Измерение во время бурения

используется Буровая установка для создания скважины или колодца (также называемого стволом скважины) в недрах земли, например, для добычи природных ресурсов, таких как газ или нефть. Во время такого бурения данные собираются с датчиков буровой установки для ряда целей, таких как: поддержка принятия решений для мониторинга и управления бесперебойной работой бурения; вести детальную запись (или каротаж) геологических формаций, вскрытых скважиной; генерировать статистику операций и контрольные показатели производительности, позволяющие выявить улучшения, а также предоставлять проектировщикам скважин точные исторические данные о производительности операций, с помощью которых можно выполнять статистический анализ рисков для будущих операций скважин. Термины «измерение во время бурения» ( MWD ) и «каротаж во время бурения» (LWD) не используются последовательно во всей отрасли. Хотя эти термины взаимосвязаны, в контексте данного раздела термин «измерение во время бурения» относится к измерениям при наклонно-направленном бурении, например, для поддержки принятия решений относительно траектории ствола скважины (наклон и азимут), тогда как LWD относится к измерениям, касающимся геологических формаций, вскрытых во время бурения. бурение.

История

Первоначальные попытки обеспечить MWD и LWD относятся к 1920-м годам, а попытки были предприняты до Второй мировой войны с использованием гидроимпульсов, проводных труб, акустики и электромагнетизма. Джей Джей Арпс создал действующую систему направленного и удельного сопротивления в 1960-х годах. Конкурирующие работы, поддержанные Mobil, Standard Oil и другими в конце 1960-х и начале 1970-х годов, привели к появлению множества жизнеспособных систем к началу 1970-х годов, включая MWD Teleco Oilfield Services, системы Schlumberger (Mobil) Halliburton и BakerHughes. Однако главным толчком к развитию стало решение Норвежского нефтяного директората обязать проводить наклонно-направленное исследование скважин на шельфе Норвегии через каждые 100 метров. Это решение создало среду, в которой технология MWD имела экономическое преимущество перед традиционными механическими устройствами TOTCO и привело к быстрым разработкам, включая LWD, для добавления гамма-излучения и удельного сопротивления к началу 1980-х годов.

Измерение

MWD обычно касается измерений наклона ствола скважины (отверстия) от вертикали, а также магнитного направления с севера. Используя базовую тригонометрию, можно построить трехмерный график траектории скважины. По сути, оператор MWD измеряет траекторию скважины по мере ее бурения (например, обновления данных поступают и обрабатываются каждые несколько секунд или быстрее). Эта информация затем используется для бурения в заранее запланированном направлении пласта, содержащего нефть, газ, воду или конденсат. Также можно провести дополнительные измерения естественного гамма-излучения породы; это помогает в общих чертах определить, какой тип горной породы бурится, что, в свою очередь, помогает подтвердить местоположение ствола скважины в реальном времени относительно присутствия различных типов известных формаций (по сравнению с существующими сейсмическими данными).

Измеряются плотность и пористость, давление горной жидкости и другие измерения, некоторые с использованием радиоактивных источников, некоторые с использованием звука, некоторые с использованием электричества и т. д.; затем это можно использовать для расчета того, насколько свободно нефть и другие жидкости могут течь через пласт, а также объема углеводородов, присутствующих в породе, и, с учетом других данных, стоимости всего резервуара и его запасов.

Скважинный инструмент MWD также имеет «высокую сторону» с нижнебуровой буровой компоновкой, что позволяет направлять ствол скважины в выбранном направлении в трехмерном пространстве, известном как направленное бурение . Операторы наклонно-направленного бурения полагаются на получение точных, проверенных на качество данных от оператора MWD, что позволяет им безопасно удерживать скважину на запланированной траектории.

Измерения направления проводятся тремя ортогонально установленными акселерометрами для измерения угла наклона и тремя ортогонально установленными магнитометрами, которые измеряют направление (азимут). Гироскопические инструменты могут использоваться для измерения азимута, когда съемка проводится в месте с разрушающими внешними магнитными воздействиями, например, внутри «обсадной колонны», где скважина облицована стальными трубками (трубами). Эти датчики, а также любые дополнительные датчики для измерения плотности, пористости, давления или других данных горных пород подключаются физически и в цифровом виде к логическому блоку, который преобразует информацию в двоичные цифры, которые затем передаются на поверхность с использованием «гидроимпульса». телеметрия» (MPT, система передачи двоичного кодирования, используемая с жидкостями, например, комбинаторное, манчестерское кодирование, расщепленная фаза и другие).

Это делается с помощью скважинного «пульсатора», который изменяет давление бурового раствора (раствора) внутри бурильной колонны в соответствии с выбранным MPT: эти колебания давления декодируются и отображаются на компьютерах наземной системы в виде волновых форм; выходное напряжение датчиков (исходные данные); конкретные измерения силы тяжести или направления от магнитного севера или в других формах, таких как звуковые волны, формы ядерных волн и т. д.

Датчики давления на поверхности (бурового раствора) измеряют эти колебания давления (импульсы) и передают аналоговый сигнал напряжения на наземные компьютеры, которые оцифровывают сигнал. Разрушительные частоты отфильтровываются, и сигнал декодируется обратно в исходную форму данных. Например, колебание давления в 20 фунтов на квадратный дюйм (или менее) можно «выделить» из общего давления в системе бурового раствора 3500 фунтов на квадратный дюйм или более.

Скважинная электрическая и механическая энергия обеспечивается скважинными турбинными системами, которые используют энергию потока «бурового раствора», аккумуляторные блоки (литиевые) или их комбинацию.

Виды передаваемой информации

Информация о направлении

Инструменты MWD, как правило, способны проводить инклинометрические исследования в режиме реального времени. Инструмент использует акселерометры и магнитометры для измерения наклона и азимута ствола скважины в этом месте, а затем передает эту информацию на поверхность. С серией опросов; измерения наклона, азимута и поверхности инструмента через соответствующие интервалы (от каждых 30 футов (т.е. 10 м) до каждых 500 футов) позволяют рассчитать местоположение ствола скважины.

Сама по себе эта информация позволяет операторам доказать, что их скважина не пересекает участки, бурение которых им не разрешено. Однако из-за стоимости систем MWD они обычно не используются в вертикальных скважинах. Вместо этого скважины исследуются после бурения с помощью многозарядных геодезических инструментов, опускаемых в бурильную колонну на канате или тросе .

Исследования в реальном времени в основном используются при наклонно-направленном бурении. Чтобы бурильщик наклонно-направленного бурения мог направить скважину к целевой зоне, он должен знать, куда движется скважина и каковы последствия его усилий по управлению.

Инструменты MWD также обычно обеспечивают измерения торца инструмента, что помогает при наклонно-направленном бурении с использованием забойных двигателей с изогнутыми переводниками или изогнутыми корпусами. Для получения дополнительной информации об использовании измерений торца инструмента см. Направленное бурение .

Информация о механике бурения

Инструменты MWD также могут предоставить информацию об условиях на буровом долоте. Это может включать в себя:

• Скорость вращения бурильной колонны
• Плавность этого вращения
• Тип и интенсивность любой скважинной вибрации
• Забойная температура
• Крутящий момент и вес на долоте, измеренные рядом с буровым долотом.
• Объем потока бурового раствора

Грязевые моторы

Использование этой информации может позволить оператору более эффективно бурить скважину и гарантировать, что инструмент MWD и любые другие скважинные инструменты, такие как забойный двигатель , роторно-управляемые системы и инструменты LWD, работают в пределах своих технических характеристик, чтобы предотвратить выход из строя инструмента. Эта информация также ценна для геологов, ответственных за скважинную информацию о пробуренном пласте.

Свойства пласта

Многие инструменты MWD, либо сами по себе, либо в сочетании с отдельными инструментами LWD, могут выполнять измерения свойств пласта. На поверхности эти измерения собираются в журнал, аналогичный полученному при каротаже на кабеле .

Инструменты LWD способны измерять набор геологических характеристик, включая плотность, пористость, удельное сопротивление, акустический калибр, наклон бурового долота (NBI), магнитный резонанс и пластовое давление.

Инструмент MWD позволяет проводить и оценивать эти измерения во время бурения скважины. Это позволяет выполнять геонавигацию или наклонно-направленное бурение на основе измеренных свойств пласта, а не просто бурить заданную цель.

Большинство инструментов MWD содержат внутренний датчик гамма-излучения для измерения естественных значений гамма-излучения. Это связано с тем, что эти датчики компактны, недороги, надежны и могут проводить измерения с помощью немодифицированных утяжеленных бурильных труб. Для других измерений часто требуются отдельные инструменты LWD, которые сообщаются с инструментами MWD в скважине через внутренние провода.

Измерения во время бурения могут быть экономически эффективными в разведочных скважинах, особенно в районах Мексиканского залива, где скважины бурятся в районах соляных диапиров . Журнал удельного сопротивления определит проникновение соли, а раннее обнаружение предотвращает повреждение бентонитового бурового раствора солью.

Методы передачи данных

Грязеимпульсная телеметрия

Это наиболее распространенный метод передачи данных , используемый инструментами MWD. В скважине срабатывает клапан для ограничения потока бурового раствора (раствора) в соответствии с передаваемой цифровой информацией. Это создает колебания давления, представляющие информацию. Колебания давления распространяются внутри бурового раствора к поверхности, где они принимаются датчиками давления. На поверхности полученные сигналы давления обрабатываются компьютерами для восстановления информации. Технология доступна в трех вариантах: положительный импульс, отрицательный импульс и непрерывная волна .

Положительный пульс

Инструменты с положительным импульсом на короткое время закрывают и открывают клапан, чтобы ограничить поток бурового раствора внутри бурильной трубы. Это приводит к увеличению давления, которое можно увидеть на поверхности. Цифровая информация может быть закодирована в сигнале давления с использованием линейных кодов или импульсно-позиционной модуляции .

Схема, показывающая MWD

Отрицательный пульс

Инструменты с отрицательным импульсом на короткое время открывают и закрывают клапан, чтобы выпустить буровой раствор изнутри бурильной трубы в затрубное пространство. Это приводит к снижению давления, которое можно увидеть на поверхности. Цифровая информация может быть закодирована в сигнале давления с использованием линейных кодов или позиционно-импульсной модуляции.

Непрерывная волна

Инструменты непрерывного действия постепенно закрывают и открывают клапан, создавая синусоидальные колебания давления в буровом растворе. Любая схема цифровой модуляции с непрерывной фазой может использоваться для наложения информации на сигнал несущей. Наиболее широко используемой схемой модуляции является непрерывная фазовая модуляция .

При бурения на депрессии использовании телеметрия гидроимпульсов может стать непригодной для использования. Обычно это происходит потому, что для снижения эквивалентной плотности бурового раствора в раствор впрыскивают сжимаемый газ. сигнала Это вызывает сильное затухание , что резко снижает способность бурового раствора передавать импульсные данные. В этом случае необходимо использовать методы, отличные от телеметрии гидроимпульсов, такие как электромагнитные волны, распространяющиеся по пласту, или проводная телеметрия бурильных труб.

Современная технология телеметрии гидроимпульсов обеспечивает пропускную способность до 40 бит/с. Скорость передачи данных падает с увеличением длины ствола скважины и обычно составляет всего 0,5 бит/с. – 3,0 бит/с. (бит в секунду) на глубине 35 000–40 000 футов (10 668–12 192 м).

Связь между поверхностью и скважиной обычно осуществляется посредством изменения параметров бурения, т.е. изменения скорости вращения бурильной колонны или изменения скорости потока бурового раствора. Внесение изменений в параметры бурения с целью отправки информации может потребовать прерывания процесса бурения, что невыгодно, поскольку приводит к непроизводительному времени.

Электромагнитная телеметрия

Эти инструменты включают в себя электрический изолятор в бурильной колонне, но из-за проблем с получением данных через хороший проводник (соленая вода) этот подход в основном ограничивается береговыми участками без неглубоких соленых водоносных горизонтов. Для передачи данных инструмент генерирует измененную разность напряжений между верхней частью (основная бурильная колонна, над изолятором) и нижней частью (буровое долото и другие инструменты, расположенные под изолятором инструмента MWD). На поверхности к устью скважины прикрепляется трос, который контактирует с бурильной трубой на поверхности. Второй провод прикреплен к стержню, вбитому в землю на некотором расстоянии. Устье скважины и заземляющий стержень образуют два электрода дипольной антенны. Разность напряжений между двумя электродами представляет собой принимаемый сигнал, который декодируется компьютером.

ЭМ-инструмент генерирует разницу напряжений между секциями бурильной колонны в виде волн очень низкой частоты (2–12 Гц). Данные накладываются на волны посредством цифровой модуляции .

Эта система обычно обеспечивает скорость передачи данных до 10 бит в секунду. Кроме того, многие из этих инструментов также способны получать данные с поверхности таким же способом, в то время как инструменты на основе гидроимпульсов полагаются на изменения параметров бурения, таких как скорость вращения бурильной колонны или скорость потока бурового раствора, чтобы отправлять информацию с поверхности на скважинные инструменты.

По сравнению с широко используемой гидроимпульсной телеметрией, электромагнитная импульсная телеметрия более эффективна в особых ситуациях на суше, таких как бурение на депрессии или при использовании воздуха в качестве бурового раствора. Он способен передавать данные быстрее при бурении на небольшой глубине и на суше. Однако при бурении исключительно глубоких скважин его обычно не хватает, и в определенных типах пластов сигнал может быстро терять силу, становясь необнаружимым на глубине всего несколько тысяч футов.

Проводная бурильная труба

Несколько нефтесервисных компаний в настоящее время разрабатывают системы проводных бурильных труб, хотя проводные системы испытывались на протяжении многих десятилетий, а в России такая система использовалась еще в 1960-х годах. В этих системах используются электрические провода, встроенные в каждый компонент бурильной колонны, которые передают электрические сигналы непосредственно на поверхность. Эти системы обещают скорость передачи данных на порядки большую, чем любая возможная при использовании гидроимпульсной или электромагнитной телеметрии, как от скважинного прибора на поверхность, так и от поверхности к скважинному прибору. IntelliServ ​ Проводная трубопроводная сеть, обеспечивающая скорость передачи данных более 1 мегабита в секунду, стала коммерческой в ​​2006 году. Представители BP America, StatoilHydro, Baker Hughes INTEQ и Schlumberger представили три истории успеха с использованием этой системы, как на суше, так и на море, на конференции SPE в марте 2008 года. / Конференция IADC по бурению в Орландо, Флорида. Стоимость бурильной колонны и сложность ее развертывания делают эту технологию нишевой по сравнению с буровым методом.

Извлекаемые инструменты

Инструменты MWD могут быть полустационарно установлены в удлинённой бурильной трубе (снимаются только на объектах технического обслуживания) или могут быть автономными и извлекаться по тросу.

Извлекаемые инструменты, иногда называемые тонкими инструментами , можно извлекать и заменять с помощью троса через бурильную колонну. Обычно это позволяет гораздо быстрее заменить инструмент в случае отказа, а также позволяет восстановить инструмент в случае застревания бурильной колонны. Извлекаемые инструменты должны быть намного меньше, обычно около 2 дюймов или меньше в диаметре, хотя их длина может составлять 20 футов (6,1 м) или более. Небольшой размер необходим для того, чтобы инструмент мог проходить через бурильную колонну; однако это также ограничивает возможности инструмента. Например, тонкие инструменты не способны передавать данные с той же скоростью, что и инструменты, монтируемые на воротнике, а также более ограничены в своих возможностях взаимодействия и подачи электроэнергии на другие инструменты LWD.

Инструменты с воротником, также известные как толстые инструменты , обычно не могут быть сняты с удлинителя на буровой площадке. Если инструмент выходит из строя, для замены необходимо вытащить всю бурильную колонну из скважины. Однако без необходимости проходить через бурильную колонну инструмент может быть больше и эффективнее.

Возможность извлекать инструмент по тросу часто оказывается полезной. Например, если бурильная колонна застревает в скважине, извлечение инструмента с помощью троса сэкономит значительную сумму денег по сравнению с оставлением его в скважине с застрявшей частью бурильной колонны. Однако существуют некоторые ограничения в этом процессе.

Ограничения

Извлечение инструмента с помощью троса не обязательно происходит быстрее, чем вытаскивание инструмента из скважины. Например, если инструмент выходит из строя на высоте 1500 футов (460 м) при бурении с помощью тройной буровой установки (способной расцепить 3 стыка труб или около 90 футов (30 м) футов одновременно), то, как правило, это будет быстрее. вытаскивать инструмент из скважины, чем монтировать трос и извлекать инструмент, особенно если блок тросового кабеля необходимо транспортировать на буровую установку.

Извлечение данных по проводной связи также представляет дополнительный риск. Если инструмент отсоединится от троса, он упадет обратно на бурильную колонну. Обычно это приводит к серьезному повреждению инструмента и компонентов бурильной колонны, в которых он установлен, и требует вытягивания бурильной колонны из скважины для замены вышедших из строя компонентов; это приводит к более высоким общим затратам, чем первоначальное вытаскивание из ямы. Канатный механизм также может не зафиксироваться на инструменте или, в случае серьезного отказа, может поднять на поверхность только часть инструмента. Это потребует извлечения бурильной колонны из скважины для замены вышедших из строя компонентов, что сделает операцию на кабеле пустой тратой времени.

Некоторые разработчики инструментов взяли конструкцию «тонкого инструмента» с возможностью извлечения и применили ее к неизвлекаемому инструменту. В этом случае MWD сохраняет все ограничения тонкой конструкции инструмента (низкая скорость, способность застревать частицами пыли, низкая устойчивость к ударам и вибрации), но не имеет никаких преимуществ. Любопытно, что эти инструменты по-прежнему имеют наконечник на тросе, несмотря на то, что их поднимают и держат в руках с помощью пластины.

Ссылки

Библиография

• Митчелл, Билл (1995). Расширенное руководство по бурению нефтяных скважин (10-е изд.). Лейквуд, Колорадо: Mitchell Engineering. ASIN   B0006RMYTW . OCLC   46870163 .

См. также

• Геонавигация

Внешние ссылки

• СМИ, связанные с измерениями во время бурения, на Викискладе?