур€щегос€ ствола скважины к пробуренному в массиве горных пород измен€ютс€ напр€женности электрического и магнитного полей от —ћ«“—. ѕри этом возникает циркул€ци€ электрического тока от источника в виде —ћ«“— по колонне бурильных труб, через измерительную аппаратуру на поверхности, обсадную колонну пробуренной скважины и далее Ц по объему горных пород обратно к —ћ«“— (–исунок 2.2).

–исунок 2.2. ”прощенна€ электрическа€ модель технической системы

ƒл€ определени€ функциональной зависимости контролируемой разности электрических потенциалов между скважинами от различных параметров в данной модели проводимость породы (много меньше проводимости материала бурильной и обсадной колонны) принимаетс€ константой дл€ всего геологического разреза. Ќапр€жение U t (мен€етс€ по синусоидальному закону с частотой 10 √ц и амплитудой 40 ¬) определ€ет разность электрических потенциалов 1 и 2. ¬ св€зи с малой частотой ток смещени€ в породе много меньше тока проводимости, что учитываетс€ в дальнейшем при численном моделировании.

“аким образом, «“— с Ёћ — дает возможность обнаруживать обсаженный ствол пробуренной скважины или наход€щуюс€ в ней колонну бурильных труб непосредственно в процессе бурени€ без использовани€ кабельных систем. Ёто позвол€ет существенно сократить врем€ на проведение —ѕќ при бурении скважин кустовым методом.

ƒл€ вырабатывани€ энергии в состав скважинного оборудовани€ «“— с Ёћ — входит скважинный турбогенератор, представл€ющий собой электромашинный генератор (–исунок 2.3).

Ц  Ц  Ц

ѕри подаче промывочной жидкости в скважину ротор турбогенератора с посто€нными магнитами начинает вращатьс€ вокруг статора, содержащего две обмотки. ќдна обмотка используетс€ дл€ питани€ скважинной аппаратуры, а напр€жение со второй обмотки подаетс€ на модул€тор, где модулируетс€ кодовой последовательностью, формируемой микропроцессорным устройством. ¬ этой кодовой последовательности содержитс€ информаци€ об инклинометрии “——.

»тоговый модулированный сигнал подаетс€ на контактные кольца, которые гальванически соедин€ютс€ с диэлектрически разделенными част€ми бурильной колонны.

ƒл€ качественного описани€ функциональных зависимостей электрических сопротивлени€ и емкости горной породы от рассто€ни€ между скважинами необходимо провести численное моделирование электромагнитных полей.

Ц  Ц  Ц

«адача расчета электромагнитных полей, создаваемых различными источниками в пространстве, в общем случае сводитс€ к решению системы уравнений ћаксвелла. ¬ р€де простых случаев уравнени€ ћаксвелла могут быть решены аналитически. ¬ случае произвольных анизотропных сред или распределени€ неоднородностей в пространстве (обсадные и бурильные колонны в скважинах, низкоомные пласты горных пород), а также неточечного источника излучени€ расчет электромагнитных полей не может быть произведен аналитически, и требуетс€ численное моделирование.

„исленные методы, такие как конечно-разностный метод, метод конечных элементов, требуют разбиени€ пространства на сетку моделировани€ с малыми размерами €чеек и расчета электромагнитного пол€ в каждой €чейке. ƒл€ точности и устойчивости численных методов размер €чейки должен быть намного меньше минимального геометрического размера системы или длины волны исследуемого излучени€. ¬ случае расчета электромагнитного пол€ от —ћ«“— применение стандартных численных схем приведет к очень большому объему вычислений, т.к. на сетку моделировани€ разбиваетс€ весь объем горных пород и неоднородностей. ƒл€ сокращени€ объема вычислений необходимо использовать численные методы с разбиением на сетки моделировани€ только в области неоднородностей (–исунок 2.4).

–исунок 2.4.

»ллюстраци€ построение сетки моделировани€ дл€ численной схемы расчетов

Ц  Ц  Ц

и Ц удельные электрическа€ проводимость и магнитна€ проницаемость всей системы;

Ц циклическа€ частота излучени€ сигнала —ћ«“—;

Ц мнима€ единица.

i

Ц  Ц  Ц

направлена вдоль оси z, а скорость изменени€ магнитной индукции стороннего источника равна нулю во всех направлени€х;

4Ц a 0, b 0, т.е. сторонн€€ плотность тока мнимого источника равна нулю, а скорость изменени€ магнитной индукции стороннего источника направлена вдоль оси x ;

5Ц a 0, b 1, т.е. сторонн€€ плотность тока мнимого источника равна нулю, а скорость изменени€ магнитной индукции стороннего источника направлена вдоль оси y ;

6Ц a 0, b 0, т.е. сторонн€€ плотность тока мнимого источника равна нулю,

Ц  Ц  Ц

“аким образом (2.18) и (2.19) представл€ют собой функцию √рина, котора€ была получена в матричном виде в (2.49), (2.54) и (2.43), (2.53) соответственно.

Ц  Ц  Ц

где Ц объем и избыточной электропроводности и избыточной магнитной V проницаемости.

”равнение (2.67) в координатном виде записываетс€ следующим образом:

Ц  Ц  Ц

2.4. –азработка программы дл€ проведени€ математических экспериментов ƒл€ решени€ (2.74) разработана программа в прикладном программном продукте Matlab. Ќайд€ решение системы внутри неоднородностей, аналогичным образом рассчитываютс€ пол€, возникающие вокруг неоднородностей, при этом поле внутри неоднородностей €вл€етс€ источником дл€ формируемого пол€ снаружи неоднородностей. ќбщий алгоритм работы программы представлен на –исунке 2.5.

–исунок 2.5.

јлгоритм работы программы по вычислению напр€жени€ между скважинами ¬ качестве исходных данных дл€ расчетов используютс€ геометрические, электрические и магнитные параметры бур€щейс€ и пробуренной скважин и горных пород, характеристика источника тока (–исунок 2.6).

Ц  Ц  Ц

ƒалее аналогичным образом рассчитываетс€ электромагнитное поле в основном массиве горных пород, однако в качестве источника принимаетс€ поле внутри неоднородностей (–исунок 2.7).

–исунок 2.7.

ѕример вычислени€ в функции √рина в созданной программе ƒл€ отработки вычислени€ функции √рина проводились дополнительные вычислени€ значений напр€женностей электрического и магнитного полей в различных точках пространства (–исунок 2.8).

–исунок 2.8.

ѕример задани€ плоскости дл€ исследовани€ компонент электромагнитного пол€ в пространстве вокруг скважины в созданной программе ¬ыбрав электрическую составл€ющую полученного электромагнитного пол€ и проинтегрировав ее по рассто€нию между усть€ми скважин, наход€т значение разности электрических потенциалов (искомый параметр дл€ измерительной аппаратуры) (–исунок 2.9).

–ис. 2.9. ѕример вычислени€ напр€жени€ между скважинами в созданной программе

Ц  Ц  Ц

ћатематическое описание электромагнитных €влений, возникающих при кустовом бурении скважины с применением «“— с Ёћ — невозможно описать с помощью обычных сосредоточенных параметров электрической цепи. Ёто обусловлено тем, что не существует математических моделей, описывающих формирование электромагнитного пол€ вокруг таких объектов сложной геометрии, как совокупность наклонно-направленных скважин в кусте. ¬озникает вопрос, как именно описывать различные токи утечки, а также изменение сосредоточенных параметров эквивалентной электрической цепи при углублении скважин.  роме того, затруднение вызывает описание протекани€ тока в массиве горных пород между бур€щейс€ и пробуренной скважиной. ¬се эти факторы обусловили выбор системы уравнений ћаксвелла дл€ описани€ физических процессов, происход€щих в рассматриваемой системе. ѕроводимые ранее исследовани€ осуществл€лись в те времена, когда вычислительной мощности техники не хватало дл€ проведени€ численных модельных экспериментов.

ѕоэтому разработанна€ на основе метода объемных интегральных уравнений программа позвол€ет проводить различные исследовани€ электромагнитного пол€ в рассматриваемой системе. ѕосле расчета электромагнитного пол€ использовав его электрическую составл€ющую по€вилась возможность вычисл€ть значени€ напр€жени€ между бур€щейс€ и пробуренной скважинами в одном кусте при геонавигационном сопровождении строительства скважин с «“— с Ёћ —.

√Ћј¬ј 3. –≈«”Ћ№“ј“џ ћј“≈ћј“»„≈— ќ√ќ ћќƒ≈Ћ»–ќ¬јЌ»я »

— ¬ј∆»ЌЌџ’ Ё —ѕ≈–»ћ≈Ќ“ќ¬ ѕќ ‘ќ–ћ»–ќ¬јЌ»ё

ЁЋ≈ “–ќћј√Ќ»“Ќќ√ќ ѕќЋя «јЅќ…Ќќ… “≈Ћ≈ћ≈“–»„≈— ќ…

—»—“≈ћџ

3.1. –езультаты математического моделировани€ формированию электромагнитного пол€ вокруг бурильной колонны с забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом св€зи ѕервым этапом проведени€ исследований было изучение работоспособности программы на примере элементарных элементов неоднородности, представл€ющих собой небольшой куб с известными размерами.

ѕоочередное рассмотрение всех компонент электромагнитного пол€ позволило устранить различные ошибки в программе и отладить ее работу на предмет чувствительности к исходным данным параметров генератора, электрической проводимости и магнитной проницаемости неоднородности и окружающей среды, а также различных геометрических параметров.

ƒальнейшей задачей стало формирование массива координат “——, в центры которых размещались элементарные €чейки неоднородности. ¬ажным моментом при написании программы была отладка Ђсшивани€ї элементов неоднородностей друг с другом. ƒальнейшие исследовани€ позволили получить картину образовани€ электрического пол€ вокруг одиночной вертикальной скважины. ¬ скважину глубиной 1 км размещалась модель —ћ«“— на небольшом рассто€нии от забо€. ћощность генератора составл€ет 600 ¬т, выходное напр€жение Ц 40 ¬.

ѕроводимость среды Ц 0,01 —м/м, проводимость металла Ц 106 —м/м, относительна€ магнитна€ проницаемость среды Ц 12,56Ј10-7 √н/м, относительна€ магнитна€ проницаемость металла Ц 100 √н/м. Ќа –исунке 3.1 представлена напр€женность электрического пол€, возникающего в массиве горных пород вокруг скважины на площади 4000х4000 м на глубине 500 м, а на –исунке 3.2 Ц на поверхности земли.  ак видно из рисунков, амплитуда напр€женности электрического пол€ уменьшаетс€ в разы по мере удалени€ от —ћ«“—, а само поле начинает как бы растекатьс€ вокруг скважины. ќсновна€ энерги€ электрического пол€ распростран€етс€ вдоль колонны бурильных труб.

–исунок 3.1.

Ќапр€женность электрического пол€ на глубине 500 м дл€ вертикальной скважины –исунок 3.1.

Ќапр€женность электрического пол€ на глубине 0 м дл€ вертикальной скважины јналогичным образом можно оценить магнитную составл€ющую пол€. Ќа –исунке 3.3 представлена напр€женность магнитного пол€, возникающего в массиве горных пород вокруг скважины на площади 4000х4000 м на глубине 500 м, а на –исунке 3.4 Ц на поверхности земли.  ак видно из рисунков амплитуда напр€женности пол€ также уменьшаетс€ в разы по мере удалени€ от —ћ«“—.

Ќепосредственно вблизи колонны бурильных труб интенсивность пол€ увеличиваетс€ по мере удалени€ от скважины, затем достигаетс€ некоторый максимум и поле начинает затухать. Ёто объ€сн€етс€ изменением плотности электрического тока, возникающего вокруг скважины.

–исунок 3.3.

Ќапр€женность магнитного пол€ на глубине 0 м дл€ вертикальной скважины –исунок 3.4. Ќапр€женность электрического пол€ на глубине 500 м дл€ вертикальной скважины ќднако магнитна€ составл€юща€ пол€ в контексте данной работы не представл€ет большого интереса и в численной модели используетс€ лишь дл€ учета взаимосв€зи электрической и магнитной компонент.

—ледующим этапом модельного исследовани€ стало формирование системы из двух скважин в массиве горных пород.

Ќа –исунке 3.5 показана зависимость напр€жени€ между скважинами от глубины —ћ«“— дл€ различных рассто€ний между усть€ми скважин при фиксированном удельном электрическом сопротивлении среды, а на –исунке 3.6 Ц зависимость напр€жени€ между скважинами от глубины —ћ«“— дл€ различных удельных электрических сопротивлений среды при фиксированном рассто€нии между усть€ми. ѕредставленные зависимости показывают, что на величину снимаемого на устье между скважинами напр€жени€ вли€ют глубина забо€ бур€щейс€ скважины, рассто€ние между скважинами и удельное сопротивление массива горных пород.

–ис. 3.5. «ависимость напр€жени€ между скважинами от глубины «“— дл€ различных рассто€ний между усть€ми скважин при фиксированном сопротивлении среды –ис. 3.6. «ависимость напр€жени€ между скважинами от глубины «“— дл€ различных рассто€ний между усть€ми скважин при фиксированном рассто€нии между усть€ми ћатематическое моделирование показывает, что чем меньше рассто€ние между скважинами, тем больше контролируемое напр€жение дл€ одной и той же глубины. јналогично, чем больше удельное электрическое сопротивление горной породы, тем больше контролируемое напр€жение дл€ одной и той же глубины.

“аким образом, полученную разницу потенциалов между скважинами можно использовать в качестве параметра, характеризующего степень сближени€ стволов скважин в процессе бурени€.

¬ качестве отдельного математического эксперимента исследовано прохождени€ забойного модул€ «“— низкоомного пласта (–исунок 3.7).

Ц  Ц  Ц

–исунок 3.7.

¬ли€ние низкоомного пласта на амплитуду принимаемого на поверхности напр€жени€ по результатам математического моделировани€ ”дельное сопротивление низкоомного пласта (находитс€ в интервале глубин от 50 до 70 метров) в 10 раз отличаетс€ от удельного сопротивлени€ остального массива горных пород (проводимость среды 0,01 —м/м, проводимость пласта 0,1 —м/м, проводимость металла 106 —м/м). ¬ рассматриваемом эксперименте бур€т наклонную скважину. ÷ентр —ћ«“— расположен на рассто€нии 10 м от забо€, длина —ћ«“— 2 м. ѕробуренна€ скважина Ц вертикальна€, глубина 500 м. –ассто€ние между усть€ми скважин 40 м. ѕласт залегает горизонтально, кровл€ на глубине 50 м, подошва на глубине 70 м.

ћощность —ћ«“— 600 ¬т, амплитуда напр€жени€ на —ћ«“— 40 ¬.  ак видно из рисунка часть энергии уходит в низкоомный пласт и до поверхности не доходит, что приводит к уменьшению амплитуды снимаемого на поверхности напр€жени€ в 2 раза. “аким образом, математическа€ модель позвол€ет подтвердить рекомендации по использованию «“— с Ёћ — в высокоомном разрезе.

ѕолученные зависимости, представленные на –исунках 3.5 и 3.6, позволили сделать вывод о том, что существует определенное вли€ние различных факторов на контролируемое на поверхности напр€жение. ƒл€ аналитического описани€ полученной зависимости проведен полный факторный эксперимент (ѕ‘Ё) дл€ двух пересекающихс€ скважин, пробуренных в одной плоскости. ѕробуренна€ скважина Ц вертикальна€ глубиной 500 м. Ѕур€ща€с€ скважина Ц наклонна€, глубина по вертикали 500 м, на глубине 500 м стволы скважин пересекаютс€.

–ассто€ние между усть€ми составл€ет 107 м. Ќа рисунке 3.8 приведена зависимость рассто€ни€ между стволами скважин от глубины по вертикали.

Ц  Ц  Ц

Ќапр€жение между скважинами зависит от двух факторов Ц удельного сопротивлени€ среды и рассто€ни€ между стволами скважин w : U f w,. ¬ данном эксперименте массив горных пород считаетс€ однородной средой. —тоит отметить, что в случае неоднородной среды (например, при наличии провод€щего пласта) зависимость U f1 w не будет монотонной и непрерывной функцией, и аппроксимировать эту функцию полиномом нельз€. ¬ случае неоднородного пласта более эффективно на каждом однородном участке строить отдельную факторную модель, и затем объедин€ть получившиес€ полиномы. “аким образом, дл€ неоднородного пласта интерпол€ционна€ функци€ будет кусочнонепрерывной на каждом однородном участке. ѕоэтому дл€ рассмотрени€ возьмем однородную среду. »з зависимостей U f1 w const и U f 2 wconst (согласно

Ц  Ц  Ц

U j Ц результат эксперимента;

U Ц результат вычислений по формуле (3.6);

N Ц число параллельных опытов (в данном случае m=1);

n Ц количество коэффициентов в модели (n=6).

Ц  Ц  Ц

-1,44Ј10ѕосле этого осуществл€ем проверку значимости коэффициентов регрессии, дл€ чего вычисл€ем значени€ t-статистики (“аблица 3.5).

Ц  Ц  Ц

30,67 29,35 31,26 45,91 2,14 57,05 37,94 0,00 51,80 8,14  ритическое значение (табличное значение) Ц 2,78. ƒл€ b22 и b222 значение меньше критического, следовательно, они €вл€ютс€ незначимыми.

ƒл€ проверки адекватности модели вычисл€ем значение индекса ‘ишера F=4,216, что меньше критического F*=7,815 (дл€ доверительной веро€тности 95%). —ледовательно, модель €вл€етс€ адекватной.

Ц  Ц  Ц

ѕроверка адекватности модели (значение индекса ‘ишера F=31,95, что больше критического F*=7,815 (при точности численного эксперимента 5%)) показала, что представленна€ модель не €вл€етс€ адекватной. ќтсюда следует вывод, что необходимо сужать диапазон варьировани€ параметров, чтобы построить адекватную модель. »ли необходимо брать полином третьей степени, что дл€ трех факторов ведет к очень большому объему вычислений и громоздкому виду результатов.  роме того, перед разрабатываемой »»— стоит задача на основании измерени€ напр€жени€ и других параметров вычисл€ть значение рассто€ние между стволами скважин. ќднако применение представленных выше аналитических выражений на основе ѕ‘Ё дл€ расчета искомого рассто€ни€ €вл€етс€ некорректным. ¬виду вышеописанных сложностей от этого подхода пришлось отказатьс€. ƒл€ решени€ поставленной задачи было решено разработать базу данных искомых рассто€ний в зависимости от различных геометрических и электрических параметров. ƒл€ примера построени€ соответствующей базы данных вз€та система из двух скважин: пробуренна€ скважина вертикальна, а бур€ща€с€ скважина имеет трехинтервальный плоский профиль. «адава€ различные параметры, вычисл€лось значение напр€жени€ между усть€ми скважин. ¬ качестве измен€емых параметров были выбраны следующие: L1 Ц длина вертикального участка бур€щейс€ скважины, i2 Ц интенсивность набора зенитного угла бур€щейс€ скважины на втором интервале, max 2 Ц значение зенитного угла в конце интервала набора зенитного угла

Ц  Ц  Ц

сопротивление горных пород. «начение рассто€ни€ между стволами скважин w вычисл€лось исход€ из геометрических соображений, а напр€жение между усть€ми скважин выдавалось программой в результате численного U моделировани€. ѕолученна€ база данных приведена в ѕриложении 1 в “аблице ѕ1.1.

3.2. ќписание методики проведени€ скважинных экспериментов на нефт€ных месторождени€х «ападно-—ибирской нефтегазоносной провинции ѕрограмма промыслового эксперимента Ђ»сследование сигнала забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом св€зи в качестве информативного источника дл€ предупреждени€ пересечени€ стволов скважин при кустовом буренииї утверждена техническим советом «ападно-—ибирского филиала ЂЅуровой компании Ђ≈врази€ї (далее по тексту Ц «—‘ ЂЅ ≈ї) (ѕриложение 2).

¬ качестве объекта исследовани€ выступал процесс бурени€ наклоннонаправленных и горизонтальных скважин кустовым методом с применением забойных телеметрических систем с электромагнитным каналом св€зи.

ѕри этом предметом исследований €вл€лись:

1. ¬ли€ние массива горных пород на распространение сигнала забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом св€зи.

2. «ависимость амплитуды принимаемого сигнала забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом св€зи от глубины скважины по стволу.

÷ел€ми проведени€ эксперимента ставились:

1. ѕредотвращение пересечений стволов скважин при кустовом бурении

2. ќпределение геометрии бур€щейс€ скважины по амплитуде принимаемого сигнала забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом св€зи на обсадных колоннах соседних скважин ¬се промысловые эксперименты проводились на месторождени€х “ерриториального производственного предпри€ти€ (“ѕѕ) Ђ огалымнефтегазї

компании ЂЋ” ойл Ц «ападна€ —ибирьї. ¬ качестве подр€дной организации, выполн€ющей буровые работы, выступил «—‘ ЂЅ ≈ї. ¬ыбор конкретных месторождений и скважин в технологическом отделе «—‘ ЂЅ ≈ї производилс€ из следующих соображений:

1. Ќаличие в составе  ЌЅ  разбуриваемой скважины «“— с Ёћ —;

2. –азбуриваемые скважины должны были в определенных интервалах глубин проходить на небольшом рассто€нии от соседних скважин;

3. “ребовалась возможность оперативного переезда с одной скважины на другую с минимальными временными задержками.

¬ результате промысловые эксперименты проводились при бурении следующих скважин:

1. скважина є6876, куст 436 ѕовховского месторождени€;

2. скважина є1384√, куст 62 ѕовховского месторождени€;

3. скважина є9144, куста 546 ¬атьеганского месторождени€;

4. скважина є7539, куст 436 ѕовховского месторождени€;

5. скважина є5281, куст 336 ёжно-ягунского месторождени€.

 онструкции вышеприведенных скважин подразумевали бурение интервалов под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну. ѕоскольку забойные телеметрические системы с электромагнитным каналом св€зи использовались при бурении только под кондукторы, а скважины в кусте максимально сближались друг с другом на глубине до 500 метров, то все эксперименты проводились именно в этих интервалах. —ложность проведени€ промысловых экспериментов обуславливали невозможность вмешательства в процесс строительства скважины и ограниченность перевозимого исследовательского оборудовани€.

ѕри проведении экспериментов использовалась схема подключени€ измерительного оборудовани€ (–исунок 3.9).

–исунок 3.9.

—хема подключени€ наземного оборудовани€ при проведении промысловых экспериментов между скважиной и двум€ приемными антеннами «“— ¬ качестве измерительного оборудовани€ использовалс€ цифровой осциллограф ј “ј ќћ јќ—-5302 дл€ записи сигнала между скважинами и/или приемными антеннами. ¬ыбор осциллографа осуществлен исход€ из следующих соображений: наличие двух входов, возможность усреднени€ результатов измерени€ (по каждым 4, 8, 16, 32, Е 256 замерам), возможность записи осциллограммы на компьютер с отображением параметров сигнала, наличие встроенных фильтров, наличие функции быстрого преобразовани€ ‘урье дл€ определени€ спектра сигнала, наличие двух входных сопротивлений (большого и малого), малые габариты и чувствительность к вибраци€м при транспортировке.

 роме того, на некоторых скважинах дл€ уменьшени€ вли€ни€ промышленной частоты использовалс€ режекторный фильтр, устанавливаемый перед цифровым осциллографом.

¬ качестве измерительных проводов использовались провода типа ѕ274ћ, состо€щие из 4 медных и 3 стальных жил. ќбщий диаметр поперечного сечени€ провода составл€ет 2 мм.

»змерительные провода соедин€лись с колонной головкой соседней скважины с помощью м€гкой алюминиевой проволоки, обжимающей место гальванического контакта. ѕеред присоединением колонна€ головка пробуренной скважины или приемна€ антенна зачищались от гр€зи и краски. Ќа всех скважинах примен€лись забойные телеметрические системы типа Ѕ“—-172-50 производства фирмы ЂЅ»“ј—ї (“аблица 3.6).

Ц  Ц  Ц

3.3. –езультаты скважинных экспериментов на нефт€ных месторождени€х «ападно-—ибирской нефтегазоносной провинции –езультаты математического моделировани€ коррелируют с результатами экспериментов, проведенных на нефт€ных месторождени€х «ападно-—ибирской нефтегазоносной провинции. јнализ принимаемого сигнала (–исунок 3.10) показывает, что несуща€ частота «“— 10 √ц достаточно уверенно принимаетс€ на поверхности, а ее амплитуда уменьшаетс€ по мере углублени€ скважины.

ќтмечаютс€ и другие гармоники сигнала в диапазоне 20-30 √ц. Ќесмотр€ на глушение промышленной частоты 50 √ц режекторным фильтром видно, что в спектре принимаемого сигнала остаютс€ и другие помехи, возникающие в процессе строительства скважин. Ёто позвол€ет сделать рекомендации по настройке фильтров приемной аппаратуры «“—. ѕроведенный анализ сигналов доказывает также вли€ние отдельных пластов горных пород на амплитуду принимаемого сигнала.

Ц  Ц  Ц

Ѕыло отмечено вли€ние обсадных колонн бур€щейс€ и пробуренной скважин. “ак, при бурении под кондуктор сигнал на поверхности детектировалс€ после прохождени€ скважинного модул€ «“— направл€ющей обсадной колонны.

¬ то же врем€ в соседних скважинах при приближении к ним —ћ«“— уменьшалась амплитуда контролируемого приемной аппаратурой напр€жени€.

–езультаты скважинных экспериментов приведены на рисунках 3.11 и 3.12.  ак видно, информационна€ составл€юща€ сигнала на частоте 10 √ц достаточно уверенно выдел€етс€ на фоне промышленных помех. Ќаблюдаетс€ тенденци€ уменьшени€ амплитуды сигнала с ростом глубины скважины и увеличени€ рассто€ни€ между бур€щимс€ и пробуренным стволами скважин. ќчевидным также €вл€етс€ вли€ние геологического разреза на величину принимаемого на поверхности сигнала. –езультаты скважинных экспериментов подветерждены соответствующими актами (ѕриложение 3, ѕриложение 4) –ис.3.11. «ависимость амплитуды гармоник принимаемого на поверхности сигнала «“— от глубины по стволу бур€щейс€ скважины (¬атьеганское, к. 546, с. 9144) –ис.3.12. «ависимость амплитуды гармоник принимаемого на поверхности сигнала «“— от глубины по стволубур€щейс€ скважины (ѕовховское, к. 62, с. 1384√)

Ц  Ц  Ц

–азработанное дл€ реализации математической модели программное обеспечение позволило исследовать вли€ние различных параметров на напр€женность возникающего при бурении «“— с Ёћ — электрического и магнитного полей в пространстве, оценить величину наводимых электрических потенциалов на обсадные колонны соседних скважин методом объемных интегральных уравнений. –езультаты исследований показали, что магнитна€ составл€юща€ пол€ значительно меньше электрической, основна€ энерги€ распростран€етс€ от забойного модул€ «“— вдоль бурильной колонны, амплитуда электрической напр€женности постепенно уменьшаетс€ и Ђрастекаетс€ї в виде трехмерного колокола вокруг ствола бур€щейс€ скважины. ѕри бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин электромагнитное поле деформируетс€ вслед за траекторией ствола скважины. “ем не менее, передача энергии происходит и по массиву горных пород, однако в низкоомном разрезе поле быстро затухает и до поверхности может дойти на уровне промышленных помех.

–езультаты проведенных исследований позвол€ют сделать следующие выводы.

1. ћатематическа€ модель позволила оценить вли€ние на величину принимаемого на поверхности сигнала «“— р€да факторов: глубины скважины, удельного электрического сопротивлени€ горных пород, рассто€ни€ до соседних скважин.

2. »спользу€ разработанную математическую модель, можно сформулировать технические требовани€ к аппаратуре «“— и увеличить эффективность передачи сигнала при различных горно-геологических услови€х бурени€, в том числе кустовым методом.

3. ¬ли€ние обсадных колонн соседних скважин на величину детектируемого на поверхности сигнала «“— позвол€ет использовать его в качестве информативного параметра о сближении с соседними скважинами.

4. –езультаты математических экспериментов подтверждаютс€ проведенными исследовани€ми на месторождени€х «ападно-—ибирской нефтегазоносной провинции.

5. »сследовани€ сигнала на буровой помогают оценить спектральный состав помех, вли€ющих на работу «“—, и сформулировать соответствующие рекомендации дл€ разработчиков приемной аппаратуры.

√Ћј¬ј 4. јЋ√ќ–»“ћ, —“–” “”–ј » ќЅЋј—“№ ѕ–»ћ≈Ќ≈Ќ»я

»Ќ‘ќ–ћј÷»ќЌЌќ-»«ћ≈–»“≈Ћ№Ќќ… —»—“≈ћџ  ќЌ“–ќЋя

–ј——“ќяЌ»я ћ≈∆ƒ” —“¬ќЋјћ» — ¬ј∆»Ќ ѕ–»  ”—“ќ¬ќћ

Ѕ”–≈Ќ»»

4.1. –азработка алгоритма работы информацонно-измерительной системы контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин при кустовом бурении ѕри разработке алгоритма функционировани€ скважинной части аппаратуры требовалось учесть необходимость измерени€ и передачи всей необходимой информации на поверхность (–исунок 4.1).

–исунок 4.1.

јлгоритм работы скважинной части аппаратуры ѕереданный на поверхность сигнал воспринимаетс€ наземной частью аппаратуры. ¬ этом блоке происходит соответствующа€ обработка информации и вывод ее на экран дл€ работы оператора (–исунок 4.2, –исунок 4.3) –исунок 4.2. јлгоритм работы первой части наземной аппаратуры –исунок 4.3. јлгоритм работы второй части наземной аппаратуры ¬ычисление глубины скважины по стволу выполн€етс€ по отдельному алгоритму с учетом различных параметров буровой установки (–исунок 4.4).

Ц  Ц  Ц

Ќа основании разработанного алгоритма функционировани€ разработана структурна€ схема »»—.

4.2. –азработка структурной схемы информацонно-измерительной системы контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин при кустовом бурении Ќа рисунке 4.5 представлено схематическое изображение рассматриваемой системы, а на рисунке 4.6 Ц структурна€ электрическа€ схема разработанной информационно-измерительной системы контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин при кустовом бурении.

–исунок 4.5.

—хематическое изображение рассматриваемой системы

Ц  Ц  Ц

¬ —ћ«“— располагаетс€ блок первичных измерительных преобразователей 1, выдающий инклинометрическую информацию в микропроцессорный блок 2, где происходит оцифровка сигнала и формирование кодового слова, передающегос€ на поверхность. ƒл€ согласовани€ сигнала с выхода микропроцессора 2 с входом амплитудно-кодового модул€тора 5 в схему включен интерфейсный узел 3. ¬ качестве несущего сигнала дл€ передачи кодовой посылки на поверхность посредством амплитудно-кодовой модул€ции используетс€ синусоидальное напр€жение частотой 10 √ц, получаемой от скважинного турбинного электрогенератора 4. ћодулированный сигнал и сигнал от скважинного турбинного электрогенератора подаютс€ через мультиплексор 6 в линию св€зи 7. ѕриемна€ аппаратура на поверхности с помощью фильтра-пробки 8 удал€ет помехи промышленной частоты и подает измер€емые напр€жени€ на демультиплексор раздел€ющий сигнал от скважинного турбинного 9, электрогенератора и модулированный сигнал на два измерительных канала.

ћодулированный сигнал демодулируетс€ в демодул€торе 12 и подаетс€ на микпроцессорный блок 16, где обрабатываетс€ вместе с данными о глубине скважины по стволу от датчика глубины 17. Ќеобходима€ информаци€ дл€ оператора выводитс€ на дисплей 19. —игнал от скважинного турбинного электрогенератора проходит фильтрацию в полосовом резонансном фильтре 10 дл€ более четкого выделени€ частоты 10 √ц. ƒалее сигнал усиливаетс€ усилителем 11, через аналого-цифровой преобразователь 13 подаетс€ в блок микропроцессора 18, куда также подаетс€ выходной сигнал от датчика глубины

17. ¬ микропроцессоре 18 информаци€ обрабатываетс€ и выдаетс€ оператору на дисплей 20 в виде зависимости рассто€ни€ между стволами скважин от глубины бур€щейс€ специальной скважины.  роме того, сигнал от скважинного турбинного электрогенератора после фильтрации и усилени€ может подаватьс€ также на устройство сравнени€ 14, где сравниваетс€ с мерой 15. —игнал рассогласовани€ подаетс€ в систему управлени€, котора€ может, например, корректировать направление бурени€ специальной скважины. ¬ зависимости от архитектуры системы управлени€ подобна€ операци€ сравнени€ может выполн€тьс€ повторно, дл€ чего мера 15 может быть выполнена в виде управл€емого генератора напр€жени€. Ёто позволит дифференцировать реакцию системы управлени€ на различные рассто€ни€ между стволами скважин.

“ребовани€ к компонентной электронной базе информационноизмерительной системы контрол€ рассто€ни€ между стволами скважин в процессе бурени€ Ѕлок инклинометрии следует выполнить на базе совокупности магнитометрических и акселлерометрических преобразователей или гироскопических устройств.   недостаткам гироскопических систем можно отнести низкие показатели надежности в услови€х повышенной вибрации в процессе бурени€, а магнитомеханические преобразователи помимо этого характеризуютс€ низкой точностью измерений. ѕоследние разработки иностранных производителей магнитометров в микросхемном исполнении на основе тонкопленочного пермалло€ (сплав железа и никел€) имеют хорошие показатели по термостабильности, линейности и чувствительности. ѕроведенный в работе [52] анализ показывает, что дл€ контрол€ азимутального угла наиболее перспективными €вл€ютс€ системы на основе трехкомпонентных феррозондовых преобразователей азимута, ввиду своей более простой конструкции.

¬ качестве первичных преобразователей в частности можно воспользоватьс€ магнитометрами, представл€ющими из себ€ трехосные феррозонды. ¬ысока€ рабоча€ температура (до 175∞— дл€ MAG610 и 215∞— дл€ MAG611), способность выдерживать большие вибрационные нагрузки, хороша€ чувствительность позвол€ют примен€ть их в разработанной системе дл€ контрол€ азимутального угла и угла поворота отклонител€. ѕринцип работы феррозондов основан на изменении магнитного состо€ни€ ферромагнетика. ѕри подключении генератора частоты к катушкам возбуждени€ в сигнальных катушках генерируетс€ Ёƒ—. ѕри помещении датчика в посто€нное магнитное поле мен€етс€ величина и гармонический состав Ёƒ— в сигнальных катушках.

—овременные феррозондовые преобразователи выдают информацию во второй или третьей гармонике выходного сигнала. ¬ этом случае необходим специальный фильтр, настроенный на необходимую частоту. ѕосле соответствующих преобразований сигналы от магнитометра должны быть оцифрованы и переданы дл€ дальнейшей обработки. ƒл€ обеспечени€ необходимой чувствительности системы по азимуту необходимо подобрать соответствующей разр€дности аналого-цифровой преобразователь (ј÷ѕ). “ак как азимутальный угол измен€етс€ в пределах 360∞, то 3600 уровней квантовани€ обеспечивают чувствительность по азимуту в пределах 0,1∞. “акое количество уровней квантовани€ может обеспечить 12-разр€дный ј÷ѕ.

ƒл€ измерени€ зенитного угла требуетс€ соответствующий акселлерометрический преобразователь.   нему также предъ€вл€ютс€ требовани€ по высокой температурной стабильности, линейности и чувствительности. ƒл€ разработанной »»— контрол€ рассто€ни€ между скважинами в качестве одного из вариантов можно применить два двухосевых датчика ADXL206, выполненных на основе ћЁћ—-технологии (технологии микро-электромеханических систем).

“акже как и магнитометр, акселерометр должен иметь согласование со входом скважинного микропроцессора, в том числе оцифровку.

ѕосле получени€ данных от первичных измерительных преобразователей в микропроцессорном блоке формируетс€ кодова€ последовательность, содержаща€ в себе инклинометрическую информацию. ћикроконтроллер, вход€щий в состав —ћ«“—, также должен удовлетвор€ть требовани€м, предъ€вл€емым к скважинной аппаратуре. “ак, например микроконтроллер ATmega88/168 может выдерживать температуру до 150∞—. ќн должен быть изготовлен в соответствующем исполнении дл€ поверхностного монтажа на печатной плате с целью экономии пространства.

  числу важных характеристик микроконтроллера следует также отнести количество портов ввода-вывода. ¬ходы должны быть согласованы по уровню напр€жени€ с выходными параметрами измерительных преобразователей.

»нформационна€ посылка на выходе микропроцессора может быть перекодирована в соответствующем интерфейсном узле. ≈го задача Ц обеспечивать помехозащищенное и эффективное кодирование, а также согласование передаваемых сигналов со входом амплитудно-кодированного модул€тора. ¬ частности возможно использовать кодировку типа ћанчестер-2. ¬ этом случае формируетс€ двупол€рна€ кодова€ последовательность.

√енератор в составе —ћ«“— вырабатывает несущую частоту дл€ передачи инклинометрической информации на поверхность. ѕри этом кодова€ посылка от микроконтроллера выполн€ет роль огибающей передаваемого сигнала. ј ћ может быть выполнен в виде тиристорного моста на базе симисторов. ѕлечи моста работают дл€ передачи положительного и отрицательного полупериодов несущего сигнала в зависимости от кодовой последовательности, поступающей на входы управлени€. ѕри такой организации схемы увеличиваетс€ скорость формировани€ выходного сигнала. ƒл€ согласовани€ сигнала, подаваемого на управл€ющие электроды симисторов необходимо предусмотреть наличие специальных токоограничивающих резисторов.

јмплитудно-кодированный сигнал подаетс€ на вход мультиплексора.

„астота переключени€ мультиплексора должна быть кратной меньше частоты кодовой последовательности, идущей от микропроцессора через интерфейсный узел. Ёто исключает обрезание импульса, несущего закодированную информацию об инклинометрии. Ќа второй вход мультиплексора подаетс€ сигнал непосредственно от генератора несущей частоты 10 √ц. ƒл€ выработки электроэнергии на забое получили распространение скважинные турбоэлектрогенераторы. ќни представл€ют собой электромеханическую машину, преобразующую энергию потока бурового раствора в электричество.

ѕри подаче бурового раствора на турбины начинает вращатьс€ ротор, в составе которого есть посто€нные магниты. Ёто приводит к наведению Ёƒ— индукции в двух катушках, намотанных на сердечник внутри турбоэлектрогенератора. —игнал с одной катушки выпр€мл€етс€ двухполупериодной схемой выпр€мител€ и используетс€ дл€ питани€ скважинной аппаратуры во врем€ работы насосов. ѕри выключении насосов скважинна€ аппаратура питаетс€ от аккумул€торной батареи. —игнал со второй катушки используетс€ в качестве несущего сигнала в ј ћ. — другой стороны этот сигнал должен непосредственно подаватьс€ на второй вход мультиплексора. ¬ этом случае предъ€вл€ютс€ повышенные требовани€ к стабильности частоты и амплитуды данного сигнала. ƒл€ исключени€ девиации частоты, вызванной возможной неравномерной подачей бурового раствора на забой, требуетс€ специальный блок. ¬ частности его работа может быть осуществлена следующим образом. —игнал от второй катушки турбоэлектрогенератора выпр€мл€етс€ и подаетс€ в качестве питани€ на мощный электронный ключ или реле, дл€ управлени€ которого используетс€ высокостабильный генератор частоты 10 √ц. ѕри необходимости с помощью делител€ частоты можно подавать также сигналы другой частоты, например 5 √ц, 2,5 √ц. Ёто позволит исследовать прохождение различных гармоник по линии св€зи. «а счет мультиплексора осуществл€етс€ временное разделение информационных каналов дл€ передачи их в линию св€зи. ¬ыходы мультиплексора подсоедин€ютс€ к разделенным диэлектрической вставкой част€м бурильной колонны. —игнал начинает распростран€тьс€ по колонне бурильных труб на поверхность, а также через массив горных пород и обсадную колонну соседней скважины. Ќа поверхности приемна€ аппаратура подсоедин€етс€ к колонне бурильных труб бур€щейс€ скважины и к колонной головке соседней скважины.

ѕолученный на поверхности сигнал в первую очередь фильтруетс€ от помех промышленной частоты при помощи фильтра-пробки, настроенного на частоту 50 √ц. ƒл€ повышени€ добротности фильтра он может быть выполнен на базе операционного усилител€. ѕосле фильтрации полученного сигнала от промышленной частоты он подаетс€ на вход демультиплексора. ¬ажное внимание требуетс€ уделить синхронизации работы скважинного мултиплексора и наземного демультиплексора. — этой целью в состав передаваемого от скважинного модул€ сигнала включаетс€ синхропосылка, которую можно сформировать специальным блоком, преобразующим сигнал от прецизионного тактового генератора. —инхропосылка, полученна€ на поверхности, позвол€ет сформировать сигнал, управл€ющий демультиплексором.

ѕосле демультиплексора переданный на поверхность сигнал раздел€етс€ во времени на две составл€ющие. ѕерва€ составл€юща€, содержаща€ в себе закодированную инклинометрическую информацию, подаетс€ на вход демодул€тора амплитудно-кодированного сигнала. ƒл€ его работы требуетс€ разбить полученный сигнал на положительную и отрицательную составл€ющие.

ƒл€ этого можно воспользоватьс€ схемами сравнени€ и с помощью специального фильтра выделить огибающую сигнала.

ƒалее полученные после демодул€тора положительна€ и отрицательна€ по фазе кодовые посылки дешифрируютс€ в соответствии с алгоритмом, заложенным дл€ помехоустойчивого и эффективного кодировани€. »тогова€ кодова€ последовательность подаетс€ на вход микроконтроллера, где происходит разбиение ее на соответствующие составл€ющие и дешифровка значений переданных на поверхность параметров. ƒл€ прив€зки данных к глубине требуетс€ снимать показани€ от соответствующего датчика глубины бур€щейс€ скважины. ќн устанавливаетс€ на барабан лебедки буровой установки. — его помощью определ€ют количество оборотов барабана лебедки. ќднако дл€ расчета реального углублени€ скважины по стволу требуетс€ учитывать следующие параметры: диаметр и длина барабана лебедки, диаметр талевого каната, кратность талевой оснастки буровой установки, коэффициенты трени€ в шкивах талевого и крон-блока, возможное количество витков намотки талевого каната на барабан лебедки, а также длину талевого блока и вертлюга, рассто€ние от кронблока до стола ротора буровой установки, длины ведущей и бурильной труб и др.

¬се эти параметры требуетс€ предварительно занести в пам€ть микроконтроллера, чтобы в соответствии с известным алгоритмом он мог вычисл€ть глубину по стволу скважины. ƒл€ вычислени€ глубины скважины по вертикали микроконтроллеру требуетс€ также знать значени€ зенитного угла, переданного с забо€ скважины.

ƒатчик глубины может быть выполнен в виде реостатного или индуктивного измерительного преобразовател€. ѕервый подход обеспечивает возможность непрерывного измерени€ угла поворота барабана лебедки, однако требует врезки в пневматическую линию управлени€ буровой лебедки. Ёто осложн€ет монтаж данного датчика на буровой установке, поэтому он не получил широкого распространени€. »спользование индуктивного преобразовател€ позвол€ет избежать этой проблемы, однако позвол€ет определ€ть глубину скважины с меньшей дискретностью. ¬ случае использовани€ реостатного преобразовател€ необходимо предусмотреть наличие аналого-цифрового преобразовател€, а в случае индуктивного преобразовател€ Ц счетчика импульсов.

¬ зависимости от конкретного типа датчика требуетс€ согласование со входом микроконтроллера.

ѕосле обработки сигнала в микропроцессоре всю информацию необходимо вывести на экран диспле€ оператору дл€ прин€ти€ решени€. ƒисплей должен быть выполнен в промышленном исполнении, сохран€ть работоспособность в широком диапазоне температур, защиту от пыли и влаги. ƒл€ подключени€ выхода микроконтроллера ко входу диспле€ требуетс€ блок согласовани€.

ƒруга€ часть переданного на поверхность сигнала после демультиплексора поступает на вход полосового фильтра. ѕереданна€ от скважинного генератора частота 10 √ц фильтруетс€ от помех полосовым фильтром. ѕолосовой фильтр должен иметь также хорошую добротность, поэтому его целесообразно выполн€ть на базе активного элемента, например операционного усилител€. ¬ случае, если от скважинного генератора передаетс€ друга€ частота, то предусматриваетс€ наличие подстройки фильтра на соответствующую полосу пропускани€. Ёто может выполнить, например, путем переключени€ с помощью электронного ключа на соответствующие реактивные элементы фильтра или включением в состав системы дополнительного фильтра. ѕереключение между фильтрами должно выполн€тьс€ по указанию оператора системы через соответствующие выходы микроконтроллера. ѕолученный после фильтрации сигнал усиливаетс€ усилителем.  оэффициент усилени€ подбираетс€ в зависимости от уровн€ получаемого сигнала. ÷елесообразно предусмотреть несколько усилителей, настроенных на разные коэффициенты усилени€. ¬ыбор соответствующего усилител€ осуществл€етс€ также через управл€ющие выходы микропроцессорного блока, обрабатывающего второй информационный канал.

ѕосле усилител€ сигнал подаетс€ на вход ј÷ѕ, разр€дность которого должна обеспечивать достаточное количество уровней квантовани€. ѕри необходимости дл€ повышени€ производительности работы данного блока предпочтительнее выбирать ј÷ѕ параллельного принципа действи€. ѕотом сигнал подаетс€ на вход микроконтроллера, где осуществл€етс€ прив€зка амплитуды данного сигнала   глубине, получаемой от датчика глубины. ƒл€ учета геологического разреза необходимо обеспечить загрузку базы данных, содержащей данные об интервалах залегани€ горных пород дл€ данной скважины, а также удельное электрическое сопротивление породы на частоте работы скважинного генератора. ¬ результате во втором наземном микропроцессоре выполн€етс€ вычисление рассто€ни€ от ствола бур€щейс€ до ствола пробуренной скважины и делаетс€ корректировка показаний инклинометрии.  роме того, возможно подключение наземной части аппаратуры к нескольким пробуренным скважинам одновременно. ¬ этом случае схема аппаратуры дополн€етс€ электронным ключом дл€ последовательного опроса каждой из пробуренных скважин. Ёто дает возможность увеличени€ точности определени€ взаимного месторасположени€ скважин при кустовом бурении.

≈ще одним важным элементом наземной части аппаратуры €вл€етс€ наличие блока сравнени€ текущего рассто€ни€ между стволами скважин с критически малым значением. ќдновременно можно предусмотреть несколько уровней опасности сближени€ с соседней скважиной.  онкретное значение минимальных рассто€ний зависит от разных факторов: типа разбуриваемой горной породы, типа долота, возможной интенсивности искривлени€ бур€щейс€ скважины и др. Ёти параметры необходимо учитывать и на основании экспертной оценки выработать критерии реагировани€. Ѕлок сравнени€ с опорным значением напр€жени€ сравнивает текущее значение с опорным напр€жением от источника меры, который может быть выполнен в виде управл€емого от микропроцессора блока. —игнал от устройства сравнени€ подаетс€ к системе управлени€. ¬ качестве возможных вариантов действий может быть подача управл€ющего воздействи€ на блок сигнализации, систему управлени€ приводом бурового насоса, регул€тора подачи долота и элеватора, ротора буровой установки дл€ их отключени€. «начени€ рассто€ни€ между стволами скважин целесообразно также подавать на блок пам€ти.

ѕомимо указанных специфических требований все наземное и скважинное оборудование должно удовлетвор€ть пожаровзрывобезопасному исполнению. Ёто предусматривает отключение аппаратуры при возникновении скачков тока в цепи, а также обеспечение достаточного рассто€ни€ между вывод€щими электродами. ƒополнительно аппаратура помещаетс€ в отдельные герметичные корпуса.

4.4. ѕерспективы применени€ геонавигационных комплексов при кустовом и многозабойном бурении ѕрименение многозабойных горизонтальных скважин (ћ«√—) сложной пространственной архитектуры нар€ду, зарезка боковых стволов в старом фонде скважин в совокупности с кустовым способом бурени€ €вл€етс€ наиболее перспективным направлением в повышении эффективности разработки новых и стареющих месторождений с трудноизвлекаемыми запасами жидких и газообразных углеводородов [12, 91].

Ђ–ешение задачи оптимального расположени€ стволов в пространстве относительно друг друга и относительно соседних стволов с целью предупреждени€ их встречи и оптимизации траектории ствола скважины (“——) требует принципиально новых конструкций скважины и компоновок низа бурильной колонны, обеспечивающих возможность контрол€ и управлени€ траектории ствола.  омплексный подход включает: алгоритмические и математические методы оптимизации “——, инклинометрические приборы, системы предотвращени€ встречи стволов, управл€емые компоновки и воздействие на забой различными методами. ѕредлагаетс€ предусматривать интеграцию такого рода систем еще на стадии проектировани€ ћ«√—ї [91].

Ђ“енденции использовани€ кибернетического подхода в бурении скважин €рко про€вл€ютс€ не только при кустовом бурении наклонно-направленных скважин, но и при строительстве ћ«√—. —тремительный рост многообрази€ конструкций ћ«√— потребовал классифицировать эти скважины по классификации TAML Advancement for Multi-Laterals) (техническое (Technology продвижение технологии бурени€ ћ«√—)ї [91].

Ђ√еонавигаци€ ћ«√— обеспечивает:

строительство скважинных систем сложной пространственной архитектуры на принципах индивидуального заканчивани€ и эксплуатации каждого из ответвлений;

организацию множества каналов св€зи, как между элементами ћ«√—, так и с компоновками низа бурильной колонны и внешним миром;

изменение геометрии боковых стволов пропорционально их фильтрационным свойствам и удельным запасам углеводородов;

размещение горизонтальных стволов в прикровельной части водоплавающего пропластка;

песководоочищающую конфигурацию траектории горизонтального ствола;

изменение в процессе эксплуатации как конфигурации, так и количества боковых стволов;

взаимодействие наход€щихс€ в эксплуатации скважинных систем с бур€щимис€ стволами новых скважинї [91].

Ђ¬ способе строительства и эксплуатации ћ«√— предложено предварительно устанавливать электрические разделители в обсадную колонну в местах ориентированного выхода бурильного инструмента и насоснокомпрессорных труб (Ќ “) с телеметрической системой с электромагнитным каналом св€зи из-под башмака или окна обсадной колонны, из окна колонныхвостовика с целью избирательного доступа в каждый боковой ствол и надежной ориентации и контрол€ за состо€нием каждого бокового стволаї [14, 91].

Ђ√еонавигацию ћ«√— осуществл€ют следующим образом. —начала спускают и креп€т в обсадной колонне 1 хвостовик 2 с заранее вырезанными и установленными в заданном направлении окнами 3 и 4, установленными перед ними электрическими разделител€ми 5 и 6 на рассто€нии между собой, равном длине проектируемого бокового ствола 7, и с электрическим разделителем 8, установленным от электрического разделител€ 6 на рассто€нии, равном длине проектируемого ближнего бокового ствола 9. Ќа буровой установке 10 собирают компоновку низа бурильной колонны 11 с телеметрической системой с электромагнитным каналом св€зи 12 и с центраторами 13, установленными по обе стороны электрического разделител€ 14 дл€ определени€ посредством телеметрической системы 12 места выхода из окон 3 и 4 и набора проектных параметров кривизны отклонителем забойного двигател€ 15 с долотом

16.  омпоновку низа бурильной колонны 11 на колонне бурильных труб 17 спускают в интервал электрического разделител€ 5 перед боковым окном 3 хвостовика 2. ѕуском бурового насоса 18 обеспечивают выработку электричества генератором телеметрической системы 12 или запуск батарейного питани€. ќрганизуетс€ передача электромагнитного сигнала 19 от электрического разделител€ 14 телеметрической системы 12 к электрическому разделителю 5 хвостовика 2 посредством контакта центраторов 13 телеметрической системы 12 с внутренней стенкой хвостовика 2 выше и ниже электрического разделител€ 5. ќбеспечиваетс€ условие приема электромагнитного сигнала 19 на наземную антенну 20 и приемное устройство 21, где обрабатываютс€ данные угла установки отклонител€-забойного двигател€ 15, выдаютс€ на экран монитора и печатающее устройство. ѕо данным угла установки отклонител€-забойного двигател€ 15, получаемым с телеметрической системы 12, путем вращени€ колонны бурильных труб 17 устанавливаетс€ отклонитель-забойный двигатель 15 в требуемом азимутальном направлении и осуществл€етс€ ориентированные вход в окно 3 и бурение из окна 3 хвостовика 2 бокового горизонтального ствола 7ї (–исунок 4.7 и –исунок 4.8) [14, 91].

Ђѕосле бурени€ бокового горизонтального ствола 7 из бокового окна 3 хвостовика 2 спускаетс€ хвостовик малого диаметра 22. —пуск хвостовика 22 осуществл€етс€ на колонне бурильных труб 17 с установкой телеметрической системы 12 над пакером 23 и разъединительным устройством 24. “елеметрическа€ система 12, установленна€ над хвостовиком малого диаметра 22, спускаетс€ в интервал электрического разделител€ 6 хвостовика 2. ѕуском бурового насоса 18 обеспечиваетс€ выработка электроэнергии генератором телеметрической системы 12 или включение батарейного питани€. ќрганизуетс€ передача электромагнитного сигнала 19 от электрического разделител€ 14 телеметрической системы 12 к электрическому разделителю 6 хвостовика 2 посредством контакта центраторов 13 телеметрической системы 12 с внутренней стенкой хвостовика 2, установленных выше и ниже электрического разделител€ 6. ќбеспечиваетс€ прием электромагнитных сигналов 19 на наземную антенну 20 и приемное устройство 21, где они обрабатываютс€ и выдаютс€ на экран монитора и печатающего устройства. ѕо данным угла установки искривленного окончани€ 25 хвостовика малого диаметра 22, получаемым с телеметрической системы 12, путем вращени€ колонны бурильных труб 17 искривленное окончание 25 входит в боковое окно 3, обеспечива€ прохождение хвостовика малого диаметра 22 в боковой ствол 7 и крепление пакером 23. ѕосредством разъединительного устройства 24 колонной бурильных труб 17 производитс€ отворот телеметрической системы 12 и подъем е на поверхностьї (–исунок 4.8) [14, 91].

–исунок 4.7.

ѕроцесс ориентируемого ввода отклонител€ с забойным двигателем в дальний боковой ствол: 1 - обсадна€ колонна; 2 - хвостовик; 3 - дальнее окно; 4 - ближнее окно; 5 электрический разделитель перед дальним окном; 6 - электрический разделитель перед ближним окном; 7 - дальний боковой ствол; 8 - электрический разделитель хвостовика; 9 - ближний боковой ствол; 10 - бурова€ установка; 11 - компоновка низа бурильной колонны; 12 телеметрическа€ система с электромагнитным каналом св€зи; 13 - центраторы телеметрической системы; 14 - электрический разделитель телеметрической системы; 15 - отклонитель забойного двигател€; 16 - долото; 17 - колонна бурильных труб; 18 - буровой насос; 19 - электромагнитный канал св€зи; 20 - наземна€ антенна; 21 - приемное устройство –исунок 4.8. ѕроцесс ориентируемого ввода искривленного окончани€ хвостовика малого диаметра в дальний боковой ствол: 22 - дальний хвостовик малого диаметра; 23 - пакер; 24 разъединительное устройство; 25 - искривленное окончание дальнего хвостовика малого диаметра Ђќриентирование отклонител€ забойного двигател€ 15 при бурении следующего бокового ствола 9, ориентирование искривленного окончани€ 26 ближнего хвостовика малого диаметра 27 и ввод этого хвостовика в боковой ствол 9 осуществл€етс€ таким же способом, но с использованием электрического разделител€ 8 хвостовика 2 дл€ передачи информации на поверхность по электромагнитному каналу св€зи 19ї (–исунок 4.9) [14, 91].

–исунок 4.9 ќриентируемый ввод искривленного окончани€ хвостовика малого диаметра в ближний боковой ствол: 26 - искривленное окончание ближнего хвостовика малого диаметра;

27 - ближний хвостовик малого диаметра Ђѕосле окончани€ геонавигации многозабойной скважины 28 дл€ организации ее заканчивани€ при помощи насосно-компрессорных труб 29 напротив каждого электрического разделител€ 5, 6 и 8 устанавливаетс€ автономный скважинный прибор 30 с устройствами электропитани€, измерени€ и передачи глубинной информации с использованием электромагнитного канала св€зи 19 на поверхность в процессе эксплуатации многозабойной скважины 28.

Ўунтирующие центраторы 31, перекрывающие электрические разделители 5, 6 и 8, обеспечивают электрическую цепь по хвостовику 2 и колонне обсадных труб 1 от автономных скважинных приборов 30 до усть€ многозабойной скважины 28.

Ёлектромагнитный сигнал 19 принимаетс€ наземной антенной 20 с приемным устройством 21, где он обрабатываетс€ и забойна€ информаци€ выдатс€ на экран монитора и печатающее устройствої (–исунок 4.10) [14, 91].

–исунок 4.10.

ѕроцесс установки автономных скважинных приборов и эксплуатации многозабойной скважинной системы с боковыми стволами, расположенными в горизонтальной плоскости: 28 - устье скважины; 29 - насосно-компрессорные трубы; 30 - автономный скважинный прибор с электромагнитным каналом св€зи; 31 - шунтирующие центраторы ЂЅоковые стволы могут располагатьс€ в любом направлении, в том числе и в вертикальном (–исунок 4.11). ’востовик 2 в местах установки электрических разделителей 5, 6 и 8, центраторы 13 и шунтирующие центраторы 31, изготовленные из диамагнитных сталей, обеспечивают измерение магнитным датчиком вектора естественного магнитного пол€ «емли, направленного на северный магнитный меридиан с целью определени€ телеметрической системой 12 или автономным скважинным прибором 30 угла установки отклонител€забойного двигател€ 15, искривленного окончани€ 25 и 26 хвостовиков малого диаметра 22 и 27ї (–исунок 4.7 Ц 4.11) [14, 91].

ЂЌиже приведен пример возможной реализации способа на —амотлорском месторождении. Ќефт€ной пласт ј¬1-2 состоит из трх изолированных друг от друга пропластков: нижнего 32, среднего 33 и верхнего 34ї (–исунок 4.11) [91] –исунок 4.11. –екомендуема€ схема установки автономных скважинных приборов и эксплуатации ћ«√— при разработке пластов типа Ђр€бчикї —амотлорского месторождени€:

32 - нижний нефт€ной пропласток; 33 - средний нефт€ной пропласток; 34 - верхний нефт€ной пропласток; 35 - кровл€ нефт€ного пласта; 36 - ствол под обсадную колонну; 37 - основной горизонтальный ствол; 38 - нижний боковой горизонтальный ствол; 39 - верхний боковой ствол; 40 - хвостовик нижнего бокового горизонтального ствола; 41 - искривленное окончание хвостовика малого диаметра; 42 - хвостовик верхнего бокового горизонтального ствола Ђ¬начале вскрывают кровлю 35 пласта Ђр€бчикї, производ€т крепление ствола 36 обсадной колонной 1 и бур€т основной горизонтальный ствол 37 по нижнему нефт€ному пропластку 32. ѕотом туда спускают хвостовик 2 с внутренним диаметром D = 150 мм с заранее вырезанными и установленными в заданном направлении окнами 3 и 4 и с установленными перед ними электрическими разделител€ми 5 и 6 на рассто€нии lдл= 150 м между собой, равном длине проектируемого нижнего бокового ствола 38 и с электрическим разделителем 8, установленным от электрического разделител€ 6 на рассто€нии lбл = 250 м, равном длине проектируемого верхнего бокового ствола 39. ѕо данным угла установки отклонител€ забойного двигател€ 15, получаемым с телеметрической системы 12 посредством электрического разделител€ 5, путем вращени€ колонны бурильных труб 17 устанавливаетс€ отклонитель-забойный двигатель 15 в требуемом положении и осуществл€етс€ ориентированный вход в окно 3 и бурение из окна 3 хвостовика 2 нижнего бокового горизонтального ствола 38 по пропластку 33 (рис. 2 и 6). “елеметрическа€ система 12 устанавливаетс€ над хвостовиком нижнего бокового ствола 40, спускаетс€ в интервал электрического разделител€ 6 хвостовика 2 и ориентируетс€ по данным угла установки искривленного на величину = 1,3. окончани€ 41 хвостовика малого диаметра 40 и входит в боковое окно 3, обеспечива€ прохождение хвостовика малого диаметра 40 в боковой ствол 38. Ѕурение верхнего бокового ствола 39 и его крепление хвостовиком верхнего бокового ствола осуществл€етс€ таким же способом, но с использованием электрического разделител€ 8 хвостовика 2 дл€ передачи информации на поверхность по электромагнитному каналу св€зи 19.

«аканчивание скважины осуществл€етс€ установкой автономных скважинных приборов 30 напротив электрических разделителей 5, 6 и 8, измерением и передачей глубинной информации с использованием электромагнитного канала св€зи 19 на поверхность в процессе эксплуатации многозабойной скважины 28ї [14, 91].

ЂЅлагодар€ использованию предлагаемого способа строительства ћ«√— повышаетс€ надежность разработки сложнопостроенных газовых и нефт€ных залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, снижаетс€ количество скважин за счет увеличени€ охвата залежи множеством стволов многозабойной скважины, обеспечиваетс€ контролируема€ с поверхности ориентаци€ инструмента и ввод его в ответвлени€, создаютс€ услови€ дл€ использовани€ электрического разделител€ в качестве элемента скважинной системы дл€ измерени€ и передачи в процессе эксплуатации забойной информации на поверхность, расшир€етс€ область применени€ технологии строительства и эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин.

ѕредлагаемый способ повышает надежность геонавигации ћ«√—, создат услови€ дл€ сооружени€ скважин с дес€тками боковых стволов с возможностью идентификации каждого ствола, ориентированного входа бурильного инструмента и заканчивани€.

ѕредложенный способ строительства и эксплуатации ћ«√— обеспечивает:

1. ѕовышение успешности разработки сложнопостроенных газовых и нефт€ных залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов.

2. ѕредотвращение ухудшени€ всей разветвленной системы в случае истощени€ одного из боковых стволов или прорыва в него воды или газа.

3. —нижение количества скважин за счет увеличени€ охвата площади множеством стволов многозабойной скважины.

4.  онтроль с поверхности ориентации бурильного инструмента и его ввода в ответвлени€.

5. ѕередачу на поверхность и прием информации, собираемой с установленных в телеметрической системе датчиков, как в процессе бурени€, креплени€ и освоени€, так и добычи углеводородов.

6. ѕовышение точности инклинометрической информации, передаваемой на поверхность.

7. ќриентирование (управление) стволов ћ«√— относительно друг друга.

8. ”величение количества стволов скважины за счет оптимизации их взаимного расположени€.

9. ¬озможность строительства скважины более сложной пространственной архитектуры.

10. ”прощение ремонтных работ в скважине.

11. “очечное воздействие на околоскважинное пространство и призабойную зону.

12. »спользование электрического разделител€ в качестве элемента геонавигации и интеллектуализации скважинной системы.

13. –асширение области применени€ технологий бурени€ многозабойных горизонтальных скважин сложной пространственной архитектурыї [91].



Pages:   || 2 |
ѕохожие работы:

Ђ√осударственное образовательное учреждение высшего профессионального образовани€ "Ќациональный исследовательский “омский политехнический университет" ”“¬≈–∆ƒјё ƒекан »Ё‘ _ Ќ.». √воздев "_" 2011 г. –јЅќ„јя ѕ–ќ√–јћћј ƒ»—÷»ѕЋ»Ќџ...ї

Ђ‘»ЋќЋќ√»я —. Ќ.  урбакова Ѕазовый механизм речевой интеракции (опыт системно-де€тельностного изучени€ дейксиса в речевой коммуникации) јннотаци€: —истемно-де€тельностный подход к речевым объектам позвол€ет осм...ї

Ђ“ехнический паспорт »нструкци€ по эксплуатации “вердотопливные котлы EKO, EKO EL —одержание ”казани€ по технике безопасности 3 1. “ехнические характеристики и описание 4 1.1. “ехнические характеристики согласно EN 303/5 4 1.2. –азмеры 4 1.3. ќписание 6 2. “ранспортировка и хранение 6 3.  омплектаци€ 6 4. ”становка и монтаж котла 7...ї

Ђ‘≈ƒ≈–јЋ№Ќќ≈ ј√≈Ќ“—“¬ќ ѕќ “≈’Ќ»„≈— ќћ” –≈√”Ћ»–ќ¬јЌ»ё » ћ≈“–ќЋќ√»» Ќј÷»ќЌјЋ№Ќџ… √ќ—“– —“јЌƒј–“ 56512Ч –ќ——»…— ќ… ‘≈ƒ≈–ј÷»»  онтроль неразрушающий ћј√Ќ»“ќѕќ–ќЎ ќ¬џ… ћ≈“ќƒ “иповые техноло...ї

Ђ–≈√Ћјћ≈Ќ“ электронной тестовой площадки ќ‘ƒ дл€ проведени€ испытательных работ по отладке кассовых программных продуктов на соответствие техническим требовани€м к контрольно-кассовой технике с функцией передачи фискальных данных ћоскв...ї

Ђћ»Ќ»—“≈–—“¬ќ ќЅ–ј«ќ¬јЌ»я » Ќј” », ћќЋќƒ≈∆» » —ѕќ–“ј ” –ј»Ќџ ƒЌ≈ѕ–ќѕ≈“–ќ¬— »… Ќј÷»ќЌјЋ№Ќџ… ”Ќ»¬≈–—»“≈“ имени ќ. √ончара  афедра зарубежной литературы Ќј÷»ќЌјЋ№Ќјя ћ≈“јЋЋ”–√»„≈— јя ј јƒ≈ћ»я ” –ј»Ќџ  афедра...ї

Ђ—анкт-ѕетербургский государственный университет ћеханика и математическое моделирование ћолекул€рно-кинетическа€ теори€ жидкости и газа јлексеева ћари€ ¬икторовна ¬ли€ние физико-химических характеристик среды на ударно-волновые процессы ћагистерска€ диссертаци€ Ќаучный руководитель: д.ф.-м.н., профессор –ыдалевска€ ћ.ј.–ецензент: к.ф....ї

Ђј√–≈√ј“ ЁЋ≈ “–ќЌј—ќ—Ќџ… ÷≈Ќ“–ќЅ≈∆Ќџ… ƒЋя ’»ћ»„≈— » ј “»¬Ќќ…, ¬ “ќћ „»—Ћ≈ ћќ–— ќ… ¬ќƒџ –” ќ¬ќƒ—“¬ќ ѕќ Ё —ѕЋ”ј“ј÷»» фици льный дилер в еспублике ел русь " елтеплом шстрой", 220018, ул. р нгович, 19 те...ї

Ђ¬.ѕ. ∆уков, —.». ’олод, “.ћ.  люев, Ќ.ј. “рапезникова Ќќ¬џ≈ ѕќƒ’ќƒџ   ќЅ–ј«ќ¬ј“≈Ћ№Ќќћ” ѕ–ќ÷≈——” ¬ —ќ¬–≈ћ≈ЌЌџ’ ”—Ћќ¬»я’ јннотаци€. ¬ статье даютс€ новые подходы в деле подготовке специалистов в области металлургии т€желых металлов. –ассматриваютс€ новые методические приемы и сформулирована нова€ концепци€ функциональ...ї

Ђ“ема 2.  лассификаци€ —олнечных энергетических установок и систем отоплени€ —олнечна€ энерги€ на «емле используетс€ с помощью солнечных энергетических установок, которые можно классифицировать по следующим признакам: по виду преобразовани€ солнечной энергии в друг...ї

Ђѕјћя“ ј ћеры пожарной безопасности при использовании пиротехнических изделий ”правление государственного пожарного надзора √” ћ„— –оссии в преддверии новогодних и рождественских праздников обеспокоено проблемой безопасности использовани€ пиротехнических изделий бытового назначени€. ѕразднование Ќового года и –о...ї

ЂЋѕ ^о/ √рес ѕ. ¬. –уковолство к решению залач по сопротивлению Х материалов ”ƒ  539.31.4 ЅЅ  30.121 √ 79 –ецензенты: д-р техн. наук, проф. √.». √ребенюк (зап. кафедрой "—троительна€ механика" Ќовосибирского государственного архитектурно-строительного у...ї

ЂЁЌ≈–√ќ—Ѕ≈–≈√јёў»≈ ¬≈Ќ“»Ћя÷»ќЌЌџ≈ ѕ–»Ѕќ–џ ƒЋя  ¬ј–“»–. ё.Ћанда, д.т.н. juri.landa@gmail.com –азговоры об инновационной модернизации, об энергоэффективности станов€тс€ все агрессивней. ≈динственно, чего в них пока не хват...ї

Ђќќќ "Ќѕѕ Ёлектромеханика" ћодуль вывода дискретного сигнала. ќписание протокола обмена данными Modbus RTU 28.12.2010 ќглавление ѕередача в сети MODBUS 3 ÷икл запрос Ц ответ 3 —одержание сообщени€ MODBUS 3 RTU фрейм 3 —одержание адресного пол€ 3 —о...ї

Ђ‘едеральный кадровый центр ќѕ  ћосква, ул. —адова€  удринска€, д. 11, стр. 1 “ел. 499-766-2576; info@fkc-opk.ru 06 но€бр€ 2015 г., ћосква, √остиный двор ѕолный текст выступлений докладчиков на  руглом столе "¬ыработка предложений по совершенствованию механизма целевог...ї

Ђѕравила утратили силу приказом директора –√ѕ √“— от 9 сент€бр€ 2016 года є01-04/208.—сылка на действующие ѕравила: на русском €зыке: http://root.gov.kz/cps/pravila_kuc_versiya2.pdf на английском €зыке: http...ї

Ђћ»Ќ»—“≈–—“¬ќ ќЅ–ј«ќ¬јЌ»я » Ќј” » –ќ——»…— ќ… ‘≈ƒ≈–ј÷»» √ќ—”ƒј–—“¬≈ЌЌќ≈ ќЅ–ј«ќ¬ј“≈Ћ№Ќќ≈ ”„–≈∆ƒ≈Ќ»≈ ¬џ—Ў≈√ќ ѕ–ќ‘≈——»ќЌјЋ№Ќќ√ќ ќЅ–ј«ќ¬јЌ»я ”‘»ћ— »… √ќ—”ƒј–—“¬≈ЌЌџ… Ќ≈‘“яЌќ… “≈’Ќ»„≈— »… ”Ќ»¬≈–—»“≈“  ј‘≈ƒ–ј ‘»«» » ќѕ“» ј ”чебно-методическое пособие дл€ студ...ї

Ђќѕџ“ ѕ–»ћ≈Ќ≈Ќ»я ћ≈“ќƒј ѕЋќ— »’ ƒќћ –ј“ќ¬ ѕ–» »—ѕџ“јЌ»»  »–ѕ»„Ќќ…  Ћјƒ » «убков —. ¬., инженер ”лыбин ј. ¬., к.т.н., доцент (‘√јќ” ¬ќ —анкт-ѕетербургский политехнический университет ѕетра ¬еликого) јЌЌќ“ј÷»я ¬ статье представлены некот...ї

ЂЎелевицкий »горь ¬ладимирович –ј«–јЅќ“ ј » »——Ћ≈ƒќ¬јЌ»≈ ћ≈“ќƒќ¬ » јЋ√ќ–»“ћќ¬ ќЅ–јЅќ“ » »«ћ≈–»“≈Ћ№Ќќ… »Ќ‘ќ–ћј÷»» ¬ –јƒ»ќЁЋ≈ “–ќЌЌџ’ —»—“≈ћј’ ”ѕ–ј¬Ћ≈Ќ»я ¬ќ«ƒ”ЎЌџћ ƒ¬»∆≈Ќ»≈ћ 05.13.01 ”правление в технических системах ƒиссертаци€ на с...ї

Ђ37 ¬естник “√ј—” є 2, 2012 ”ƒ  72.036 (092)(571.16) ќ¬„»ЌЌ» ќ¬ј Ћ»Ћ»я »¬јЌќ¬Ќј, канд. искусствовед., доцент, ooli@sibmail.com “омский государственный архитектурно-строительный университет, 634003, г. “омск, пл. —ол€на€, 2 ј–’»“≈ “ќ–џ » ’”ƒќ∆≈—“¬≈ЌЌјя ∆»«Ќ№ “ќћ— ј (1909Ц1920-е г...ї








 
2017 www.lib.knigi-x.ru - ЂЅесплатна€ электронна€ библиотека - электронные матриалыї

ћатериалы этого сайта размещены дл€ ознакомлени€, все права принадлежат их авторам.
≈сли ¬ы не согласны с тем, что ¬аш материал размещЄн на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.