Messung beim Bohren – Wikipedia

Ein Bohrgerät wird verwendet, um ein Bohrloch oder einen Brunnen (auch als Bohrloch bezeichnet) im Erduntergrund zu erzeugen, um beispielsweise natürliche Ressourcen wie Gas oder Öl zu fördern. Während eines solchen Bohrens werden Daten von den Sensoren des Bohrgeräts für eine Reihe von Zwecken erfasst, wie zum Beispiel: Entscheidungsunterstützung zur Überwachung und Verwaltung des reibungslosen Bohrvorgangs; detaillierte Aufzeichnungen (oder Bohrlochprotokolle) der von einem Bohrloch durchdrungenen geologischen Formationen zu erstellen; Generieren von Betriebsstatistiken und Leistungsbenchmarks, damit Verbesserungen identifiziert werden können, und Bereitstellen von Bohrlochplanern mit genauen historischen Betriebsleistungsdaten, mit denen statistische Risikoanalysen für zukünftige Bohrlochoperationen durchgeführt werden können. Die Bedingungen Messung beim Bohren (MWD)und Protokollierung beim Bohren (LWD) werden in der gesamten Branche nicht einheitlich eingesetzt. Obwohl diese Begriffe verwandt sind, bezieht sich der Begriff MWD im Kontext dieses Abschnitts auf Richtungsbohrmessungen, z. B. zur Entscheidungsunterstützung für den Bohrlochpfad (Neigung und Azimut), während sich LWD auf Messungen bezieht, die die beim Bohren durchdrungenen geologischen Formationen betreffen .^[1]

Geschichte[edit]

Erste Versuche, MWD und LWD bereitzustellen, stammen aus den 1920er Jahren, und vor dem Zweiten Weltkrieg wurden Versuche mit Schlammpulsen, Kabelrohren, Akustik und Elektromagnetik unternommen. JJ Arps produzierte in den 1960er Jahren ein funktionierendes Richtungs- und Widerstandssystem.^[2] Konkurrierende Arbeiten, die in den späten 1960er und frühen 1970er Jahren von Mobil, Standard Oil und anderen unterstützt wurden, führten in den frühen 1970er Jahren zu mehreren funktionsfähigen Systemen mit dem MWD von Teleco Oilfield Services, Systemen von Schlumberger (Mobil) Halliburton und BakerHughes. Der Hauptimpuls für die Entwicklung war jedoch die Entscheidung der norwegischen Erdöldirektion, alle 100 Meter eine Richtungsuntersuchung in Bohrlöchern vor der Küste Norwegens durchzuführen. Diese Entscheidung schuf eine Umgebung, in der die MWD-Technologie einen wirtschaftlichen Vorteil gegenüber herkömmlichen mechanischen TOTCO-Geräten hatte und Anfang der 1980er Jahre zu raschen Entwicklungen führte, einschließlich LWD, um Gamma und spezifischen Widerstand hinzuzufügen.^[3][4][5]

Messung[edit]

MWD betrifft typischerweise die Messung der Neigung des Bohrlochs (des Lochs) von der Vertikalen und auch der magnetischen Richtung von Norden. Unter Verwendung der grundlegenden Trigonometrie kann eine dreidimensionale Darstellung des Weges des Bohrlochs erstellt werden.^{[citation needed]}

Im Wesentlichen misst ein MWD-Bediener die Flugbahn des Lochs beim Bohren (z. B. kommen Datenaktualisierungen an und werden alle paar Sekunden oder schneller verarbeitet). Diese Informationen werden dann verwendet, um in einer vorgeplanten Richtung in die Formation zu bohren, die Öl, Gas, Wasser oder Kondensat enthält. Zusätzliche Messungen können auch der natürlichen Gammastrahlenemissionen aus dem Gestein durchgeführt werden. Dies hilft im Großen und Ganzen zu bestimmen, welche Art von Gesteinsformation gebohrt wird, was wiederum dazu beiträgt, den Echtzeitort des Bohrlochs in Bezug auf das Vorhandensein verschiedener Arten bekannter Formationen zu bestätigen (im Vergleich mit vorhandenen seismischen Daten).^{[citation needed]}

Dichte und Porosität, Gesteinsflüssigkeitsdrücke und andere Messungen werden durchgeführt, einige unter Verwendung radioaktiver Quellen, einige unter Verwendung von Schall, einige unter Verwendung von Elektrizität usw.; Dies kann dann verwendet werden, um zu berechnen, wie frei Öl und andere Flüssigkeiten durch die Formation fließen können, sowie das Volumen der im Gestein vorhandenen Kohlenwasserstoffe und mit anderen Daten den Wert des gesamten Reservoirs und der Reservoirreserven.^{[citation needed]}

Ein MWD-Bohrlochwerkzeug ist auch mit der Bohrlochbaugruppe “hochseitig”, so dass das Bohrloch im 3D-Raum, der als Richtungsbohren bezeichnet wird, in eine ausgewählte Richtung gelenkt werden kann. Richtungsbohrer sind darauf angewiesen, vom MWD-Betreiber genaue, qualitätsgeprüfte Daten zu erhalten, damit sie das Bohrloch sicher auf der geplanten Flugbahn halten können.^{[citation needed]}

Richtungsmessungen werden von drei orthogonal montierten Beschleunigungsmessern zur Messung der Neigung und drei orthogonal montierten Magnetometern zur Richtungsmessung (Azimut) durchgeführt. Gyroskopische Werkzeuge können verwendet werden, um den Azimut zu messen, wenn die Vermessung an einem Ort mit störenden äußeren magnetischen Einflüssen gemessen wird, beispielsweise innerhalb eines “Gehäuses”, wo das Loch mit Stahlrohren (Rohren) ausgekleidet ist. Diese Sensoren sowie alle zusätzlichen Sensoren zur Messung der Gesteinsbildungsdichte, Porosität, des Drucks oder anderer Daten sind physikalisch und digital mit einer Logikeinheit verbunden, die die Informationen in Binärziffern umwandelt, die dann unter Verwendung eines “Schlammimpulses” an die Oberfläche übertragen werden Telemetrie “(MPT, ein binäres Codierungsübertragungssystem, das mit Flüssigkeiten verwendet wird, wie z. B. kombinatorische Codierung, Manchester-Codierung, Split-Phase usw.).^{[citation needed]}

Dies erfolgt unter Verwendung einer Bohrloch-Pulser-Einheit, die den Druck der Bohrflüssigkeit (Schlamm) im Bohrstrang gemäß dem gewählten MPT variiert: Diese Druckschwankungen werden dekodiert und auf den Computern des Oberflächensystems als Wellenformen angezeigt. Spannungsausgänge der Sensoren (Rohdaten); spezifische Messungen der Schwerkraft oder Richtungen aus dem magnetischen Norden oder in anderen Formen, wie Schallwellen, Kernwellenformen usw.^{[citation needed]}

Oberflächendruckwandler messen diese Druckschwankungen (Impulse) und leiten ein analoges Spannungssignal an Oberflächencomputer weiter, die das Signal digitalisieren. Störfrequenzen werden herausgefiltert und das Signal in seine ursprüngliche Datenform zurückcodiert. Beispielsweise kann eine Druckschwankung von 20 psi (oder weniger) aus einem Gesamtdruck des Schlammsystems von 3.500 psi oder mehr „herausgegriffen“ werden.^{[citation needed]}

Die elektrische und mechanische Energie im Bohrloch wird von Bohrlochturbinensystemen bereitgestellt, die die Energie des Schlammflusses, der Batterieeinheiten (Lithium) oder einer Kombination aus beiden nutzen.^{[citation needed]}

Arten der übertragenen Informationen[edit]

Richtungsangaben[edit]

MWD-Tools können im Allgemeinen Richtungserhebungen in Echtzeit durchführen. Das Werkzeug misst mit Beschleunigungs- und Magnetometern die Neigung und den Azimut des Bohrlochs an dieser Stelle und überträgt diese Informationen dann an die Oberfläche. Mit einer Reihe von Umfragen; Messungen der Neigung, des Azimuts und der Werkzeugfläche in geeigneten Intervallen (irgendwo zwischen 30 Fuß (dh 10 m) und 500 Fuß) kann die Position des Bohrlochs berechnet werden.^{[citation needed]}

Anhand dieser Informationen können die Bediener nachweisen, dass ihr Bohrloch nicht in Bereiche übergeht, zu denen sie nicht befugt sind. Aufgrund der Kosten für MWD-Systeme werden sie jedoch im Allgemeinen nicht für Bohrlöcher verwendet, die vertikal sein sollen. Stattdessen werden die Bohrlöcher nach dem Bohren mithilfe von Multi-Shot-Vermessungswerkzeugen vermessen, die auf Slickline oder Drahtseil in den Bohrstrang abgesenkt werden.^{[citation needed]}

Echtzeit-Vermessungen werden hauptsächlich zum Richtungsbohren verwendet. Damit der Richtungsbohrer den Brunnen in Richtung einer Zielzone steuern kann, muss er wissen, wohin der Brunnen führt und welche Auswirkungen seine Lenkungsbemühungen haben.^{[citation needed]}

MWD-Werkzeuge bieten im Allgemeinen auch Werkzeugflächenmessungen, um das Richtungsbohren mit Bohrlochschlammmotoren mit gebogenen Unterteilen oder gebogenen Gehäusen zu unterstützen. Weitere Informationen zur Verwendung von Werkzeugflächenmessungen finden Sie unter Richtungsbohren.^{[citation needed]}

Informationen zur Bohrmechanik[edit]

MWD-Werkzeuge können auch Informationen über die Bedingungen am Bohrer liefern. Dies kann Folgendes umfassen:

• Drehzahl des Bohrstrangs
• Glätte dieser Rotation
• Art und Schwere der Vibration im Bohrloch
• Bohrlochtemperatur
• Drehmoment und Gewicht am Bohrer, gemessen in der Nähe des Bohrers
• Schlammflussvolumen

Die Verwendung dieser Informationen kann es dem Bediener ermöglichen, das Bohrloch effizienter zu bohren und sicherzustellen, dass das MWD-Werkzeug und alle anderen Bohrlochwerkzeuge, wie z. B. ein Schlammmotor, drehbare lenkbare Systeme und LWD-Werkzeuge, innerhalb ihrer technischen Spezifikationen betrieben werden, um dies zu verhindern Werkzeugfehler. Diese Informationen sind auch für Geologen wertvoll, die für die Bohrlochinformationen über die Formation verantwortlich sind, die gebohrt wird.^{[citation needed]}

Formationseigenschaften[edit]

Viele MWD-Werkzeuge können entweder allein oder in Verbindung mit separaten LWD-Werkzeugen Messungen der Formationseigenschaften durchführen. An der Oberfläche werden diese Messungen zu einem Protokoll zusammengefasst, ähnlich dem, das durch drahtgebundenes Protokollieren erhalten wurde.^{[citation needed]}

LWD-Werkzeuge können eine Reihe von geologischen Merkmalen messen, darunter Dichte, Porosität, spezifischer Widerstand, Schalldämpfer, Neigung am Bohrer (NBI), Magnetresonanz und Formationsdruck. ^[6]

Mit dem MWD-Tool können diese Messungen durchgeführt und ausgewertet werden, während das Bohrloch gebohrt wird. Dies ermöglicht es, Geosteering oder Richtungsbohrungen basierend auf gemessenen Formationseigenschaften durchzuführen, anstatt einfach in ein voreingestelltes Ziel zu bohren.^{[citation needed]}

Die meisten MWD-Werkzeuge enthalten einen internen Gammastrahlensensor zur Messung natürlicher Gammastrahlenwerte. Dies liegt daran, dass diese Sensoren kompakt, kostengünstig und zuverlässig sind und Messungen über unveränderte Bohrkragen durchführen können. Andere Messungen erfordern häufig separate LWD-Werkzeuge, die über interne Drähte mit den MWD-Werkzeugen im Bohrloch kommunizieren.^{[citation needed]}

Messungen während des Bohrens können in Explorationsbohrungen kostengünstig sein, insbesondere in Gebieten des Golfs von Mexiko, in denen Bohrungen in Gebieten mit Salzdiapiren durchgeführt werden. Das Widerstandsprotokoll erkennt das Eindringen in Salz und die Früherkennung verhindert Salzschäden am Bentonit-Bohrschlamm.^{[citation needed]}

Datenübertragungsmethoden[edit]

Schlammpulstelemetrie[edit]

Dies ist die häufigste Methode zur Datenübertragung, die von MWD-Tools verwendet wird. Im Bohrloch wird ein Ventil betätigt, um den Fluss der Bohrflüssigkeit (Schlamm) gemäß den zu übertragenden digitalen Informationen zu begrenzen. Dies erzeugt Druckschwankungen, die die Informationen darstellen. Die Druckschwankungen breiten sich innerhalb der Bohrflüssigkeit zur Oberfläche aus, wo sie von Drucksensoren empfangen werden. An der Oberfläche werden die empfangenen Drucksignale von Computern verarbeitet, um die Informationen zu rekonstruieren. Die Technologie ist in drei Varianten erhältlich: positiv Impuls, Negativ Puls und kontinuierliche Welle.^[7]

Positiver Puls

Werkzeuge mit positivem Impuls schließen und öffnen das Ventil kurz, um den Schlammfluss im Bohrrohr zu begrenzen. Dies erzeugt einen Druckanstieg, der an der Oberfläche sichtbar ist. Die digitale Information kann im Drucksignal unter Verwendung von Leitungscodes oder Pulspositionsmodulation codiert werden.^[8]

Negativer Puls

Negativimpulswerkzeuge öffnen und schließen das Ventil kurz, um Schlamm aus dem Bohrrohr in den Ringraum abzuleiten. Dies führt zu einem Druckabfall, der an der Oberfläche sichtbar ist. Die digitale Information kann im Drucksignal unter Verwendung von Leitungscodes oder Pulspositionsmodulation codiert werden.^[9]

Kontinuierliche Welle

Kontinuierliche Wellenwerkzeuge schließen und öffnen das Ventil allmählich, um sinusförmige Druckschwankungen innerhalb der Bohrflüssigkeit zu erzeugen. Jedes digitale Modulationsschema mit einer kontinuierlichen Phase kann verwendet werden, um die Information einem Trägersignal aufzuerlegen. Das am weitesten verbreitete Modulationsschema ist die kontinuierliche Phasenmodulation.^[10]

Wenn unausgeglichene Bohrungen verwendet werden, kann die Schlammpulstelemetrie unbrauchbar werden. Dies liegt normalerweise daran, dass zur Verringerung der äquivalenten Dichte des Bohrschlamms ein komprimierbares Gas in den Schlamm injiziert wird. Dies führt zu einer hohen Signaldämpfung, die die Fähigkeit des Schlamms, gepulste Daten zu übertragen, drastisch verringert. In diesem Fall müssen andere Methoden als die Schlammpulstelemetrie verwendet werden, z. B. elektromagnetische Wellen, die sich durch die Formation ausbreiten, oder die drahtgebundene Bohrrohrtelemetrie.^{[citation needed]}

Die derzeitige Schlammpulstelemetrietechnologie bietet Bandbreiten von bis zu 40 Bit / s.^[11] Die Datenrate sinkt mit zunehmender Länge des Bohrlochs und beträgt typischerweise nur 0,5 Bit / s^[12] – 3,0 Bit / s.^[11] (Bits pro Sekunde) in einer Tiefe von 10668 m – 12192 m.

Die Kommunikation von Oberfläche zu Bohrloch erfolgt typischerweise über Änderungen der Bohrparameter, dh Änderung der Drehzahl des Bohrstrangs oder Änderung der Schlammflussrate. Änderungen an den Bohrparametern zum Senden von Informationen können eine Unterbrechung des Bohrprozesses erforderlich machen, was ungünstig ist, da dies zu unproduktiver Zeit führt.^{[citation needed]}

Elektromagnetische Telemetrie[edit]

Diese Werkzeuge enthalten einen elektrischen Isolator im Bohrstrang. Aufgrund der Herausforderungen beim Empfang von Daten über einen guten Leiter (Salzwasser) ist dieser Ansatz jedoch weitgehend auf Onshore-Gebiete ohne flache salzhaltige Grundwasserleiter beschränkt. Um Daten zu übertragen, erzeugt das Werkzeug eine veränderte Spannungsdifferenz zwischen dem oberen Teil (dem Hauptbohrstrang über dem Isolator) und dem unteren Teil (dem Bohrer und anderen Werkzeugen, die sich unter dem Isolator des MWD-Werkzeugs befinden). An der Oberfläche ist ein Draht am Bohrlochkopf angebracht, der das Bohrrohr an der Oberfläche berührt. Ein zweiter Draht ist an einer Stange befestigt, die in einiger Entfernung in den Boden eingetrieben wird. Der Bohrlochkopf und der Erdungsstab bilden die beiden Elektroden einer Dipolantenne. Die Spannungsdifferenz zwischen den beiden Elektroden ist das Empfangssignal, das von einem Computer decodiert wird.^{[citation needed]}

Das EM-Werkzeug erzeugt Spannungsunterschiede zwischen den Bohrstrangabschnitten im Muster von Wellen mit sehr niedriger Frequenz (2–12 Hz). Die Daten werden den Wellen durch digitale Modulation auferlegt.^{[citation needed]}

Dieses System bietet im Allgemeinen Datenraten von bis zu 10 Bit pro Sekunde. Darüber hinaus können viele dieser Werkzeuge auf die gleiche Weise Daten von der Oberfläche empfangen, während schlammpulsbasierte Werkzeuge auf Änderungen der Bohrparameter wie der Drehzahl des Bohrstrangs oder der Schlammströmungsrate beruhen Senden Sie Informationen von der Oberfläche an Bohrlochwerkzeuge.

Im Vergleich zur weit verbreiteten Schlammpulstelemetrie ist die elektromagnetische Impulstelemetrie in speziellen Situationen an Land, z. B. bei unausgeglichenen Bohrungen oder bei Verwendung von Luft als Bohrflüssigkeit, effektiver. Es ist in der Lage, Daten in geringen Bohrtiefen an Land schneller zu übertragen. Beim Bohren außergewöhnlich tiefer Bohrlöcher fällt es jedoch im Allgemeinen zu kurz, und das Signal kann bei bestimmten Arten von Formationen schnell an Stärke verlieren und in nur wenigen tausend Fuß Tiefe nicht mehr nachweisbar sein.^{[citation needed]}

Kabelgebundenes Bohrrohr[edit]

Mehrere Ölfeld-Serviceunternehmen entwickeln derzeit drahtgebundene Bohrrohrsysteme, obwohl drahtgebundene Systeme seit vielen Jahrzehnten erprobt werden und die Russen in den 1960er Jahren ein System im Einsatz hatten. Diese Systeme verwenden elektrische Drähte, die in jede Komponente des Bohrstrangs eingebaut sind und elektrische Signale direkt an die Oberfläche übertragen. Diese Systeme versprechen Datenübertragungsraten, die um Größenordnungen größer sind als alles, was mit Schlammpulsen oder elektromagnetischer Telemetrie möglich ist, sowohl vom Bohrlochwerkzeug zur Oberfläche als auch von der Oberfläche zum Bohrlochwerkzeug. Der IntelliServ^[13] Das kabelgebundene Rohrnetz mit Datenraten von mehr als 1 Megabit pro Sekunde wurde 2006 kommerziell eingeführt. Vertreter von BP America, StatoilHydro, Baker Hughes INTEQ und Schlumberger präsentierten auf der SPE im März 2008 drei Erfolgsgeschichten mit diesem System, sowohl an Land als auch auf See / IADC-Bohrkonferenz in Orlando, Florida.^[14] Die Kosten für den Bohrstrang und die Komplexität des Einsatzes machen dies zu einer Nischentechnologie im Vergleich zum Schlammpuls.

Abrufbare Werkzeuge[edit]

MWD-Werkzeuge können semi-permanent in einem Bohrkragen montiert sein (nur in Wartungseinrichtungen abnehmbar), oder sie können in sich geschlossen und drahtgebunden abrufbar sein.^{[citation needed]}

Abrufbare Tools, manchmal auch bekannt als Schlanke Werkzeuge, kann abgerufen und durch Drahtseil durch den Bohrstrang ersetzt werden. Dies ermöglicht im Allgemeinen einen viel schnelleren Austausch des Werkzeugs im Fehlerfall und eine Wiederherstellung des Werkzeugs, wenn der Bohrstrang stecken bleibt. Abrufbare Werkzeuge müssen viel kleiner sein, normalerweise einen Durchmesser von 2 Zoll oder weniger, obwohl ihre Länge 6,1 m oder mehr betragen kann. Die geringe Größe ist erforderlich, damit das Werkzeug durch den Bohrstrang passt. Dies schränkt jedoch auch die Funktionen des Tools ein. Zum Beispiel sind schlanke Werkzeuge nicht in der Lage, Daten mit der gleichen Geschwindigkeit wie am Kragen montierte Werkzeuge zu senden, und sie sind auch in ihrer Fähigkeit eingeschränkt, mit anderen LWD-Werkzeugen zu kommunizieren und diese mit Strom zu versorgen.^{[citation needed]}

Kragenmontierte Werkzeuge, auch bekannt als fette Werkzeugekönnen im Allgemeinen nicht von ihrem Bohrkragen am Bohrplatz entfernt werden. Wenn das Werkzeug ausfällt, muss der gesamte Bohrstrang aus dem Loch gezogen werden, um ihn zu ersetzen. Ohne jedoch durch den Bohrstrang passen zu müssen, kann das Werkzeug größer und leistungsfähiger sein.^{[citation needed]}

Die Möglichkeit, das Werkzeug über eine Festnetzleitung abzurufen, ist häufig hilfreich. Wenn beispielsweise der Bohrstrang im Loch stecken bleibt, spart das Abrufen des Werkzeugs über Drahtseil eine erhebliche Menge Geld, verglichen mit dem Belassen des Bohrstrangs mit dem festsitzenden Teil des Bohrstrangs. Es gibt jedoch einige Einschränkungen für den Prozess.^{[citation needed]}

Einschränkungen[edit]

Das Abrufen eines Werkzeugs über Drahtseil ist nicht unbedingt schneller als das Herausziehen des Werkzeugs aus dem Loch. Wenn das Werkzeug beispielsweise bei 460 m (1.500 Fuß) beim Bohren mit einem Dreifach-Bohrgerät ausfällt (das 3 Rohrverbindungen oder jeweils 30 m (90 Fuß) auslösen kann), ist es im Allgemeinen schneller das Werkzeug aus dem Loch herauszuziehen, als es wäre, Drahtseil aufzurüsten und das Werkzeug wieder herauszuholen, insbesondere wenn die Drahtseileinheit zum Rig transportiert werden muss.^{[citation needed]}

Drahtgebundene Abfragen bringen auch ein zusätzliches Risiko mit sich. Wenn sich das Werkzeug von der Drahtleitung löst, fällt es wieder in den Bohrstrang. Dies führt im Allgemeinen zu schweren Schäden am Werkzeug und den Bohrstrangkomponenten, in denen es sitzt, und erfordert, dass der Bohrstrang aus dem Loch gezogen wird, um die ausgefallenen Komponenten zu ersetzen. Dies führt zu höheren Gesamtkosten als das Herausziehen aus dem Loch. Das drahtgebundene Zahnrad kann möglicherweise auch nicht am Werkzeug einrasten oder im Falle eines schweren Fehlers nur einen Teil des Werkzeugs an die Oberfläche bringen. Dies würde erfordern, dass der Bohrstrang aus dem Loch gezogen wird, um die ausgefallenen Komponenten zu ersetzen, wodurch der drahtgebundene Betrieb zu einer Zeitverschwendung wird.^{[citation needed]}

Einige Werkzeugkonstrukteure haben das abrufbare “schlanke Werkzeug” -Design auf ein nicht abrufbares Werkzeug angewendet. In diesem Fall behält das MWD alle Einschränkungen eines schlanken Werkzeugdesigns bei (niedrige Geschwindigkeit, Staufähigkeit auf Staubpartikeln, geringe Stoß- und Vibrationstoleranz), ohne die Vorteile. Seltsamerweise haben diese Werkzeuge trotz des Anhebens und der Handhabung mit einer Platte immer noch eine drahtgebundene Speerspitze.

Verweise[edit]

Siehe auch[edit]

Externe Links[edit]