Технология бурения горизонтальных скважин с помощью телесистемы в Заполярном круге

раствор должен иметь низкую водоотдачу и формировать тонкую корку на стенках скважины;

фильтрат раствора должен оказывать ингибирующее действие на глинистые минералы пласта-коллектора;

фильтрат должен иметь низкое поверхностное натяжение и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов пласта;

время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью вскрываемого бурением пласта, должно быть минимальным;

репрессия на пласт от гидростатического столба раствора должна быть минимальной и в то же время должна отвечать требованиям Правил безопасности в НГП;

качество раствора должно обеспечивать высокую скорость бурения;
импульсы гидродинамического давления при спускоподъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальные. Это достигается, при прочих равных условиях, при низких значениях вязкости, СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС10 (свыше 40 дПа), предельного динамического напряжения сдвига ф (свыше 50дПа) и высокие значения пластической вязкости с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь;

низкое содержание твердой фазы в растворе, то есть выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами, должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы;

достаточно быстрое формирование и малая глубина зоны кальматации;

при заканчивании скважин с закрытой конструкцией забоя радиус зоны проникновения фильтрата в пласт не должен превышать глубины перфорационных каналов;

фильтрат, проникший в пласт, не должен вызывать диспергирования или пептизации глинистых частиц и их миграцию по пласту.

Для бурения под эксплуатационную колонну проектируется использовать биополимерный раствор ФЛО-ПРО или аналогичный ему по свойствам, наиболее полно отвечающий перечисленным выше требованиям, относящийся к промывочным жидкостям с рассчитанными реологическими параметрами для бурения и заканчивания горизонтальных и наклонно-направленных стволов. Специально разработанная рецептура позволяет осуществить высококачественное первичное вскрытие продуктивного горизонта, что существенно сказывается на продуктивности скважин и, как результат, снижении себестоимости единицы объёма добываемой продукции [12].

2.3.4 Очистка бурового раствора

С целью обеспечения полноты удаления выбуренной породы из бурового раствора и регулирования содержания твердой фазы в буровом растворе, а также с целью уменьшения объема наработки бурового раствора, а, следовательно, уменьшения объема отработанного бурового раствора (ОБР) при бурении скважин по данному рабочему проекту планируется осуществлять многоступенчатую систему очистки бурового раствора. Настоящим проектом предусмотрено использование средств очистки, изготовленных российскими заводами изготовителями, а также зарубежными фирмами.

К основному оборудованию системы приготовления и очистки бурового раствора относятся (табл.2.5):

полнопоточное линейное вибросито (3 шт.) фирмы «SWACO» ALS-II, в комплекте с приемной емкостью и емкостью под вибросито с гидравлической системой регулирования угла наклона сетки от -15° до + 5° (3 шт.);

гидроциклонный пескоотделитель ИГ-45М (1 шт.);

гидроциклонный пескоотделитель DeSander-212 (1 шт.);

гидроциклонный илоотделитель D-Sitler8T4 (1 шт.);

дегазатор вакуумный самовсасывающий ДВС-II (1 шт);

центрифуга «SWACO»518 (1 шт);

центрифуга Drexel HS3400 с независимой плавной регулировкой скорости вращения барабана и шнека, автоматическим очищением и остановкой шнека, радиальным потоком;

автоматическая станция флокуляции - коагуляции (1 комплект) фирмы «Oiltools Europe Ltd».

Кроме того, в схему очистки включены центробежные, винтовые насосы, винтовой конвейер, ёмкости, лопастные перемешиватели, всасывающие и нагнетательные линии, запорная арматура и т.п.

2.3.5 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется в соответствии п.2.7.3.3.-2.7.3.6. (ПБ НиГП 08-624-03).

Интервалы бурения кондуктор (0-500м), техническую колонну (500-1350м) и эксплуатационную колонну (1350-2945м) являются интервалами совместимых условий бурения.

При бурении под кондуктор (0-500м) гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее10% (п. 2.7.3.3.). Коэффициент аномальности пластового давления в этом интервале равен 1,0 (ка=1,0). Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10г/см3. При этом, согласно п. 2.7.3.3., допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15кг/см2. С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п. 2.7.3.5.) проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под кондуктор 1,18 г/см3, что не превышает допустимой (п. 2.7.3.3.).

При бурении под техническую колонну (500-1350м) гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 5% (п. 2.7.3.3.). Коэффициент аномальности пластового давления в этом интервале равен 1,0 (ка=1,0). Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,05г/см3. При этом, согласно п. 2.7.3.3., допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 25-30кг/см2. С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п. 2.7.3.5.) и исходя из опыта ведения буровых работ на Северо-Уренгойском месторождении и близлежащих месторождениях проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под техническую колонну 1,14г/см3, что не превышает допустимой (п. 2.7.3.3.).

При бурении под эксплуатационную колонну (1350-2945м) гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое на величину не менее 5% (п. 2.7.3.3.). Коэффициент аномальности пластового давления в интервале 1350-3000м равен 1,0 (ка=1,0). Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,092г/см3 (п. 2.7.3.2.). При этом, согласно п. 2.7.3.3., допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 25-30кг/см2. Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 1,10г/см3 и в горизонтальном участке ствола 1,08г/см3, что отвечает требованиям ПБ 08-624-03 (табл.2.6).

2.4 Углубление скважины

2.4.1 Технологические решения, принятые по проводке скважин на Северо-Уренгойском месторождении

Кондуктор 0 - 500 м (диаметр 393,7 мм): Данную секцию скважины рекомендуется бурить роторной компоновкой, включающей в себя долото диаметром 393,7 мм (калибратор КШ3-393,7 включить в компоновку на проработку). Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

Техническая колонна 500 - 1350 м (диаметр 295,3 мм): Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долото диаметром 295,3 мм (калибратор КЛС-295,3 включить в компоновку на проработку) с использованием винтовых забойных двигателей.

Таблица 2.5 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Название	Шифр	Количество, шт.	Применяется при бурении в интервале по стволу, м
			от (верх)	до (низ)
Циркуляционная система		1	0	3558
Вибросито	Derrick FLC-58, ВС-1	2	0	3558
Пескоотделитель	ПГ-400	1	0	3558
Илоотделитель гидроциклонный	ИГ-45 М или имп.	1	0	3558
Перемешиватель лопастной механический	ПЛ1-У2	6	0	3558
Насос шламовый горизонтальный	6Ш8-2	3	0	3558
Насос шламовый вертикальный	ВШН-250	1	0	3558
Глиномешалка механическая	МГ2-4Х	1	0	3558
Центрифуга	ОГШ-320 или имп.	1	0	3558
Гидроворонка	СГМ100	1	0	3558
Шнек для удаления шлама		1	0	3558

Примечание: Возможно применение сертифицированной импортной или Российской системы очистки, как в целом, так и отдельного оборудования с аналогичными параметрами. Шлам собирается в шламосборники. Для осветления бурового раствора возможно применение блока коагуляции и флокуляции.

Таблица 2.5 Характеристика бурового раствора

			Полимер-глинистый раствор на основе Полипака или его аналога	Полимер-глинистый раствор на основе Полипака или его аналога	Полимер-глинистый раствор на основе Полипака или его аналога	Биополимерный буровой раствор
Тип раствора
Интервал по стволу, м	от(верх)	0	500	1409	3358
	до(низ)	500	1409	3358	3558
	длина	500	909	1950	200
Параметры бурового раствора	плотность, г/см3	1,18	1,14	1,10	1,08
	вязкость, сек	40-50	25-30	20-25	20-25
	водоотдача,см3/30 мин	6-8	6-8	4-6	4-5
	СНС,	1мин.	20-25	15-20	5-10	10-15
	мгс/см2 через 10 мин.	30-40	20-30	10-15	15-20
	толщина корки, мм	1,5-2,0	1,0-1,5	0,5-1,0	0,5
	содержание песка, %	0,5-1	0,5	0,5	0,2
	РН	7,5-8,5	7,5-8,5	7,5-8,5	8,5-9,5
	общая минерализация, г/л	1-3	0,5-1	0,5-1	20-30
	пластическая вязкость,сПз	35-40	6-7	6-7	10-15
	динам. натяжение сдвига, Па	20-25	13-14	13-14	15-20

Набор проектных параметров кривизны производить с помощью отклонителей ДОТ-240РС в комплекте с забойной телеметрической системой Geolink Orienteer 6 ѕ”. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

Эксплуатационная колонна 1350 - 2945 м (диаметр 215,9 мм): Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долота диаметром 215,9мм отечественного или импортного производства (калибратор КЛС-215,9 включить в компоновку на проработку перед спуском эксплуатационной колонны) с применением турбобуров и винтовых двигателей. Добор зенитного угла и проводку горизонтального участка скважины необходимо проводить с использованием комплектов забойной телеметрической системы Geolink Orienteer 6 ѕ”. Для создания нагрузки на долото следует использовать утяжеленные бурильные трубы.

«Хвостовик» 2945 - 2950 м (диаметр 139,7 мм): Данную секцию скважины рекомендуется бурить компоновкой, включающей в себя долота диаметром 139,7мм отечественного или импортного производства с применением винтовых двигателей. Добор зенитного угла и проводку горизонтального участка скважины необходимо проводить с использованием комплектов забойной телеметрической системы Geolink Orienteer 4 ѕ”. Для создания нагрузки на долото следует использовать тяжелые бурильные трубы ТБТ-102, расположенные в эксплуатационной колонне при зенитном углу менее 450. Способы и режимы осуществления различных технологических операций и компоновки низа бурильной колонны ( КНБК ) представлены в таблицах 2.6, 2.7, 2.8 и 2.9.

Расчет бурильных колонн представлен в таблице 2.10.

Таблица 2.10 Расчет колонны бурильных труб на статическую нагрузку для наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончанием

Исходные данные:	Значения
Глубина скважины по стволу:		3358	м
Длина колонны:	3328	м
Длина вертикального участка:		850	м
Длина участка с углом =	0	30	град	203	м
Длина участка с углом =	30	30	град	2046	м
Длина участка с углом =	30	90,00	град	162	м
Длина КНБК	30	м
Плотность промывочной жидкости	1080	кг/м3
Масса КНБК	7,081	т
Конструкция колонны:
	ТБИ-127	«G- 105»	9,19 мм	3460	м
Допустимая растягивающая нагрузка:
Для	ТБИ-127	«G-105»	9,19 мм	124000	кг
Масса СБТ =107171,34 кг
Коэффициент запаса прочности для наклонных скважин при бурении в осложненных условиях n=1,4
Общий вес на крюке Gк =114252,34 кг
n = 1,479 > nдоп=1,4

Таблица 2.6 Способы и режимы осуществления различных технологических операций

Вид технологической операции	Интервал по стволу, м	Кол-во метров по вертикали	Способ бурения	Услов-ный номер КНБК	Режим бурения	Скорость выполнения технологической операции, м/ч
	от	до				осевая нагрузка на долото,т	скорость вращения, об/мин	расход бурового раствора, л/с
Бурение под кондуктор 324 мм	0	500	500	роторный	1	12-14	60	54,8	20-30
Проработка перед спуском кондуктора	0	500	500	роторный	1	2-4	60	54,8	100-120
Бурение под тех. колонну 245мм (вертик. участок)	500	850	350	винтовой	2	14-16	150-200	47,2	15-20
Бурение под тех. колонну 245мм (набор угла)	850	1053	203	винтовой	3	10-12	150-200	47,2	5-10
Бурение под тех. колонну 245мм (стабилизация)	1053	1409	355	винтовой	2	14-16	150-200	47,2	5-10
Проработка перед спуском тех.колонны	500	1409	909	винтовой	2	2-4	150-200	47,2	100-120
Бурение под эксплуат. колонну 168мм (стабилизация)	1409	3099	1690	винтовой	4	12-14	150-200	27,4	5-10
Бурение под эксплуат. колонну 168мм (добор)	3099	3358	260	винтовой	5	5-7	150-200	27,4	5-10
Проработка перед спуском экспл.колонны	1409	3358	1950	винтовой	5	6-8	110-150	27,4	80-100
Бурение в интервале 3358-3558м под 114 мм "хвостовик"
Бурение под "хвостовик" Ш114мм	3358	3558	200	винтовой	6	6-8	90-120	14,3	4-8
Проработка перед спуском "хвостовика"	3358	3558	200	винтовой	6	2-4	90-120	14,3	20-30

Таблица 2.7 Компоновки низа бурильной колонны ( КНБК )

Вид технологической операции	Номер КНБК	Элементы КНБК (до бурильных труб)	Суммар-ная длина КНБК	Суммар-ная масса КНБК	Назначение элемента КНБК
		№ п/п	условное обозначение элементов, типоразмер, шифр	техническая характеристика			расстояние от забоя до элемента КНБК, м
				наружный диаметр, мм	длина, м	масса,т
Бурение под кондуктор	1	1	393.7 МС-ГВ	393,7	0,530	0,150	0	0,530	0,150	Бурение и проработка под кондуктор 324мм.
0-500 м		2	КШЗ-393,7	393,7	1,180	0,342	0,530	1,710	0,492
		4	Обратный клапан КОБ-203	203,0	0,45	0,065	0,980	1,430	0,557
		5	УБТ-203	203,0	25,00	4,825	1,430	26,430	5,382
Бурение под техническую колонну	2	1	295.3 MX-30	295,3	0,40	0,077	0	0,40	0,077	Бурение вертикального интервала, интервала стабилизации зенитного угла и проработка под техническую колонну 245мм.
500-850 м		2	КЛС -295.3	295,3	1,00	0,300	0,40	1,40	0,377
1053 - 1409 м		3	Д-240	240	10,30	2,484	1,40	11,70	2,861
		4	Обратный клапан КОБ-203	203	0,45	0,065	11,70	12,15	2,926
		5	УБТ-203	203	25,00	4,825	12,15	37,15	7,751
Бурение под техн.колонну	3	1	295.3 MX-30	295,3	0,40	0,077	0	0,40	0,077	Бурение под техническую колонну 245мм с набором зенитного угла
850 - 1053м		3	КЛС -295.3	295,3	1,00	0,300	0,40	1,40	0,377
		4	ДОТ-240	240	7,67	1,910	1,40	9,07	2,287
		5	Обратный клапан КОБ-203	203	0,45	0,065	9,07	9,52	2,352
		6	Телесистема Geolink Orienteer 6 ѕ”	240	11,50	4,000	9,52	21,02	6,352
		6	ЛБТ-147х11	147	25,00	0,425	21,02	46,02	6,777
Бурение под эксп.колонну	4	1	215,9 MX-09	215,9	0,35	0,040	0	0,35	0,040	Бурение под эксплуатационую колонну 168мм со стабилизацией зенитного угла
1409 - 3099 м		2	КЛС-215.9 СТ	215,9	1,10	0,180	0,35	1,45	0,220
		3	Д2-195	195	6,00	0,760	1,45	7,45	0,980
		4	Обратный клапан КОБ-178	178	0,60	0,036	7,45	8,05	1,016
		5	УБТ-178	178	25,00	3,640	8,05	33,05	4,656
		6	Телесистема Geolink Orienteer 6 ѕ”	165,1	11,50	2,000	33,05	44,55	6,656
		7	ЛБТ-147х11	147	25,00	0,425	44,55	69,55	7,081
Бурение под эксп.колонну	5	1	215,9 MX-09	215,9	0,35	0,040	0	0,35	0,040	Бурение под эксплуатационную колонну 168мм с набором зенитного угла.
3099 - 3358 м		2	КЛС-215.9 СТ	215,9	1,10	0,180	0,35	1,45	0,220
		3	ДРУ-172 (УДГС2-172Ш)	172	5,14	0,750	1,45	6,59	0,970
		4	Обратный клапан КОБ-178	178	0,60	0,036	6,59	7,19	1,006
		5	Телесистема Geolink Orienteer 6 ѕ”	165,1	11,50	2,000	7,19	18,69	3,006
		6	ЛБТ-147х11	147	25,00	0,425	18,69	30,19	3,431
Бурение горизонтального участка и шаблонировка ствола скважины перед спуском "хвостовика" Ш114мм	6	1	139,7 С-ЦВ MX-10	142,9	0,23	0,013	0,00	0,23	0,013	Бурение под "хвостовик" 114мм на горизонтальном участке.
		2	ДРУ-106РС	106,0	5,08	0,283	0,23	5,31	0,296
		3	Обратный клапан КОБ-106	106	0,27	0,012	5,31	5,58	0,308
		4	Телесистема Geolink Orienteer 4 ѕ”	108	4,00	0,150	5,58	9,58	0,458
		5	ТБИ 88,9	88,9	800,00	16,80	9,58	809,58	17,258
		6	ТБТ-102	102	50,00	2,940	809,58	859,58	20,198
		7	Ясс 120,7	120,7	4,80	0,374	859,58	864,38	20,572
3358-3558 м		8	ТБТ-102	102	50,00	2,940	864,38	914,38	23,512

Таблица 2.8 Потребное количество элементов КНБК для углубления скважины (без УБТ)

Вид технологической операции	Типоразмер элементов КНБК	Номер норма-тивной пачки	Интервал бурения	Количество метров	Время работы, час	Норма элементов КНБК	Расход, шт
			от	до			проходка	ресурс, час
Бурение под кондуктор 324 мм.	393.7 МС-ГВ	1	0	500	500	46,60	101		4,95
0-500 м	КШЗ-393,7		0	500	500			75	0,62
	Обратный клапан КОБ-203		0	500	500			1500	0,03
Бурение под тех. колонну 245мм (вертик. участок)	295.3 МСЗ-ГАУ R-404	2	500	850	350	15,91	122		2,87
	КЛС -295.3		500	850	350			180	0,09
500-850 м	Д-240		500	850	350			150	0,11
	Обратный клапан КОБ-203		500	850	350			1500	0,01
Бурение под тех. колонну 245мм (набор угла)	295.3 MX-30	2	850	1053	203	13,55
	КЛС -295.3		850	1053	203			180	0,08
850-1053 м	ДОТ-240		850	1053	203			400	0,03
	Обратный клапан КОБ-203		850	1053	203			1500	0,01
	Телесистема Geolink Orienteer 6 ѕ”		850	1053	203			1500	0,01
Бурение под тех. колонну 245мм (стабилизация)	295.3 MX-30	2	1053	1409	355	83,04
	КЛС -295.3		1053	1409	355			180	0,46
1053-1409 м	Д-240		1053	1409	355			150	0,55
	Обратный клапан КОБ-203		1053	1409	355			1500	0,06
Бурение под эксплуат. колонну 168мм (стабилизация)	215,9 MX-09	3,4	1409	3099	1690	169,02	98
	КЛС-215.9 СТ		1409	3099	1690			180	0,94
1409-3099 м	Д2-195		1409	3099	1690			150	1,13
	Обратный клапан КОБ-178		1409	3099	1690			1500	0,11
	Телесистема Geolink Orienteer 6 ѕ”		1409	3099	1690			1500	0,11
Бурение под эксплуат. колонну 168мм (добор)	215,9 MX-09	5	3099	3358	260	32,46	35
	КЛС-215.9 СТ		3099	3358	260			180	0,94
3099-3358 м	ДРУ-172 (УДГС2-172Ш)		3099	3358	260			150	1,13
	Обратный клапан КОБ-178		3099	3358	260			1500	0,11
	Телесистема Geolink Orienteer 6 ѕ”		3099	3358	260			1500	0,11
Бурение под "хвостовик" Ш114мм	139,7 С-ЦВ MX-10	6	3358	3558	200	40,00	35
	ДРУ-106РС		3358	3558	200			150	1,13
3358-3558 м	Обратный клапан КОБ-106		3358	3558	200			1500	0,11
	Телесистема Geolink Orienteer 4 ѕ”		3358	3558	200			800	0,21

При строительстве данной скважины предлагаю использовать долота фирмы Хьюз Кристенсен серии MX для направленного бурения, как зарекомендовавшие себя при бурении на данной площади, кроме того, с учетом выполнения долотной программы, разработанной для каждого типа долота (поставляется вместе с долотом), фирма Хьюз Кристенсен гарантирует проходку на долота этой серии до 1000 м. С учетом опыта бурения предыдущих скважин и по согласованию с заказчиком, принимаем коэффициент запаса 1,6, что даст среднюю проходку на долото 550 м. Требуемое количество долот для интервала бурения с телесистемой (набор угла и стабилизация параметров) составит 5 штук. При примени этих долот и телесистемы ожидается увеличение механической скорости бурения в 1,5 раза.

Таблица 2.9 Потребное количество элементов КНБК для проработки скважины (без УБТ)

Вид технологической операции	Типоразмер элементов КНБК	Интервал бурения, м	Время работы, час	Норма расхода	Расход, шт
		от	до	кол-во метров		м	час
Проработка перед спуском кондуктора 324 мм	393.7 МС-ГВ	0	500	500	5,0	1500		0,333
	КШЗ-393,7	0	500	500			75	0,067
	Обратный клапан КОБ-203	0	500	500			1500	0,003
Проработка перед спуском	295.3 МСЗ-ГАУ R-404	500	1409	909	11,4	950		0,956
тех.колонны 245 мм	КЛС -295.3	500	1409	909			180	0,063
	Д-240	500	1409	909			150	0,076
	Обратный клапан КОБ-203	500	1409	909			1500	0,008
Проработка перед спуском	215,9 МЗ-ГАУ R-04	1409	3358	1950	32,5	700		2,786
эксп.колонны 168 мм	КЛП-215	1409	3358	1950			180	0,181
	Д2-195	1409	3358	1950			150	0,217
	Обратный клапан КОБ-178	1409	3358	1950			1500	0,022
Проработка перед спуском	139,7 С-ЦВ	3358	3558	200	6,7	400		0,500
хвостовика 114 мм	ДРУ-106РС	3358	3558	200			150	0,076
	Обратный клапан КОБ-106	3358	3558	200			1500	0,008

2.5 Крепление скважины

Расчет обсадных колонн производится по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, испытании и др. работах), при этом учитывается раздельное и совместное их действие.

2.5.1 Расчет эксплуатационной колонны

Эксплуатационная колонна диаметром 168мм спускается на глубину 2945м (3358м по стволу). Максимальное ожидаемое давление на устье во время возможного газоконденсатопроявления при закрытом устье скважины будет при освоении продуктивного объекта БУ-8 Рв.у. = 5,73 МПа [13].

При цементировании эксплуатационной колонны максимальное внутреннее давление на устье будет после продавливания цементного раствора в затрубное пространство в момент создания давления «СТОП»:

Р «стоп» = Рв.у. + 3,0 (2.1)

Давление на цементировочной головке определяется по формуле:

Рв.у. = Р1 + Р2, (2.2)

где: Р1 - давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах;

Р2 - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находится по формуле Шищенко-Бакланова:

- при глубине скважины до 1500м Р2 = 0,001 • Н + 1,6 МПа;

- при глубине скважины более 1500м Р2 = 0,001 • Н + 0,8 МПа.

Р«стоп» = 10-5 • [845 • (1800-1100)+2100 • (1400-1100)] + 0,001 • 3358 + 0,8 + 3 = 19,37 МПа.

Давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Испытание эксплуатационной колонны на герметичность проводится опрессовкой с заполнением ее водой (п. 2.7.5.2. ПБ 08-624-03). Давление опрессовки на устье выбирается из максимального ожидаемого давления на устье во время цементирования скважины:

Ропу = 1,1 • Рв.у. (2.3)

Ропу = 1,1 • 19,37 = 21,31 МПа.

Для колонн диаметром 168мм минимальное давление опрессовки - 11,5 МПа. Следовательно, давление опрессовки на устье для эксплуатационной колонны принимаем: Ропу = 21,5 Мпа

Таблица 2.10 Исходные данные для крепления скважины

№	Наименование	Диаметр колонны
		324	245	168	114
1	Расстояние от устья скважины по стволу, м:
	- до башмака колонны	500	1409	3358	3558
	- до уровня ММП	450
	- до уровня тампонажного раствора	0	0	0	0
	- до пластов с возможным ГНВП (вертикаль)	1130	2945	2945	2945
	- до уровня жидкости в колонне	500	1409	3358	3358
	- до башмака предыдущей колонны	-	500	1409	3358
2	Плотность, г/см3
	- бурового раствора	1,18	1,14	1,10	1,08
	- опрессовочной жидкости	1,14	1,10	1,00	1,00
	- цементного раствора	1,80	1,80	1,80	не цементируется
	- ОЦР или Trican 1400	-	1,40	1,40
	- продавочной жидкости	1,18	1,14	1,00
	- пластового флюида в поверх. условиях	0,6	0,806	0,806	0,806
3	Длина спускаемой колонны, м	500	1409	3358	3196-3558
4	Глубина установки пакера ПДМ (МСЦ) по стволу, м	-	-	-
5	Интервалы цементирования колонн по стволу, м
	- нижняя порция (ПЦТ - «G»)	500	0	1409	400	3358	2279
	- верхняя порция(ОЦР)	-	400	0	2279	0
6	Высота цементного стакана, м	10	20	20
7	Диаметр долота, мм	393,7	295,3	215,9	139,7
8	Коэффициент кавернозности по интервалам (по вертикали)
	0-320	1,60	-	-
	320-485	1,50	-	-
	485-1070	1,30	1,20	-
	1070-2945	-	1,10	1,10	1,10
9	Ожидаемое пластовое давление, МПа	5,0	13,5	29,45	29,45

Таблица 2.11 Расчетные давления для построения эпюр и выбора конструкции обсадной колонны

Название колонны	Порядок тампонирования	Глубина по вертикали, м	Глубина по стволу, м	Максималь-ное наружн. давление, Мпа	Максималь-ное внутр. давление, Мпа	Избыточное давление
						Наружное, МПа	Внут-реннее, МПа
Кондуктор	1	0	0	0,0	7,5	0,0	7,5
		300	300	5,4	11,0	3,7	5,6
		500	500	9,0	13,4	6,2	4,4
Техническая колонна	2	0	0	0,0	15,0	0,0	15,0
		400	400	5,6	19,4	2,4	13,8
		1350	1409	22,7	29,9	11,8	7,2
Эксплуатационная колонна	3	0	0	0,0	21,5	-1,0	21,5
		1350	1409	18,9	35,0	17,9	16,1
		2100	2279	29,4	42,5	28,4	13,1
		2945	3358	44,6	51,0	43,6	6,3
«Хвостовик»	4	3196	3558	Не рассчиты-вается

2.5.2 Устьевое и противовыбросовое оборудование

После спуска и цементирования каждая обсадная колонна обвязывается на устье последовательно с предыдущей колонной с помощью колонной головки.На обсадные колонны, начиная с кондуктора, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну перед перфорацией объекта или проведения в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование (далее ПВО).

Выбор колонной головки и блока превенторов в проекте произведен исходя из максимально возможного (ожидаемого) давления на устье. Рабочее давление этого оборудования должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность.

Схема обвязки ПВО для бурения и испытания скважин должна быть разработана буровым предприятием и согласована с органами Ростехнадзора.

Монтаж и опрессовка превенторов должны производится в соответствии с «Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой», утвержденной техническим руководителем предприятия и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора России и противофонтанной службой.

Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

После монтажа превенторной установки или спуска очередной обсадной колонны до разбуривания цементного стакана превенторная установка совместно с обсадной колонной до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны. Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление 10 МПа. Результаты опрессовки оформляются актом. В зимнее время опрессовка противовыбросового оборудования производится незамерзающей жидкостью, обладающей низкой вязкостью.

По окончании монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения письменного разрешения представителя противофонтанной службы, выданного в присутствии специалистов, назначенных приказом по предприятию [18].

2.6 Освоение скважины

Получение притока газоконденсата из пласта в значительной степени зависят от технологии бурения, состава и физико-химических свойств применяемых промывочных жидкостей, длительности воздействия промывочной жидкости на пласт, а также от качества работ по разобщению проектного пласта от других проницаемых горизонтов.

В зависимости от типа коллектора промывочная жидкость в той или иной степени оказывает воздействие на него: фильтрат и твердые частицы, проникая в пласт, забивают поры коллектора, снижают проницаемость призабойной части пласта, затрудняя приток газоконденсата к скважине после создания депрессии.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что загрязнение (забивания открытых пор коллектора) призабойной зоны пласта в большой степени зависит от величины проницаемости коллектора, которая предопределена площадью сечения открытых поровых каналов.

Глубина проникновения фильтрата и самой промывочной жидкости в пласт определяется величиной репрессии, которая устанавливается коэффициентом аномальности, и является минимизированной в данном проекте в соответствии с ТЗ (Ка=1,0).

Снижение степени отрицательного влияния промывочной жидкости на коллекторские свойства вскрываемых пластов достигается также запроектированным в настоящем проекте биополимерным раствором Flo-Pro с использованием высокоэффективных химических реагентов Hibtrol, Duovis, Polipac-R, Polipac-ELV и других, который обеспечивает:

- минимальный коэффициент набухания глинистых включений коллектора при проникновении фильтрата раствора в пласт путем превращения неустойчивых разбухающих глин в более устойчивые псевдо-слюдяные структуры,

- высокие динамические и статические напряжения сдвига при низкой пластической вязкости,

- минимальное поверхностное натяжение (гидрофобизация поверхности коллектора) на границе фильтрат-углеводородное содержимое пласта.

2.6.1 Освоение пластов в эксплуатационной колонне

Настоящий раздел разработан в соответствии с технологическими регламентами на проектирование и строительство скважин (освоение и испытание) и другими руководящими документами, а также с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», М. 2003г.

Вторичное вскрытие продуктивных пластов, при спуске хвостовика с фильтровыми трубами ФГС-114, производится после разбуривания пробок УСПХН-114/168 на биополимерном растворе плотностью не более 1,08 г/см3 и получения канала сообщения между фильтровыми трубами хвостовика и эксплуатационной колонной. В скважину спускается лифтовая колонна НКТ, биополимерный раствор заменяется на конденсат. Тем самым процесс вторичного вскрытия пласта совмещается с процессом вызова притока газоконденсата из пласта в скважину.

При этом способе одной из главных и наиболее важных задач является выбор величины депрессии на пласт. Так как глубокая и тем более резкая депрессия на пласт с одной стороны будет способствовать очищению призабойной зоны пласта от загрязнения, а с другой стороны она может вызвать не только разрушение его структуры и призабойной зоны скважины, но и закрытие трещин, прорыв подошвенной воды или воды из других горизонтов.

В связи с тем, что величина депрессии на пласт зависит от плотности и прочности породы, от наличия и размера трещин, от степени загрязнения призабойной зоны и т.д., она корректируется и уточняется геологической службой «Заказчика» по результатам исследований после первичного вскрытия продуктивных пластов.

Устье скважины перед освоением оборудуется двумя превенторами ПМТР-156х35 по схеме, разработанной буровым предприятием и согласованной с территориальным органом Ростехнадзора России и противофонтанной службой (пп. 2.9.1. и 2.9.2. ПБ 08-624-03). Фонтанная арматура, превентор, лубрикатор до установки на устье скважины должны быть опрессованы на величину пробного давления, а после установки - на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны (пп. 2.9.4. и 2.9.9. ПБ 08-624-03) [5].

2.7 Телеметрическое сопровождение при бурении горизонтальных скважин

Для разработки месторождений нефти и газа в настоящее время стал интенсивно развиваться способ разбуривания отдельных участков продуктивных залежей системами горизонтальных скважин (ГС). Общепризнано, что без достоверной информации нельзя качественно провести ствол по заданной траектории и при этом необходимо учитывать, что для навигационного сопровождения бурящихся горизонтальных скважин необходимы технические средства и технологические приемы, коренным образом отличающиеся от традиционно используемых при бурении вертикальных скважин.

Практика строительства ГС в России и за рубежом показывает, что универсальные способы их наведения в проектную цель не существует. Выбор точности применяемого технического средства во многом зависит от толщины пласта, типа залежи; диаметр и гибкость его - от минимального радиуса кривизны, диаметра породоразрушающего инструмента и типа скважины; измеряемые параметры - от поставленных геолого-технологических задач.

Вместе с тем, на основе практики и опыта можно достаточно четко сформулировать главную задачу и общие требования к забойным навигационным системам.

Основную задачу любой навигационной системы можно сформулировать как постоянный контроль за соблюдением запланированной траектории и сохранение положения долота внутри выбранного «коридора», проходящего по простиранию в пределах вскрываемого пласта-коллектора. Именно эта задача обуславливает главные технические требования к забойным навигационным системам, которые должны обеспечивать:

­ точность, необходимую для решения поставленных задач;

­ получение информации в реальном либо псевдореальном времени (время, при котором происшедшие изменения не могут значительно повлиять на заданные параметры);

­ проходимость по стволу сложной конфигурации, гибкость;

­ привязку текущих координат к конкретной геологической ситуации (геологическим реперам, маркерам);

­ привязку данных по глубине;

­ нахождение точки записи в непосредственной близости от забоя;

­ сохранение информации при нарушениях работы канала связи и других осложнениях;

­ оперативность и наглядность информации.

2.7.1 Задачи скважинных измерений телесистемами

Задачи скважинных измерений системами, использующими каналы связи забой - устье, можно разбить на три основные группы:

1) оперативный технологический контроль за режимом бурения скважин с целью его оптимизации;

2) контроль направления бурения скважин с целью управления процессом направленного бурения по заданной траектории;

3) литологическое расчленение геологического разреза скважины, исследование параметров пластов, не искаженных проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, выделение пластов-коллекторов, прогнозирование зон аномальных пластовых давлений.

Имея с забоя данные о частоте вращения долота и истинной осевой нагрузке на долото, можно поддерживать режим таким образом, чтобы обеспечивалась максимальная механическая скорость проходки, следить за износом долота, не допуская критических режимов его работы.

В связи с все возрастающими объемами кустового, направленного и горизонтального бурения (в том числе для охраны окружающей среды), весьма актуальной становится проблема контроля за направлением ствола скважины в процессе ее бурения, проблема возможности управления этим процессом по намеченной программе. Комплекс измерительных датчиков контроля направления ствола скважины должен состоять из датчиков измерения угла наклона скважины, ее азимута. Для управления процессом направленного бурения измерительную систему оборудуют также датчиком положения отклонителя. Описанные две группы датчиков могут быть объединены в одной телеизмерительной системе для оптимизации процесса бурения скважин наклонно-направленного и горизонтального бурения.

В ряде случаев целесообразно в качестве дополнительной информации с забоя иметь данные о расходе промывочной жидкости с целью определения герметичности замковых соединений бурильного инструмента, изучения режима очистки забоя от шлама; целесообразно также измерять температуру на забое с целью изучения теплового режима бурения скважины.

Очень информативным параметром бурения является вибрация бурильного инструмента. Она характеризует как процесс разрушения горных пород, так и свойства разбуриваемых пластов (упругие характеристики, литологический состав и др.).

Измерение геофизических параметров в процессе бурения скважин позволяет получить сведения о литологическом составе и удельных электрических сопротивлениях пластов, не затронутых проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, что дает возможность надежно выделять продуктивные горизонты, исключая их пропуск, а по изменению характеристик пластов -- прогнозировать приближение зон аномально высокого или аномально низкого пластовых давлений, границ продуктивного пласта. Кроме того, наличие в измерительном комплексе геофизических зондов различной глубинности обеспечивает возможность измерений параметров пластов с целью изучения динамики образования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в призабойной зоне.

Измерение естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину, как правило, дает возможность провести литологическое расчленение разреза и в комплексе с электрическими характеристиками пласта - выделять границы пласта, расчленять разрез на отдельные пропластки. Как правило, контроль режима бурения осуществляется станцией геолого-технологических исследований по показаниям наземных датчиков. К ним относятся: измерение механической скорости бурения, веса на крюке, расхода промывочной жидкости и давления на стояке, газовый и люминесцентный и др. каротаж.

Данные геофизических исследований, полученные в процессе бурения могут служить в большинстве скважин надежным критерием интерпретации результатов с целью дальнейшего планирования работ на скважине (опробования объектов, отбора керна и др.). В этих случаях комплекс ГИС, проводимый аппаратурой на кабеле, может быть сокращен, соответственно уменьшено время на задалживание скважин для проведения ГИС [1].

Объединение перечисленных комплексов в единую телеизмерительную систему требует передачи большого объема информации и может быть реализовано только с каналом, обладающим высокой пропускной способностью.

Характерной особенностью телеизмерительных систем в процессе бурения является то, что выход из строя любого блока скважинной аппаратуры приводит к потере информации до конца рейса и требует извлечения глубинного прибора на земную поверхность для восстановления его работоспособности.

Повышенные вибрации, воздействие агрессивной и абразивной среды, удары, механические нагрузки на сжатие и растяжение, кручение, повышенные давление и температура - требуют разработки специальных мер защиты, применения износостойких высокопрочных материалов, прочных покрытий.

Учет специфических требований к скважинным информационно-измерительным системам различного назначения позволяет обеспечить необходимую надежность систем, продлить срок их эксплуатации в скважинных условиях. Особое значение имеет надежная работа при значительных вибрациях и механических нагрузках.

Таким образом, комплекс скважинных измерений в процессе бурения: скорости вращения режущего инструмента -- долота, осевой нагрузки и крутящего момента, вибрации долота, расхода и температуры промывочной жидкости, угловых параметров траектории определяет технологический режим бурения, его оптимальность.

Регистрация естественной радиоактивности горных пород, измерение акустических и электрических свойств окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза, определение насыщенности пласта, выделение зон аномальных пластовых давлений, пеленгации границ продуктивного пласта на наклонных пологих и горизонтальных участках бурения нефтегазовых скважин.

2.7.2 Телеметрическая система «Orienteer» с гидравлическим каналом связи

Устройство и модули телесистемы

Телесистема Geolink Orienteer позволяет гибко и мобильно осуществлять все задачи по точной проводке скважины, используя различные блок-модули телесистемы, подбираемые в зависимости от целей бурения.

Для передачи информации используется изменение давления бурового раствора в бурильной колонне, которое регистрируется датчиками давления, преобразуется в электрический сигнал и передается в наземную систему регистрации. Изменение давления производится электроникой на короткое время, и полученные импульсы бурового раствора являются носителем информации. Телеметрическая система “Geolink” (рисунок 2.8.) использует отрицательные импульсы бурового раствора посредством сброса его части через клапан передатчика в затрубное пространство. Система построена таким образом, что, имея автономное батарейное питание, производит полное измерение всех параметров при выключенных насосах, а затем передает их после подачи давления. В режиме бурения производится измерение только положения отклонителя. Для экономии батарейного питания имеется возможность переходить в режим, при котором посылается только минимум информации.

Рис.2.8. Скважинный прибор в сборе

Узел передатчика (рисунок 2.9) (его еще называют пульсатором) генерирует импульсы бурового раствора для передачи данных из скважины на поверхность. Импульсы создаются путем регулировки открытия и закрытия клапана внутри передатчика, позволяя малому количеству бурового раствора пройти изнутри бурильной колонны в затрубное пространство ствола, минуя долото. Этим создается малая потеря давления внутри бурильной колонны, которая улавливается на поверхности как незначительное падение давления на стояке. Это называется телеметрией негативного импульса.

	Клапан закрыт Нормальное давление Никаких пульсаций	Клапан открыт Перепуск давления Пульс на стояке

Рис.2.9. Схема работы передатчика (пульсатора)

В передатчике также имеется реле давления, способное обнаруживать, включены или выключены насосы бурового раствора. Это реле используется для управления функциями колонны прибора. Узел источника питания имеет мощные литиевые тионил-хлоридные батареи, поставляющие питание на всю скважинную компоновку. Имеется возможность дополнительного подключения узла источника питания ниже узла для предоставления достаточного питания при более длительных ходках прибора. Регулятор питания исполнительного механизма регулирует период между открытиями клапана передатчика и длину импульса в соответствии с инструкциями, получаемыми с узла электроники ГИС. Это позволяет преобразовать передачу данных из скважины на поверхность в виде кодированной последовательности импульсов давления (рис.2.10.).



Рис.2.10. Диаграмма импульсов, получаемая на поверхности

Узел электроники для геофизических исследований имеет стандартные трехосные магнетометры и акселерометры для замера наклонения (0-180 град), азимута (0-360 град) и положения передней поверхности прибора (0-360 град) - отклонителя. Эта секция также имеет микро-процессор, связанный с реле давления передатчика, регулирующего все функции прибора.

Точную нужную последовательность импульса данных можно задать с поверхности путем цикличной работы насосов бурового раствора в заданном режиме. Путем включения/выключения насосов бурового раствора в заданной последовательности оператор может выбрать тип и разрешающую способность передаваемых данных, например:

- Просчитанные или сырые данные съемки;

- Скоростную или стандартную актуализацию данных по передней поверхности прибора;

- Передача данных по передней поверхности прибора включена/выключена;

- Гамма модуль работает/не работает.

Инклинометрический модуль телесистемы (рис.2.11. и 2.12.) устанавливается внизу телесистемы (если не используется Гамма модуль) и имеет блок датчиков - стандартные трехосные магнетометры и акселерометры, а также электронику управления, позволяющие производить полную инклинометрию и регулировку направления в полном диапазоне наклонения 0-180 градусов.

Прибор программируем как с поверхности, так и в скважине с целью обеспечения следующих характеристик:

­ Возможность полной инклинометрии, причем можно выбирать режим передачи данных: просчитанные данные или сырые. Сырые данные передаются, если применяется корректировка на магнитные помехи бурильной колонны или иную близость датчиков к магнитным массам.

­ Передачу параметров качественности съемки, таких как температура и локальное магнитное поле.

­ Выбор стандартной или скоростной актуализации данных положения передней поверхности прибора. При скоростном режиме прибор записывает скорость изменения положения передней поверхности и автоматически регулирует скорость актуализации данных соответствующим образом. Таким образом, данные по передней части прибора передаются каждые несколько секунд при установке режима, а, когда установка произведена, прибор переходит на режим экономии энергии, пока вариации положения передней части прибора не выйдут за рамки установленных ограничений.

­ Автоматическое переключение между актуализацией данных по магнитному и гравитационному положению передней части прибора.

Прибор устанавливается на переход от магнитного режима обсчета на гравитационный, когда наклонение колонны превышает заранее заданное значение (по умолчанию это 3 градуса наклона).



Рис.2.11. Инклинометрический модуль телесистемы

Рис.2.12. Инклинометрический модуль в корпусе и отдельно

Наземная система (рис.2.13.) преобразовывает информацию из скважины и выдает данные на дисплей в виде азимута, наклонения и положения передней поверхности прибора:

Инженер по MWD может выбирать между обычным текстуальным дисплеем последней съемки и информацией об изменении направления, или выбрать графический дисплей, также показывающий данные гамма-каротажа, при наличии такого варианта.

Бурильщик направленного бурения имеет дисплей на буровой установке, показывающий последнюю съемку, а также информацию о предыдущих изменениях направления. Данные съемки обрабатываются с целью просчета имеющихся на данный момент координат и истиной вертикальной глубины и заносятся в базу данных. Данные съемок можно хранить в формате ASCII или в обычном формате базы данных (DBF) для передачи на другие компьютерные программы по направленному бурению. Информация о предыдущих положениях передней части прибора сохраняется в файле каротажа для последующего анализа, если таковой необходим [21].

Рис.2.13. Модули наземного оборудования телесистемы

Основные модули наземной системы следующие:

Блок сопряжения системы (SIB) является сердцем системы. Это мультиплексное приспособление, обрабатывающее сырой сигнал со скважинного прибора и направляющее информацию на ряд периферийных устройств системы и от них, а также на Портативный ПК. Он имеет устройство двойной фильтрации и выделения полезного сигнала и искробезопасную защиту для датчика давления на стояке и дисплея на буровой установке. Датчики ходов насосов позволяют SIB отсечь шумы и наводки на сигнал вследствие работы насосов. Этим достигается правильная детекция и превосходная распознаваемость сигнала пульсации от передатчика. Вывод сигнала происходит на дисплей компьютера и посредством термального ленточного самописца SIB, а его настройки регулируются с ручного терминала.

Портативный ПК - это основное устройство системы для регулировки и вывода на дисплей. Оно получает поток данных с прибора от SIB и преобразовывает импульсы информации в значимые цифры. Он также получает информацию по прослеживанию глубины от DTU (Узел прослеживания глубины), если ведется гамма-каротаж. Съемка и другая информация показываются на дисплее и записываются на жесткий диск по мере их отбора. После этого данные съемки и положения передней части прибора передаются (через SIB) на Дисплей буровой установки (RFD). С целью обеспечения подачи распечатки последовательности импульсов сигнала и обработанных данных к ПК обычно подсоединен простой принтер. Если осуществляется гамма-каротаж, гамма-данные обычно обрабатываются на дополнительном автономном портативном ПК и предоставляются в форме графика на термальном безостановочном самописце (на бумаге или пленке). Дисплей на буровой установке (RFD) обеспечивает бурильщику возможность контроля за съемкой и данными положения передней поверхности, получаемыми с инклинометрического прибора и каротажей и, таким образом, регулировать параметры бурения с целью изменения траектории скважины в нужном направлении.

2.7.3 Разновидности телесистем «Orienteer»

Уникальностью телеметрических систем компании Геолинк является то, что с помощью единого передатчика стандартной системы можно вести работы во всех основных размерах КНБК, от самых больших (241мм) и до минимальных наружных диаметров. На рис.2.14. показан стандартный передатчик, поскольку все остальные части подземного оборудования телесистем идентичны. Такая стандартная телесистема используется в большинстве случаев бурения и является классической.

Рис.2.14. Стандартный передатчик для КНБК 120,6 - 241,3 мм

С помощью простой смены необходимого передатчика и изменения специального немагнитного УБТ (посадочного устройства, переводника) другого диаметра можно подсоединять одну и ту же колонну забойного прибора для использования в компоновках диаметром:

­ 89 мм - ультратонкая;

­ 73 мм - супертонкая.

Ультратонкая Ultra - Slim (наружный диаметр - 89мм / 3,5 дюйма) (рис.2.15.) телеметрическая система Ориентир разработана для удовлетворения особых требований постоянно развивающегося сектора бурения малогабаритных скважин.

Рис.2.15. Ультратонкая система

Основными характеристиками системы являются:

1. Кроме специального передатчика (он показан на рис.2.16.) эта система использует секции прибора Ориентир стандартного размера, т.е. такие же как и в Стандартной телесистеме. Поэтому нет надобности в приобретении дополнительных приборов. Для сборки нужно лишь заменить передатчик а все остальные компоненты - преобразователь питания, батареи, инклинометрию, гамма-модуль (если он используется) поместить в немагнитное УБТ такого же диаметра.

Рис.2.16. Ультратонкая система в сборе

2. Наземная система используется та же как и для Стандартной телесистемы

3. Общий наружный диаметр 89мм. Нет высадок или специальных стабилизаторов.

4. Передатчик выполнен вместе с немагнитным переводником в одном корпусе специально в целях экономии места и получения такого диаметра.

5. Внутренние соединения с немагнитным УБТ - специальная высокопрочная конструкция двхходовых резьб компании Геолинк. Переводники поставляются с холостыми окончаниями, что позволяет заказчику вырезать форму для соединения по своему выбору.

6. УБТ и переводники изготовлены из бериллиевой меди, что обеспечивает высокую прочность на растяжение и скручивание, необходимую при бурении.

7. Система достаточно гибка для использования при бурении в коротком радиусе. Она рассчитана на искривление до 3,3 градус/метр (1 градус/фут) при скольжении и на 1,65 градус/метр (0,5 градуса/фут) при вращении.

Супертонкая телесистема Ultra-Lite (наружный диаметр - 73 мм / 2 7/8 дюйма) (рис.2.17.) была разработана в ответ на возрастающие требования клиентов для использования в крайне узких условиях направленного бурения и навигации а также для простоты перевозки и легкости обслуживания.

Этот вариант телесистемы удобно использовать в условиях колтюбинга.

Рис.2.17. Супертонкая телесистема

Как и в Ультратонкой телесистеме Супертонкий передатчик является лишь передающим дополнением и соединяется с остальными компонентами от Стандартной телесистемы Ориентир. При этом потребляется приблизительно на 30% меньше энергии батарей по сравнению со Стандартной системой, а значит срок использования комплекта батарей существенно увеличивается.

Для крепления передатчика к немагнитному УБТ были разработаны уникальные специальные резьбы Геолинк, которые были протестированы на усилие крутящего момента до 12,200 Н/метр и до 400 атмосфер дифференциального давления.

Проектирование Супертонкого передатчика позволяет быстрое и простое обслуживание прямо на буровом участке, таким образом сокращается необходимое время и уменьшаются общие затраты.

Главные особенности Супертонкой системы:

­ Наружный и внутренний диаметры: 73мм x 55мм.

­ Очень низкое энергопотребление. Срок службы батареи, как правило > 1000 часов (зависит от выбранного режима использования).

­ Использование датчиков и батарей Стандартной телесистемы - модульное подключение. Инклинометрия и Гамма.

­ Способность работать в условиях интенсивного искривления. До 3,3 градус/метр (1 градус/фут) при скольжении и на 1,65 градус/метр (0,5 градуса/фут) при вращении.

­ Короткая полная длина инструмента (7-9 метров).

­ Рабочие пределы перепадов давления на телесистеме - 24-207 атмосфер.

2.7.4 Параметры телесистемы «Orienteer»

Максимальное гидростатическое давление:

- 1020 атмосфер для стандартного исполнения;

- 1360 атмосфер для высокоупорного исполнения.

Уровень дифференциального давления ниже телесистемы должен находиться в пределах 20 - 272 атмосфер для обеспечения оптимальной детекции пульсов при передачи данных по исследованиям на поверхность.

Длина телесистемы - от 4,5 метров внутри УБТ для стандартной инклинометрической системы (без Гамма-каротажа) до 8,0 метров (при использовании Гамма-каротажа плюс двойные батареи). Вариации телесистем располагаются в немагнитных УБТ (в стандартной телесистеме - это, как правило, длина 9-10м).

Рекомендуемое содержание песка - до 0,5% при максимальном потоке бурового раствора. Большее содержание песка возможно при меньшем операционном времени либо при меньшем потоке раствора, но это приводит к более скорому износу и требует частого обслуживания и замены гидравлических деталей.

­ Рабочая температура - до +150°С. На поверхности система использовалась при - 50°С мороза.

­ Максимальные ударные нагрузки: до 1000 g / 0,5 миллисекунд.

­ Максимальные вибрационные нагрузки:

разнонаправленные - до 20g при частотах 30-300Hz;

однонаправленные - до 30g при частотах 50-300Hz.

2.7.5 Каротаж в процессе бурения (LWD)

Модуль гамма-каротажа

Система гамма-каротажа «Ориентира» состоит из легко модифицируемого модуля, как для скважинной, так и для наземной систем.

Рис.2.18. Стандартная сборка телесистемы с блоком гамма-каротажа

Забойный прибор гамма-каротажа прикрепляется к стандартной инклинометрической сборке телесистемы ниже узла электроники ГИС. Имеются его две модификации:

1) Стандартный прибор гамма-каротажа: имеет способность вести запись данных гамма-каротажа как в реальном времени при бурении, так и в режиме запоминания ЗУ - с 16-секундным интервалом на протяжении свыше 200 часов бурения.