-естественное гамма излучение разбуриваемых горных пород;

-кажущееся сопротивление горных пород КС;

-сопротивление поляризации ПС;

-электромагнитный каротаж;

-гамма-гамма каротаж;

-нейтронно-нейронный каротаж;

-акустический каротаж;

-кавернометрия;

-виброметрия.

Однако при современном уровне развития техники и технологий бурения информация о характеристиках пласта, получаемая в процессе бурения, является недостаточной. Необходимо иметь данные о кровле и подошве пласта, информацию о разрезе впереди долота, а также информацию о приближении к соседним скважинам, что особенно важно при разбуривании морских месторождений, где количество скважин, построенных относительно близко друг от друга, достигает нескольких десятков. Усложнение процесса бурения стимулирует дальнейшее развитие разработок телеметрических систем.

6. Комплекс оборудования для бурения горизонтальных и наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин

Задачу автоматизации процесса бурения успешно решает информационно-технологический геонавигационный комплекс, который включает в себя как наземные, так и датчики приближенные, с помощью телеметрической системы к забою скважины. В него входят также устройства сбора информации ее преобразования, передачи и программной обработки для принятия оперативного решения и вывода технологических рекомендаций на пульт бурильщика, а в автоматическом режиме для вывода управляющих воздействий на приводы исполнительных устройств. Аппаратура геонавигационного комплекса (Схема1) для обеспечения мобильности монтируется на базе передвижной геофизической лаборатории.

Геонавигационный комплекс содержит установленную в колонне бурильных труб 1 над забойным двигателем 2 забойную телеметрическую систему 3 с источником питания 4, насос 5. с приводом насоса 6. Насос 5 соединен с приемной емкостью 7, в которой установлен датчик уровня бурового раствора 8. В нагнетательной линии 9 насоса 5 установлены датчики давления 10, расхода И, плотности 12. наличия газовых включений 13. В нагнетательной линии 8 также установлен управляющий клапан 14. К антенне 15 подключено приемное устройство 16, выход из которого подключен к входу в компьютер 17. Ко второму входу в компьютер I7 подключен преобразовательный комплекс 18. Лебедка 19 содержит привод лебедки 20. На лебедке 19 установлен датчик длины колонны бурильных труб 21. Индикатор веса на крюке 22 установлен на тросе 23. Колонна бурильных труб 1 проходит через ротор 24, содержащий привод ротора 25, для ориентации отклоняющей компоновки 26. В верхней части колонны бурильных труб 1 установлен превентор 2". привод превентора 28. В затрубном пространстве колонны бурильных труб 1 установлен газоанализатор 29.

Датчик осевой нагрузки 30, датчик крутящего момента 31, датчик оборотов гидротурбины 32, блок инклинометрии 34 и передающий модуль 33 установлены в корпусе забойной телеметрической системы 3. Возможна установка над источником питания 4 съемного модуля пульсатора 43 для передачи информации по гидравлическому каналу связи.

К выходам компьютера 17 подключены монитор 35, принтер 36, а через блок сопряжения 37 - пульт бурильщика 38, модем 39. Модем 39 соединен по линии телефонной связи через модем удаленного компьютера 40 с удаленным компьютером 41. Выход компьютера 17 подключен к блоку управления 42. к которому, в свою очередь, могут быть подключены привод насоса 6, привод лебедки 20, привод ротора 25. привод превентора 28 и управляемый клапан 14.

Компьютер 17 содержит программное обеспечение информационно-технологического геонавигационного комплекса 45, которое включает: операционную систему 46, программу обработки информации от технологических датчиков 47, базу знаний по всем вопросам, связанным с бурением скважин, проектные данные конкретной скважины (индивидуальные или групповой проект), экспертную систему, программу выработки технических решений 48, а также программу управления 49.

Преобразовательный комплекс 18 содержит по числу датчиков аналого-цифровые преобразователи АЦП 50 ЛЦП 58, контроллер 59, модем комплекса 60 и блок питания 61.

Комплекс работает следующим образом. При бурении работает насос 5, который по нагнетательной линии 7 подает буровой раствор к трубопроводу 3 и приводит его в действие. Инклинометрические параметры с блока инклинометрии 34 и забойные параметры с датчиков осевой нагрузки 30 и крутящего момента 31, и оборотов гидротурбины 32 при помощи передающего модуля 33 в виде электромагнитного сигнала подаются на антенну 15 и далее в приемное устройство 16 и в компьютер 17. Сигналы с наземных технологических датчиков 8, 10, 11. 12. 13. 19 и 29 подаются на вход в преобразовательный комплекс 18 и далее на вход в компьютер 17, где обрабатывается и передается одновременно на монитор 35 и пульт бурильщика 38 и при необходимости на принтер 36. На экране монитора 35 информация оперативно, качественно и наглядно доводится до исполнителя-геофизика (технолога), а на пульте бурильщика 38 часть этой информации представляется в цифровой и аналоговой форме, причем в аналоговой форме при помощи светодиодов, размещенных по окружности, представляются преимущественно инклинометрические данные.

Рисунок №3.Приемное устройство, пульсатор гидравлического канала связи, корпусные детали телеметрической системы электронная аппаратура, входящая в состав скважинного прибора ЗТС

Программа обработки информации от технологических датчиков 4 обрабатывает всю информацию, полученную с датчиков для представления первоначально в цифровом виде, затем для визуализации в форме таблиц, графиков и диаграмм на экране монитора 35 и, кроме того, рассчитывает и выдает данные, полученные путем математических преобразований с замеренными параметрами, например, отклонение от траектории. Экспертная программа и программа выработки технических решений 48 осуществляет более сложные логические и математические преобразования информации для выработки рекомендаций по управлению процессом бурения. Программа управления 49 непосредственно подает управляющие сигналы на исполнительные органы системы управления, к которым относятся привод насоса 6, привод лебедки 18, привод ротора 25 и привод превентора 28. Возможна выдача звуковых и световых предупреждающих сигналов при аварийной ситуации. Предложенный комплекс обеспечивает и полную автоматизацию процесса бурения путем воздействия на привод насоса 6, привод лебедки 18, привод ротора 25 и привод превентора 28. При этом каждое из этих управляющих воздействий может быть реализовано либо в отдельности, либо совместно в любом сочетании. Обратная связь между компьютером 17 и забойной телеметрической системой 3 осуществляется путем воздействия на управляющий клапан 14 и посылки управляющего импульса по гидравлическому каналу. Такая связь может быть использована, например, для включения или выключения источника питания 4, изменения режима работы забойного измерительного комплекса, изменения частоты и формата передачи.