Systeme zur Messung während des Bohrens (MWD) überwachen die Bohrlochposition, die Leistung des Bohrmeißels und die Ausrichtung des Bohrstrangs. Instrumente in einem Modul im Steuerungswerkzeug des Bohrstrangs übertragen Echtzeitdaten an den MWD-Bediener. Es hängt mit dem Protokollieren-beim-Bohren (LWD) zusammen.
Robuste Instrumente-Magnetometer, Gyroskope und Beschleunigungsmesser, die Temperaturen von 400 Grad F, Drücken von 25.000 psi und 500 G für 0,5 ms Stoß standhalten können-sind in die Bohrlochbodenbaugruppe (BHA) integriert. Die BHA ist mit einem Bohrer, einer Bohrkrone und Bohrstabilisatoren ausgestattet, die als funktionelle Komponenten für die Form, Richtung und Eindringtiefe des Bohrlochs verantwortlich sind. Ein BHA umfasst häufig zusätzlich zu MWD- und LWD-Systemen einen Downhill-Motor und ein Drehlenkungssystem. Mechanische und elektrische Energie wird häufig von einer Bohrlochturbine bereitgestellt.
MWD quantifiziert die Leistung des Bohrstrangs streng. LWD misst Aspekte im Zusammenhang mit geologischen Formationen, darunter:
- Von Gesteinen oder Sedimenten emittierte Gammastrahlen
- Dichte und photoelektrischer Index
- Neutronenporosität (zur Messung des Wasserstoffindex in einem Reservoir)
- Messschieber (Bohrlochgröße und -form)
- Spezifischer Widerstand (Ohm-m)
- Sonic Logging (Fähigkeit des Bohrlochs, Schallwellen zu übertragen)
- Bohrlochbildgebung
- Formationstester und Probenehmer (zur Bestimmung von Flüssigkeiten und potenzieller Produktion)
- Kernspinresonanz (zur Bestimmung der Porosität und Permeabilität einer geologischen Formation)
- Seismische Messungen während des Bohrens, die dabei helfen, den optimalen Bohrlochverlauf zu bestimmen
Bohringenieure nutzen die Daten von MWD- und LWD-Systemen zur Geosteuerung des Bohrstrangs und treffen fundierte Entscheidungen über den Bohrlochpfad und die erwartete Bohrlochproduktion bei On-{0}}Shore- und Offshore-Bohranwendungen-. Durch die Reduzierung von Bohrgefahren, die die Eindringgeschwindigkeit verlangsamen könnten, wird die Produktivität des Bohrstrangs verbessert. Diese Daten werden auch verwendet, um sicherzustellen, dass Bohrungen nur in autorisierten Zonen durchgeführt werden.
MWD überwacht auch den Betrieb der Bohrkrone und des Bohrstrangs, einschließlich Parameter wie Geschwindigkeit und Gleichmäßigkeit der Bohrkronenrotation, Vibrationen und Temperaturen im Bohrloch, Drehmoment und Druck auf die Bohrkrone sowie die Durchflussrate der Bohrflüssigkeit. Wenn der Bohrstrang innerhalb seiner Betriebsspezifikationen gehalten wird, werden Lebensdauer und Leistung des Bohrstrangs maximiert.
Datenerfassung und -übertragung
Traditionell verbindet die drahtgebundene Protokollierung eine dünne Reihe von Instrumenten, die sich im Bohrstrang befinden, über ein langlebiges Elektrokabel mit der Oberfläche. Sobald ein Bohrloch über 60 Grad abweicht, können herkömmliche drahtgebundene Instrumente nicht mehr durch den Bohrstrang geschoben werden, sodass trotz ihrer höheren Kosten MWD-Technologien eingesetzt werden.
In MWD-Systemen werden Daten in einem Halbleiterspeicher protokolliert und außerdem an einen Logikcontroller weitergeleitet, der die Daten in Binärdaten umwandelt. Meistens werden die Daten dann an eine Impulsgebereinheit weitergeleitet, die den Druck der Bohrflüssigkeit im Bohrgestänge gemäß einem Code, der als Mud Pulse Telemetry (MPT) bekannt ist, schwankt. Druckwandler und Computer an der Oberfläche isolieren die positiven, negativen und kontinuierlichen Sinuswellenanpassungen des Drucks und dekodieren sie für Bediener.
Positiv:Ein Ventil wird umgeschaltet, um den Schlammfluss im Bohrrohr zu beschränken und so einen Druckanstieg zu erzeugen, der an der Bohrlochoberfläche festgestellt wird. Die Daten werden mit Zeilencodes der Puls-{1}}Positionsmodulation codiert.
Negativ:Ein Ventil wird umgeschaltet, das Bohrflüssigkeit aus dem Inneren des Bohrrohrs in den Ringraum abgibt, um einen Druckabfall zu erzeugen, der an der Oberfläche erkannt wird. Die Daten werden mit Leitungscodes oder Puls-{1}Positionsmodulation codiert.
Kontinuierlich:Ein Ventil wird schrittweise umgeschaltet, um sinusförmige Druckänderungen in der Bohrflüssigkeit zu erzeugen. Daten werden mit jedem digitalen Modulationsformat codiert, am häufigsten ist die kontinuierliche Phasenmodulation.
MPT-Bandbreiten bis zu 40 Bit pro Sekunde sind üblich; Die Datenraten sinken mit zunehmender Bohrlochlänge und können in Tiefen von 40.000 Fuß bis zu 1,5 Bit pro Sekunde betragen. Oft können nicht alle Daten über MPT übertragen werden, sodass zusätzliche Daten per Kabel oder nachdem das Werkzeug aus dem Loch gefahren wurde, aus dem Speicher abgerufen werden können.
Beim Unterdruckbohren wird jedoch Druckgas in die Bohrflüssigkeiten injiziert, um den Bohrlochdruck niedriger als den Druck der gebohrten Formation zu halten. Dies geschieht, um häufige Herausforderungen des konventionellen (überausgeglichenen) Bohrens zu reduzieren, wie z. B. Zirkulationsverlust, unterschiedliches Festsitzen, langsame Bohrgeschwindigkeiten, Formationsschäden und Überhitzung des Bohrers. Die Zugabe von Gas erhöht die Dämpfung von MPT-Signalen, sodass alternative Übertragungstechniken eingesetzt werden.
Elektromagnetische Telemetrie (EMT) integriert einen elektrischen Isolator in den Bohrstrang, der eine veränderte Spannungsdifferenz in den Komponenten oberhalb und unterhalb des Isolators erzeugt. Durch Modulation werden Daten in die Spannung eingefügt. Die Elektroden einer oberflächenbasierten Dipolantenne bestehen aus einem am Bohrlochkopf befestigten Draht und einem Draht, der an einem in den Boden getriebenen Stab befestigt ist. Die Spannungsdifferenz zwischen den Elektroden erhält das Signal vom Bohrstrang, das von einem Computer gelesen wird. EMT kann auch Daten an den Bohrstrang senden. Während EMT Datenraten von bis zu 10 Bit pro Sekunde bietet, verschlechtern sich die Signale je nach Bohrlochtiefe und Formationsmaterialien schnell.
Bohrgestänge mit elektrischer Hardware sind ebenfalls erhältlich. Es wurden Datenraten von mehr als 2 Megabit pro Sekunde erreicht. Der Nachteil dieser Technologie sind die erhöhten Kosten für Herstellung, zusätzliche Pflege und Schaltungsschutz.
Konfigurationen
MWD-Instrumente können in der Schwerstange montiert und nur in dafür ausgestatteten Einrichtungen gewartet werden. Am Halsband-montierte MWD-Systeme übertragen Daten schneller und können mehr Instrumente unterstützen. Sollte das Bohrgestänge stecken bleiben, müssen alle Werkzeuge gemeinsam geborgen werden.
MWD-Systeme können auch in internen Modulen enthalten sein, die über Kabel verbunden sind. Diese Module können bei Bedarf aus dem Bohrstrang entnommen werden, müssen jedoch dünn sein, da sie sich innerhalb des Bohrstrangs befinden. Die kleine Konfiguration begrenzt die Geräte, die das MWD-System unterstützen kann. Sollte der Bohrstrang stecken bleiben, kann entweder nur das MWD oder der gesamte Bohrstrang geborgen werden.
Das ProGuide™-Werkzeug eignet sich hervorragend für anspruchsvolle Bohrlochabschnitte, einschließlich solcher mit großen Winkeln und Windungen. Es liefert genaue Bohrlochinformationen, die es Bohrern ermöglichen, komplexe Flugbahnen sicher und effizient zu navigieren und so das Risiko von Komplikationen zu verringern.
Für weitere Informationen können Sie an unsere Mailbox schreibeninfo@vigorpetroleum.com & mail@vigorpetroleum.com
