УДК 550.832.4

Г. Г. Сафиуллин, Н. М. Ахметшин ОАО НПП "ВНИИГИС", ЗАО НПФ "СейсмоСетСервис

Г.С. Мамлеев, А. А. Крысов, В. Н. Даниленко ОАО НПП "ВНИИГИС", ЗАО НПФ "ГИТАС"

А.

О О О НПП "ИГИС" С. А. Черкашнев ASTO Geophysical Consulting Pty. Ltd А. Э. Алексеев

О О О "Петрофайбер"

ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ АППАРАТУРЫ И ТЕХНОЛОГИЙ СКВАЖИННОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ВО ВНИИГИС

Описана история создания и развития во ВНИИГИС аппаратуры и технологий для сейсмических скважинных исследований. Приведены примеры и некоторые результаты их применения. Показаны перспективы использования оптоволо­ конных технологий.

Ключевые слова: вертикальное сейсмическое профилирование, метод обра­ щенного годографа, мониторинг гидроразрыва пластов, сейсмотомография, ап­ паратура, оптоволоконные технологии.

Практически с момента образования Волго-Уральского филиала (ВУФ) ВНИИгеофизики были начаты работы по разработке техни­ ческих средств для вертикального сейсмического профилирования (ВСП). Уже в 1959 г. под руководством Э. С. Некрасова был разрабо­ тан сейсмокаротажный 12-приборный зонд с частотной модуляцией.

Активное развитие метода ВСП в шестидесятые годы предъявило высокие требования к качеству приема сейсмического волнового поля, для достижения которых требовался надежный прижим сейсмопри­ емников к стенке скважины. В 1965 г. в лаборатории, руководимой Г. Н. Гогоненковым, был разработан одноточечный скважинный при­ бор СППУ-1 диаметром 73 мм, в котором конструктор П. Н. Куповых впервые использовал управляемое электромеханическое прижимное устройство с компенсацией внешнего давления. Такое конструктивное решение до сих пор применяется в большинстве отечественных и зарубежных сейсмических скважинных приборах.

Следующий разработанный тип аппаратуры СППУ-2 стал первым образцом аналогового трехприборного зонда ВСП с управляемым прижимным устройством. Существенные преимущества этой аппа­ ратуры по сравнению с применяемыми рессорными зондами по чувс­ твительности, помехозащищенности, надежности и безаварийности работ как в обсаженных, так и необсаженных скважинах сразу же вызвали к ней повышенный интерес производителей работ ВСП и успеш ное продвижение этой разработки на производство. В 1969 г. ВУФ (переименованный в 1972 г. во ВНИИГИС и получивший статус головной организации Мингео СССР) приступил к мелкосерийному производству аппаратуры СППУ-2, и к 1976 г. на предприятия геоло­ гической отрасли, а также за границу (в Шри-Ланку, на Кубу и в ГДР) было поставлено 40 комплектов такой аппаратуры. Активное участие в развитие этой аппаратуры внесли Н. Р. Сивков, Г. Г. Сафиуллин, B. В. Рябков, А. В. Сырцов, В. П. Бандов и др. [8].

Развитие во ВНИИГИС в середине семидесятых годов прошлого века не только нефтегазового направления, но и рудно-угольного, привело к созданию параметрического ряда аппаратуры различного диаметра с управляемым электромеханическим прижимным уст­ ройством для проведения ВСП в нефтегазовых, угольных, рудных и сверхглубоких скважинах.

Модельные и экспериментальные исследования (В. П. Бандов, C. С. Шарифуллин, А. Г. Антипин, Г. Г. Сафиуллин, А. В. Сырцов, Н. М. Ахметш ин) позволили установить оптимальные параметры прижимного устройства и геометрические характеристики скважин­ ного прибора. Были определены наилучшие соотношения величины усилия прижима к массе прибора, существенно влияющие на час­ тотную полосу приемного тракта. Была создана базовая малогаба­ ритная конструкция прижимного устройства, на основе которой был изготовлен новый аналоговый трехкомпонентный прибор АСПУ-3-48 для нефтегазовых скважин, а также трехточечный однокомпонентный вариант аппаратуры АСПУ-3-48М , которые долгое время оставались наиболее популярными на производстве [7]. Внесенные в конструкцию новшества обеспечили прием сейсмических колебаний, минимально искаженных влиянием контактного резонанса в системе “прибор - стенка скважины”

На опытном производстве ВНИИГИС в период с 1979 по 1987 гг. было выпущено более 300 комплектов этой аппаратуры, использу­ емой в 39 организациях страны. Выпуск ее и создание ООМЭГИС

ускорило производственное внедрение метода ВСП в разных реги­ онах. Отрядами производственных организаций в целом по стране отрабатывалось до 500 скважин в год. Аппаратура поставлялась также в ряд зарубежных стран: Йемен, Эфиопию, Германию, Польшу, Чехословакию и на Кубу.

Оригинальной и значительной разработкой явилось и создание миниатюрной трехприборной однокомпонентной аппаратуры АСПУ- 3-36, а также трехкомпонентного прибора АСПУ -ТС1-36 диаметром 36 мм для исследования угольных^ рудных и других неглубоких скважин малого диаметра. Десятки комплектов такой аппаратуры использовались при поисковых и разведочных работах во всех уголь­ ных бассейнах страны, на медно- и железорудных месторождениях Урала, Сибири и других регионов, а также в ГДР, Чехословакии, Венгрии, Польше.

Уникальными разработками стали образцы аналоговой термо­ баростойкой аппаратуры АСТГ для проведения ВСП в Кольской сверхглубокой скважине СГ-3 (Г. Г. Сафиуллин, С. Г. Щ укин) для работ в скважинах глубиной до 11 км. В дальнейшем была создана и следующая модификация аппаратуры АСП У -1-73Т для проведения исследований скважины до глубин 15 км. Работы с этой аппаратурой на Кольской скважине выполнялись совместно с Ленинградским гор­ ным институтом. Исследования, проведенные до глубины 12 600 м, до настоящего времени являются своего рода мировым рекордом в технологии ВСП. Методом ВСП с помощью созданной аппаратуры были отработаны также и другие параметрические и сверхглубокие скважины страны - Уральская, Донецкая, Астраханская, ТиманоПечорская, Колвинская, Средневилюйская и др.

В 1987 г. в Управлении геофизических работ М ингео СССР была утверждена программа НИОКР “Вертикаль” по созданию и произ­ водству многоприборного трехкомпонентного сейсмического зонда с цифровой телеметрической системой передачи данных по кабелю. В данной разработке, как и в зарубежных аналогах того времени, пре­ дусматривалась оцифровка сигналов в скважинном зонде с помощью общего аналого-цифрового преобразователя (АЦП) с многоканальным мультиплексором на входе. С упразднением в 1991 г. Мингео СССР

финансирование данной программы было прекращено.

Встране начался период создания акционерных фирм и компаний.

Вконце 1991 г. при участии ВНИИГИС и его специалистов были созданы ЗАО НПФ “СейсмоСетСервис” и ЗАО НПФ “ГИТАС”, в

рамках которых в 1992 г. была начата разработка принципиально новой цифровой сейсмической скважинной аппаратуры модульного типа. Первым заказчиком такой аппаратуры стала российско-амери­ канская компания MD-SEIS (впоследствии компания “ПетроАльянс”). Несмотря на тяжелую экономическую ситуацию, новая аппаратура была разработана всего за год и в 1993 г. прошла успешные промыш­ ленные испытания. К 1994 г. в компанию M D-SEIS было передано 5 восьмимодульных комплектов аппаратуры, которые можно было также объединять в 16-уровневые скважинные зонды.

Этой разработкой в России фактически было положено начало новому поколению цифровой многомодульной сейсмической аппа­ ратуры АМ Ц-ВСП [3 -6], получившей признание в нашей стране и за рубежом и оказавшей влияние на дальнейшую эволюцию аппаратуры ВСП. В основу аппаратуры АМ Ц-ВСП вошли усовершенствованная механика скважинных приборов АСПУ (ЗАО НПФ “СейсмоСетСервис”) и новая на тот момент идеология сбора и передачи цифровой информации и подходов к построению скважинной аппаратуры (ЗАО НПФ “ГИТАС”).

О собенностью данной идеологии является применение децен ­ трализованной мультиплексно-модульной схемы построения сква­ жинного зонда. Каждый прижимной прибор зонда с трехкомпонен­ тными сейсмоприемниками стал конструктивно самостоятельным модулем, имеющ им все необходимы е аналого-цифровые узлы и телеметрический контроллер. Информационный обмен между назем­ ным компьютером и скважинными модулями происходит в режиме “Запрос - Ответ” с использованием групповой и индивидуальной адресации. Инициация начала измерения производится групповой адресацией, при этом аналого-цифровое преобразование сигналов и предварительная буферизация данных производится внутри каждого скважинного приемного модуля. Передача данных из скважинных модулей происходит по запросам наземного компьютера в паузах между возбуждениями сейсмического источника. Индивидуальная адресация используется также для тестирования и настройки сква­ жинных модулей на требуемый режим работы. Такая идеология построения скважинной сейсморазведочной аппаратуры позволила добиться следующих преимуществ:

•появилась возможность конфигурировать скважинный зонд из произвольного числа приемных модулей, исходя из задач и тех­ нологии проведения работ;

•пропускная способность кабеля перестала быть ограничивающим фактором для количества измерительных каналов, что предоста­ вило возможность работы с любым типом каротажного кабеля, включая одножильный;

•аналого-цифровое преобразование сигналов непосредственно вблизи каждого сейсмоприемника с буферизацией данных (без передачи по кабелю мощных импульсов во время измерения) позволило добиться сверхнизкого уровня электронных шумов (ниже теплового шума катушки сейсмоприемника), что позволяет регистрировать очень слабые сейсмичёские сигналы и использовать невзрывные сейсмические источники с невысокой энергией;

•отсутствует необходимость проведения повторных измерений в случае сбоя при передаче измеренных данных - достаточно лишь перезапросить данные из буферной памяти скважинного приемного модуля;

•скважинные приемные модули становятся интеллектуальными программно-управляемыми периферийными устройствами назем­ ного компьютера, что позволяет расширить их функциональные и метрологические возможности за счет введения дополнительных рабочих и тестовых режимов;

•появилась возможность контролировать и учитывать изменение индивидуальных характеристик каждого сейсмоприемника непос­ редственно в реальных скважинных условиях за счет применения в каждом модуле программно-управляемого калибратора, что сущ ественно повысило качество трехкомпонентных измерений;

•появилась возможность контролировать работу электромехани­ ческих прижимных устройств в каждом приемном модуле и осу ­ ществлять их идентичный качественный прижим под управлением компьютера в групповом и индивидуальном режиме при любом количестве приемных модулей;

•открытость мультиплексно-модульной схемы , использую щ ей протокол обмена “Запрос - Ответ”, позволяет при необходимости наращивать комплекс дополнительными геофизическими и тех­ нологическими модулями, например модулем гамма-каротажа, локатором муфт, модулем пространственной привязки и др.

Активное участие в создании и развитии этой аппаратуры принима­

ли Т. С. Мамлеев, А. А. Крысов, В. В. Дмитриев, М. А. Замалетдинов,

В. Н. Даниленко, Г. Г. Сафиуллин, С. А. Щукин, Н. М. Ахметшин, В. П. Бандов и др. [3-6].

Интенсивная производственная эксплуатация аппаратуры АМ Ц- ВСП предприятиями ВНИИГИС, СейсмоСетСервис и ГИТАС началась в 1993 г. Первыми заказчиками работ стали такие крупные западные и отечественные компании, как CONOCO, EXXON, ЛУКОЙЛ, Газпром и др., которые сразу отметили высокое качество данных, получаемых этой аппаратурой.

В 1995 г. компания Schlumberger пригласила ВНИИГИС на срав­ нительные испытания аппаратуры АМ Ц -ВСП и разработанной в японском отделении SKK аппаратуры ASI (Array Seism ic Imager), считавшейся на тот момент по своим характеристикам лучшей в мире. Аппаратура ASI содержит в скважинном зонде до пяти аналоговых трехкомпонентных приборов, сигналы с которых оцифровываются од­ ним общим АЦП, расположенном в верхнем электронном картридже. Испытания показали, что наряду с функциональными преимущества­ ми, приведенными выше, аппаратура АМ Ц-ВСП за счет сверхнизкого уровня электронных шумов имеет соотношение сигнал/шум на два порядка (!) выше, чем аппаратура ASI. После испытаний компания Schlumberger заключила контракт с ВНИИГИС на изготовление двух 8-модульных комплектов аппаратуры АМ Ц-ВСП, которые в дальней­ шем под аббревиатурой MSAT (Modular Seism ic Array Tool) активно использовались компанией при выполнении производственных работ в различных регионах мира. В настоящее время Schlumberger имеет собственную аппаратуру под названием VSI (Versatile Seism ic Imager) с аналогичной идеологией построения электронной части.

Цифровая аппаратура для скважинной сейсморазведки АМ Ц-ВСП очень быстро нашла спрос на отечественном и международном геофи­ зическом рынке и в короткие сроки практически вытеснила аналого­ вые зонды. К настоящему времени производственным предприятиям страны и за рубеж было поставлено более 60 комплектов различных модификаций и конфигураций такой аппаратуры.

География работ с аппаратурой АМ Ц-ВСП только собственными силами включает практически всю территорию России, ближнее и дальнее зарубежье: Казахстан, Узбекистан, Перу, Францию, Австра­ лию, Португалию, Ирландию, страны Ближнего Востока.

Технические характеристики последней модификации аппаратуры приведены в таблице, внешний вид - на рис. 1.

В комплект стандартной поставки включен также модуль гаммакаротажа для дополнительного контроля глубины за счет привязки сейсмических данных к геологическому разрезу. Регистрация данных ГК происходит при перемещениях зонда в скважине между точками стоянок.

Аппаратура АМ Ц -ВСП работает под управлением технологи­ ческого программного обеспечения (ТПО), которое осущ ествляет взаимодействие всех частей аппаратуры, контролирует исправность функционирования и метрологические показатели скважинных при­ емных модулей, управляет технологическими операциями подготовки и проведения сбора данных, осуществляет препроцессинг, контроль качества и визуализацию данных, переформатирование исходных данных в стандартные форматы, а также автоматизирует формиро­ вание полевого рапорта оператора.

Аппаратура достаточно компактна и может перевозиться любым видом транспорта, включая общ егражданский авиационный, что обеспечивает мобильность полевого отряда для проведения работ в любом регионе мира.

ВНИИГИС (совместно с СейсмоСетСервис и ГИТАС), реализуя возможности аппаратуры АМ Ц-ВСП, применяет ее для следующих традиционных и новых методов и технологий скважинных сейсмо­ разведочных работ:

-продольное и непродольное вертикальное сейсмическое профи­ лирование (ВСП, НВСП) [3];

-микросейсмический мониторинг гидроразрыва пластов [1];

-межскважинная сейсмотомография.

На рис. 2 показаны схемы систем наблюдения при проведении

ВСП, НВСП и МОГ-ВСП.

Методы ВСП и НВСП в России получили большое развитие и уже стали традиционными. Во ВНИИГИС значительная роль в их внед­ рении и совершенствовании принадлежит также В. А. Ленскому [3].

Методы МОГ-ВСП и 3D -B C n были известны и начинали опро­ боваться в однокомпонентном варианте еще в 1970-е годы. Активно использоваться в России они начали лишь в последние годы с раз­ витием цифровых многоканальных измерительных систем.

•отсутствие зоны тени ниже приемников на забое;

•исключение влияния за кривизну скважины;

•возможность расчета параметров анизотропии, поглощения Qp, Qs и построения калиброванных скоростных моделей для моделиро­ вания и обработки поверхностной сейсмики;

•калибровка РР и Ps отражений по методике AVO МОГ ВСП;

•надежная калибровка геологической модели и выделение разломов;

•более высокое соотношение сигнал-шум и кратность (из-за уве­ личения количества приборов) по сравнению с данными НВСП;

•сокращение времени при проведении полевых работ.

На рис. 3 представлен пример сопоставления сейсмического раз­ реза и миграций МОГ-ВСП РР и Ps волн. Мигрированные разрезы МОГ-ВСП характеризуются повышенной разрешающей способностью волнового поля и демонстрируют более сложную, дифференцирован­ ную картину по сравнению с наземной сейсмикой.

Несмотря на то что в аппаратуре АМЦ-ВСП измерения производят­ ся не в непрерывном режиме, а с паузами, необходимыми для передачи данных, аппаратура с успехом нашла применение и в технологии мониторинга гидроразрыва пластов (ГРП). Причем преимущество АМ Ц -ВСП в регистрации слабых сигналов проявилось благодаря сверхмалому уровню собственных электронных шумов именно изза отсутствия прямой передачи данных. При этом, используя так называемый “кусочно-непрерывный” режим измерения и частично теряя в статистике времени регистрации, аппаратура принципиально выигрывает в общ ей статистике регистрации микросейсмических событий.

Совместно с АО “ЦГЭ” (С. И. Александров) ВНИИГИС принял участие в работах по мониторингу гидроразрыва пластов в двух скважинах Мало-Балыкского месторождения (ОАО НК “Роснефть”) и в пяти скважинах месторождения Узень АО “РД “КазМунайГаз” (Республика Казахстан) [1]. На рис. 4 показана схема наблюдений при ГРП, а на рис. 5 —результат обнаружения микросейсмических событий при основном ГРП на примере скважины Мало-Балыкского месторож­ дения. Для проведения работ использовался восьмимодульный зонд АМ Ц-ВСП. Опыт показал, что даже в условиях Западной Сибири с пониженной плотностью пород и большим затуханием сейсмических сигналов, аппаратура АМ Ц -ВСП благодаря сверхмалому уровню собственных шумов позволяет уверенно проводить мониторинг при удалениях наблюдательной скважины от объекта ГРП до 1 км.

Когерентные рефлектометры, основанные на принципе рэлеевского рассеяния (COTDR или распределенные акустические волоконнооптические датчики) позволяют обнаруживать микроперемещения в диапазоне частот от долей герца до единиц килогерц и перспективны для обнаружения сейсмических сигналов на поверхности, под землей и в скважинах.

Волоконно-оптические кабели имеют такие преимущества перед электрическими датчиками, как электрическая пассивность и галь­ ваническая развязка, устойчивость к электромагнитным помехам, а также низкая цена. Кроме того, волоконно-оптический кабель, как распределенная на всем протяжении скважины система виртуальных датчиков, позволяет получить информацию за одно воздействие и без дополнительных спускоподъемных операций.

К недостаткам можно отнести меньший динамический диапазон (60 дБ) по сравнению со стандартными сейсмоприемниками (120 дБ), ограничения по направленности приема (только Z-компонента), не­ обходимость регистрации и быстрой обработки гигантских объемов данных.

Волоконно-оптические кабели надо рассматривать не как аль­ тернативу к существующей аппаратуре, а как дополнение с целью развития новых технологий сейсмических исследований. Для функ­ ционирования волоконно-оптического кабеля в качестве распределен­ ного сейсмического датчика ему необходимо обеспечить надежный механический контакт со средой. Один из наилучших способов для этого —цементирование его в заколонном пространстве и длитель­ ное многолетнее использование для мониторинга месторождения, подземного хранилища газа и т. п.

На рис. 8 приведен положительный пример опробования оптово­ локонного кабеля в режимах ВСП и НВСП. Эти результаты, полу­ ченные компанией ООО “Петрофайбер” в России и обработанные ASTO Geophysical, показывают перспективность данного направления развития.

ЛИТЕРАТУРА

1. Александров С. И., Гогоненков Г. Н., Пасынков А. Г. Пассивный сейсмический мониторинг для контроля геометрических параметров гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2007. № 3. С. 51-53.

УДК 622.243.272.8: 550.832

В.М. Григорьев, М. Г. Аблеев, В. А. Комоцкий,

Г.К. Файзрахманов, О. В. Филимонов

ОО О НПФ *Горизонт"

ООО НПФ "ГОРИЗОНТ”, с т р а т е ги я р а з в и т и я ГЕОНАВИГАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Рассмотрена стратегия развития геонавигационного оборудования в направ­ лении оснащения телесистем дополнительными модулями с возможностью проведения необходимых видов каротажа в процессе бурения. Приведены конкретные примеры успешного использования оборудования и приборов, разработанных в ООО НПФ “Горизонт”

Ключевые слова: сервисные услуги в процессе бурения скважин; MWD-cucme-

мы, L WD-системы, модуль электрического каротажа, наддолотный модуль.

Научно-производственная фирма “Горизонт” (ООО НПФ “Гори­ зонт”) образована в 1994 г. при ОАО НПП “ВНИИГИС” Продолжая традиции известного института, фирма успешно работает в области оказания сервисных услуг в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, а также разработки и поставки геофизического оборудо­ вания [3].

Основными направлениями деятельности фирмы на протяжении последних 10 лет являются следующие:

-разработка и поставка на рынок забойных телеметрических систем (ЗТС) ЗТМ-172 (диаметр 172 мм) и “Азимут” (диаметры 95, 108, 120, 178, 203 мм)\

-разработка и поставка систем контроля технологических пара­ метров в процессе бурения (СКПБ) нефтяных и газовых скважин “Геосенсор”;

-оказание сервисных услуг в области инженерного сопровождения в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, включающее телеметрическое и технологическое сопровождение и геолого­

технологические исследования (ГТИ) в процессе бурения. Такой комплекс услуг является минимально необходимым в

области информационно-технологического обеспечения в процес­ се проводки скважин. При этом особые требования, несомненно, предъявляются к ЗТС. Это, прежде всего, требования к надежности,

точности измеряемых параметров, а также возможность оснащения ЗТС (MWD-системы) дополнительными измерительными модулями, осуществляющими каротаж в процессе бурения: модуль гамма-каро­ тажа (ГК), установленный в основном корпусе скважинного прибора или (и) в наддолотном модуле (НДМ), и модуль электрического каротажа (МЭК), измеряющий кажущееся удельное электрическое сопротивление (УЭС) разбуриваемых пород.

В связи с этим модернизация ЗТС типа “Азимут” (типоразмерный ряд с наружными диаметрами скважинного прибора 95, 108, 120, 178, 203 мм) с оснащением ее дополнительными модулями каротажа в процессе бурения в НПФ “Горизонт” стала приоритетной задачей. В настоящее время разработан и успешно применяется модуль ГК, установленный в блоке генератора и электроники телесистемы (рис. 1). Разработаны и проходят испытания модули МЭК и НДМ.

Телесистема “Азимут” имеет ряд достоинств и возможностей: непрерывное измерение и регистрация инклинометрических па­ раметров в реальном времени; два способа измерения угла установки отклонителя - гравитаци­ онный и магнитный;

ориентирование отклонителя в вертикальных участках ствола скважины; работа в кондукторе при разбуривании цементного камня и ЦКОД;

автоматическая компенсация влияния искусственных магнитных помех; контроль достоверности измерения азимута и зенитного угла;

поставка комплектаций, обеспечивающих бесперебойную работу в условиях автономных буровых; проведение контрольных замеров в статике;

управление режимами работы телесистемы с поверхности; применение при турбинно-роторном бурении; отображение на выносном пульте бурильщика собственной раз­

работки инклинометрических параметров, а также измерение и отображение основных технологических параметров бурения (глубина, момент на ключе, давление промывочной жидкости); совместная работа со станцией ГТИ “Геосенсор” (разработка ООО

НПФ “Горизонт”); возможность использования дополнительных модулей гамма-каро­

тажа (ГК); электрического каротажа (МЭК); наддолотного (НДМ).

На рис. 1 представлена конструкция ЗТС “Азимут-4- 108М” В табл. 1-3 приведены основные данные этой системы.

6

Ш

5

Рис. 1. Скважинный прибор ЗТС “Азимут”:

1 - разделитель электрический; 2 - штанга соединительная; 3 - блок генератора и электроники; 4 - корпус; 5 - специальный механический разъем; б - удлинитель не­ магнитный; 7 - переводник; 8 - фильтр

В настоящее время в ООО НПФ “Горизонт” в основном ведутся работы по проводке скважин модификацией ЗТС “Азимут-108” Пробурено более 200 скважин в различных регионах России, в том числе скважин с горизонтальным окончанием с предоставлением заказчику данных ГК.

На рис. 2 показаны диаграммы гамма-каротажа по стволу сква­ жины (рис. 2, а) и в абсолютных глубинах скважины (рис. 2, б) с горизонтальным участком. Скважина пробурена с использованием ЗТС “Азимут-108”

На рис. 3 показана вертикальная проекция одной из скважин с горизонтальным окончанием.

Скважина пробурена с использованием ЗТС “Азимут-108”, осна­ щенной модулем ГК (рис. 3). Контроль параметров ГК и процентного содержания газового фактора в промывочной жидкости в процессе бурения позволил оперативно управлять траекторией ствола сква­ жины в пределах границ максимальной нефтенасыщенности пласта. Плановый профиль 1 скважины был оперативно скорректирован технологической службой заказчика на профиль 2 по данным ГК в процессе бурения.

Особенностью конструкции ЗТС “Азимут” является то, что она позволяет применить в компоновке выносной разделитель (ретран­ слятор), необходимый при бурении участков скважин с экранирую­ щими пластами. Компоновка с выносным разделителем показана на рис. 4. Электрический разделитель в этой компоновке расположен

Рис. 4. Схема компоновки ЗТС “Азимут” с выносным разделителем (ретран­ слятором)

Рис. 7. Показания модуля МЭК при испытаниях в контрольно-поверочной скважине ОУГР “Башнефтегеофизика”

Всвязи с тем, что ЦЭ расположен коаксиально основной несущей трубе, отсутствует гальванический разрыв дипольного плеча головной системы, что сохраняет прочностные характеристики этого плеча и не уменьшает эффективности передатчика головной системы.

Расположение ЦЭ приемника на эквипотенциальной поверхности нижнего плеча диполя головной системы позволяет свести на нет влияние передатчика головной системы на прием сигналов из КЭКС.

Всвою очередь, это позволило вести прием сигналов из КЭКС прямо во время работы головного излучателя и тем самым избавиться от непроизводительного отключения.

Повышение эффективности (чувствительности) приемника на основе ЦЭ было подтверждено натурными испытаниями в бассейне высотой 6 м с водой, удельным сопротивлением 11,21 Ом м. Рас­ стояние от передатчика до приемника составило 2,85 м. При уровне излучаемого передатчиком сигнала, равного ±2,9 В, уровень принима­ емого на ЦЭ сигнала составил ±48 мВ, что почти в 5 раз выше, чем

удипольного приемника при аналогичных условиях испытаний [4].

Ваппаратной части приемника КЭКС был применен оригиналь­ ный способ автосинхронизации, который обеспечивает надежный захват цифровой посылки. Тем самым чувствительность приемника КЭКС удалось приблизить к уровню аппаратурных шумов входного усилителя.

Внастоящее время проводятся промышленные испытания ЗТС “Азимут-108” в компоновке с разработанными модулями НДМ и НДМ-приемником и модулем МЭК.

Работа технологической службы на буровой является одной из основных, участвующих в процессе строительства скважины. Именно технолог по наклонно-направленному бурению на буровой совместно с технологическими службами заказчика и подрядчика, оказывающего сервис по технологическому сопровождению, несет ответственность за профиль скважины, управляет бурильной колонной в соответствии с геолого-техническим нарядом (ГТН) на основании данных телемет­ рии, службы ГТИ и других служб, участвующих в процессе бурения.

Внедрение в ООО НПФ “Горизонт” системы удаленного мони­ торинга (рис. 11) существенно облегчает работу технологической и телеметрической служб при оказании услуг по телеметрическому и технологическому сопровождению строительства скважин.