книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

(турбогенератором) и позволяет осуществлять проводку наклонно-направ­ ленных и горизонтальных скважин.

Сертификат соответствия № ССГП.01.1.1.-030 выдан Евро-Азиатским геофизическим обществом. ТУ 4315-017-12530677-01. СТТК 293-010-01.

Техническая характеристика. Диапазон измерения, градус:

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения

Исполнение: общепромышленное.

Забойный телеметрический комплекс МАК-01 предназначен для измере­ ния на забое и беспроводной электрической передачи информации на по­ верхность азимута, зенитного угла ствола наклонно-направленной скважи­ ны, а также угла установки отклонителя в процессе турбинного бурения (рис. 16.18). Комплекс МАК-01 может использоваться при проводке допол­

нительных стволов.

Область применения: бурящиеся скважины диаметром не менее 120 мм, глубиной до 5000 м, с температурой на забое до 105°С и наибольшим гид­

ростатическим давлением 60 МПа.

Комплекс является беспроводной системой с автономным источником

питания — турбогенератором.

Сертификат соответствия № ССГП.01.1.1.-031, выдан Евро-Азиатским геофизическим обществом. ТУ 4315—013—12 530 677—98.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения

Рис. 16.21. Результаты ГИС, полученные от наддолотного модуля при бурении скв. 93С Ардатовской площади

Перечень измеряемых параметров и основные погрешности:

—магнитный азимут, угл. град. > 0...360°С;

—зенитный угол, угл. град. > 0... 180°С;

—угол установки отклонителя угл. град. > 0+ 180°С;

—температура, >0... 120°С;

—ускорение по продольной и поперечной осям, м/с > + 500;

—определение тока утечки кабеля от номинального потребляемого тока (в том числе из-за повреждения изоляции кабеля) > до 30 %.

Основные погрешности измерения, не более:

—азимута угл.град. > ±- 1.5;

—зенитного угла угл.град. >±0.15;

—угла установки отклонителя угл.град > ± 1;

—температуры >±2°С;

—механических ускорений > 10 %.

16.4.Телеметрические системы с гидравлическим каналом связи

В РФ с 1990 г. начата разработка гидравлического канала связи в ВНИПИморнефтегаз, РАО «Газпром», а затем и в Уфимском авиационном институте (предприятие «Вихрь»).

16.4.1. Системы измерений в процессе бурения с гидравлическим каналом связи MWD

Системы измерений в процессе бурения (MWD) всегда содержат блоки электронных датчиков и телеметрическую систему с гидравлическим кана­ лом связи, чтобы передавать данные на поверхность. Существуют три типа телесистемы с гидравлическим каналом связи.

Эта система передает данные на поверхность, создавая прежде всего импульсы избыточного давления в устройстве измерения в процессе бу­ рения, входящем в состав компоновки низа бурильной колонны. Эти им­ пульсы вызываются ограничением потока бурового раствора через уст­ ройство, создающее прирост давления над диафрагменно-клапанной кон­ струкцией устройства. Импульсы давления передаются по столбу жидко­ сти в бурильной колонне приблизительно со скоростью звука, а затем они регистрируются на поверхности с помощью преобразователя давле­ ния, расположенного вблизи стояка. Импульсы расшифровываются нахо­ дящейся на поверхности системой обработки данных и передаются на рабочую площадку буровой бурильщику и операторам наклонно-направ­ ленного бурения. Эти данные передаются в виде двоичных чисел (напри­ мер строки из «0» и «1», соответствуют передаваемым данным) (рис. 16.24).

Преимущества:

—простота конструкции;

—не требуется сообщений с кольцевым пространством;

—создает мощные и продолжительные легко регистрируемые импульсы. Недостатки:

—длительность передачи сигнала обычно больше, чем у других систем (меньшая частота прохождения сигналов);

—может быть чувствительна к наполнителям бурового раствора для ли­ квидации поглощения;