RU23914U1

RU23914U1 - DRILLING GEOGRAPHIC COMPLEX

Info

Publication number: RU23914U1
Application number: RU2001130039/20U
Authority: RU
Inventors: Г.А. Григашкин; С.Е. Варламов
Original assignee: Закрытое акционерное общество НПФ "Самарские Горизонты"
Priority date: 2001-11-08
Filing date: 2001-11-08
Publication date: 2002-07-20

Abstract

1. Буровой геонавигационный комплекс, содержащий датчики контроля технологических параметров, в том числе и наземные, пульт бурильщика и блок обработки и визуализации информации, отличающийся тем, что оно дополнительно содержит забойную телеметрическую систему и приемное устройство, блок обработки и визуализации выполнен в виде соединенных между собой преобразовательного комплекса и компьютера с монитором, причем часть датчиков контроля технологических параметров установлена в корпусе забойной телеметрической системы.2. Буровой геонавигационный комплекс по п.1, отличающийся тем, что выход компьютера соединен через блок управления с приводом насоса, и /или с приводом лебедки, и/или с приводом ротора, и/или с приводом превентора.3. Буровой геонавигационный комплекс по п.1 или 2, отличающийся тем, что в приемной емкости установлен датчик уровня бурового раствора.4. Буровой геонавигационный комплекс по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что он дополнительно содержит в линии нагнетания бурового раствора датчик давления.5. Буровой геонавигационный комплекс по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что в линии нагнетания бурового раствора установлен датчик расхода.6. Буровой геонавигационный комплекс по любому из пп.1- 5, отличающийся тем, что в линии нагнетания бурового раствора установлен датчик плотности.7. Буровой геонавигационный комплекс по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что в линии нагнетания бурового раствора установлен датчик газовой фазы.8. Буровой геонавигационный комплекс по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что на устье скважины установлен газоанализатор.9. Буровой геонавигационный комплекс по любому из �1. Drilling geo-navigation complex containing sensors for monitoring technological parameters, including ground sensors, a driller’s console and an information processing and visualization unit, characterized in that it further comprises a downhole telemetry system and a receiving device, the processing and visualization unit is made in the form of interconnected a conversion complex and a computer with a monitor, and some of the sensors for monitoring technological parameters are installed in the body of the downhole telemetry system. 2. The drilling geosteering complex according to claim 1, characterized in that the computer output is connected via a control unit to a pump drive and / or to a winch drive and / or to a rotor drive and / or to a preventer drive. The drilling geosteering complex according to claim 1 or 2, characterized in that a drilling fluid level sensor is installed in the receiving tank. The drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 3, characterized in that it further comprises a pressure sensor in the injection line of the drilling fluid. A drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 4, characterized in that a flow sensor is installed in the mud flow line. The drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 5, characterized in that a density sensor is installed in the injection line of the drilling fluid. The drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 6, characterized in that a gas phase sensor is installed in the mud injection line. A drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 7, characterized in that a gas analyzer is installed at the wellhead. Drilling geosteering complex according to any one of �

Description

БУРОВОЙ ГЕОНАВИГАЦИОННЫЙ КОМНЛЕКСDRILLING GEONAVIGATION COMPLEX

Полезная модель относится к информационно-технологическому оборудованию контроля при бурении под нефть и газ, предназначенному для контроля и автоматизации процесса.The utility model relates to information technology control equipment for oil and gas drilling, designed to control and automate the process.

Известен информационно-технологический буровой комплекс по книге Молчанова А. А. «Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин, М., Недра, 1983, с. 168-169.Known information technology drilling complex according to the book A. A. Molchanov "Measurement of geophysical and technological parameters in the process of drilling wells, M., Nedra, 1983, p. 168-169.

Этот комплекс состоит из телеметрической системы, содержащей, в свою очередь источник питания, инклиномегрические датчики, электронный блок. Комплекс обеспечивает передачу на поверхность только инклинометрических данных. Другие забойные и технологические параметры не контролируются.This complex consists of a telemetry system, which, in turn, contains a power source, inclinometer sensors, an electronic unit. The complex provides the transfer to the surface of only inclinometric data. Other downhole and technological parameters are not controlled.

Известен информационно-технологический буровой комплекс по книге Булатова А. И. и др. «Справочник инженера по бурению., М., Недра, 1985, т. 2, с. 9, рис. 36 (прототип).The well-known information technology drilling complex according to the book of A. I. Bulatov and others. "Reference engineer for drilling., M., Nedra, 1985, v. 2, p. 9, fig. 36 (prototype).

Этот комплекс содержит блок обработки и визуализации информации (блок-датчик и регистратор), наземные технологические датчики. Забойные параметры не контролируется, что является одним из недостатков комплекса, потому «гго знание многих параметров в непосредственной близости от забойного двигателя (оборотов гидротурбины, осевой силы, крутящего момента) более важно, чем та же информация, полученная в верхней части колонны бурильных труб. Вес колонны бурильных труб может быть не равен осевой нагрузке на долото, например вследствие изгиба колонны бурильных труб и ее трения об стенки скважины, то есть реальные значения параметров отличаются от полученных в результате заморов. Второй недостаток заключается в том, что обработка данньк ведется медленно, неточно и ттредставляется недостаточно наглядно. Третий недостаток заключаетсяThis complex contains a block for processing and visualizing information (block sensor and recorder), ground-based technological sensors. Downhole parameters are not controlled, which is one of the complex’s drawbacks, because “knowledge of many parameters in the immediate vicinity of the downhole engine (hydraulic turbine revolutions, axial force, and torque) is more important than the same information obtained at the top of the drill pipe string. The weight of the drill pipe string may not be equal to the axial load on the bit, for example, due to the bending of the drill pipe string and its friction against the borehole walls, that is, the actual values of the parameters differ from those obtained as a result of the blockages. The second drawback is that the processing of the dunk is slow, inaccurate and is not presented clearly enough. The third drawback is

МПК7Е21В47/12 В том, что значения всех параметров выводится на стрелочные приборы и самописцы, аMPK7E21V47 / 12 In that the values of all parameters are displayed on the pointer instruments and recorders, and

обработка параметров в их взаимной связи не производится, поэтому вывод о технолгической ситуации, возникшей ю время бурения зависит от опыта специалиста, обслуживающего аппаратуру. Оценка сложившейся ситуации требует сложных расчетов и длительного анализа. Это особенно критично при аварийной ситуации, требующей оперативного решения. Указанная задача может быть решена только при полной автоматизации процесса бурения.processing of parameters in their mutual connection is not performed, therefore, the conclusion about the technological situation that arose while drilling depends on the experience of the specialist servicing the equipment. Assessing the current situation requires complex calculations and lengthy analysis. This is especially critical in an emergency requiring an operational solution. The indicated problem can be solved only with full automation of the drilling process.

Задача создания полезной модели - повьш1ение оперативности принятия технологического решения и автоматизация процесса бурения, повышение точности и достоверности записи информации и увеличение скорости ее обработки и передачи.The task of creating a utility model is to increase the efficiency of technological decision making and automate the drilling process, increase the accuracy and reliability of information recording and increase the speed of its processing and transmission.

Решение указанной задачи достигнуто за счет того, что информационнотехнологический геонавигационный комплекс, содержащий датчики контроля технологических параметров, в том числе и наземные, пульт бурильщика и блок обработки и визуализации информации, дополнительно содержит забойную телеметрическую систему и приемное устройство, блок обработки и визуализации выполнен в виде последовательно соединенных преобразовательного комплекса и компьютера с монитором, причем часть датчиков контроля технологических параметров установлена в корпусе забойной телеметрической системы.The solution to this problem was achieved due to the fact that the information technology geo-navigation complex, which contains sensors for monitoring technological parameters, including ground-based, a driller’s console and an information processing and visualization unit, additionally contains a downhole telemetry system and a receiving device, the processing and visualization unit is a series-connected converter complex and a computer with a monitor, and some of the sensors for monitoring technological parameters are installed rpuse downhole telemetry system.

Комплекс может дополнительно содержать установленный на лебедке датчик длины колонны бурильных труб, в линии нагнетания бурового раствора датчик давления, в линии нагнетания бурового раствора датчик расхода, датчик плотности, датчик наличия газовой фазы, а в колоне бурильных труб - газоанализатор.The complex may additionally contain a drill pipe string length sensor installed on the winch, a pressure sensor in the drilling fluid injection line, a flow sensor in the drilling fluid injection line, a density sensor, a gas phase sensor, and a gas analyzer in the drill pipe string.

Кроме того, комплекс может дополнительно содержать, установленные в корпусе забойной телеметрической системы блок инклинометрии, и/или датчик осевой нагрузки и/или датчик крутящего момента и/или датчик оборотов гидротурбины.In addition, the complex may additionally contain, installed in the body of the downhole telemetry system, an inclinometry unit, and / or an axial load sensor and / or a torque sensor and / or a turbine speed sensor.

2 2

Наличие всех этих существенных признаков изобретения позволяет достичь по(ггавлед1ные задачи, а именно, автоматизировать процесс бурения и повысить точность измерения. В основном это обеспечивается применением компьютера и большого числа датчиков, дающих практически полное представление о наземных и технологических параметрах процесса бурения. Кроме того, использование специальных программных продуктов позволило обработать массив информации и представить ее на экране монитора, а также хольте бурильщика, в самом наглядном н удобном для анализа виде, а также ввести в программу управляющие воздействия при аварийных ситуациях. Существенные признаки, приведенные в п. 1 формулы изобретения составляют совокупность необходимую и достаточную для реализации проекта, т. к. наличие любого одного из них или нескольких, но не в полной комплектации не позволит получить желаемого результата. Применение компьютера или только наземных датчиков не позволит получить заявленного технического результата.The presence of all these essential features of the invention allows achieving (annual tasks, namely, to automate the drilling process and increase the measurement accuracy. This is mainly achieved by the use of a computer and a large number of sensors that provide an almost complete picture of the ground and technological parameters of the drilling process. In addition, the use of special software products allowed us to process an array of information and present it on the monitor screen, as well as the driller’s holt, in the most obvious and convenient way For the analysis of the form, as well as to introduce control actions in emergency situations into the program, the essential features given in paragraph 1 of the claims make up the totality necessary and sufficient for the implementation of the project, since the presence of any one of them or several, but not in full a complete set will not allow to obtain the desired result.Application of a computer or ground-based sensors alone will not allow to obtain the claimed technical result.

Практически все комплектующие комплекса разработаны и производятся в ЗАО НПФ «Самарские Горизонты и создание комплекса находится в стадии завершения.Almost all the components of the complex are designed and manufactured at ZAO NPF Samara Horizons and the creation of the complex is being completed.

Предложенное техническое решение обладает новизной и промышленной применимостью.The proposed technical solution has novelty and industrial applicability.

Сущность полезной модели поясняется на фиг. 1.. .3, где:The essence of the utility model is illustrated in FIG. 1 .. .3, where:

на фиг. 1 приведен информационно-технологический геонавигационный комплекс,in FIG. 1 shows the information technology geo-navigation complex,

н фиг. 2 - схема взаимодействия программно-технических средств компьютера,n FIG. 2 is a diagram of the interaction of software and hardware of a computer,

на фиг. 3 - структурная схема преобразующего комплекса.in FIG. 3 is a structural diagram of a transforming complex.

Разработанный геонавигационный комплекс содержит, установленную в колонне бурильных труб I над забойным двигателем 2 забойную телеметрическую систему 3 с источником питания 4, насос 5, с приюдом насоса 6. Пасос 5 соединен с баком 7, в котором установлен датчик уровня бурового раствора 8. В нагнетательной линии 9 насоса 5 установлены датчики давления 10, расхода 11, плотности 12, наличия газовых включений 13.The developed geosteering complex contains, installed in the drill pipe string I above the downhole motor 2, the downhole telemetry system 3 with a power source 4, pump 5, and pump side 6. Pasos 5 is connected to the tank 7, in which the mud level sensor 8 is installed. line 9 of the pump 5 installed pressure sensors 10, flow rate 11, density 12, the presence of gas inclusions 13.

В нагнетательной линии 9 также ус1 1овлен управляющий клапан 14.A control valve 14 is also installed in the discharge line 9.

К антенне 15 подключено приемное устройство 16, выход из которого подключен ко входу в компьютер 17. К второму входу в компьютер 17 подключен преобразовательный комплекс - 18. Лебедка 19 содержит привод лебедки 20. На лебедке 19 установлен датчик длины шлонны бурильных труб 21. Индикатор веса на крюке 22 установлен на тросе 23. Колонна бурильный труб 1 проходит через ротор 24, имеющий привод ротора 25 для ориентации отклоняющей компоновки 26. В верхней части колонны бурильных труб 1 установлен превентор 27, привод превентора 28. На устье скважины установлен газоанализатор 29. Датчик осевой нагрузки 30 и датчик крутящего момента 31, датчик оборотов гидротурбины 32, передающий модуль 33 и блок инклинометрии 34 установлены в корпусе забойной телеметрической системы 3. К выходам компьютера 17 подключены монитор 35, через блок сопряжения 37 пульт бурильщика 38, модем 39. Модем 39 соединен по линии телефонной связи через модем удаленного компьютера 40 с удаленным компьютером 41. К выходам блока управления 42 подключены привод насоса 6, привод лебедки 20 и привод ротора 25. Возможна установка над источником пш-ания 4 съемного модуля пульсатора 43 для передачи информации по гидравлическому каналу связи.A receiving device 16 is connected to the antenna 15, the output of which is connected to the input to the computer 17. A converter complex - 18 is connected to the second input to the computer 17. The winch 19 contains the drive of the winch 20. A length sensor 21 of drill pipe 21 is installed on the winch 19. Weight indicator a hook 22 is mounted on a cable 23. A drill pipe string 1 passes through a rotor 24 having a rotor drive 25 for orienting the deflecting arrangement 26. A preventer 27 and a preventer drive 28 are installed at the top of the drill pipe string 1. zoanalyzer 29. Axial load sensor 30 and torque sensor 31, hydraulic turbine speed sensor 32, transmitting module 33 and inclinometer 34 are installed in the body of the downhole telemetry system 3. Monitor 35 is connected to the outputs of computer 17, driller console 38, modem through interface unit 37 39. The modem 39 is connected via a telephone line through the modem of the remote computer 40 to the remote computer 41. A pump drive 6, a winch drive 20 and a rotor drive 25 are connected to the outputs of the control unit 42. It is possible to install 4 removals above the PSH source many pulsator module 43 for transmitting information through a hydraulic communication channel.

Компьютер 17 (фиг. 2) содержит электронные блоки компьютера 44 и программное обеспечение информационно-технологического комплекса 45, которое включает: операционную систему 46, программу обработки 47, программу выработки технических решений 48, ее составе базу данных 49, в том числе базу данных САНР (системы автоматизированного проектирования) бурения 50 и программу управяения 51. Преобразоветельный комплекс 18 (фиг. 3) содержит анаголого-цифровые преобразователи (по числу датчиков) АЦП 52... АЦП 59, контроллер 60, модем 1а мш1екса 61 и блок питания 62.The computer 17 (Fig. 2) contains the electronic components of the computer 44 and the software of the information technology complex 45, which includes: the operating system 46, the processing program 47, the program for generating technical solutions 48, its database 49, including the CANR database (computer-aided design) drilling 50 and control program 51. Converter complex 18 (Fig. 3) contains analog-to-digital converters (according to the number of sensors) of the ADC 52 ... ADC 59, controller 60, modem 1a msh1eksa 61 and power supply 62.

4 4

Устройство работает следующим образом. При бурении работает иасос 5, который по нагнетательной линии 7 подает буровой раствор к турбобуру 3 и приводит его в действие. Инклиномегрические параметры с блока инклинометрии 34 и забойные параметры с датчиков осевой нагрузки 30 и крутящего момента 31 и оборотов гидротурбины 32 при помощи передающего модуля 33 в виде электромагнитного сигнала подаются на антенну 15 и далее в приемное устройство 16 и в компьютер 17. Сигналы с наземных технологических датчиков 8, 10, И, 12, 13, 19 и 29 подаются на вход в преобразовательный комплекс 18 и далее на вход в компьютер 17, где преобразуется и обрабатывается и передается одновременно на монитор 35 и пульт бурильщика 38, при необходимость и на принтер 36. На экране монитора 35 информация оперативно, качественно и наглядно доводится до исполнителя-геофизика, а на пульте бурильщика 38 часть этой информации представляется в цифровой и аналоговой форме, причем в аналоговой форме при помощи свегоднодов, размещенных по окружности представляются преимущественно Инклиномегрические данные.The device operates as follows. When drilling, the pump 5 operates, which feeds the drilling fluid through the injection line 7 to the turbodrill 3 and puts it into action. Inclinometric parameters from the inclinometry block 34 and downhole parameters from the axial load sensors 30 and the torque 31 and the hydraulic turbine speed 32 using the transmitting module 33 in the form of an electromagnetic signal are fed to the antenna 15 and then to the receiving device 16 and to the computer 17. Signals from ground technological sensors 8, 10, And, 12, 13, 19 and 29 are fed to the input of the conversion complex 18 and then to the input of the computer 17, where it is converted and processed and transmitted simultaneously to the monitor 35 and the driller 38, if necessary, and the printer 36. On the monitor screen 35 the information is quickly, efficiently and visually communicated to the geophysicist, and on the remote control of the driller 38 part of this information is presented in digital and analog form, and mainly inclinomeric data are presented in the analog form with the help of annual data placed around the circumference .

Преобразовательный комплекс 18 гфеобразует показания со всех наземных датчиков в сигнал, приемлемый для компьютера 17. Датчики, установленные в корпусе забойной телеметфической системы передают информацию на поверхность через передающий модуль 33 на антенну 15, приемное устройство 16 и далее в персональный компьютер 17.The conversion complex 18 gpheobrazovat testimony from all ground sensors in a signal acceptable to the computer 17. The sensors installed in the housing of the downhole telemetry system transmit information to the surface through the transmitting module 33 to the antenna 15, the receiving device 16 and then to the personal computer 17.

Программа обработки информации от технологических датчиков 47 (фиг. 2) обрабатывает всю информацию, полз енную с датчиков для представления первоначально в цифровом виде, затем для визуализации в форме таблиц, графиков и диаграмм на экране монитора 35 и, кроме того, рассчитывает и вьщает данные, полученные путем математических преобразований с 3aMqpeHHbiMn параметрами, например, отклонение от траектории. Протрамма выработки технических решений 48 осуществ.ляет более сложные логические и математические преобразования информации для выработки рекомендаций поThe program for processing information from technological sensors 47 (Fig. 2) processes all the information crawled from the sensors for presentation initially in digital form, then for visualization in the form of tables, graphs and diagrams on the monitor screen 35 and, in addition, calculates and implements the data obtained by mathematical transformations with 3aMqpeHHbiMn parameters, for example, deviation from the trajectory. The program for the development of technical solutions 48 implements more complex logical and mathematical transformations of information to develop recommendations on

управленшо процессом бурения. Программа управления 49 непосредственно подает управляющие сигналы на исполнительные органы системы управления, к ю торым относятся привод насоса 6, привод лебедки 18, привод ротора 25 и приюд превенгора 28. Возможна выдача предупреждающих (звуковых и световых) сигналов при аварийной ситуации. Предложенный комплекс обеспечивает и полную автоматизацию процесса бурения путем воздействия на привод насоса 6, привод лебедки 18, привод ротора 25 и привод превентора 28. При этом каждое из этих управляющих воздействий может быть реализовано либо в отдельности, либо совместно в любом сочетании. Обратная связь между компьютером 17 и забойной телеметрической системой 3 осуществляется путем воздействия на управ.пяющий клапан 14 и посылки управляющего импульса по гидравлическому каналу. Такая связь может быть использована, например, для включения или выключения источника питания 4.controlled by the drilling process. The control program 49 directly supplies control signals to the executive bodies of the control system, which include a pump drive 6, a winch drive 18, a rotor drive 25, and a preengor drive 28. It is possible to issue warning (sound and light) signals in an emergency. The proposed complex provides complete automation of the drilling process by acting on the drive of the pump 6, the drive of the winch 18, the drive of the rotor 25 and the drive of the preventer 28. Moreover, each of these control actions can be implemented either individually or jointly in any combination. The feedback between the computer 17 and the downhole telemetry system 3 is carried out by acting on the control valve 14 and sending a control pulse through the hydraulic channel. Such a connection can be used, for example, to turn on or off the power source 4.

Если установлен пульсатор 43, создающий гидравлические импульсы бурового раствора, то информация об инклинометрических параметрах и с забойных технологических датчиков может быть передана по гидравлическому каналу связи на датчик давления 10 и далее, к преобразовательному комплексу 18 и в компьютер 17. При этом возможно использование либо одного гидравлического канала связи или одновременно обеих каналов связи: гидравлического и электромагнитного для дублирования передачи или параллельной посылки различных данных. По информации с датчиков расхода 11, плотности 12 и датчика наличия газовой фазы 13, поступающей также через преобразовательный комплекс 18 подается в компьютер 17, производится коррекция данных, полученных из забоя по гидравлическому каналу связи на датчик давления 10. Это необходимо, чтобы учесть влияние характеристик бзфового раствора на скорость распространения гидравлической волны в жидкости (буровом растворе) для избежания искажения рюультата. Кроме того, предложенный комплекс обеспечивает передачу всей информации на удаленный компьютер 41, чт куста бы осуществлять контроль за бурением не только на одной буровой, но и в масштабах ли месторождения. Применение полезной модели пгаволило: 1.Полностью автоматизировать процесс горизонтально-направленного бурения. 2.Повысить точность измерений. 3.Предотвратить аварийные ситуации. 4.Улучшить наглядность представления информации за счет ее одновременного показа на экране монитора и пульте бурильщика. Показ на пульте бурильщика одновременно цифровой и аналоговой информации позволило легче определять положение забоя в процессе бурения. 5.Повысить скорость передачи информации. 6.Повысить достоверность каждого параметра в отдельности и расчетнных показателей, полученных путем математической обработки. 1 If a pulsator 43 is installed, which generates hydraulic pulses of the drilling fluid, then information about the inclinometric parameters and from downhole technological sensors can be transmitted via a hydraulic communication channel to a pressure sensor 10 onwards, to a converter complex 18 and to a computer 17. In this case, it is possible to use either one a hydraulic communication channel or simultaneously both communication channels: hydraulic and electromagnetic for duplication of transmission or parallel sending of various data. According to the information from the flow sensors 11, density 12 and the gas phase sensor 13, also supplied through the converter complex 18 to the computer 17, the data obtained from the bottom via the hydraulic communication channel is corrected for the pressure sensor 10. This is necessary to take into account the influence of the characteristics bzfovoy fluid on the speed of propagation of a hydraulic wave in a fluid (drilling fluid) to avoid distortion of the result. In addition, the proposed complex provides the transfer of all information to a remote computer 41, so that the cluster would monitor drilling not only at one drilling site, but also at the scale of the field. Application of the utility model helped: 1. Fully automate the process of horizontal directional drilling. 2. Improve measurement accuracy. 3.Prevent emergency situations. 4. Improve the visibility of the presentation of information by simultaneously displaying it on the monitor screen and the driller console. Displaying simultaneously digital and analog information on the driller's console made it easier to determine the position of the face during drilling. 5. Increase the speed of information transfer. 6. To increase the reliability of each parameter separately and the calculated indicators obtained by mathematical processing. 1

Авторы:The authors:

Григашкин Г. А.Grigashkin G.A.

Варламов С. Е.Varlamov S. E.

г.9. м, g. 9. m

10.2001 г.10.2001 g.

Кульчицкий В. В.Kulchitsky V.V.

Claims

1. Drilling geo-navigation complex containing sensors for monitoring technological parameters, including ground sensors, a driller’s console and an information processing and visualization unit, characterized in that it further comprises a downhole telemetry system and a receiving device, the processing and visualization unit is made in the form of interconnected a conversion complex and a computer with a monitor, and some of the sensors for monitoring technological parameters are installed in the body of the downhole telemetry system.

2. The drilling geosteering complex according to claim 1, characterized in that the computer output is connected via a control unit to a pump drive, and / or to a winch drive, and / or to a rotor drive, and / or to a preventer drive.

3. Drilling geo-navigation complex according to claim 1 or 2, characterized in that a drilling fluid level sensor is installed in the receiving tank.

4. The drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 3, characterized in that it further comprises a pressure sensor in the injection line of the drilling fluid.

5. Drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 4, characterized in that a flow sensor is installed in the injection line of the drilling fluid.

6. The drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 5, characterized in that a density sensor is installed in the injection line of the drilling fluid.

7. Drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 6, characterized in that a gas phase sensor is installed in the injection line of the drilling fluid.

8. The drilling geosteering complex according to any one of claims 1 to 7, characterized in that a gas analyzer is installed at the wellhead.

9. Drilling geo-navigation complex according to any one of claims 1 to 8, characterized in that it further comprises a drill pipe string length sensor mounted on a winch.

10. Drilling geo-navigation complex according to any one of claims 1 to 9, characterized in that it comprises an inclinometry unit installed in the body of the downhole telemetry system.

11. Drilling geo-navigation complex according to any one of claims 1 to 10, characterized in that it further comprises a turbine speed sensor installed in the body of the downhole telemetry system.

12. Drilling geo-navigation complex according to any one of claims 1 to 11, characterized in that it further comprises an axial load sensor installed in the body of the downhole telemetry system.

13. The drilling geosteering complex according to any one of claims 1-12, characterized in that it further comprises a torque sensor installed in the body of the downhole telemetry system.

14. Drilling geo-navigation complex according to any one of claims 1 to 13, characterized in that it further comprises a pulsator installed in the body of the downhole telemetry system for transmitting information via a hydraulic communication channel.