[{"@context":"http:\/\/schema.org\/","@type":"BlogPosting","@id":"https:\/\/wiki.edu.vn\/wiki16\/2021\/01\/27\/messung-beim-bohren-wikipedia\/#BlogPosting","mainEntityOfPage":"https:\/\/wiki.edu.vn\/wiki16\/2021\/01\/27\/messung-beim-bohren-wikipedia\/","headline":"Messung beim Bohren – Wikipedia","name":"Messung beim Bohren – Wikipedia","description":"Ein Bohrger\u00e4t wird verwendet, um ein Bohrloch oder einen Brunnen (auch als Bohrloch bezeichnet) im Erduntergrund zu erzeugen, um beispielsweise","datePublished":"2021-01-27","dateModified":"2021-01-27","author":{"@type":"Person","@id":"https:\/\/wiki.edu.vn\/wiki16\/author\/lordneo\/#Person","name":"lordneo","url":"https:\/\/wiki.edu.vn\/wiki16\/author\/lordneo\/","image":{"@type":"ImageObject","@id":"https:\/\/secure.gravatar.com\/avatar\/44a4cee54c4c053e967fe3e7d054edd4?s=96&d=mm&r=g","url":"https:\/\/secure.gravatar.com\/avatar\/44a4cee54c4c053e967fe3e7d054edd4?s=96&d=mm&r=g","height":96,"width":96}},"publisher":{"@type":"Organization","name":"Enzyklop\u00e4die","logo":{"@type":"ImageObject","@id":"https:\/\/wiki.edu.vn\/wiki4\/wp-content\/uploads\/2023\/08\/download.jpg","url":"https:\/\/wiki.edu.vn\/wiki4\/wp-content\/uploads\/2023\/08\/download.jpg","width":600,"height":60}},"image":{"@type":"ImageObject","@id":"https:\/\/upload.wikimedia.org\/wikipedia\/commons\/thumb\/6\/67\/Mud_Moter_%26_MWD.JPG\/220px-Mud_Moter_%26_MWD.JPG","url":"https:\/\/upload.wikimedia.org\/wikipedia\/commons\/thumb\/6\/67\/Mud_Moter_%26_MWD.JPG\/220px-Mud_Moter_%26_MWD.JPG","height":"165","width":"220"},"url":"https:\/\/wiki.edu.vn\/wiki16\/2021\/01\/27\/messung-beim-bohren-wikipedia\/","wordCount":5589,"articleBody":"Ein Bohrger\u00e4t wird verwendet, um ein Bohrloch oder einen Brunnen (auch als Bohrloch bezeichnet) im Erduntergrund zu erzeugen, um beispielsweise nat\u00fcrliche Ressourcen wie Gas oder \u00d6l zu f\u00f6rdern.  W\u00e4hrend eines solchen Bohrens werden Daten von den Sensoren des Bohrger\u00e4ts f\u00fcr eine Reihe von Zwecken erfasst, wie zum Beispiel: Entscheidungsunterst\u00fctzung zur \u00dcberwachung 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 k\u00f6nnen, und Bereitstellen von Bohrlochplanern mit genauen historischen Betriebsleistungsdaten, mit denen statistische Risikoanalysen f\u00fcr zuk\u00fcnftige Bohrlochoperationen durchgef\u00fchrt werden k\u00f6nnen.  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 Entscheidungsunterst\u00fctzung f\u00fcr den Bohrlochpfad (Neigung und Azimut), w\u00e4hrend sich LWD auf Messungen bezieht, die die beim Bohren durchdrungenen geologischen Formationen betreffen .[1]  Table of ContentsGeschichte[edit]Messung[edit]Arten der \u00fcbertragenen Informationen[edit]Richtungsangaben[edit]Informationen zur Bohrmechanik[edit]Formationseigenschaften[edit]Daten\u00fcbertragungsmethoden[edit]Schlammpulstelemetrie[edit]Elektromagnetische Telemetrie[edit]Kabelgebundenes Bohrrohr[edit]Abrufbare Werkzeuge[edit]Einschr\u00e4nkungen[edit]Verweise[edit]Siehe auch[edit]Externe Links[edit]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 sp\u00e4ten 1960er und fr\u00fchen 1970er Jahren von Mobil, Standard Oil und anderen unterst\u00fctzt wurden, f\u00fchrten in den fr\u00fchen 1970er Jahren zu mehreren funktionsf\u00e4higen Systemen mit dem MWD von Teleco Oilfield Services, Systemen von Schlumberger (Mobil) Halliburton und BakerHughes.  Der Hauptimpuls f\u00fcr die Entwicklung war jedoch die Entscheidung der norwegischen Erd\u00f6ldirektion, alle 100 Meter eine Richtungsuntersuchung in Bohrl\u00f6chern vor der K\u00fcste Norwegens durchzuf\u00fchren.  Diese Entscheidung schuf eine Umgebung, in der die MWD-Technologie einen wirtschaftlichen Vorteil gegen\u00fcber herk\u00f6mmlichen mechanischen TOTCO-Ger\u00e4ten hatte und Anfang der 1980er Jahre zu raschen Entwicklungen f\u00fchrte, einschlie\u00dflich LWD, um Gamma und spezifischen Widerstand hinzuzuf\u00fcgen.[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 \u00d6l, Gas, Wasser oder Kondensat enth\u00e4lt.  Zus\u00e4tzliche Messungen k\u00f6nnen auch der nat\u00fcrlichen Gammastrahlenemissionen aus dem Gestein durchgef\u00fchrt werden.  Dies hilft im Gro\u00dfen und Ganzen zu bestimmen, welche Art von Gesteinsformation gebohrt wird, was wiederum dazu beitr\u00e4gt, den Echtzeitort des Bohrlochs in Bezug auf das Vorhandensein verschiedener Arten bekannter Formationen zu best\u00e4tigen (im Vergleich mit vorhandenen seismischen Daten).[citation needed]Dichte und Porosit\u00e4t, Gesteinsfl\u00fcssigkeitsdr\u00fccke und andere Messungen werden durchgef\u00fchrt, einige unter Verwendung radioaktiver Quellen, einige unter Verwendung von Schall, einige unter Verwendung von Elektrizit\u00e4t usw.;  Dies kann dann verwendet werden, um zu berechnen, wie frei \u00d6l und andere Fl\u00fcssigkeiten durch die Formation flie\u00dfen k\u00f6nnen, 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 ausgew\u00e4hlte Richtung gelenkt werden kann.  Richtungsbohrer sind darauf angewiesen, vom MWD-Betreiber genaue, qualit\u00e4tsgepr\u00fcfte Daten zu erhalten, damit sie das Bohrloch sicher auf der geplanten Flugbahn halten k\u00f6nnen.[citation needed]Richtungsmessungen werden von drei orthogonal montierten Beschleunigungsmessern zur Messung der Neigung und drei orthogonal montierten Magnetometern zur Richtungsmessung (Azimut) durchgef\u00fchrt.  Gyroskopische Werkzeuge k\u00f6nnen verwendet werden, um den Azimut zu messen, wenn die Vermessung an einem Ort mit st\u00f6renden \u00e4u\u00dferen magnetischen Einfl\u00fcssen gemessen wird, beispielsweise innerhalb eines “Geh\u00e4uses”, wo das Loch mit Stahlrohren (Rohren) ausgekleidet ist.  Diese Sensoren sowie alle zus\u00e4tzlichen Sensoren zur Messung der Gesteinsbildungsdichte, Porosit\u00e4t, des Drucks oder anderer Daten sind physikalisch und digital mit einer Logikeinheit verbunden, die die Informationen in Bin\u00e4rziffern umwandelt, die dann unter Verwendung eines “Schlammimpulses” an die Oberfl\u00e4che \u00fcbertragen werden Telemetrie “(MPT, ein bin\u00e4res Codierungs\u00fcbertragungssystem, das mit Fl\u00fcssigkeiten 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 Bohrfl\u00fcssigkeit (Schlamm) im Bohrstrang gem\u00e4\u00df dem gew\u00e4hlten MPT variiert: Diese Druckschwankungen werden dekodiert und auf den Computern des Oberfl\u00e4chensystems als Wellenformen angezeigt.  Spannungsausg\u00e4nge der Sensoren (Rohdaten);  spezifische Messungen der Schwerkraft oder Richtungen aus dem magnetischen Norden oder in anderen Formen, wie Schallwellen, Kernwellenformen usw.[citation needed]Oberfl\u00e4chendruckwandler messen diese Druckschwankungen (Impulse) und leiten ein analoges Spannungssignal an Oberfl\u00e4chencomputer weiter, die das Signal digitalisieren.  St\u00f6rfrequenzen werden herausgefiltert und das Signal in seine urspr\u00fcngliche Datenform zur\u00fcckcodiert.  Beispielsweise kann eine Druckschwankung von 20 psi (oder weniger) aus einem Gesamtdruck des Schlammsystems von 3.500 psi oder mehr \u201eherausgegriffen\u201c 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 \u00fcbertragenen Informationen[edit]Richtungsangaben[edit]MWD-Tools k\u00f6nnen im Allgemeinen Richtungserhebungen in Echtzeit durchf\u00fchren.  Das Werkzeug misst mit Beschleunigungs- und Magnetometern die Neigung und den Azimut des Bohrlochs an dieser Stelle und \u00fcbertr\u00e4gt diese Informationen dann an die Oberfl\u00e4che.  Mit einer Reihe von Umfragen;  Messungen der Neigung, des Azimuts und der Werkzeugfl\u00e4che in geeigneten Intervallen (irgendwo zwischen 30 Fu\u00df (dh 10 m) und 500 Fu\u00df) kann die Position des Bohrlochs berechnet werden.[citation needed]Anhand dieser Informationen k\u00f6nnen die Bediener nachweisen, dass ihr Bohrloch nicht in Bereiche \u00fcbergeht, zu denen sie nicht befugt sind.  Aufgrund der Kosten f\u00fcr MWD-Systeme werden sie jedoch im Allgemeinen nicht f\u00fcr Bohrl\u00f6cher verwendet, die vertikal sein sollen.  Stattdessen werden die Bohrl\u00f6cher nach dem Bohren mithilfe von Multi-Shot-Vermessungswerkzeugen vermessen, die auf Slickline oder Drahtseil in den Bohrstrang abgesenkt werden.[citation needed]Echtzeit-Vermessungen werden haupts\u00e4chlich zum Richtungsbohren verwendet.  Damit der Richtungsbohrer den Brunnen in Richtung einer Zielzone steuern kann, muss er wissen, wohin der Brunnen f\u00fchrt und welche Auswirkungen seine Lenkungsbem\u00fchungen haben.[citation needed]MWD-Werkzeuge bieten im Allgemeinen auch Werkzeugfl\u00e4chenmessungen, um das Richtungsbohren mit Bohrlochschlammmotoren mit gebogenen Unterteilen oder gebogenen Geh\u00e4usen zu unterst\u00fctzen.  Weitere Informationen zur Verwendung von Werkzeugfl\u00e4chenmessungen finden Sie unter Richtungsbohren.[citation needed]Informationen zur Bohrmechanik[edit]MWD-Werkzeuge k\u00f6nnen auch Informationen \u00fcber die Bedingungen am Bohrer liefern.  Dies kann Folgendes umfassen:Drehzahl des BohrstrangsGl\u00e4tte dieser RotationArt und Schwere der Vibration im BohrlochBohrlochtemperaturDrehmoment und Gewicht am Bohrer, gemessen in der N\u00e4he des BohrersSchlammflussvolumen  Die Verwendung dieser Informationen kann es dem Bediener erm\u00f6glichen, 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 f\u00fcr Geologen wertvoll, die f\u00fcr die Bohrlochinformationen \u00fcber die Formation verantwortlich sind, die gebohrt wird.[citation needed]Formationseigenschaften[edit]Viele MWD-Werkzeuge k\u00f6nnen entweder allein oder in Verbindung mit separaten LWD-Werkzeugen Messungen der Formationseigenschaften durchf\u00fchren.  An der Oberfl\u00e4che werden diese Messungen zu einem Protokoll zusammengefasst, \u00e4hnlich dem, das durch drahtgebundenes Protokollieren erhalten wurde.[citation needed]LWD-Werkzeuge k\u00f6nnen eine Reihe von geologischen Merkmalen messen, darunter Dichte, Porosit\u00e4t, spezifischer Widerstand, Schalld\u00e4mpfer, Neigung am Bohrer (NBI), Magnetresonanz und Formationsdruck. [6]Mit dem MWD-Tool k\u00f6nnen diese Messungen durchgef\u00fchrt und ausgewertet werden, w\u00e4hrend das Bohrloch gebohrt wird.  Dies erm\u00f6glicht es, Geosteering oder Richtungsbohrungen basierend auf gemessenen Formationseigenschaften durchzuf\u00fchren, anstatt einfach in ein voreingestelltes Ziel zu bohren.[citation needed]Die meisten MWD-Werkzeuge enthalten einen internen Gammastrahlensensor zur Messung nat\u00fcrlicher Gammastrahlenwerte.  Dies liegt daran, dass diese Sensoren kompakt, kosteng\u00fcnstig und zuverl\u00e4ssig sind und Messungen \u00fcber unver\u00e4nderte Bohrkragen durchf\u00fchren k\u00f6nnen.  Andere Messungen erfordern h\u00e4ufig separate LWD-Werkzeuge, die \u00fcber interne Dr\u00e4hte mit den MWD-Werkzeugen im Bohrloch kommunizieren.[citation needed]Messungen w\u00e4hrend des Bohrens k\u00f6nnen in Explorationsbohrungen kosteng\u00fcnstig sein, insbesondere in Gebieten des Golfs von Mexiko, in denen Bohrungen in Gebieten mit Salzdiapiren durchgef\u00fchrt werden.  Das Widerstandsprotokoll erkennt das Eindringen in Salz und die Fr\u00fcherkennung verhindert Salzsch\u00e4den am Bentonit-Bohrschlamm.[citation needed]Daten\u00fcbertragungsmethoden[edit]Schlammpulstelemetrie[edit]Dies ist die h\u00e4ufigste Methode zur Daten\u00fcbertragung, die von MWD-Tools verwendet wird.  Im Bohrloch wird ein Ventil bet\u00e4tigt, um den Fluss der Bohrfl\u00fcssigkeit (Schlamm) gem\u00e4\u00df den zu \u00fcbertragenden digitalen Informationen zu begrenzen.  Dies erzeugt Druckschwankungen, die die Informationen darstellen.  Die Druckschwankungen breiten sich innerhalb der Bohrfl\u00fcssigkeit zur Oberfl\u00e4che aus, wo sie von Drucksensoren empfangen werden.  An der Oberfl\u00e4che werden die empfangenen Drucksignale von Computern verarbeitet, um die Informationen zu rekonstruieren.  Die Technologie ist in drei Varianten erh\u00e4ltlich:  positiv Impuls, Negativ Puls und kontinuierliche Welle.[7]Positiver PulsWerkzeuge mit positivem Impuls schlie\u00dfen und \u00f6ffnen das Ventil kurz, um den Schlammfluss im Bohrrohr zu begrenzen.  Dies erzeugt einen Druckanstieg, der an der Oberfl\u00e4che sichtbar ist.  Die digitale Information kann im Drucksignal unter Verwendung von Leitungscodes oder Pulspositionsmodulation codiert werden.[8]  Negativer PulsNegativimpulswerkzeuge \u00f6ffnen und schlie\u00dfen das Ventil kurz, um Schlamm aus dem Bohrrohr in den Ringraum abzuleiten.  Dies f\u00fchrt zu einem Druckabfall, der an der Oberfl\u00e4che sichtbar ist.  Die digitale Information kann im Drucksignal unter Verwendung von Leitungscodes oder Pulspositionsmodulation codiert werden.[9]Kontinuierliche WelleKontinuierliche Wellenwerkzeuge schlie\u00dfen und \u00f6ffnen das Ventil allm\u00e4hlich, um sinusf\u00f6rmige Druckschwankungen innerhalb der Bohrfl\u00fcssigkeit zu erzeugen.  Jedes digitale Modulationsschema mit einer kontinuierlichen Phase kann verwendet werden, um die Information einem Tr\u00e4gersignal 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 \u00e4quivalenten Dichte des Bohrschlamms ein komprimierbares Gas in den Schlamm injiziert wird.  Dies f\u00fchrt zu einer hohen Signald\u00e4mpfung, die die F\u00e4higkeit des Schlamms, gepulste Daten zu \u00fcbertragen, drastisch verringert.  In diesem Fall m\u00fcssen 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 L\u00e4nge des Bohrlochs und betr\u00e4gt 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 Oberfl\u00e4che zu Bohrloch erfolgt typischerweise \u00fcber \u00c4nderungen der Bohrparameter, dh \u00c4nderung der Drehzahl des Bohrstrangs oder \u00c4nderung der Schlammflussrate.  \u00c4nderungen an den Bohrparametern zum Senden von Informationen k\u00f6nnen eine Unterbrechung des Bohrprozesses erforderlich machen, was ung\u00fcnstig ist, da dies zu unproduktiver Zeit f\u00fchrt.[citation needed]Elektromagnetische Telemetrie[edit]Diese Werkzeuge enthalten einen elektrischen Isolator im Bohrstrang. Aufgrund der Herausforderungen beim Empfang von Daten \u00fcber einen guten Leiter (Salzwasser) ist dieser Ansatz jedoch weitgehend auf Onshore-Gebiete ohne flache salzhaltige Grundwasserleiter beschr\u00e4nkt.  Um Daten zu \u00fcbertragen, erzeugt das Werkzeug eine ver\u00e4nderte Spannungsdifferenz zwischen dem oberen Teil (dem Hauptbohrstrang \u00fcber dem Isolator) und dem unteren Teil (dem Bohrer und anderen Werkzeugen, die sich unter dem Isolator des MWD-Werkzeugs befinden).  An der Oberfl\u00e4che ist ein Draht am Bohrlochkopf angebracht, der das Bohrrohr an der Oberfl\u00e4che ber\u00fchrt.  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\u201312 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.  Dar\u00fcber hinaus k\u00f6nnen viele dieser Werkzeuge auf die gleiche Weise Daten von der Oberfl\u00e4che empfangen, w\u00e4hrend schlammpulsbasierte Werkzeuge auf \u00c4nderungen der Bohrparameter wie der Drehzahl des Bohrstrangs oder der Schlammstr\u00f6mungsrate beruhen Senden Sie Informationen von der Oberfl\u00e4che 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 Bohrfl\u00fcssigkeit, effektiver.  Es ist in der Lage, Daten in geringen Bohrtiefen an Land schneller zu \u00fcbertragen.  Beim Bohren au\u00dfergew\u00f6hnlich tiefer Bohrl\u00f6cher f\u00e4llt es jedoch im Allgemeinen zu kurz, und das Signal kann bei bestimmten Arten von Formationen schnell an St\u00e4rke verlieren und in nur wenigen tausend Fu\u00df Tiefe nicht mehr nachweisbar sein.[citation needed]Kabelgebundenes Bohrrohr[edit]Mehrere \u00d6lfeld-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 Dr\u00e4hte, die in jede Komponente des Bohrstrangs eingebaut sind und elektrische Signale direkt an die Oberfl\u00e4che \u00fcbertragen.  Diese Systeme versprechen Daten\u00fcbertragungsraten, die um Gr\u00f6\u00dfenordnungen gr\u00f6\u00dfer sind als alles, was mit Schlammpulsen oder elektromagnetischer Telemetrie m\u00f6glich ist, sowohl vom Bohrlochwerkzeug zur Oberfl\u00e4che als auch von der Oberfl\u00e4che zum Bohrlochwerkzeug.  Der IntelliServ[13]  Das kabelgebundene Rohrnetz mit Datenraten von mehr als 1 Megabit pro Sekunde wurde 2006 kommerziell eingef\u00fchrt. Vertreter von BP America, StatoilHydro, Baker Hughes INTEQ und Schlumberger pr\u00e4sentierten auf der SPE im M\u00e4rz 2008 drei Erfolgsgeschichten mit diesem System, sowohl an Land als auch auf See \/ IADC-Bohrkonferenz in Orlando, Florida.[14]  Die Kosten f\u00fcr den Bohrstrang und die Komplexit\u00e4t des Einsatzes machen dies zu einer Nischentechnologie im Vergleich zum Schlammpuls.Abrufbare Werkzeuge[edit]MWD-Werkzeuge k\u00f6nnen semi-permanent in einem Bohrkragen montiert sein (nur in Wartungseinrichtungen abnehmbar), oder sie k\u00f6nnen 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 erm\u00f6glicht im Allgemeinen einen viel schnelleren Austausch des Werkzeugs im Fehlerfall und eine Wiederherstellung des Werkzeugs, wenn der Bohrstrang stecken bleibt.  Abrufbare Werkzeuge m\u00fcssen viel kleiner sein, normalerweise einen Durchmesser von 2 Zoll oder weniger, obwohl ihre L\u00e4nge 6,1 m oder mehr betragen kann.  Die geringe Gr\u00f6\u00dfe ist erforderlich, damit das Werkzeug durch den Bohrstrang passt.  Dies schr\u00e4nkt 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 F\u00e4higkeit eingeschr\u00e4nkt, mit anderen LWD-Werkzeugen zu kommunizieren und diese mit Strom zu versorgen.[citation needed]Kragenmontierte Werkzeuge, auch bekannt als fette Werkzeugek\u00f6nnen im Allgemeinen nicht von ihrem Bohrkragen am Bohrplatz entfernt werden.  Wenn das Werkzeug ausf\u00e4llt, muss der gesamte Bohrstrang aus dem Loch gezogen werden, um ihn zu ersetzen.  Ohne jedoch durch den Bohrstrang passen zu m\u00fcssen, kann das Werkzeug gr\u00f6\u00dfer und leistungsf\u00e4higer sein.[citation needed]Die M\u00f6glichkeit, das Werkzeug \u00fcber eine Festnetzleitung abzurufen, ist h\u00e4ufig hilfreich.  Wenn beispielsweise der Bohrstrang im Loch stecken bleibt, spart das Abrufen des Werkzeugs \u00fcber Drahtseil eine erhebliche Menge Geld, verglichen mit dem Belassen des Bohrstrangs mit dem festsitzenden Teil des Bohrstrangs.  Es gibt jedoch einige Einschr\u00e4nkungen f\u00fcr den Prozess.[citation needed]Einschr\u00e4nkungen[edit]Das Abrufen eines Werkzeugs \u00fcber Drahtseil ist nicht unbedingt schneller als das Herausziehen des Werkzeugs aus dem Loch.  Wenn das Werkzeug beispielsweise bei 460 m (1.500 Fu\u00df) beim Bohren mit einem Dreifach-Bohrger\u00e4t ausf\u00e4llt (das 3 Rohrverbindungen oder jeweils 30 m (90 Fu\u00df) ausl\u00f6sen kann), ist es im Allgemeinen schneller das Werkzeug aus dem Loch herauszuziehen, als es w\u00e4re, Drahtseil aufzur\u00fcsten und das Werkzeug wieder herauszuholen, insbesondere wenn die Drahtseileinheit zum Rig transportiert werden muss.[citation needed]Drahtgebundene Abfragen bringen auch ein zus\u00e4tzliches Risiko mit sich.  Wenn sich das Werkzeug von der Drahtleitung l\u00f6st, f\u00e4llt es wieder in den Bohrstrang.  Dies f\u00fchrt im Allgemeinen zu schweren Sch\u00e4den 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 f\u00fchrt zu h\u00f6heren Gesamtkosten als das Herausziehen aus dem Loch.  Das drahtgebundene Zahnrad kann m\u00f6glicherweise auch nicht am Werkzeug einrasten oder im Falle eines schweren Fehlers nur einen Teil des Werkzeugs an die Oberfl\u00e4che bringen.  Dies w\u00fcrde 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 beh\u00e4lt das MWD alle Einschr\u00e4nkungen eines schlanken Werkzeugdesigns bei (niedrige Geschwindigkeit, Stauf\u00e4higkeit auf Staubpartikeln, geringe Sto\u00df- 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]^ Dowell, Iain;  Andrew Mills;  Matt Lora (2006).  “Kapitel 15 – Bohrdatenerfassung”.  In Robert F. 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