Claims (23)
1. Автономно-телеметрическая забойная система диаметром 172 мм для каротажа в процессе бурения (далее - система), содержащая базовый набор модулей, аксиально расположенных в стандартной немагнитной утяжеленной бурильной трубе: пульсатор гидроканала связи; модуль управления пульсатором; модуль нейтрон-нейтронного каротажа; два модуля питания; модуль памяти и измерения естественного гамма-излучения и данных инклинометрии; соединитель телескопический, все выполнены в диаметре 48 мм и оснащены резиновыми центраторами; а также узел управления главного клапана пульсатора; модули, имеющие радиальную компоновку: модуль гамма-гамма каротажа плотностного из цельной немагнитной трубы; модуль бокового каротажа; модуль электромагнитного каротажа ВИКПБ; модуль акустического каротажа; модуль акустического профилемера; наддолотный модуль с передатчиком электромагнитного канала связи; 1. An autonomous telemetric downhole system with a diameter of 172 mm for logging during drilling (hereinafter referred to as the system), containing a basic set of modules axially located in a standard non-magnetic weighted drill pipe: communication channel pulsator; pulsator control module; neutron-neutron logging module; two power modules; memory module and measurements of natural gamma radiation and inclinometry data; telescopic connector, all made in a diameter of 48 mm and equipped with rubber centralizers; as well as the control unit of the main valve of the pulsator; modules with a radial layout: a gamma-gamma density log from a solid non-magnetic pipe; side logging module; VIKPB electromagnetic logging module; acoustic logging module; acoustic profiler module; over-bit module with transmitter of the electromagnetic communication channel;
наземное оборудование системы в составе: датчик вращения вала лебедки; датчик натяжения талевого каната; датчик давления в манифольде; датчик давления в пневмолинии привода клиньев ротора; преобразователь линейных перемещений; блок контроллера (для сбора данных от датчиков); монитор бурильщика; компьютер и программное обеспечение, отличающаяся тем, что перечисленный набор модулей позволяет формировать системы различной степени сложности для проведения геонавигации и каротажа в процессе бурения, обладающие свойствами забойных автономных систем для проведения повторных (дублирующих) каротажей при подъеме компоновки.ground equipment of the system consisting of: winch shaft rotation sensor; rope tension sensor; manifold pressure sensor; pressure sensor in the pneumatic line of the rotor wedge drive; linear displacement transducer; controller block (for collecting data from sensors); driller monitor; computer and software, characterized in that the listed set of modules allows you to create systems of varying degrees of complexity for geosteering and logging while drilling, possessing the properties of downhole autonomous systems for conducting repeated (duplicate) logs when raising the layout.
2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что питание системы осуществляется постоянно за счет модулей питания, обеспечивающих непрерывную работу системы в течение 250 ч в режиме бурения, наращивания и подъема компоновки.2. The system according to claim 1, characterized in that the system is continuously powered by power modules that provide continuous operation of the system for 250 hours in the mode of drilling, building and raising the layout.
3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что увеличение ресурса энергопитания может быть обеспечено за счет генератора, приводимого в действие турбиной пульсатора с турбогенератором.3. The system according to claim 1, characterized in that the increase in energy supply can be achieved by a generator driven by a pulsator turbine with a turbogenerator.
4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что все корпуса модулей выполнены из немагнитного металла и обладают необходимой прочностью для работы в составе компоновки низа бурильной колонны.4. The system according to p. 1, characterized in that all the housing of the modules are made of non-magnetic metal and have the necessary strength to work as part of the layout of the bottom of the drill string.
5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что она может работать в любой из возможных комбинаций как при роторном бурении с максимальным приближением зондовых установок к долоту, так и при бурении с гидравлическим забойным двигателем с отнесением точек записи модулей вверх от долота на длину гидравлического забойного двигателя с переводником и стабилизатором.5. The system according to p. 1, characterized in that it can work in any of the possible combinations both for rotary drilling with the maximum proximity of the probe units to the bit, and for drilling with a hydraulic downhole motor with the recording points of the modules up from the bit to the length hydraulic downhole motor with sub and stabilizer.
6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что, с целью более эффективного управления траекторией скважины, прокладываемой в продуктивных пластах небольшой толщины, в компоновку низа бурильной колонны вводится наддолотный модуль, соединяющий долото со шпинделем гидравлического забойного двигателя, в котором располагаются измеритель зенитного угла (α°); измеритель естественной гамма-активности (ГК); измеритель сопротивления; измеритель давления в трубе; измеритель давления в затрубье; измеритель продольной и поперечной вибрации (трехкомпонентный акселерометр); измеритель температуры в трубе и затрубье; блок питания; блок электроники; передатчик электромагнитного канала связи от наддолотного модуля к приемнику, расположенному в системе над гидравлическим забойным двигателем, где происходит прием сигналов от наддолотного модуля, их обработка, запись в энергонезависимую память и программная передача по гидравлическому каналу связи;6. The system according to p. 1, characterized in that, in order to more effectively control the trajectory of the well, laid in productive formations of small thickness, an over-bit module is introduced into the layout of the bottom of the drill string, connecting the bit with the spindle of the hydraulic downhole motor, in which the anti-aircraft meter is located angle (α °); natural gamma activity (GA) meter; resistance meter; pipe pressure meter; annular pressure meter; longitudinal and transverse vibration meter (three-component accelerometer); temperature meter in the pipe and annulus; Power Supply; electronics unit; transmitter of the electromagnetic channel of communication from the over-bit module to a receiver located in the system above the hydraulic downhole motor, where signals from the over-bit module are received, processed, written to non-volatile memory, and program transmission via the hydraulic communication channel;
гарантированная дальность передачи информации по электромагнитному каналу связи – 50 м.the guaranteed range of information transmission via the electromagnetic communication channel is 50 m.
7. Система по п. 1, отличающаяся тем, что работоспособность гидравлического канала связи гарантируется при объемном расходе бурового раствора в диапазоне 6–60 л/с.7. The system according to claim 1, characterized in that the operability of the hydraulic communication channel is guaranteed at a volumetric flow rate of the drilling fluid in the range of 6-60 l / s.
8. Система по п. 1, отличающаяся тем, что применение системы ограничивается термобарическими скважинными условиями: 150°С и 100 МПа, и условиями хранения на буровой: до –60°С. 8. The system according to claim 1, characterized in that the application of the system is limited to thermobaric well conditions: 150 ° C and 100 MPa, and storage conditions at the rig: up to –60 ° C.
9. Система по п. 1, отличающаяся тем, что режим опроса, записи и передачи информации определяется автоматически по значениям давления в трубах и в затрубье, и по показаниям акселерометров. 9. The system according to claim 1, characterized in that the interrogation, recording and transmission of information is automatically determined by the pressure values in the pipes and in the annulus, and by the readings of the accelerometers.
10. Система по п. 1, отличающаяся тем, что повторный (дублирующий) каротаж от забоя до башмака колонны совмещается с подъемом для смены долота или компоновки на скорости 400÷800 м/ч на первой скорости буровой лебедки.10. The system under item 1, characterized in that the repeated (duplicate) logging from the bottom to the shoe of the column is combined with a lift for changing the bit or layout at a speed of 400 ÷ 800 m / h at the first speed of the drawworks.
11. Система по п. 1, отличающаяся тем, что привязка временной геофизической и траекторной информации к разрезу скважины (в функции глубины) осуществляется через наземное оборудование телесистемы (датчик вращения вала лебедки, датчик натяжения талевого каната, датчик давления в манифольде, датчик давления в пневмосистеме привода клиньев ротора, блок контроллера сбора данных) путем синхронизации времени в скважинном модуле памяти и измерения и наземном контроллере сбора данных с регистрацией глубины скважины.11. The system according to claim 1, characterized in that the temporal geophysical and trajectory information is linked to the borehole section (as a function of depth) through the telesystem ground equipment (winch shaft rotation sensor, hoist rope tension sensor, manifold pressure sensor, pressure sensor in pneumatic system of the rotor wedge drive, data acquisition controller unit) by synchronizing time in the downhole memory and measurement module and the ground-based data collection controller with recording the depth of the well.
12. Система по п. 1, отличающаяся тем, что, с целью повышения точности привязки получаемых скважинных данных к глубине перед началом работ показания датчика вращения вала лебедки, выдающего 180 импульсов на 1 оборот вала буровой лебедки, калибруются через высокоточный преобразователь линейных перемещений.12. The system according to claim 1, characterized in that, in order to improve the accuracy of linking the obtained borehole data to the depth, before starting work, the readings of the winch shaft rotation sensor, issuing 180 pulses per 1 turn of the winch shaft, are calibrated through a high-precision linear displacement transducer.
13. Система по п. 1, отличающаяся тем, что перекомпоновка системы производится непосредственно на месте производства работ на приемных мостках и устье скважины в кратчайшее время, что исключает простои, связанные с доставкой телесистемы на буровую, и, как следствие, минимизирует дополнительное влияние бурового раствора на разрез скважины. 13. The system according to p. 1, characterized in that the system is rearranged directly at the place of work on the receiving bridges and the wellhead in the shortest possible time, which eliminates downtime associated with the delivery of the telesystem to the drilling, and, as a result, minimizes the additional impact of the drilling solution for a well section.
14. Способ реализации автономно-телеметрической забойной системы, включающий получение траекторных (навигационных) и геофизических параметров в процессе углубления скважины, отличающийся тем, что дополнительно производится повторный (дублирующий) каротаж на подъеме системы после окончания бурения данным диаметром долота, реализуя технологию «Каротаж – воздействие – каротаж», суть которой в сравнении показаний методов, подверженных влиянию зоны проникновения за время между первым замером при углублении скважины и замером при подъеме компоновки с учетом гидродинамической нагрузки с целью выявления интервалов, прогнозных на газ, оценки выработки вышележащих (относительно забоя скважины) пластов, находящихся в разработке, и определения интервалов нарушения устойчивости ствола скважины. 14. A method for implementing an autonomous telemetric downhole system, including obtaining trajectory (navigation) and geophysical parameters during the process of deepening a well, characterized in that additional (duplicate) logging is performed at the system’s uplift after drilling with a given bit diameter using the “Logging - impact - logging ”, the essence of which is in comparing the readings of methods subject to the influence of the penetration zone during the time between the first measurement when the well is deepened and the measurement when lifting configurations taking into account the hydrodynamic load in order to identify intervals predicted for gas, to estimate the production of overlying (relative to the bottom of the well) formations under development, and to determine the intervals for the violation of the stability of the wellbore.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что гидродинамическая нагрузка определяется по показаниям датчиков давления в затрубье, размещенных в модулях с радиальной компоновкой. 15. The method according to p. 14, characterized in that the hydrodynamic load is determined by the readings of the pressure sensors in the annulus, placed in modules with a radial layout.
16. Способ по п. 14, отличающийся тем, что за показатель воздействия бурового раствора на разрез скважины принимается интеграл перепада давления на любой участок скважины за время воздействия. 16. The method according to p. 14, characterized in that the integral of the differential pressure over any section of the well during the exposure is taken as an indicator of the effect of the drilling fluid on the well section.
17. Способ по п. 14, отличающийся тем, что реализуется технология непрерывного определения интенсивности искривления по двум датчикам зенитного угла, расположенным в наддолотном модуле и модуле измерения на расстояниях 8–16 м в зависимости от комплектации модулей, с приведением разницы показаний датчиков зенитных углов к десятиметровой базе (±Δα° / 10 м), что повышает эффективность оперативного управления траекторией скважины.17. The method according to p. 14, characterized in that the technology of continuous determination of the intensity of curvature by two zenith angle sensors located in the over-bit module and the measurement module at distances of 8-16 m depending on the configuration of the modules, bringing the difference in the readings of the zenith angle sensors is implemented to a ten-meter base (± Δα ° / 10 m), which increases the efficiency of operational control of the well path.
18. Способ по п. 14, отличающийся тем, что для выделения интервалов скважины, подверженных наибольшему воздействию на устойчивость ее ствола, интенсивность искривления, определенная при бурении скважины, сравнивается с интенсивностью искривления, замеренной при дублирующем каротаже на подъеме компоновки; разница интенсивностей на одной и той же глубине показывает изменения положения ствола скважины за время воздействия, а ее величина и знак – степень и характер воздействия. 18. The method according to p. 14, characterized in that to highlight the intervals of the well, which are most affected by the stability of its wellbore, the intensity of curvature determined during drilling of the well is compared with the intensity of the curvature measured with duplicate logging while raising the layout; the difference in intensities at the same depth indicates changes in the position of the wellbore during the exposure, and its magnitude and sign indicate the degree and nature of the impact.
19. Способ по п. 14, отличающийся тем, что по показаниям датчиков давления в трубе и затрубье и трехкомпонентного акселерометра наддолотного модуля определяются перепад давления в насадках долота при его подъеме над забоем; обороты вала винтового забойного двигателя; динамическая составляющая перепада давления под долотом, отражающая условную (кажущуюся) проницаемость забоя скважины. 19. The method according to p. 14, characterized in that according to the readings of the pressure sensors in the pipe and the annulus and the three-component accelerometer of the over-bit module, the pressure drop in the bit nozzles when it rises above the bottom is determined; rotational shaft screw downhole motor; the dynamic component of the pressure drop under the bit, reflecting the conditional (apparent) permeability of the bottom of the well.
20. Способ по п. 14, отличающийся тем, что определение перепада давления на винтовом забойном двигателе с помощью датчиков давления в наддолотном модуле и в модуле управления пульсатором в совокупности с параметром «Обороты вала винтового забойного двигателя», определенным по п. 19, дает возможность определить 20. The method according to p. 14, characterized in that the determination of the differential pressure on the screw downhole motor using pressure sensors in the over-bit module and in the pulsator control module in conjunction with the parameter "Rotations of the screw of the downhole motor" defined in paragraph 19, gives ability to identify
расчетным способом остальные параметры винтового забойного двигателя, такие как мощность, момент, что позволяет осуществить оперативное управление режимом его работы, повышая коэффициент полезного действия и технологические показатели процесса бурения.by calculation, the remaining parameters of the downhole motor, such as power, torque, which allows for the operational control of its operation mode, increasing the efficiency and technological parameters of the drilling process.