Ағылшыншамен салыстырыңыз: абзацты басыңыз — түпнұсқа терезеде ашылады. Абзац астындағы EN түймесі оны мәтін ішінде көрсетеді.
Мазмұны
Кіріспе
Мұнай ұңғымасын бұрғылау кезінде қолданылатын процедура
Procedure used in oil well drilling
Жер қойнауында газ немесе мұнай сияқты табиғи ресурстарды өндіру мақсатымен, бұрғылау қондырғысы ұңғыма немесе ұңғыма (ұңғыма саңылауы деп те аталады) құру үшін қолданылады. Мұндай бұрғылау барысында, бұрғылау қондырғысының сенсорларынан деректер жинақталады. Бұл деректердің мақсаты: бұрғылау жұмысының үздіксіз жүруін бақылау және басқару үшін шешімдерді қолдау; ұңғыманың өткен геологиялық құрылымдардың толық жазбасын (немесе ұңғыма журналын) жасау; жақсартуларға мүмкіндік беретін операциялық статистиканы және өнімділік көрсеткіштерін жасау; сондай-ақ, болашақ ұңғыма операциялары үшін статистикалық тәуекелдерді талдауға қажетті нақты деректерді ұңғыма жоспарлаушыларға ұсыну. "Бұрғылау кезінде өлшеу" (MWD) және "бұрғылау кезінде геологиялық зерттеу" (LWD) терминдері сала бойынша әртүрлі қолданылады. Бұл терминдер байланысты болғанымен, осы бөлімде "бұрғылау кезінде өлшеу" термині ұңғыма траекториясын анықтау үшін қолданылатын бағыттық өлшеулерді (көлбеу бұрышы және азимут) білдіреді, ал "бұрғылау кезінде геологиялық зерттеу" бұрғылау кезінде кездесетін геологиялық құрылымдарға қатысты өлшеулерді білдіреді.
A drilling rig is used to create a borehole or well (also called a wellbore) in the earth's sub surface, for example in order to extract natural resources such as gas or oil. During such drilling, data is acquired from the drilling rig sensors for a range of purposes such as: decision support to monitor and manage the smooth operation of drilling; to make detailed records (or well log) of the geologic formations penetrated by a borehole; to generate operations statistics and performance benchmarks such that improvements can be identified, and to provide well planners with accurate historical operations performance data with which to perform statistical risk analysis for future well operations. The terms measurement while drilling (MWD), and logging while drilling (LWD) are not used consistently throughout the industry. Although these terms are related, within the context of this section, the term measurement while drilling refers to directional drilling measurements, e. g. for decision support for the wellbore path, (Inclination and Azimuth) while LWD refers to measurements concerning the geological formations penetrated while drilling.
Тарих
MWD және LWD қамтамасыз етуге жасалған алғашқы тырастар 1920 жылдарға дейін жетеді, ал 2-ші дүниежүзілік соғысқа дейін саз импульсі, сымды құбыр, акустикалық және электромагниттік әдістер қолданылды. JJ Arps 1960 жылдары жұмыс істейтін бағытты және кедергіні өлшейтін жүйені жасады. 1960 жылдардың соңы мен 1970 жылдардың басында Mobil, Standard Oil және басқа компаниялардың қолдауымен жүргізілген бәсекелестік жұмыстар 1970 жылдардың басында бірнеше пайдалы жүйелердің пайда болуына әкелді, оларға Teleco Oilfield Services MWD, Schlumberger (Mobil), Halliburton және BakerHughes жүйелері жатты. Дегенмен, дамудың негізгі себебі Норвегияның Мұнай Дирекциясының Норвегия жағалауындағы ұңғымаларда әр 100 метр сайын бағыттық зерттеулер жүргізуді міндеттеген шешімі болды. Бұл шешім MWD технологиясына дәстүрлі механикалық TOTCO құрылғыларымен салыстырғанда экономикалық артықшылық беретін жағдай жасады және 1980 жылдардың басына қарай LWD-ні, сондай-ақ гамма және кедергіні өлшеуді қоса, қарқынды дамуға алып келді.
Initial attempts to provide MWD and LWD date back to the 1920s, and attempts were made prior to WW2 with mud pulse, wired pipe, acoustic and electromagnetics. JJ Arps produced a working directional and resistivity system in the 1960s. Competing work supported by Mobil, Standard Oil and others in the late 1960s and early 1970s led to multiple viable systems by the early 1970s, with the MWD of Teleco Oilfield Services, systems from Schlumberger (Mobil) Halliburton and BakerHughes. However, the main impetus to development was a decision by the Norwegian Petroleum Directorate to mandate the taking of a directional survey in wells offshore Norway every 100 meters. This decision created an environment where MWD technology had an economic advantage over conventional mechanical TOTCO devices, and lead to rapid developments, including LWD, to add gamma and resistivity, by the early 1980s.
Өлшем
MWD әдетте ұңғыма саңылауының (тесіктің) тік сызықтан және солтүстіктен магниттік бағыттан алынған өлшемдерімен айналысады. Негізгі тригонометрияны қолдана отырып, ұңғыма жолының үш өлшемді моделін жасауға болады. Мәнісінде, MWD операторы ұңғыма бұрғыланғанда саңылау траекториясын өлшейді (мысалы, деректер жаңартылып, әрнеше секунд сайын немесе одан да жылдам өңделеді). Бұл ақпарат мұнай, газ, су немесе конденсат бар қабатқа жоспарланған бағытта бұрғылау үшін қолданылады. Сонымен қатар, тау жыныстарынан шығатын табиғи гамма сәулелерін өлшеуге болады; бұл қандай тау жынысы бұрғыланып жатыр екенін анықтауға көмектеседі, бұл өз кезегінде ұңғыманың нақты уақыттағы орналасуын белгілі қабаттардың түрлеріне қатысты растауға көмектеседі (бар сейсмикалық деректермен салыстыру арқылы). Тығыздық және кеуектілік, тау жынысы сұйықтығының қысымы және басқа да өлшемдер алынады, кейбіреулері радиоактивті көздерді, ал кейбіреулері дыбысты, ал кейбіреулері электр қуатын пайдаланады және т.б.; мұнай және басқа сұйықтықтардың қабат арқылы қаншалықты еркін ағып кетуін, сондай-ақ тау жынысындағы көмірсутектердің көлемін және басқа деректермен бірге бүкіл резервуардың және резервуарлық қорлардың құнын есептеу үшін бұл қолданылуы мүмкін. MWD құралы сонымен қатар төменгі бұрғылау жиынтығымен "жоғары жағынан" орналасқан, бұл ұңғыманы 3D кеңістіктегі таңдалған бағытта басқаруға мүмкіндік береді. Бағытты бұрғылаушылар ұңғыманы жоспарланған траекторияда қауіпсіз ұстау үшін MWD операторынан нақты, сапалы тексерілген деректерді алуға сенеді. Бағыттық зерттеу өлшемдері үш ортогональды акселерометрлермен (көтерілуді өлшеу үшін) және үш ортогональды магнитометрлермен (бағытты өлшеу үшін, азимут) жүргізіледі. Сыртқы магниттік әсерлердің болатын жерде, мысалы, тесік болат түтікшелермен (түтіктермен) қапталған "қаптаманың" ішінде, азимутты өлшеу үшін гироскопиялық құралдар қолданылуы мүмкін. Бұл сенсорлар, сондай-ақ тау жынысының тығыздығын, кеуектілігін, қысымын немесе басқа деректерді өлшейтін қосымша сенсорлар физикалық және цифрлық түрде ақпаратты екілік сандарға айналдыратын логикалық блокқа қосылады, содан кейін олар "балшық импульстік телеметриясы" (MPT, сұйықтықтармен қолданылатын екілік кодтау тарату жүйесі, мысалы, комбинаторлық, Манчестер кодтау, бөлінген фаза және т.б.) арқылы жер бетіне жіберіледі. Бұл бұрғылау сұйықтығының (балшықтың) қысымын таңдалған MPT-ге сәйкес бұрғылау тізбегінің ішінде өзгертетін "пульсерлік" құрылымды пайдалану арқылы жүзеге асырылады: бұл қысым өзгерістері кодталған және жер үсті жүйесінің компьютерлерінде толқын формалары ретінде көрсетіледі; сенсорлардан шығатын кернеу (шикі деректер); гравитацияның немесе магниттік солтүстіктен бағыттың нақты өлшемдері немесе дыбыс толқындары, ядролық толқын формалары сияқты басқа формалар. Жер бетіндегі (балшық) қысым түрлендіргіштері осы қысым өзгерістерін (импульстерді) өлшейді және сигналды цифрлық түрге айналдыратын жер бетіндегі компьютерлерге аналогты кернеу сигналын жібереді. Қайтару жиіліктері сүзгіленіп, сигнал бастапқы дерек түріне қайта кодталады. Мысалы, 20psi (немесе одан аз) қысым өзгерісі жалпы балшық жүйесінің 3500psi немесе одан да көп қысымынан "таңдап алынуы" мүмкін. Төменгі шұңқырдың электрлік және механикалық қуатын төменгі шұңқыр турбиналары қамтамасыз етеді, олар "балшықтың" ағынының энергиясын, аккумуляторлар (литий) немесе екеуінің комбинациясын пайдаланады.
MWD typically concerns measurement taken of the wellbore (the hole) inclination from vertical, and also magnetic direction from north. Using basic trigonometry, a three dimensional plot of the path of the well can be produced. Essentially, a MWD operator measures the trajectory of the hole as it is drilled (for example, data updates arrive and are processed every few seconds or faster). This information is then used to drill in a pre planned direction into the formation which contains the oil, gas, water or condensate. Additional measurements can also be taken of natural gamma ray emissions from the rock; this helps broadly to determine what type of rock formation is being drilled, which in turn helps confirm the real time location of the wellbore in relation to the presence of different types of known formations (by comparison with existing seismic data). Density and porosity, rock fluid pressures and other measurements are taken, some using radioactive sources, some using sound, some using electricity, etc. ; this can then be used to calculate how freely oil and other fluids can flow through the formation, as well as the volume of hydrocarbons present in the rock and, with other data, the value of the whole reservoir and reservoir reserves. An MWD downhole tool is also "high sided" with the bottom hole drilling assembly, enabling the wellbore to be steered in a chosen direction in 3D space known as directional drilling. Directional drillers rely on receiving accurate, quality tested data from the MWD operator to allow them to keep the well safely on the planned trajectory. Directional survey measurements are taken by three orthogonally mounted accelerometers to measure inclination, and three orthogonally mounted magnetometers which measure direction (azimuth). Gyroscopic tools may be used to measure azimuth where the survey is measured in a location with disruptive external magnetic influences, inside "casing", for example, where the hole is lined with steel tubulars (tubes). These sensors, as well as any additional sensors to measure rock formation density, porosity, pressure or other data, are connected, physically and digitally, to a logic unit which converts the information into binary digits which are then transmitted to surface using "mud pulse telemetry" (MPT, a binary coding transmission system used with fluids, such as, combinatorial, Manchester encoding, split phase, among others). This is done by using a downhole "pulser" unit which varies the drilling fluid (mud) pressure inside the drillstring according to the chosen MPT: these pressure fluctuations are decoded and displayed on the surface system computers as wave forms; voltage outputs from the sensors (raw data); specific measurements of gravity or directions from magnetic north, or in other forms, such as sound waves, nuclear wave forms, etc. Surface (mud) pressure transducers measure these pressure fluctuations (pulses) and pass an analogue voltage signal to surface computers which digitize the signal. Disruptive frequencies are filtered out and the signal is decoded back into its original data form. For example, a pressure fluctuation of 20psi (or less) can be “picked out” of a total mud system pressure of 3,500psi or more. Downhole electrical and mechanical power is provided by downhole turbine systems, which use the energy of the “mud” flow, battery units (lithium), or a combination of both.
Бағыттылық туралы ақпарат
MWD құралдары көбінесе нақты уақытта бағытталған зерттеулер жүргізе алады. Құрал үдеу сенсорлары мен магнитометрлерді пайдаланып, ұңғыманың еңістігі мен азимутын өлшейді, содан кейін осы ақпаратты жер бетіне жібереді. Еңістік, азимут және құрал бетінің өлшемдерінен тұратын бірнеше зерттеулердің нәтижесінде, тиісті интервалдарда (әр 30 футтен (яғни 10 метрден) 500 футқа дейін) ұңғыманың орналасуын есептеуге болады. Осы ақпарат операторларға өздеріне бұрғылауға рұқсат етілмеген аймақтарға ұңғыманың өтпейтінін растауға мүмкіндік береді. Дегенмен, MWD жүйелерінің жоғары құнына байланысты, олар көбінесе тік ұңғымаларда қолданылмайды. Олардың орнына, ұңғымалар бұрғылаудан кейін, сымды немесе кабельді ұңғымаға түсірілген көп атулы зерттеу құралдары арқылы зерттеледі. Нақты уақыт зерттеулерінің негізгі қолданылуы – бағытталған бұрғылау. Бағытталған бұрғылаушы ұңғыманы мақсатты аймаққа бағыттау үшін ұңғыманың қайда бағытталғанын және оның басқару әрекеттерінің қандай әсер ететінін білуі керек. MWD құралдары, сонымен қатар, бұрылған муфталары немесе корпустары бар ұңғымадағы лайлы моторларды пайдаланып бағытталған бұрғылауға көмектесу үшін құрал бетінің өлшемдерін де ұсынады. Құрал бетінің өлшемдерін пайдалану туралы толық ақпарат алу үшін "Бағытталған бұрғылау" бөлімін қараңыз.
MWD tools are generally capable of taking directional surveys in real time. The tool uses accelerometers and magnetometers to measure the inclination and azimuth of the wellbore at that location, and they then transmit that information to the surface. With a series of surveys; measurements of inclination, azimuth, and tool face, at appropriate intervals (anywhere from every 30 ft (i. e., 10m) to every 500 ft), the location of the wellbore can be calculated. By itself, this information allows operators to prove that their well does not cross into areas that they are not authorized to drill. However, due to the cost of MWD systems, they are not generally used on wells intended to be vertical. Instead, the wells are surveyed after drilling through the use of multi shot surveying tools lowered into the drillstring on slickline or wireline. The primary use of real time surveys is in directional drilling. For the directional driller to steer the well towards a target zone, he must know where the well is going, and what the effects of his steering efforts are. MWD tools also generally provide toolface measurements to aid in directional drilling using downhole mud motors with bent subs or bent housings. For more information on the use of toolface measurements, see Directional drilling.
Құрылыс қасиеттері
Көптеген MWD құралдары, жеке немесе жеке LWD құралдарымен бірге, формация қасиеттерін өлшеуге мүмкіндік береді. Жер бетінде осы өлшемдер сымдық зондтау арқылы алынғанға ұқсас журнал түрінде жинақталады. LWD құралдары геологиялық сипаттамалар жиынтығын, соның ішінде тығыздық, кеуектілік, кедергілік, акустикалық калипер, бұрғылау битінің (NBI) бұрылу бұрышы, магниттік резонанс және формация қысымын өлшеуге қабілетті. MWD құралы осы өлшемдерді бұрғылау кезінде жүргізуге және бағалауға мүмкіндік береді. Бұл өлшенген формация қасиеттеріне негізделген бағытталған бұрғылауды немесе геокөршілдік бұрғылауды, қарапайым түрде алдын ала белгіленген мақсатқа бұрғылаудың орнына жүзеге асыруға мүмкіндік береді. Көптеген MWD құралдары табиғи гамма-сәулелену деңгейін өлшеу үшін ішкі гамма-сәуле сенсорымен жабдықталған. Бұл сенсорлар ықшам, арзан, сенімді және өзгертілмеген бұрғылау мойындары арқылы өлшемдерді жүзеге асыра алады. Басқа өлшемдер көбінесе жеке LWD құралдарын қажет етеді, олар ішкі сымдар арқылы MWD құралдарымен жер астында байланысады. Бұрғылау кезінде өлшеу, әсіресе Мексика шығанағындағы тұздықтар аймақтарында іздеу ұңғымаларында тиімді болуы мүмкін. Кедергілік журналы тұзға енуді анықтайды, ал ерте анықтау бентониттік бұрғылау ерітіндісіне тұздың зиянын тигізбеуге көмектеседі.
Many MWD tools, either on their own, or in conjunction with separate LWD tools, can take measurements of formation properties. At the surface, these measurements are assembled into a log, similar to one obtained by wireline logging. LWD tools are able to measure a suite of geological characteristics including density, porosity, resistivity, acoustic caliper, inclination at the drill bit (NBI), magnetic resonance and formation pressure. The MWD tool allows these measurements to be taken and evaluated while the well is being drilled. This makes it possible to perform geosteering, or directional drilling based on measured formation properties, rather than simply drilling into a preset target. Most MWD tools contain an internal gamma ray sensor to measure natural gamma ray values. This is because these sensors are compact, inexpensive, reliable, and can take measurements through unmodified drill collars. Other measurements often require separate LWD tools, which communicate with the MWD tools downhole through internal wires. Measurement while drilling can be cost effective in exploration wells, particularly in areas of the Gulf of Mexico where wells are drilled in areas of salt diapirs. The resistivity log will detect penetration into salt, and early detection prevents salt damage to bentonite drilling mud.
Қайта алуға болатын құралдар
MWD құралдары бұрғылау жағасына жартылай тұрақты орнатылуы мүмкін (тек сервистік орталықтарда ғана алынып тасталады) немесе дербес және сым арқылы алынуы мүмкін. Алынып тасталатын құралдар, кейде Slim Tools деп аталады, бұрғылау тізбегі арқылы сым желісін пайдалану арқылы алынып, ауыстырылуы мүмкін. Бұл, әдетте, құралдың істен шығу жағдайында оны тезірек ауыстыруға және бұрғылау тізбегі жабысып қалғанда құралды қайтаруға мүмкіндік береді. Алынып тасталатын құралдар әлдеқайда кішкентай болуы керек, әдетте диаметрі 2 дюйм немесе одан кем, бірақ ұзындығы 20 футқа (6 метрге) дейін не одан да көп болуы мүмкін. Шағын өлшем құралдың бұрғылау тізбегінен өтуі үшін қажет, бірақ бұл құралдың мүмкіндіктерін де шектейді. Мысалы, Slim Tools құралдары жағаға орнатылған құралдармен салыстырғанда деректерді бірдей жылдамдықпен жіберуге қабілетсіз, сондай-ақ басқа LWD құралдарымен байланыс орнату және оларға электр қуатын беру мүмкіндігі де шектеулі. Жағаға орнатылған құралдар, сонымен қатар "майлы" құралдар деп те аталады, әдетте, ұңғымада бұрғылау жағасынан алынып тасталмайды. Егер құрал істен шықса, оны ауыстыру үшін бүкіл бұрғылау тізбегін тесіктен шығару қажет. Дегенмен, бұрғылау тізбегінен өту қажеттілігі болмағандықтан, құрал үлкенірек және мүмкіндіктері жоғары болуы мүмкін. Құралды сым арқылы алу мүмкіндігі көбінесе пайдалы. Мысалы, егер бұрғылау тізбегі тесікте жабысып қалса, құралды сым арқылы алу, оны жабысқан бұрғылау тізбегінің бөлігімен бірге тесікте қалдыруға қарағанда айтарлықтай қаражатты үнемдеуге мүмкіндік береді. Алайда, бұл процесте белгілі бір шектеулер бар.
MWD tools may be semi permanently mounted in a drill collar (only removable at servicing facilities), or they may be self contained and wireline retrievable. Retrievable tools, sometimes known as Slim Tools, can be retrieved and replaced using wireline through the drill string. This generally allows the tool to be replaced much faster in case of failure, and it allows the tool to be recovered if the drillstring becomes stuck. Retrievable tools must be much smaller, usually about 2 inches or less in diameter, though their length may be 20 feet (6 m) or more. The small size is necessary for the tool to fit through the drillstring; however, it also limits the tool's capabilities. For example, slim tools are not capable of sending data at the same rates as collar mounted tools, and they are also more limited in their ability to communicate with, and supply electrical power to, other LWD tools. Collar mounted tools, also known as fat tools, cannot generally be removed from their drill collar at the wellsite. If the tool fails, the entire drillstring must be pulled out of the hole to replace it. However, without the need to fit through the drillstring, the tool can be larger and more capable. The ability to retrieve the tool via wireline is often useful. For example, if the drillstring becomes stuck in the hole, then retrieving the tool via wireline will save a substantial amount of money compared to leaving it in the hole with the stuck portion of the drillstring. However, there are some limitations on the process.
Шектеулер
Сым арқылы құралды алу, құралды тіктен шығарудан әрқашан жылдам бола бермейді. Мысалы, егер құрал 1500 фут (457 м) тереңдікте үш қосылысты (бір ретте 3 құбыр буыны немесе шамамен 90 фут (27 м)) көтеруге қабілетті бұрғылау кезінде істен шықса, онда құралды тіктен шығару, сым арқылы құралды алуға қарағанда, әдетте жылдам болады, әсіресе сым желісі бөлімін бұрғылау алаңына тасымалдау қажет болса. Сым арқылы құралды алу қосымша тәуекелдерді де тудырады. Егер құрал сымнан ажыратылса, ол бұрғылау тізбегіне қайта түседі. Бұл әдетте құралға және оның ішінде орналасқан бұрғылау тізбегінің бөліктеріне ауыр зақым келтіреді, содан кейін бұрғылау тізбегін тесіктен шығарып, істен шыққан бөліктерді ауыстыру қажет болады; бұл бастапқыда тіктен шығаруға қарағанда жоғары жалпы шығындарға әкеледі. Сым желісі құралы құралға ілісе алмауы мүмкін, немесе қатты зақымдану жағдайында құралдың тек бір бөлігін ғана бетке көтеруі мүмкін. Бұл бұрғылау тізбегін тесіктен шығарып, істен шыққан бөліктерді ауыстыруды талап етеді, осылайша сым желісі операциясы уақытты ысырап етуге айналады. Кейбір құрал жасаушылар қайтаруға болатын "жұқа құрал" дизайнын алып, оны қайтаруға болмайтын құралға қолданды. Бұл жағдайда MWD жұқа құрал дизайнының барлық шектеулерін сақтайды (төмен жылдамдық, шаң бөлшектеріне іліну мүмкіндігі, соққыға және дірілге төзімділігі төмен), бірақ ешқандай артықшылықтары жоқ. Қызығы, бұл құралдар әлі де сым арқанға ие, бірақ олар тік тұрып көтеріліп, пластинамен ұсталады.
Retrieving a tool using wireline is not necessarily faster than pulling the tool out of the hole. For example, if the tool fails at 1500 feet (457 m) while drilling with a triple rig (able to trip 3 joints of pipe, or about 90 feet (27 m) feet, at a time), then it would generally be faster to pull the tool out of the hole than it would be to rig up wireline and retrieve the tool, especially if the wireline unit must be transported to the rig. Wireline retrievals also introduce additional risk. If the tool becomes detached from the wireline, then it will fall back down the drillstring. This will generally cause severe damage to the tool and the drillstring components in which it seats, and will require the drillstring to be pulled out of the hole to replace the failed components; this results in a greater total cost than pulling out of the hole in the first place. The wireline gear might also fail to latch onto the tool, or, in the case of a severe failure, might bring only a portion of the tool to the surface. This would require the drillstring to be pulled out of the hole to replace the failed components, thus making the wireline operation a waste of time. Some tool designers have taken the retrievable 'slim tool' design and applied it to a non retrievable tool. In this instance, the MWD maintains all of the limitations of a slim tool design (low speed, ability to jam on dust particles, low shock & vibration tolerance) with none of the benefits. Curiously, these tools still have a wireline spearpoint despite being lifted and handled with a plate.