8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Телеметрическая система для бурения


Телеметрические системы для бурения

Телеметрические системы для бурения скважин представляют собой комплекс датчиков, фиксирующих и передающих информацию о состоянии оборудования и показателях его работы на специальный пульт, где она обрабатывается и анализируется. Это позволяет оператору эффективно контролировать ход работ и предотвращать возникновение аварийных ситуаций.

Принципиальной особенностью систем телеметрии в бурении скважин является передача значений на значительные расстояния. Важным требованием к системам телеметрии является выбор такого типа сигнала, который в процессе передачи от забоя до устья скважины будет минимально искажаться.

В общем случае в состав телеметрических систем для бурения скважин входит аппаратура на поверхности и в зоне забоя и канал передачи данных. В частных случаях среди компонентов телеметрической системы для бурения может присутствовать забойный источник электроэнергии (относится к системам с беспроводной передачей данных), технологическую оснастку (используется при организации проводного канала связи), немагнитные утяжеленные бурильные трубы (при использовании систем, использующих магнитометры для первичных преобразователей азимута) и другие элементы.

Забойная аппаратура, входящая в состав телеметрических систем для бурения, включает перечень первичных преобразователей, которые воспринимают и подготавливают для передачи параметры работы: направления бурения, геофизические и технологические параметры буровых работ. После преобразования эти данные по каналу связи передаются на наземную аппаратуру, где расшифровываются и предоставляются оператору в качестве основания для принятия решений по технологическому процессу.

С момента появления первых телеметрических систем основной проблемой оставалась реализация канала связи. Он должен обеспечивать не только надежность работы, но и точность передачи данных. От способа организации канала связи телеметрической системы зависит ее компоновка, а как следствие – удобство работы, надежность и эффективность. На сегодняшний день наибольшее распространение получили три основных типа канала – электроприводный, электромагнитный и гидравлический.

Развитие современных телеметрических систем для бурения направлено на повышение точности передачи сигнала, увеличения количества измеряемых параметров, увеличение скорости передачи данных и их обработки, реализация двусторонних систем связи и автоматических систем управления.

rosprombur.ru

Обуховская промышленная компания - Забойные телеметрические системы типа ЗТС /ЗТСГ. Технологии бурения

 

Забойная Телеметрическая Система

с электромагнитным/гидравлическим каналом связи (ЗТС/ЗТСГ) предназначена для обеспечения проводки и оперативного управления бурением наклонно-направленных, горизонтальных скважин и боковых стволов. Применение ЗТС позволяет проводить измерения навигационных и геофизических  параметров в процессе бурения, «в статике» без циркуляции бурового раствора, вести запись информации при подъеме инструмента.

 

Измеряемые параметры

  • Зенитный угол
  • Азимутальный угол
  • Положение отклонителя
  • Каротаж сопротивления КС (для ЗТС с электромагнитным каналом связи)
  • Каротаж самопроизвольной поляризации ПС (для ЗТС с электромагнитным каналом связи)
  • Виброкаротаж
  • Температура на забое
  • Обороты вращения генератора
  • Обновление данных с забоя происходит не чаще одного раза в 30 секунд.

 

Эксплуатационные параметры

 

Параметры Обозначение ЗТС, ЗТСГ
Номинальный диаметр,мм 90 108 130 172 195
Присоединительные резьбы 3-76 3-88 (3-86) 3-102 3-147 3-171
Длина ЗТ С (ЗТ СГ), мм 3000 (8466)
Длина диамагнитного удлинителя, мм 2500
Интенсивность искривления ствола
скважины, гр/м
1
Материал корпуса ЗТ С (ЗТ СГ)
и переводников диамагнитного удлинителя
Немагнитная сталь аустенитного класса
Материал корпуса диамагнитного
удлинителя
Сплав Д16Т

 

ЗТС с электромагнитным каналом связи

Конструкция и принцип работы

ЗТС с электромагнитным каналом связи устанавливается над забойным двигателем, состоит из забойной части (прибор электронный, генератор, удлинитель, электрический разделитель) и наземной аппаратуры (антенна, приемное устройство, ПК). 

ЗТС с гидравлическим каналом связи включает забойную часть (прибор скважинный, генератор, удлинитель, силовой корпус, пульсатор) и наземную аппаратуру (датчик давления на манифольде, приемное устройство, ПК). В процессе бурения скважинный прибор производит измерения навигационных и геофизических параметров и передает кодированный электрический сигнал, cодержащий полученную информацию в окружающую породу. В случае ЗТС с гидроканалом скважинный прибор производит измерения и с помощью пульсатора формирует импульсы давления, которые распространяются по стволу жидкости в буровом инструменте и принимаются датчиком давления на манифольде.


Сигнал, принятый антенной на поверхности Земли, а в случае гидроканала датчиком давления на манифольде, поступает на приемное устройство, где происходит его усиление, фильтрация и декодирование. Затем информация поступает на компьютер Оператора и сохраняется в памяти в любом удобном для потребителя формате. 
Программное обеспечение телесистемы позволяет производить обмен информацией, редактирование, привязку данных измерений к глубине, визуализацию информации на экране монитора в цифровом и графическом виде.

Технические параметры

 

Параметры Диапазон измерений (погрешность)
Зенитный угол, град. 0…180 (±0,1)
Азимутальный угол, град. 0…359 (± 1)
Отклонитель, град. 0…359 (± 1)
Каротаж сопротивления, Ом/м 0...200
Каротаж ПС, мв 0...120

Виброкаротаж:

Частота, Гц

Амплитуда,g

 

0...100

0...4

Температура на забое, °С 0...125
Частота вращения генератора, об/мин 400...2500
Максимальное гидростатическое давление, МПа 100
Расход бурового раствора, л/сек 7...60
Максимальная рабочая температура, °С 125
Ресурс генератора до ревизии, час не менее 200
Содержание песка в растворе, % менее 3
Виброустойчивость, g до 12
Ударопрочность, g до 1000

 

 

ЗТС Г с гидравлическим каналом связи

Особенности и преимущества

  • Унифицированная конструкция позволяет, меняя силовые корпуса, работать во всех диаметрах от 90 до 240 мм.
  • Небольшая длина и гибкость конструкции позволяет проводить скважины с большой интенсивностью искривления ствола (до 1°/м) и снизить прихватоопасность КНБК.
  • Измерение навигационных и геофизических параметров возможно как в процессе бурения, так и в «статике» без циркуляции бурового раствора.
  • Возможно управление форматом измерения и передачи информации с поверхности, без подъема телесистемы из скважины.
  • Измерение и запись информации в «память» при подъеме инструмента.
  • Телесистемы могут работать при гидростатическом давлении до 100 МПа, температуре окружающей среды до 125 °С, в широком диапазоне расходов бурового раствора.
  • Телесистемы могут использоваться при бурении скважин на депрессии с использованием аэрированных буровых растворов, газа, воздуха.
  • Возможно использование гидроканала для передачи информации, для чего достаточно провести небольшую доработку пульсатора любой из использующихся в настоящее время телеметрических систем.

 

Комплект поставки

 

Наименование Кол-во, шт. Наименование Кол-во, шт.
Разделитель электрический
(в сборе)
1 ПК 1
Удлинитель диамагнитный 2 Принтер 1
Генератор 2 Мегомметр 1
Кожух генератора 1 Мультиметр 1
Пульсатор (для ЗТ С с гидравлическим
каналом связи)
2 УСО 1
Прибор электронный 2 Буссоль 1
Кожух защитный (в сборе) 2 Квадрант 1
Инклинометр 2 Тестер 1
Катушка с полевым проводом 1 Программное обеспечение 1
Антенна 1 Переговорное устройство 1
Устройство для проверки телесистемы в сборе 1 Блок питания с эквивалентом нагрузки 1
Датчик давления на манифольде (для ЗТСГ с гидравлическим каналом связи) 2 ЗИП (комплект) 1

 

opk-oil.ru

Телеметрия скважин | ООО "НПП "ИНГТ"

Бескабельная телеметрическая система БТС-172, АБТС-120-ЭМ.

Аппаратура бескабельная телеметрическая скважинная БТС предназначена для оперативного управления траекторией ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин в процессе бурения гидравлическими забойными двигателями с использованием для передачи информации электромагнитного беспроводного канала связи.

БТС может применяться при следующих технологических операциях турбинного бурения:

  • измерения параметров ствола скважины (зенитный угол, азимут) в статике;
  • измерения параметров ствола скважины (зенитный угол, азимут) в динамике;
  • ориентирования отклонителя на забое при необходимости изменения азимута ствола скважины или его зенитного угла;
  • ориентирования отклонителя на забое в вертикальных скважинах при зарезке ствола по заданному направлению;
  • определения угла закручивания бурильной колонны реактивным моментом забойного двигателя;
  • измерения естественного гамма излучения*;
  • измерения температуры;
  • измерения вибрации.

БТС используется при бурении скважин гидравлическими двигателями в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий.

Технические характеристики

Основные измеряемые параметры

АБТС-120-ЭМ БТС-172
Температура окружающей среды, ºС 5-100
Вибрация с ускорением до 300 м/с2 с частотой, Гц 10-300
Максимальное гидростатическое давление, МПа 60
Максимальные осевые нагрузки, кН 300 1000
Максимальный вращающий момент, кНм 18 30
Диапазон основных измеряемых параметров
Зенитный угол Z, градус 0-120
Азимут, градус 0-360
Угол установки отклонителя, градус 0-360
Погрешность основных измеряемых параметров*
Зенитный угол Z, градус, не более ±0,2 ±0,2
Азимут, (при Z=10 ÷ 120), градус, не более ±1** ±1**
Угол установки отклонителя***
(при Z>3,2), градус, не более ±2; ±2;
(при Z=0..3,2), градус, не более ±10 ±10

Дополнительные измеряемые параметры

АБТС-120-ЭМ БТС-172
Диапазон дополнительных измеряемых параметров
Уровень естественного гамма излучения****, мкР/ч 0-250
Температура, ºС 0-120
Вибрация, м/с2 0-1200
Погрешность           дополнительных           измеряемых параметров
Уровень естественного гамма излучения, мкР/ч, не более ±10%
Температура, ºС, не более ±2
Вибрация, м/с2, не более ±10%

* — погрешность измерения зенитного и азимутального угла дана для замера в статике.
** — значения абсолютной погрешности указаны для широты г. Самары.
*** — при зенитных углах 0…3,2 градуса угол отклонителя измеряется по магнитным компонентам X,Y, при зенитных углах > 3,2 градуса угол отклонителя измеряется по гравитационным компонентам X,Y.
**** — для модификации БТС, имеющей МЭС сгамма модулем (МЭС-50ГМ).

Габаритные размеры и масса скважинного прибора

АБТС-120-ЭМ БТС-172
Диаметр*, мм 120 178
Длина, м 15 15,5
Масса**, кг, не более 800 1500

* — указан номинальный диаметр аппаратуры; отдельные элементы аппаратуры могут иметь другой диаметр, близкий к номинальному.
** — масса зависит от типа исполнения корпусных деталей

Прибор скважинный

Прибор скважинный входит в состав КНБК и устанавливается над забойным двигателем. Схема прибора скважинного приведена на Рис. 1. Прибор скважинный представляет собой сборку из трубных элементов: верхнего и нижнего немагнитных удлинителей и зонда. Сборка прибора скважинного осуществляется непосредственно на роторе в следующей очерѐдности: удлинитель немагнитный нижний →зонд → удлинитель немагнитный верхний. Все элементы свинчиваются между собой с помощью конических (метрических и дюймовых) резьб.

Забойная телесистема с гидравлическим каналом связи КОРВЕТ

Prezentatsiya-KORVET

nppingt.ru

Бурение. Широкий спектр бурового оборудования «Шлюмберже» и услуг по бурению.

Главная / Сервис и оборудование

Измерения зенитного угла и азимута

Услуги телеметрических измерений во время бурения позволяют компаниям-недропользователям получать информацию в короткие сроки и своевременно принимать решения по повышению эффективности бурения, оптимизации проводки скважины и грамотной подготовке в дальнейшем.

Эти надежные технологии обеспечивают электропитанием приборы каротажа в одной КНБК и передают данные при высокой скорости на поверхность. При помощи компрессии данных по технологии Orion II скорость передачи данных может достигать 100 бит/сек.


Технологии

TelePacer. Модульная платформа телеметрии

Передача надежных и точных измерений в режиме реального времени

TeleScope. Высокоскоростная телеметрия во время бурения

Передача надежных и точных измерений в режиме реального времени

TeleScope ICE. Телеметрия при экстремально высоких температурах

Высокая скорость передачи данных с забоя в условиях высокой скважинной температуры - до 200C

DigiScope. Телеметрия в скважинах малого диаметра

Электропитание для каротажа и высокая скорость передачи данных в скважинах малого диаметра

ShortPulse. Телеметрия во время бурения

Непрерывная инклинометрия и гамма-каротаж во время бурения

ImPulse. Интегрированный комплекс измерений во время бурения

Инклинометрия, гамма-каротаж и электромагнитный каротаж УЭС во время бурения

SlimPulse. Извлекаемая телесистема

Инклинометрия, положение отклонителя и гамма-каротаж во время бурения


Библиотека знаний

Проекты Брошюры Ванкорнефть. Первый рейс РУС PowerDrive Archer в России сократил время бурения на 3 дня Подробнее

Применение роторной управляемой системы с высокой интенсивностью набора угла позволило достичь интенсивности набора зенитного угла 7°/30 м за одно долбление, исключив операцию по установке клина-отклонителя и дополнительные рейсы КНБК на месторождении в Сибири.

Газпром добыча Астрахань. Комплексная система бурения позволила завершить работы на 7 дней раньше Подробнее

Сочетание роторно-управляемой системы с PDC долотом и системой измерения забойных параметров в процессе бурения позволило обеспечить полный контроль траектории ствола и увеличить механическую скорость проходки в 2,5 раза при прохождении вертикальных интервалов.

ЛУКОЙЛ-Коми. Применение оптимизированной системы бурения сэкономило 5 дней Подробнее

Специализированная КНБК позволила пробурить самый длинный горизонтальный интервал в регионе, а также первый интервал с использованием роторной управляемой системы (РУС).

ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть. PeriScope HD. Горизонтальный ствол в пласте с оптимальными ФЕС Подробнее

Использование комплексных решений при бурении скважины позволило проложить 241,3 мм горизонтальный ствол протяженностью 3694 метра в узком интервале коллектора в одно долбление на 6 дней быстрее запланированного срока.

ЛУКОЙЛ. Стабильность ствола первой скважины с большим отходом от вертикали Подробнее

Геомеханический анализ повышает эффективность работы компании «Лукойл» в неустойчивых морских пластах.

НОВАТЭК. КНБК для строительства первой многоствольной скважины с большим отходом от вертикали Подробнее

Использование комплексных решений бурения позволило пробурить скважины с большим отходом от вертикали, обеспечив максимальную производительность и уровень добычи на месторождении на севере Западной Сибири.

Сахалин Энерджи. Устранение неравномерности вращения и вибраций бурильной колонны Подробнее

Комплексное решение позволило компании оператору успешно выполнить расширение 24-дюймовогонаклонно-направленного ствола до 28 дюймов в геолого-технических сложных условиях бурения на шельфе острова Сахалин.

Специально разработанная КНБК сократила время работы буровой на 12 дней Подробнее

Применение роторной управляемой системы, управляемых забойных двигателей, оптимизированных буровых долот и системы измерений и каротажа во время бурения (MLWD) позволили пробурить четыре интервала от башмака до башмака, каждую за один спуск, без непроизводительного времени.

Элвари Нефтегаз. Новейшие системы Scope позволили сэкономить 1,5 миллиона долларов Подробнее

За четырехмесячный период Элвари Нефтегаз пробурила у побережья Сахалина вдвое больше запланированного количества разведочных скважин, оставшись в рамках бюджета проекта.

Технологии ННБ, телеметрии и каротажа во время бурения. Краткий справочникPDF 9,8 МБ Все брошюры

www.slb.ru

Бурение с телеметрией | Завод бурового оборудования

Для бурения направленных скважин станками, оснащенными системой телеметрии DSG (Drill Guidance System) мы предлагаем штанги CHD 69,9 и HD 73, укомплектованные оригинальными кабель-каналами для передачи сигнала от датчиков положения бурового инструмента к компьютеру.

Буровые штанги CHD69,9 и HD73 предназначены для бурения направленных скважин буровыми станками, оснащенными системой телеметрии DGS (Drill Guidance System).

Внутри штанг установлен кабель-канал, который служит для передачи сигнала от датчиков положения бурового инструмента к блоку компьютера. При свинчивании буровых штанг в колонну соединение кабель-каналов происходит автоматически. Конструкции концевых адаптеров запатентованы компаниями производителями. Штанги укомплектовываются оригинальными кабель-каналами производства Industrea Mining Technology (Австралия) или ООО «Новинка» (Белоруссия).

Применение этих штанг позволяет устойчиво передавать сигнал в сложных условиях, где невозможно использовать гидравлические каналы связи (восстающие и мало обводненные скважины).

По требованию заказчика буровые штанги могут поставляться без кабель-канала. Дополнительно может быть поставлен комплект деталей, предназначенный для самостоятельного монтажа и ремонта (замены) поврежденного кабель-канала.

Техническая характеристика буровых штанг

Наименование Наружный диаметр замков D, мм Внутренний диаметр замков d, мм Толщина стенки трубы t, мм Длина резьбы L1, мм Длина L, мм Масса, кг Резьба Момент свинчивания резьбы, Нм Максимальный крутящий момент, Нм
Штанга буровая 69,9 70,5 55,0 5,0 50,3 1500 15,1 CHD 1200 2500
Штанга буровая 69,9 70,5 55,0 5,0 50,3 3000 27,6 CHD 1200 2500
Штанга буровая 73 73,0 56,0 5,0 50,3 1500 16,0 HD 1200 2500
Штанга буровая 73 73,0 56,0 5,0 50,3 3000 32,0 HD 1200 2500

Механические свойства материала штанги и замка (не менее)

Параметры Тело трубы Детали замка
Временное сопротивление, МПа (кгс/мм2) 687 (70) 950 (97)
Предел текучести при растяжении, МПа (кгс/мм2) 490 (50) 830 (85)
Относительное удлинение, % 12 10
Твердость сердцевины HRC 28-34

Преимущество штанг буровых CHD69,9 и HD73

  • Для снижения износа резьбы в процессе свинчивания-развинчивания труб замки буровых штанг изготавливаются из стали 30ХГСА, либо 40ХН, закаленной до твердости 28-34 HRC, с последующей карбонитрацией (химико-термическая обработка), обеспечивающей поверхностную твердость резьбы не менее 49HRC.
  • Все резьбы изготавливаются на высокоточных станках с ЧПУ и проходят 100% контроль калибрами и контроль профиля на профилеметре MahrSurf (MarWin, Германия).
  • Мы устанавливаем только оригинальные кабель-каналы по договору с производителями систем DGS.
  • Нарезка резьбы на замках производится на высокоточных станках с ЧПУ с использованием импортного твердосплавного инструмента, что обеспечивает самое высокое качество и точность исполнения.
  • Высокую прочность шва и идеальную соосность замков и трубы.обеспечивает сварка трением на современном оборудовании фирмы Thompson (Великобритания).
  • Для жесткости и герметичности соединения в свинченном состоянии резьба CHD и HD73 образует двухупорное соединение с контактом торцов в верхней и нижней частях конуса.
  • Тело трубы подвергается поверхностной закалке токами высокой частоты до твердости не менее 48HRC, что способствует сокращению износа и сохранению прямолинейности трубы в период эксплуатации.

zbo.ru

Продукция Геопласт Телеком - автоматизация и телеметрия

Назначение:

Забойная система телеметрии Геопласт-35.4 предназначена для телеметрического сопровождения процесса направленного и горизонтального бурения в системах с гидравлическим каналом связи в компоновках 230 мм / 172 мм / 121 мм / 89 мм на базе пульсаторов Геопласт-35.П, МК4/6/9 или аналогичных с возможностью включения в компоновку резистивиметра при бурении вертикальных, наклонных, наклонно-горизонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин, при вырезке колонны, установке клиньев, бурении боковых стволов.

Описание:

Геопласт-35.4 обеспечивает измерение, вычисление, передачу на поверхность по гидравлическому каналу связи телеметрических данных о процессе бурения. На поверхность передаются значения сигналов гравитационных и магнитных датчиков, угла установки отклонителя, зенитного и азимутального углов, температуры, частоты вращения ротора пульсатора, вибраций и ударов, фонового гамма-излучения на забое, кажущегося удельного сопротивления пласта породы на забое. Перечень передаваемых параметров программируется в строке данных пользователя.

Комплекс Геопласт-35.4 обеспечивает автоматическое отключение пульсаций в роторных режимах бурения, ведение электронного архива телеметрических параметров и состояния прибора. По командам с поверхности возможно изменение на забое режима замера, скорости передачи данных на поверхность.

Данные с забоя передаются на поверхность и отображаются в удобной графической и табличной форме на компьютере инженера и мониторе бурильщика.

Состав оборудования

Скважинное оборудование:

·                    комплект пульсатора;

·                    зонд-инклинометр с модулем гамма-каротажа;

·                    резистивиметр;

·                    комплект койл-кордов;

·                    комплект переводников.

Наземное оборудование:

·                    интерфейсный блок;

·                    барьерный блок;

·                    монитор бурильщика;

·                    тестер пульсатора;

·                    ПК и программное обеспечение инженера;

·                    комплект соединительных кабелей.

Скважинный прибор 

Зонд-инклинометр со встроенным модулем гамма-каротажа    Геопласт-35.4 выполнен в немагнитном защитном кожухе диаметром 45 мм и длиной 1868 мм. Зонд предназначен для эксплуатации в компоновках 230 мм / 172 мм / 121 мм / 89 мм с пульсатором тарельчатого типа со встроенным электрогенератором Геопласт-35.П с возможностью подключения резистивиметра Геопласт-35.Р.

Зонд-инклинометр Геопласт-35.4 предназначен для работы с наземным программным комплексом Геопласт. Инклинометр обеспечивает работу в различных конфигурациях инклинометр, инклинометр + гамма, инклинометр + гамма + резистивиметр. Обеспечивается программная установка формата передачи данных зонда.

Применённые в конструкции схемные решения и алгоритмы фильтрации обеспечивают стабильность замеров в условиях вибраций и ударов.

Резистивиметр Геопласт-35.Р представляет собой скважинный прибор диаметром 121 мм и длиной 7800 мм, с помощью которого производятся замеры для каротажных диаграмм скважин диаметром от 142 мм до 165 мм. Информация с резистивиметра позволяет локализовать подвижные углеводороды в процессе бурения, идентифицировать и оценивать зоны тонких продуктивных пластов и определять истинное удельное сопротивление в буровой жидкости любого типа.

Резистивиметр представляет собой высокочастотный индукционный датчик удельного сопротивления зондового типа. Прибор включает в себя четыре радиочастотных передатчика и две антенны приемника. Резистивиметр измеряет как фазовый сдвиг, так и затухание на каждом из четырёх расстояний между передатчиками и приемниками. Совокупность измеренных данных позволяет формировать восемь различных диаграмм удельного сопротивления с отличающимися исследуемыми мощностями пласта. Разности фаз и амплитуд, принимаемых дальней и ближней антеннами, являются основными измеряемыми величинами, производимыми прибором.

Прибор состоит из приёмника, антенного блока и шести антенн с одним переводником, изготовленным из аустенитной немагнитной нержавеющей стали.

Модуль передатчика и модуль приёмника герметично закрыты внутри переводника. Питание и сигнал подаются от шины переводника на модули передатчика и приёмника через разъём «мокрого соединения». Обратная цепь шины переводника проходит через УБТ и корпуса модулей.

Диапазон измерения удельного сопротивления: по разности фаз - 0,005 – 2000 Ом м, в комбинированном режиме – 0,1 – 100 Ом м.

Наземное оборудование

Наземное оборудование системы Геопласт-35.4 предназначено для приёма, декодирования и отображения данных на поверхности в системах телеметрического сопровождения процесса направленного и горизонтального бурения в системах с гидравлическим каналом связи на положительных импульсах на базе пульсаторов серии Геопласт-35.П.

Интерфейсный блок (ИБ) обеспечивает приём и фильтрацию сигналов скважинного прибора, лебёдки и нагрузки на крюк. По интерфейсу USB обеспечивается ввод сигналов 5-и аналоговых и 13-и дискретных датчиков в компьютер. ИБ также содержит интерфейсный модуль MIL1553 для стыковки с резистивиметром Геопласт-35.Р или аналогичным. Встроенная схема самодиагностики, световые индикаторы сигнализируют об обнаружении нештатных режимов работы ИБ. Конструктивно ИБ выполнен в герметичном кейсе из ударопрочного пластика c габаритами 474 × 373 × 182 мм, масса – не более 6 кг.

Барьерный блок (ББ) предназначен для согласования сигнальных и питающих цепей датчиков и монитора бурильщика с соответствующими входными и выходными цепями интерфейсного блока. ББ содержит барьеры искробезопасности с гальванической развязкой, а также высоконадёжные модули питания. Конструктивно ББ выполнен в герметичном кейсе из ударопрочного пластика c габаритами 487 × 388 × 227 мм, масса – не более 8,6 кг.

Тестер пульсатора предназначен для автоматической проверки работоспособности пульсатора моделей Геопласт-35.П в части измерения сопротивлений обмоток генератора и электромагнитного клапана, а также сопротивления изоляции между обмотками и корпусом, с выдачей протокола тестирования на компьютер.

Монитор бурильщика предназначен для автоматического отображения в реальном масштабе времени положения зенита, азимута, отклонителя и целизабуриваемой скважины в графическом и символьном виде. Индикаторное табло монитора обеспечивает высокую четкость отображения данных как при ярком солнечном свете, так и в полной темноте, при температуре окружающего воздуха от -45 до +50°С. Монитор выполнен в герметичном стальном корпусе, с уровнем защиты IP65, габариты – 460 × 286 × 70 мм, масса – не более 9,5 кг.

Программное обеспечение инженера-технолога Геопласт обеспечивает автоматический прием и декодирование сигнала скважинного прибора на поверхности, восстановление и обработку телеметрических данных, отображение процесса бурения в удобной графической и табличной форме. ПО Геопласт выполнено по архитектуре клиент-сервер с возможностью оперативного наблюдения и управления процессом бурения через Интернет непосредственно из офиса сервисной компании. Комплекс обеспечивает приём, обработку и декодирование пакетов данных, пересчёт инклинометрических параметров бурения, коррекцию углов по методу «коротких НУБТ», отображение данных процесса бурения в реальном времени на ПК и мониторе бурильщика, форматирование и печать отчётов. Также комплекс позволяет читать и визуализировать архивы данных скважинного прибора после бурения, обеспечивать терминальные и калибровочные процедуры с зондом на поверхности. Дополнительно комплекс обеспечивает приём и обработку сигналов датчика глубины и нагрузки на крюк. Возможно получение данных в реальном времени от геофизической системы по локальной сети. В качестве компьютера инженера может использоваться ноутбук с ОС Windows 8.1/10.

Комплект кабелей

В состав комплекса входит комплект кабелей для соединения компонентов комплекса на поверхности и в скважине. Кабели обеспечивают надёжную связь компонентов комплекса на скважине в погодных условиях Сибири и Крайнего Севера. Койл-корды обеспечивают надёжную связь между зондами и пульсатором в компоновке скважинного прибора.

Погрешность замеров

П.п.

Наименование параметра

Диапазон измерения

Погрешность

1

Зенитный угол

0 – 180 0

+ 0,1 0

2

Азимутальный угол

0 – 360 0

+0,5 0

3

Угол установки отклонителя

0 – 360 0

+1,0 0

4

Интенсивность гамма импульсов, сцинт./с.

0 – 650

± 5

5

Разрешение гамма каротажа по вертикали, мм

< 100

± 10

6

Удельное сопротивление пластов, Ом*м

0,005 – 2000

+ 1%

7

Разрешение удельного сопротивления по вертикали см

< 15

+ 1%

8

Температура зонда-инклинометра, 0С

+10 – 125

+ 2

9

Параметр достоверности измерения зенитного угла,Gt

+ 0,127

+ 0.0001

10

Параметр достоверности измерения азимута, dMT

5

+ 0,1

11

Частота вращения генератора пульсатора, об/мин

500 – 5000

+ 1 %

Основные функции комплекса

· произвольное программирование режимов замеров.

· выполнение типовых тестовых процедур для проверки работоспособности зонда перед спуском в скважину по допускам точности.

· работа в компоновках с резистивиметром.

· автоматическое переключение режима пульсаций во время роторного бурения.

· ведение электронного архива телеметрических параметров и состояния прибора с привязкой к реальному времени.

· программная установка порога переключения отклонителя с магнитного на гравитационный (режим зарезки).

· программная установка длительности паузы до начала пульсаций.

· управление работой скважинного прибора по командам с поверхности:

-        установка режимов замера и частоты передачи зонда;

-        включение/отключение модуля гамма каротажа.

· измерение азимутального угла по методу «коротких НУБТ».

·      программная установка диапазона измерения уровня фонового гамма-излучения.

·      фиксация ударных нагрузок на прибор при выключенном питании зонда.

·      наблюдение за процессом бурения на компьютере в реальном времени в виде таблиц и графической информации.

·      ведение архивов, формирование отчетов в удобной форме, возможность оперативной передачи отчетов и сессий на удаленные серверы пользователя.

Эксплуатационные параметры скважинного прибора

П.п.

Наименование параметра

Значение

1

Тип пульсатора

Геопласт-35.П

2

Скорость передачи данных на поверхность, Гц

0,25 – 3,00

3

Рабочий диапазон напряжение питания от электрогенератора, В

~ 18 – 100

4

Потребляемая мощность, Вт

< 5

5

Температура эксплуатации, °С

10 – 125

6

 Давление бурового раствора, МПа

124

7

 Диапазон расходов бурового раствора, л/мин

550 – 1350

8

 Выдерживаемые вибрации (случайные, RMS, 15 – 500 Гц), G

25

9

Выдерживаемые одиночные удары (0.5 мсек, полусинус), G

1000

10

Интерфейс для связи с ПК

RS232

11

Интерфейс для связи с резистивиметром

MIL1553

Технические преимущества комплекса Геопласт-35.4

Комплекс Геопласт-35.4, по сравнению с аналогами, обеспечивает высокую точность измерения и надежность при меньших габаритах и энергопотреблении, устойчивую работу в компоновке с низким расходом бурового раствора.

Повышенная стойкость к воздействию вибрационных и ударных нагрузок скважинного прибора достигается за счет интеграции модуля гамма каротажа в единую конструкцию зонда, миниатюризации электронного оборудования и введения в конструкцию дополнительных амортизаторов.

Оборудование комплекса предназначено для работы с программой Геопласт DWD или аналогичной. Программа Геопласт работает в среде Windows 8.1/10, практически не зависит от конфигурации компьютера и позволяет обеспечить возможность наблюдения за процессом бурения на скважине из удаленного офиса сервисной компании в реальном времени.

Все оборудование и программное обеспечение комплекса Геопласт-35.4 разработано и изготавливается в России, обеспечивается гарантийное и послегарантийное сопровождение. Комплекс постоянно модернизируется с учетом пожеланий и требований Заказчиков. Части комплекса защищены патентами. Оборудование комплекса имеет все необходимые разрешительные документы для эксплуатации в России и СНГ.

Комплекс Геопласт-35.4 является совместной разработкой компаний ООО «Геопласт Телеком» (г. Уфа) и ООО «Пермская Компания Нефтяного Машиностроения» (г. Пермь).

            Комплексы Геопласт-35 успешно эксплуатируются в течение 12-ти лет в России на нефтяных месторождениях Сибири, Крайнего Севера и Республики Коми.

За подробной информацией и ценами просим обращаться в предприятия-изготовители.

:

catelecom.ru


Смотрите также