RU2401378C1

RU2401378C1 - Method of drilling inclined and horizontal well bores

Info

Publication number: RU2401378C1
Application number: RU2009130267/03A
Authority: RU
Inventors: Николай Викторович Беляков (RU); Николай Викторович Беляков; Анатолий Александрович Андреев (RU); Анатолий Александрович Андреев; Валерий Прокофьевич Коданев (RU); Валерий Прокофьевич Коданев; Евгений Юрьевич Емельянов (RU); Евгений Юрьевич Емельянов; Дмитрий Алексеевич Веселов (RU); Дмитрий Алексеевич Веселов
Original assignee: Николай Викторович Беляков
Priority date: 2009-08-06
Filing date: 2009-08-06
Publication date: 2010-10-10

Abstract

FIELD: oil-and-gas production.

SUBSTANCE: proposed method comprises using bottom hole telemetry system made up of measuring unit incorporated with bottom-hole assembly (BHA) and connected via conductor with acoustic radiator connected, in its turn, via drilling string with acoustic signal receiver-transponder mounted on drilling jig swivel barrel. In drilling the section of well bore for jig, said radiator is secured in BHA adapter at a minimum distance from measuring module head part. In drilling ahead of zenith angle intensive increase section with subsequent penetration of well bore in productive strata, said radiator and adapter are displaced into drilling string wellhead section. Note here that well bore section is dilled to the entrance of radiator into jig shoe. In further drilling of well bore through productive strata, adapter with another radiator, identical to aforesaid one, is mounted to be electromechanically connected via extra conductor with hydrophone. The latter is arranged at a minimum distance from the first radiator. Note here that well bore is dilled, mainly, to the entrance of second radiator into jig shoe.

EFFECT: expanded performances and higher efficiency.

2 dwg

Description

Изобретение относится к области навигационного и геофизического сопровождения процессов бурения наклонно направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин с использованием забойных телеметрических систем.The invention relates to the field of navigation and geophysical support for the drilling of directional and horizontal oil and gas wells using downhole telemetry systems.

Известны способы проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин, осуществляемые при помощи забойных телеметрических систем (см., например, книгу Белякова Н.В. «Интегрированные геофизические исследования бурящихся скважин». М.: Издательство «Физматкнига», 2008, с.105-139). Каждый из этих способов характеризуется наличием включенного в компоновку низа бурильной колонны измерительного модуля с датчиками геофизических и угловых параметров, обеспечивающего получение и передачу по специально организованному каналу связи с забоя на устье скважины информации, необходимой для реальной оценки геологической и навигационной обстановки в призабойной зоне с целью оперативной разработки программ оптимального управления траекторией ствола в пространстве. При этом технология направленной проводки стволов в основном определяется физическими принципами построения используемых каналов связи, каждый из которых (проводной, гидравлический, электромагнитный, акустомеханический и др.) не обладает необходимой универсальностью при строительстве скважин с различными геолого-техническими условиями бурения. По этой причине при проводке стволов наклонных и горизонтальных скважин находят применение различные отличающиеся по техническим характеристикам забойные телеметрические системы, в том числе и системы с комбинированными каналами связи, позволяющие наилучшим образом компенсировать недостатки, присущие отдельным каналам. При всем этом не снижаются требования к правильному выбору канала связи и рациональному способу организации его функционирования по всей проектной длине ствола скважины. Особую актуальность эти требования приобретают при разведке и разработке месторождений, например в Западной Сибири, которые по своему литологическому разрезу обеспечивают возможность строительства скважин одноколонной конструкции со спуском кондуктора на глубину порядка 500-800 м. В большинстве своем проводка таких скважин осуществляется с выходом из-под башмака кондуктора открытого ствола большой протяженности с интенсивным искривлением (при возрастании зенитного угла) в начале его формирования и с последующим наклонным, горизонтальным (либо близким к этому направлению) вхождением в продуктивные отложения небольшой мощности (до 30-50 м) с глубиной залегания до 1300-2500 м. Процесс бурения этих скважин сопряжен с необходимостью повышения при минимуме затрат достоверности и скорости передачи телеметрических данных с забоя к наземной приемно-регистрирующей аппаратуре на всех этапах разбуривания горных пород для высокоточного вычисления текущих координат оси ствола и качественной интерпретации геофизической информации о проходимом буровым инструментом геологическом разрезе. Для решения этой проблемы в последние годы получила распространение разработанная в России технология проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин с применением комплексной забойной телеметрической системы ЗТС 48-АК-М (ранее ЗТС 45-АК-М), позволяющая в зависимости от поставленных задач использовать различные каналы связи на трех этапах строительства скважин. Так на первом этапе строительства скважин, таком как забуривание ствола под направление и кондуктор, используется акустомеханический (при передаче сигналов по колонне бурильных труб) канал связи, предусматривающий включение в компоновку низа бурильной колонны измерительного модуля с датчиками, как минимум, угловых параметров, оснащенного жестко смонтированным на его головной части акустическим излучателем (передатчиком акустических сигналов), а также размещение на стволе вертлюга приемника-ретранслятора акустических сигналов для передачи необходимой информации приемно-регистрирующей аппаратуре путем излучения с помощью антенны модулированных колебаний в виде электромагнитных волн. Применение такого типа канала связи позволяет на первом этапе отказаться от гидравлического канала связи, который для обеспечения передачи гидравлических импульсов использует вводимый в компоновку низа бурильной колонны пульсатор, не отличающийся высокой надежностью из-за подверженности значительному износу при повышенном расходе бурового раствора и наличии в нем повышенного содержания твердой фазы (мелких частиц выбуренной породы). Однако после спуска кондуктора на заданную глубину, его цементирования и оснащения бурильной колонны отклоняющей компоновкой продолжение проводки ствола из-под башмака кондуктора с резким искривлением нижнего интервала и последующим входом в продуктивный пласт применение забойной телеметрической системы с акустомеханическим каналом связи становится проблематичным. Это объясняется тем, что в связи с низкой интенсивностью передаваемых акустических сигналов возникают трудности выделения полезной информации на фоне дополнительно возрастающих при значительных изгибах бурильной колонны (особенно в местах замковых соединений) помех из-за рассеяния акустических волн в результате отражений и преломлений на стыках труб, ниппелей и муфт и потерей звуковой энергии, обусловленной наличием упругого гистерезиса, явления релаксации и термической природы поглощения упругих колебаний. По этой причине, несмотря на отмеченные выше недостатки гидравлического канала связи, на втором этапе направленной проводки ствола, связанном с интенсивным набором кривизны, во время смены компоновки низа бурильной колонны производят электромеханическое отсоединение акустического излучателя от измерительного модуля, а взамен на головной части устанавливают пульсатор гидравлических импульсов, что позволяет осуществлять дальнейшую проходку ствола большой протяженности при наличии, однако, вследствие низкой скорости передачи данных (около 3 бит/с) всего лишь двух геофизических датчиков (гамма-каротажа и резистивиметрии). Это сужает информационные возможности телесистемы, что ограничивает ее использование (особенно в процессе бурения разведочных скважин). Поэтому, несмотря на большую дальность передачи информации по гидравлическому каналу связи, после получения запроектированного минимально необходимого зенитного угла на завершающем третьем этапе направленной проводки наклонного или горизонтального ствола вплоть до проектной точки пласта, когда техническими условиями предусматривается тщательный контроль за положением его оси в продуктивном горизонте относительно кровли и подошвы и контроль за проходимой породой, возникает необходимость применения забойной телеметрической телесистемы с расширенным комплектом геофизических датчиков и повышенной скоростью передачи данных. Для решения этой задачи рассматриваемый способ проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин предусматривает переход от гидравлического к комбинированному каналу связи, обеспечивающему повышенную дальность передачи информации при скорости до 200 бит/с и представляющему собой сочетание находящегося в нижней части бурильной колонны проводного канала, а в верхней - акустомеханического. При этом проводной канал формируют в виде сбросного проводного (кабельного) соединителя временного использования, обеспечивающего при монтаже-демонтаже бурильной колонны легкое электрическое соединение измерительного модуля с акустическим излучателем либо их отсоединение друг от друга с помощью разъемов, имеющих гальванические и индуктивные контакты. Причем длину соединителя выбирают максимальной исходя из глубины самопроизвольного на спуске дохождения его нижнего конца до вступления в индуктивный контакт с головной частью измерительного модуля (обычно ниже башмака кондуктора) при зенитных углах до 55-57° (см., например, статью Белякова Н.В. Малогабаритная забойная телеметрическая система с комбинированным каналом связи // НТВ «Каротажник», Тверь: Изд-во АИС, 1996, Вып.30, с.60-67). При больших зенитных углах спуск соединителя осуществляют принудительно потоком промывочной жидкости с помощью специальной устьевой головки с уплотнительным устройством (лубрикатором). Очевидно, что такой способ организации комбинированного канала связи, продиктованный стремлением обеспечить доведение забоя до проектного местоположения в пласте с помощью одного проводного соединителя, по эргономическим и экономическим показателям не является наилучшим, тем более что удлинение ствола в процессе бурения ограничено глубиной спуска акустического излучателя, который, как следует из вышеизложенного, не следует располагать в непосредственной близости от участка ствола с резким искривлением, ибо акустические шумы, возникающие в результате изгибных напряжений в бурильной колонне и интенсивного трения ее поверхности о породу, в качестве помех накладываются на спектр информационных акустических сигналов, искажая их при передаче. Если же учесть, что распространяющиеся по металлу бурильной колонны акустические волны помех достаточно быстро затухают в результате поглощения их энергии внутри металла и рассеяния в окружающей среде, особенно при возникновении надежного акустического контакта с башмаком кондуктора, то становится ясным, что для обеспечения необходимой помехозащищенности канала связи акустический излучатель нецелесообразно выводить за пределы внутренней полости кондуктора.Known methods for guiding the shafts of inclined and horizontal wells using downhole telemetry systems (see, for example, N.V. Belyakov’s book, “Integrated Geophysical Surveys of Drilled Wells.” M.: Fizmatkniga Publishing House, 2008, pp. 105-139 ) Each of these methods is characterized by the presence of a measuring module included in the layout of the bottom of the drill string with sensors of geophysical and angular parameters, which ensures the receipt and transmission of information necessary for a real assessment of the geological and navigational situation in the bottom-hole zone via a specially organized communication channel from the bottom hole at the wellhead. operational development of programs for optimal control of the trajectory of the trunk in space. At the same time, the technology of directional trunking is mainly determined by the physical principles of constructing the used communication channels, each of which (wired, hydraulic, electromagnetic, acoustomechanical, etc.) does not have the necessary versatility in the construction of wells with different geological and technical drilling conditions. For this reason, when drilling the shafts of deviated and horizontal wells, various downhole telemetry systems differing in technical characteristics are used, including systems with combined communication channels, which make it possible to best compensate for the shortcomings inherent in individual channels. With all this, the requirements for the correct choice of the communication channel and the rational way of organizing its functioning along the entire design length of the wellbore are not reduced. Of particular relevance to these requirements are the exploration and development of deposits, for example, in Western Siberia, which, in their lithological section, provide the possibility of constructing single-column design wells with a conductor descent to a depth of about 500-800 m. Most of these wells are wired out shoe conductor open trunk of great length with intense curvature (with increasing zenith angle) at the beginning of its formation and subsequent inclined, horizontal entering (or close to this direction) entry into productive deposits of small thickness (up to 30-50 m) with a depth of up to 1300-2500 m. The drilling process of these wells is associated with the need to increase the reliability and speed of telemetry data transmission from the bottom to the bottom ground-based receiving and recording equipment at all stages of rock drilling for high-precision calculation of the current coordinates of the axis of the barrel and a qualitative interpretation of geophysical information about the geological time passed by the drilling tool EZE. To solve this problem, in recent years, the developed technology for drilling deviated and horizontal wells using the integrated downhole telemetry system ZTS 48-AK-M (previously ZTS 45-AK-M), which allows using different channels depending on the tasks, has become widespread. communication at the three stages of well construction. So at the first stage of well construction, such as borehole drilling for the direction and the conductor, an acoustomechanical (when transmitting signals along the drill pipe string) communication channel is used, which provides for incorporating at least the angular parameters rigidly equipped in the layout of the bottom of the drill string with sensors mounted on its head by an acoustic emitter (transmitter of acoustic signals), as well as placement on the barrel of the swivel of a receiver-relay of acoustic signals for transmitting the necessary information to reception and recording equipment by emitting modulated oscillations in the form of electromagnetic waves using an antenna. The use of this type of communication channel allows you to abandon the hydraulic communication channel at the first stage, which uses a pulsator introduced into the layout of the bottom of the drill string to ensure the transmission of hydraulic pulses, which is not highly reliable due to the susceptibility to significant wear and tear with increased flow rate of the drilling fluid and the presence of increased solids content (fine particles of cuttings). However, after lowering the conductor to a predetermined depth, cementing it and equipping the drill string with a deflecting arrangement, continuing to drill from the shoe of the conductor with a sharp curvature of the lower interval and subsequent entry into the reservoir, using the downhole telemetry system with an acoustomechanical communication channel becomes problematic. This is due to the fact that due to the low intensity of the transmitted acoustic signals, it becomes difficult to extract useful information against the background of additional increases due to significant bending of the drill string (especially at the joints), due to scattering of acoustic waves as a result of reflections and refractions at the pipe joints, nipples and couplings and loss of sound energy due to the presence of elastic hysteresis, relaxation phenomena and the thermal nature of the absorption of elastic vibrations. For this reason, in spite of the drawbacks of the hydraulic communication channel noted above, in the second stage of directional trunking associated with an intensive set of curvature, the acoustic emitter is electromechanically disconnected from the measuring module during a change in the layout of the bottom of the drill string, and a hydraulic pulsator is installed instead pulses, which allows for further penetration of a long barrel in the presence, however, due to the low data rate (about 3 bps) of just two geophysical sensors (gamma-ray logging and resistivimetry). This narrows the information capabilities of the television system, which limits its use (especially in the process of drilling exploratory wells). Therefore, despite the large range of information transmission via the hydraulic communication channel, after obtaining the projected minimum required zenith angle at the final third stage of directional drilling of an inclined or horizontal wellbore up to the design point of the formation, when the technical conditions provide for careful monitoring of the position of its axis in the productive horizon relative to roofing and soles and control over the rock, there is a need to use a downhole telemetric body Systems with an expanded set of geophysical sensors and an increased data transfer rate. To solve this problem, the considered method of drilling the wells of deviated and horizontal wells provides for the transition from a hydraulic to a combined communication channel that provides an increased transmission range of information at a speed of up to 200 bit / s and is a combination of the wire channel located in the lower part of the drill string, and in the upper acoustomechanical. In this case, the wire channel is formed in the form of a temporary discharge wire (cable) connector, which ensures easy electrical connection of the measuring module with the acoustic emitter during installation and dismantling of the drill string or their disconnection from each other using connectors having galvanic and inductive contacts. Moreover, the length of the connector is chosen maximum based on the depth of the spontaneous descent of reaching the lower end until it comes into inductive contact with the head of the measuring module (usually below the conductor shoe) at zenith angles of up to 55-57 ° (see, for example, N.V. Belyakova Small-sized downhole telemetry system with a combined communication channel // NTV Karotazhnik, Tver: AIS Publishing House, 1996, Issue 30, pp. 60-67). At large zenith angles, the descent of the connector is carried out forcefully by the flow of flushing fluid using a special wellhead with a sealing device (lubricator). Obviously, this way of organizing a combined communication channel, dictated by the desire to ensure that the bottom is brought to the design location in the formation using one wire connector, is not the best in terms of ergonomic and economic indicators, especially since the elongation of the barrel during drilling is limited by the depth of descent of the acoustic emitter, which , as follows from the foregoing, should not be located in the immediate vicinity of the trunk with sharp curvature, because acoustic noise, fuss digits together as a result of bending stresses in the drill string and the intensive friction of the surface of the rock, as a noise superimposed on the spectrum of acoustic information signal, distorting them in transmission. If we take into account that the acoustic noise waves propagating through the metal of the drill string quickly decay as a result of absorption of their energy inside the metal and scattering in the environment, especially when reliable acoustic contact with the conductor shoe occurs, it becomes clear that to ensure the necessary noise immunity of the communication channel acoustic emitter is impractical to remove outside the internal cavity of the conductor.

Наиболее близким к предлагаемому является способ проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин при помощи забойной телеметрической системы, содержащей включенный в компоновку низа бурильной колонны измерительный модуль с датчиками геофизических и угловых параметров, электрически присоединенный посредством проводного соединителя к акустическому излучателю, информационно связанному через колонну бурильных труб с приемником-ретранслятором акустических сигналов, установленным на стволе вертлюга буровой установки (Беляков Н.В., Коданев В.П., Сизов И.И. Использование акустического канала в комбинированном варианте связи с ЗТС // НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд-во АИС, 2006. Вып.143-145, с.186-190). Этот способ, являющийся составной частью способа, использующего комплексную забойную телеметрическую систему, не обладает необходимой универсальностью, что ограничивает область его применения и приводит к снижению эффективности процесса направленной проводки наклонных и горизонтальных стволов скважин из-за искажения измеряемых величин вследствие затухания акустических колебаний в колонне бурильных труб с ростом глубины и необходимости проведения непредусмотренных регламентом дополнительных работ по извлечению бурового инструмента из скважины для удлинения проводного соединителя.Closest to the proposed one is a method for guiding deviated and horizontal boreholes using a downhole telemetry system comprising a measuring module included in the layout of the bottom of the drill string with sensors for geophysical and angular parameters, electrically connected through a wire connector to an acoustic emitter, informationally connected through the drill pipe string with Acoustic signal repeater receiver mounted on the swivel trunk of a drilling rig (N. Belyakov ., Kodanev VP, Sizov II The use of an acoustic channel in a combined version of communication with a ZTS // NTV Karotazhnik. - Tver: AIS Publishing House, 2006. Issue 143-145, p.186-190 ) This method, which is an integral part of the method using an integrated downhole telemetry system, does not have the necessary versatility, which limits its scope and leads to a decrease in the efficiency of the directional wiring of deviated and horizontal wellbores due to distortion of the measured values due to attenuation of acoustic vibrations in the drill string pipes with increasing depth and the need for additional work on the extraction of drilling tools not provided for by the regulations coagulant from the wellbore to extend the wired connector.

Изобретением решается задача расширения области применения и повышения эффективности способа проводки стволов при бурении наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин.The invention solves the problem of expanding the scope and increasing the efficiency of the method of posting shafts while drilling deviated and horizontal oil and gas wells.

Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин при помощи забойной телеметрической системы, содержащей включенный в компоновку низа бурильной колонны измерительный модуль с датчиками геофизических и угловых параметров, электрически присоединенный посредством проводного соединителя к акустическому излучателю, информационно связанному через колонну бурильных труб с приемником-ретранслятором акустических сигналов, установленным на стволе вертлюга буровой установки, при забуривании по заданному профилю участка ствола под кондуктор с башмаком на нижнем конце излучатель закрепляют в переводнике и совместно с ним устанавливают в бурильной колонне на минимальном расстоянии от головной части измерительного модуля при укороченном по длине соединителе, а при забуривании из-под башмака кондуктора участка интенсивного набора зенитного угла с последующим вхождением в продуктивный пласт излучатель совместно с переводником передислоцируют в приустьевую часть бурильной колонны с увеличением длины соединителя до величины, суммарно с длиной излучателя не превышающей длины кондуктора, при этом проводку участка ствола осуществляют до входа излучателя в башмак кондуктора, причем при бурении с дальнейшим прохождением ствола по продуктивному пласту в приустьевой зоне бурильной колонны устанавливают переводник со вторым, идентичным первому, излучателем, электромеханически связанным через дополнительный соединитель с гидрофоном, который размещают на минимальном расстоянии от первого излучателя, при этом проводку ствола скважины завершают преимущественно до входа второго излучателя в башмак кондуктора.To achieve the named technical result in the proposed method for drilling deviated and horizontal wells using a downhole telemetry system comprising a measuring module included in the layout of the bottom of the drill string with sensors of geophysical and angular parameters, electrically connected through a wire connector to an acoustic emitter, informationally connected through the drill string pipes with a receiver-repeater of acoustic signals mounted on the barrel of a swivel drill of the installation, when drilling along a predetermined profile of the trunk section under the conductor with a shoe at the lower end, the emitter is fixed in the sub and installed together with it in the drill string at a minimum distance from the head of the measuring module with a shortened connector, and when drilling from under the shoe of the conductor of the intensive zenith angle set with subsequent entry into the reservoir, the emitter, together with the sub, will be relocated to the mouth section of the drill string with an increase the length of the connector to a value in total with the length of the emitter not exceeding the length of the conductor, while the wiring of the trunk section is carried out before the emitter enters the shoe of the conductor, and when drilling with further passage of the shaft through the reservoir in the mouth zone of the drill string, a sub with a second identical to the first is installed, a radiator electromechanically connected through an additional connector with a hydrophone, which is placed at a minimum distance from the first radiator, while the borehole wiring s preferably completed prior to entry into the second radiator conductor shoe.

Отличительными признаками предлагаемого способа проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин от указанного выше известного наиболее близкого к нему являются закрепление акустического излучателя в переводнике и его установка при забуривании по заданному профилю участка ствола под кондуктор с башмаком на нижнем конце в бурильной колонне на минимальном расстоянии от головной части измерительного модуля при использовании укороченного по длине соединителя, а также осуществление передислокации акустического излучателя совместно с переводником в приустьевую часть бурильной колонны с увеличением длины соединителя до величины, суммарно с длиной излучателя не превышающей длины кондуктора при забуривании из-под его башмака участка интенсивного набора зенитного угла с последующим вхождением ствола в продуктивный пласт, а также осуществление при этом проводки участка ствола до входа излучателя в башмак кондуктора. Кроме того, отличительными признаками являются также установка в приустьевой части бурильной колонны при бурении с дальнейшим прохождением ствола по продуктивному пласту переводника со вторым, идентичным первому, излучателем, электромеханически связанным через дополнительный соединитель с гидрофоном, который размещают на минимальном расстоянии от первого излучателя, а также завершение проводки ствола скважины преимущественно до входа второго излучателя в башмак кондуктора.The distinguishing features of the proposed method for drilling deviated and horizontal wells from the above known closest to it are fixing the acoustic emitter in the sub and installing it when drilling along a given profile of the trunk section under the conductor with a shoe at the lower end in the drill string at a minimum distance from the head part measuring module when using a shortened connector along with the implementation of the relocation of the acoustic emitter about with a sub into the mouth section of the drill string with an increase in the length of the connector to a total length of the emitter not exceeding the length of the conductor when a section of intensive zenith angle is drilled from under its shoe with the subsequent entry of the shaft into the reservoir, as well as the implementation of the section trunk to the input of the emitter in the shoe conductor. In addition, the distinguishing features are also the installation in the estuary of the drill string while drilling with the further passage of the barrel through the reservoir formation of a sub with a second emitter that is electromechanically connected through an additional connector with a hydrophone, which is placed at a minimum distance from the first emitter, and completion of the wellbore wiring predominantly before the second emitter enters the conductor shoe.

Предлагаемый способ поясняется чертежами, представленными на фиг.1 и 2.The proposed method is illustrated by the drawings presented in figures 1 and 2.

На фиг.1 показана схема направленной проводки ствола на завершающем этапе строительства скважины при помощи забойной телеметрической системы с комбинированием акустомеханического и проводного каналов связи.Figure 1 shows a diagram of directional wiring of the wellbore at the final stage of well construction using a downhole telemetry system with a combination of acoustic and mechanical communication channels.

На фиг.2 - фрагмент схемы проводки вертикального участка ствола скважины для установки кондуктора.Figure 2 is a fragment of the wiring diagram of the vertical section of the wellbore for the installation of the conductor.

Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.

Рассмотрим предложенный способ на примере строительства горизонтальной скважины.Consider the proposed method on the example of the construction of a horizontal well.

Перед началом бурения горизонтальной скважины в соответствии со схемами, представленными на фиг.1 и 2, осуществляют подготовительные работы, связанные с доставкой на скважину и оснащением буровой установки, используемой в данном случае забойной телеметрической системой, включающей в себя наземную измерительную станцию 1 с приемно-регистрирующей аппаратурой и комплект скважинного оборудования для измерения и передачи глубинных параметров по проводно-акустомеханическому каналу связи забоя с устьем скважины. При этом приемно-регистрирующая аппаратура измерительной станции 1, располагаемой на безопасном расстоянии от буровой вышки 2, содержит радиоприемное устройство 3 с антенной и демодулятор 4 акустических сигналов, выполненный на базе персонального компьютера. Комплект скважинного оборудования включает в себя измерительный модуль 5 с датчиками геофизических и угловых параметров, акустический излучатель 6, приемник-ретранслятор 7 акустических сигналов и комплект проводных разрываемых, т.е. легко отделяемых от конструкций, соединителей 8 и 9 разной технологически обоснованной длины в виде отрезков геофизического кабеля с элементами 10 и 11 индуктивных разъемов на одних концах и элементами 12 и 13 гальванических разъемов на других. При этом акустический излучатель 6 снизу, а измерительный модуль 5 сверху (на головной части) имеют ответные элементы 14 и 15 указанных разъемов. Конструктивно элементы 14 гальванического разъема акустического излучателя 6, как обычно, могут быть выполнены в виде головки охранного кожуха скважинного прибора, а элементы 12 и 13 гальванических разъемов соединителей 8 и 9 - в виде унифицированных кабельных наконечников. Устройство индуктивных разъемов может быть различным, но таким, чтобы их встречные элементы 10, 11 и 15, включающие в себя катушки с большим числом витков намотанного провода, имели наибольший коэффициент связи между собой. Для осуществления процесса направленного бурения скважины акустический излучатель 6 жестко закрепляют внутри специально изготовленного переводника 16 с обеспечением надежного акустического контакта с ним. С обеспечением аналогичного требования на стволе 17 вертлюга 18 устанавливают приемник-ретранслятор 7 акустических сигналов, оснащенный радиоантенной. После этого в соответствии со схемой на фиг.2 формируют компоновку низа бурильной колонны, необходимую для забуривания вертикального участка ствола под установку кондуктора 19 (см. фиг.1). Эта компоновка, как минимум, включает в себя долото 20, турбобур 21, немагнитную бурильную трубу 22 с фиксировано размещенным в ней измерительным модулем 5, вспомогательный переводник 23 с расположенным в нем укороченным по длине соединителем 8 и переводник 16 с акустическим излучателем 6. Причем длина соединителя 8 выбирается такой, чтобы при сборке компоновки обеспечивать на минимальном расстоянии друг от друга надежную электромагнитную связь встречных элементов 10 и 15 индуктивного разъема. При необходимости, с целью минимизации расстояния между измерительным модулем 5 и акустическим излучателем 6, вспомогательный переводник 23 может быть исключен из компоновки. После присоединения этой компоновки через утяжеленную бурильную трубу 24 к ведущей бурильной трубе 25, связанной со стволом 17 вертлюга 18 (см. фиг.1), осуществляют с последующим наращиванием длины бурильной колонны разбуривание вертикального участка ствола до заданной проектной глубины. При этом в процессе бурения электрические сигналы, вырабатываемые датчиками измерительного модуля 5 через проводной соединитель 8, поступают на вход акустического излучателя, в котором они преобразуются в акустические сигналы, распространяющиеся в виде упругих колебаний по колонне бурильных труб до приемника-ретранслятора 7. В приемнике-ретрансляторе 7 акустические колебания, воспринимаемые пьезоприемником, преобразуются в электрические модулированные колебания, которые с помощью антенны в виде электромагнитных волн (или иначе радиоволн), несущих необходимую забойную информацию, излучаются в окружающее пространство. Радиоволны, пересекая антенну радиоприемного устройства 3, наводят в ней ЭДС различных частот, которые после избирательности и усиления в форме выделенных полезных сигналов, поступающих от датчиков измерительного модуля 5, преобразуются с помощью демодулятора измерительной станции 1 к виду, удобному для регистрации и отображения, например, на экране дисплея. Получаемую таким образом информацию используют для управления процессом проводки вертикального участка ствола до проектной глубины. При этом благодаря прямолинейному, либо слабо искривленному положению забуриваемого под кондуктор 19 (см. фиг.1) участка ствола и сравнительно небольшой длине бурильной колонны, обеспечивающих наиболее благоприятные условия для минимизации поглощения звуковой энергии и ее рассеяния, создаются наилучшие условия для помехоустойчивости используемого комбинированного канала связи, что, в конечном счете, приводит к повышению достоверности получаемой с забоя информации и, как следствие, к повышению точности проводки ствола по проектной траектории. С учетом этого фактора строится технология дальнейшей направленной проводки ствола скважины до достижения проектной точки пласта. После подъема из скважины бурильной колонны, спуска на заданную глубину и цементирования кондуктора 19 (см. фиг.1) осуществляют формирование очередной компоновки низа бурильной колонны, обеспечивающей проходку участка ствола с интенсивным набором зенитного угла и последующим вхождением в продуктивный пласт. При этом в качестве турбобура 21 используется, например, турбинный отклонитель, над которым так же, как и в первом случае, устанавливается немагнитная бурильная труба 22 с размещенным в ней измерительным модулем 5. При наращивании такой компоновки колонной из бурильных труб 26 и утяжеленных бурильных труб 25 с заранее выверенной длиной в ее приустьевую часть устанавливается ранее извлеченный из предыдущей компоновки переводник 16 с акустическим излучателем 6, который взамен укороченного по длине соединителя 8 предварительно оснащается соединителем 9, удлиненным до величины, суммарно с длиной излучателя 6 не превышающей длины кондуктора 19, и рассчитанным на максимальную глубину спуска его нижнего конца с вхождением элементов 11 и 15 индуктивного разъема в надежную электромагнитную связь при нахождении измерительного модуля 5 в пределах башмака 27, смонтированного на нижнем конце кондуктора 19. После присоединения к бурильной колонне ведущей бурильной трубы 25 продолжают проводку участка ствола в заданном направлении, ориентируясь на показания датчиков измерительного модуля 5, передаваемые к измерительной станции 1 по вновь организованному каналу связи с использованием одного и того же акустического излучателя 6, что значительно упрощает и удешевляет осуществляемый технологический процесс. При наращивании бурильного инструмента до подхода акустического излучателя 6 к башмаку 27 кондуктора 19 процесс бурения приостанавливают и в случае возможности дальнейшего продолжения ствола по продуктивному горизонту с используемой отклоняющей компоновкой в приустьевой зоне бурильной колонны, как это показано на фиг.1, устанавливают переводник 28 со вторым акустическим излучателем 29, идентичным по конструкции с первым акустическим излучателем 6 и электромеханически связанным через дополнительный соединитель 30 с гидрофоном 31, который размещают на минимальном расстоянии от акустического излучателя 6 для обеспечения с ним надежной акустической связи по промывочной жидкости. При этом соединитель 30 изготавливают в виде отрезка геофизического кабеля с элементами 32 и 33 гальванических разъемов на концах, электромеханически контактирующими со встречными элементами 34 и 35 разъемов, соответственно смонтированными на акустическом излучателе 29 и гидрофоне 31. При этом гидрофон 31, являясь звукоприемным устройством, может быть выполнен на основе известных конструкций с электромеханическим преобразователем пьезоэлектрического типа. После восстановления процесса бурения воспринимаемые гидрофоном 31 от акустического излучателя 6 (см. фиг.1) колебания звукового давления в промывочной жидкости преобразуются в электрические сигналы, которые после поступления по соединителю 30 на вход акустического излучателя 29 преобразуются, в свою очередь, в акустические сигналы, воспринимаемые через элементы бурильного инструмента приемником-ретранслятором 7. Таким образом, обеспечивается полный контроль за направленной проводкой ствола на завершающем этапе строительства скважины. При этом исходя из вышеизложенных соображений проводку ствола скважины завершают преимущественно до входа акустического излучателя 29 в башмак 27 кондуктора 19, что в большинстве случаев позволяет успешно достигать заданных по стволу конечных проектных глубин. Однако, в случае необходимости продолжения бурения при оставшемся резерве в осевой нагрузке на долото, достаточном для дальнейшего удлинения ствола, процесс его проводки не исключает выход акустического излучателя 29 из башмака 27 за пределы кондуктора 19. При этом, как обычно, для уточнения получаемой с забоя информации целесообразно осуществлять контроль процесса проводки ствола по выносимому шламу или, в крайнем случае, обеспечить удлинение соединителя 30 в ходе вынужденного спуско-подъема бурильного инструмента, связанного с заменой отработавшего долота 20 (см. фиг.1).Before starting the drilling of a horizontal well in accordance with the schemes presented in figures 1 and 2, carry out preparatory work related to the delivery to the well and equipping the drilling rig used in this case downhole telemetry system, which includes a ground measuring station 1 with a receiving recording equipment and a set of downhole equipment for measuring and transmitting deep parameters through a wire-acoustic-mechanical channel for communicating the bottom hole with the wellhead. At the same time, the receiving and recording equipment of the measuring station 1, located at a safe distance from the rig 2, contains a radio receiving device 3 with an antenna and a demodulator 4 of acoustic signals made on the basis of a personal computer. The set of downhole equipment includes a measuring module 5 with sensors of geophysical and angular parameters, an acoustic emitter 6, a receiver-relay 7 of acoustic signals and a set of wired discontinuous, i.e. easily detachable from structures, connectors 8 and 9 of different technologically feasible lengths in the form of segments of a geophysical cable with elements 10 and 11 of inductive connectors at one end and elements 12 and 13 of galvanic connectors at others. In this case, the acoustic emitter 6 is from below, and the measuring module 5 from above (on the head) has mating elements 14 and 15 of these connectors. Structurally, the elements 14 of the galvanic connector of the acoustic emitter 6, as usual, can be made in the form of the head of the protective cover of the downhole tool, and the elements 12 and 13 of the galvanic connectors of the connectors 8 and 9 - in the form of unified cable lugs. The device of inductive connectors can be different, but such that their counter elements 10, 11 and 15, including coils with a large number of turns of the wound wire, have the highest coupling coefficient among themselves. To implement the process of directional drilling of the well, the acoustic emitter 6 is rigidly fixed inside a specially manufactured sub 16 to ensure reliable acoustic contact with it. To ensure a similar requirement, a receiver-relay 7 of acoustic signals equipped with a radio antenna is installed on the barrel 17 of the swivel 18. After that, in accordance with the scheme in figure 2 form the layout of the bottom of the drill string, necessary for drilling a vertical section of the trunk under the installation of the conductor 19 (see figure 1). This arrangement, at a minimum, includes a bit 20, a turbo-drill 21, a non-magnetic drill pipe 22 with a measuring module 5 fixed in it, an auxiliary sub 23 with a connector 8 shortened in length along it, and a sub 16 with an acoustic emitter 6. Moreover, the length connector 8 is selected so that when assembling the layout to provide at a minimum distance from each other a reliable electromagnetic coupling of the counter elements 10 and 15 of the inductive connector. If necessary, in order to minimize the distance between the measuring module 5 and the acoustic emitter 6, the auxiliary sub 23 can be excluded from the layout. After attaching this arrangement through a weighted drill pipe 24 to the lead drill pipe 25 connected to the barrel 17 of the swivel 18 (see FIG. 1), drilling of the vertical section of the shaft to a predetermined design depth is carried out followed by increasing the length of the drill string. At the same time, during the drilling process, the electrical signals generated by the sensors of the measuring module 5 through the wire connector 8 are fed to the input of the acoustic emitter, in which they are converted into acoustic signals propagating in the form of elastic vibrations along the drill pipe string to the receiver-relay 7. In the receiver, repeater 7, the acoustic vibrations perceived by the piezoelectric receiver are converted into electrical modulated vibrations, which with the help of an antenna in the form of electromagnetic waves (or otherwise radio EMA), carrying the necessary downhole information emitted into the surrounding space. The radio waves crossing the antenna of the radio receiving device 3 induce an emf of various frequencies in it, which, after being selected and amplified in the form of extracted useful signals from the sensors of the measuring module 5, is transformed using the demodulator of the measuring station 1 to a form convenient for recording and display, for example on the display screen. The information obtained in this way is used to control the process of posting a vertical section of the trunk to the design depth. Moreover, due to the rectilinear or slightly curved position of the borehole section bored under the conductor 19 (see Fig. 1) and the relatively short length of the drill string, which provide the most favorable conditions for minimizing the absorption of sound energy and its dispersion, the best conditions are created for the noise immunity of the combined channel used communication, which, ultimately, leads to an increase in the reliability of information obtained from the bottom of the hole and, as a result, to an increase in the accuracy of the trunk wiring along the project track whoria. Based on this factor, a technology is being built for further directional wellbore wiring until the design point of the formation is reached. After lifting the drill string from the well, lowering it to a predetermined depth and cementing the conductor 19 (see Fig. 1), the next layout of the bottom of the drill string is formed, which ensures penetration of the trunk section with an intensive set of zenith angle and subsequent entry into the reservoir. In this case, for example, a turbine diverter is used as a turbo-drill 21, over which, as in the first case, a non-magnetic drill pipe 22 with a measuring module 5 placed in it is installed. When building such an arrangement with a drill string 26 and weighted drill pipes 25 with a pre-calibrated length in its estuary part, a sub 16 with an acoustic emitter 6, previously extracted from the previous arrangement, is installed, which instead of a shortened connector 8 is pre-equipped with a connection Itel 9, extended to a value in total with the length of the emitter 6 not exceeding the length of the conductor 19, and designed for the maximum depth of descent of its lower end with the entry of the elements 11 and 15 of the inductive connector into a reliable electromagnetic connection when the measuring module 5 is located within the shoe 27 mounted on the lower end of the conductor 19. After connecting the drill pipe 25 to the drill string, the section of the bore is continued in a predetermined direction, being guided by the readings of the sensors of the measuring module 5, ne edavaemye to the measuring station 1 to a newly established communication channel using the same acoustic transducer 6, which greatly simplifies and cheapens the implemented process. When the drilling tool is built up to the approach of the acoustic emitter 6 to the shoe 27 of the conductor 19, the drilling process is stopped and, if it is possible to continue the bore along the productive horizon with the used deflecting arrangement in the mouth zone of the drill string, as shown in Fig. 1, an adapter 28 with a second acoustic emitter 29, identical in design to the first acoustic emitter 6 and electromechanically connected through an additional connector 30 with a hydrophone 31, which p placed at a minimum distance from the acoustic emitter 6 to ensure reliable acoustic communication with it through the washing liquid. In this case, the connector 30 is made in the form of a segment of a geophysical cable with elements 32 and 33 of galvanic connectors at the ends, electromechanically in contact with the opposing elements 34 and 35 of the connectors, respectively mounted on the acoustic emitter 29 and the hydrophone 31. At the same time, the hydrophone 31, being a sound receiving device, can be made on the basis of known designs with an electromechanical transducer of a piezoelectric type. After the restoration of the drilling process, the sound pressure fluctuations perceived by the hydrophone 31 from the acoustic emitter 6 (see FIG. 1) are converted into electrical signals, which, after being fed through the connector 30 to the input of the acoustic emitter 29, are converted, in turn, into acoustic signals, perceived through the elements of the drilling tool by the receiver-repeater 7. Thus, complete control over the directional wiring of the barrel at the final stage of well construction is ensured. Moreover, based on the foregoing considerations, the wellbore wiring is completed mainly before the acoustic emitter 29 enters the shoe 27 of the conductor 19, which in most cases allows us to successfully achieve the final design depths specified along the barrel. However, if it is necessary to continue drilling with the remaining reserve in the axial load on the bit, sufficient for further extension of the barrel, the process of its posting does not exclude the exit of the acoustic emitter 29 from the shoe 27 beyond the limits of the conductor 19. In this case, as usual, to clarify received from the bottom information, it is advisable to monitor the process of posting the barrel through the cuttings or, in extreme cases, to provide elongation of the connector 30 during the forced tripping of the drilling tool associated with the replacement of worked bit 20 (see FIG. 1).

Благодаря технологической реализации условий по обеспечению более стабильной передаточной функции акустомеханического участка канала связи в сочетании с дальнодействием проводных участков канала связи предложенный способ проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин, осуществляемый при помощи рассмотренной забойной телеметрической системы, является более эффективным по сравнению с известными способами и по существу становится универсальным для каналов с односторонней передачей сообщений типа «забой-устье», так как позволяет решать задачи направленного бурения на всех этапах строительства скважин без вовлечения в технологический процесс иных каналообразующих систем.Due to the technological implementation of the conditions for providing a more stable transfer function of the acoustomechanical section of the communication channel in combination with the long-range wire sections of the communication channel, the proposed method for drilling the trunks of deviated and horizontal wells, carried out using the considered downhole telemetry system, is more efficient compared to known methods and essentially becomes universal for channels with one-way transmission of messages of the "face-mouth" type, as it allows It solves the problems of directional drilling at all stages of well construction without involving other channel-forming systems in the technological process.

Claims

A method of wiring deviated and horizontal boreholes using a downhole telemetry system comprising a measuring module included in the layout of the bottom of the drill string with sensors for geophysical and angular parameters, electrically connected via a wire connector to an acoustic emitter, informationally connected through the drill pipe string to an acoustic signal relay receiver installed on the barrel of the swivel of the drilling rig, characterized in that when drilling for a given The fillet of the trunk section under the conductor with the shoe at the lower end is mounted in the sub and together with it, is installed in the drill string at a minimum distance from the head of the measuring module with a shortened connector, and when drilling from under the shoe of the conductor, the section of intensive zenith angle c the subsequent entry of the trunk into the reservoir, the emitter, together with the sub, will be relocated to the mouth section of the drill string with an increase in the length of the connector to a value of with a radiator length not exceeding the length of the conductor, while the shaft section is wired before the radiator enters the conductor shoe, and when drilling with the shaft further passing through the reservoir in the mouth zone of the drill string, an adapter is installed with a second identical first radiator, electromechanically connected through an additional connector with hydrophone, which is placed at a minimum distance from the first emitter, while the wiring of the wellbore is completed mainly before the entrance of T of a different emitter in a conductor shoe.