что такое mwd в бурении

15.11.202329.04.2022 admin 0 Comments

Телеметрические системы типа MWD и LWD

Системы телеметрические забойные MWD предназначены для измерений в скважине азимута и зенитного угла ствола горизонтальной или наклонно-направленной скважины и угла установки отклонителя, передачи данных по гидравлическому каналу связи и дешифрации на поверхности земли измеренных параметров, индикации и регистрации азимута и зенитного угла ствола скважины, угла установки отклонителя в процессе бурения скважины гидравлическим забойным двигателем.

Описание средства измерений Принцип действия системы телеметрической забойной MWD основан на измерении в скважине в трех направлениях, с помощью трех ортогонально установленных акселерометров, значений проекций вектора силы тяжести на ось чувствительности акселерометра и измерениях в трех направлениях, с помощью трех магнитометров, проекций вектора напряженности естественного магнитного поля Земли на ось чувствительности магнитометра. На основании этих измерений вычисляются азимутальный и зенитный углы скважины, а также угол установки отклонителя. Для передачи информации с забоя скважины используется беспроводной гидравлический канал связи. Приём информации осуществляется в наземное приемное устройство – Интерфейс Безопасной Зоны (ИБЗ). При возникновении циркуляции промывочной жидкости в гидравлической линии бурового инструмента датчик определения циркуляции пульсатора формирует управляющую команду и инициализирует процесс съема и передачи инклинометрических замеров для определения зенитного угла и азимута искривления буровой скважины с целью контроля её пространственного положения. После этого скважинный прибор переключается в режим выполнения постоянных замеров для определения визирного угла сборки скважинных приборов телеметрической системы по отношению к плоскости наклона.

Другой тип данных, передаваемых на поверхность во время бурения – это гамма-каротаж. Кривая каротажа естественной гамма-активности позволяет получить представление о геологии пласта, в котором в данный момент проводится горизонтальная скважина. Путем сравнения значений гамма-каротажа, поступающих из горизонтальной скважины во время бурения со значениями гамма-каротажа опорной скважины, специалист по геонавигации принимает решение о геометрии пласта и дальнейшем направлении проводки скважины.

В отличии от MWD, системы каротажа во время бурения (LWD) имеют более сложные каротажные приборы в составе бурильной компоновки. Другими словами, в дополнение к измерениям инклинометрии специалист по геонавигации получает еще целый ряд различных каротажных данных в режиме реального времени, в т.ч. спектральный гамма-каротаж, нейтронный и плотностной каротажи, каротажи сопротивления, акустические каротажи и пр.

Данные каротажа во время бурения дают дополнительные возможности для эффективной проводки горизонтальных скважин по сравнению со стандартной геонавигацией на основе данных MWD, помогая инженерам проводить детальный анализ строения пласта в процессе бурения, и служат основой для принятия важных решений при корректировки траекторий скважин, особенно в районах с низкой изученностью строения и характеристик пласта.

В бурении такие передовые научные разработки как каротажные приборы LWD позволяют значительно увеличить эффективность процесса бурения и минимизировать связанные с этим риски, но, как правило, они более дорогие, чем стандартные приборы MWD. Поэтому услуги по каротажу во время бурения изредка заказываются лишь крупными нефтегазовыми компаниями, которые сфокусированы на максимальной эффективности и безопасности бурения.

Приборы LWD также могут записывать и передавать в высоком разрешении изображения стенок скважины, так называемые имидж-логи. Разрешение имидж-логов зависит от типа данных: сопротивление, плотность, гамма. Данные имидж-логов скважины наиболее ценны для оптимизации процесса проводки скважины (геонавигации). Имидж-логи могут интерпретироваться в режиме реального времени и являются основой для оценки истинных углов наклона пласта, в котором проводится скважина, а также для выявления разломов и трещин, пересекаемых скважиной. Благодаря этим данным о строении пласта, получаемым в режиме реального времени, специалист геонавигации может более качественно осуществить проводку скважины в пласте.

Источник

Что такое mwd в бурении

Наклонно-направленное бурение давно стало основным видом бурения как на суше, так и на море при бурении скважин с платформ различных типов. Одновременно с развитием наклонно-направленного бурения существует тенденция повышения требований к точности попадания забоя скважин в заданную точку и к соблюдению проектного профиля скважины. В связи с этим возникает необходимость обеспечения эффективного контроля пространственного положения ствола скважины. При бурении наклонно-направленных скважин применяется комплекс маркшейдерских работ, включающий специальное оборудование, инструмент, приборы, особые технологические приемы, и связанный как с заданием направления ствола скважины, так и с постоянным контролем за положением оси ствола скважины в пространстве. Последнее является задачей инклинометрии.

Создание телеметрических систем контроля за положением отклоните-ля, забойными параметрами ствола скважины в процессе бурения (включая устройства управления режимами бурения) придало значительный импульс научно-техническому прогрессу в области бурения скважин на нефть и газ. В настоящее время телеметрические системы контроля в сочетании с методико-математическим и программным обеспечением дали технологам небывалые возможности, в корне изменив методы их работы.

Азбука телеметрических систем
В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи забой — устье, прием наземным устройством, обработку и представление оператору результатов обработки. Существующие телесистемы включают следующие основные части:

— забойную аппаратуру;
— наземную аппаратуру;
— канал связи;
— технологическую оснастку (для электропроводной линии связи);
— антенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи);
— немагнитную УБТ (для телесистем с первичными преобразователями азимута с использованием магнитометров);
— забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспроводной линией связи).
Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как:

— первичные преобразователи (ПП) направления бурения;
— ПП геофизических параметров приствольной зоны скважины;
— ПП технологических параметров бурения.
К первичным преобразователям направления бурения относятся:

— ПП зенитного угла в точке измерения (а);
— ПП азимута скважины (j);
— ПП направления отклонителя (у).
К первичным преобразователям геофизических параметров (данных каротажа) можно отнести геофизические зонды, измеряющие:
— КС — кажущееся сопротивление горных пород;
— ПС — самопроизвольную поляризацию;
— гамма-каротаж (гамма естественного излучения горных пород);
— электромагнитный каротаж.
К первичным преобразователям технологических параметров бурения можно отнести датчики, измеряющие параметры процесса бурения:
— осевую нагрузку на долото (G);
— момент (М) реактивный или активный;
— частоту вращения (n) долота;
— давление внутри и снаружи бурильной колонны;
— другие, по желанию заказчика, а также в зависимости от аппаратурных возможностей телесистемы.
Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилитель-передатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.

Источник

По-русски — телеметрия, по-английски — MWD

О.К. РОГАЧЕВ, к.т.н.,
ОАО НПО «Буровая техника» — ВНИИБТ

Создание телеметрических систем контроля за положением отклоните-ля, забойными параметрами ствола скважины в процессе бурения (включая устройства управления режимами бурения) придало значительный импульс научно-техническому прогрессу в области бурения скважин на нефть и газ. В настоящее время телеметрические системы контроля в сочетании с методико-математичес-ким и программным обеспечением дали технологам небывалые возможности, в корне изменив методы их работы.

Азбука телеметрических систем

В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи забой — устье, прием наземным устройством, обработку и представление оператору результатов обработки. Существующие телесистемы включают следующие основные части:

Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как:

К первичным преобразователям направления бурения относятся:

Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилитель-передатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.

Каналы связи

На протяжении многих лет основным препятствием для практического использования измерений в процессе бурения был канал связи. Он является основным и решающим фактором, так как именно от него зависит конструкция телесистем, компоновка, информативность, надежность, удобство работы, а также условия прохождения сигналов.

Диапазон существующих в настоящее время каналов весьма широк, и представлен гидравлическим, электромагнитным, акустическим, электропроводным и многими другими типами каналов связи (РИС. 1).

В результате многолетних исследований и практического использования в реальных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:

У каждого из этих каналов связи имеются свои преимущества и недостатки. Разнообразие условий бурения, а также экономическая целесообразность определяют каждому каналу связи свою область применения. Остановимся подробнее на преимуществах и недостатках каждого из рассматриваемых каналов связи.

Электропроводной канал связи (ЭКС)

ЭКС в России в силу многих причин нашел значительное, но недостаточное применение. Этот канал обладает преимуществом перед всеми известными каналами связи — это максимально возможная информативность, быстродействие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи; отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика; возможность двусторонней связи; не требует затрат гидравлической энергии; может быть использован при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированной промывочной жидкости. К недостаткам электропроводного канала связи относятся наличие кабеля в бурильной колонне и за ней, что создает трудности при бурении; затраты времени на его прокладку; необходимость защиты кабеля от механических повреждений; невозможность вращения колонны (неактуально при применении токосъемника, устанавливаемого под вертлюгом); невозможность закрытия превентора при нахождении кабеля за колонной бурильных труб; необходимость доставки (продавки) забойного модуля или контактной муфты до места стыковки (посадки) при зенитных углах более 60° с помощью прода-вочного устройства (имеются варианты проложения кабеля внутри труб через вертлюг).

Гидравлический канал связи (ГКС)

Телесистемы с ГКС отличаются от других наличием в них устройства, создающего в потоке бурового раствора импульсы давления. Для генерирования импульсов давления в буровом растворе используются несколько различных по типу устройств. Сигнал, создаваемый ими, подразделяется на три вида: положительный импульс, отрицательный импульс или непрерывная волна (РИС. 2).

Положительные импульсы генерируются путем создания кратковременного частичного перекрытия нисходящего потока бурового раствора. Отрицательные — путем кратковременных перепусков части жидкости в затрубное пространство через боковой клапан. Гидравлические сигналы, близкие к гармоническим, создаются с помощью электродвигателя, который вращает клапан пульсатора. Гидравлические импульсы со скоростью около 1250 м/с поступают по столбу бурового раствора на поверхность, где закодированная различными способами информация декодируется и отображается в виде, приемлемом для восприятия оператором.

Предпочтение в применении телесистем с ГКС базируется как на относительной простоте осуществления связи по сравнению с другими каналами связи, так и на том, что этот канал не нарушает (по сравнению с ЭКС) технологические операции при бурении и не зависит от геологического разреза (по сравнению с ЭМКС). Недостатки данного канала связи — низкая информативность из-за относительно низкой скорости передачи, низкая помехоустойчивость, последовательность в передаче информации, необходимость в источнике электрической энергии (батарея, турбогенератор), отбор гидравлической энергии для работы передатчика и турбогенератора, невозможность работы с продувкой воздухом и аэрированными жидкостями.

Электромагнитный канал связи (ЭМКС)

Системы с ЭМКС используют электромагнитные волны (токи растекания) между изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе между бурильной колонной и приемной антенной, устанавливаемой в грунт на определенном расстоянии от буровой установки (РИС. 3).

К преимуществам ЭМКС относится несколько более высокая информативность по сравнению с гидравлическим каналом связи. К недостаткам — дальность связи, зависящая от проводимости и перемежаемости горных пород, слабая помехоустойчивость, сложность установки антенны в труднодоступных местах.
В ТАБЛ. 1 приводятся сравнительные характеристики телеметрических систем российских и зарубежных производителей с каналами связи различных типов.

Учитывая недостатки применяемых каналов связи, необходимо их совершенствовать, а также разрабатывать новые каналы, так как разнообразные горно-геологические условия, различные технико-технологические аспекты проводки скважин и экономические факторы предъявляют более высокие требования к информативности процесса бурения.

Представляет интерес возможность использования комбинированного канала связи. Суть этого вида связи заключается в использовании нескольких каналов связи одновременно — как вариант, это могут быть гидравлический, электромагнитный, механический и частично электропроводный, например, как ретранслятор. Для реализации этого вида связи в телеметрической системе устанавливаются гидравлический пульсатор и электромагнитный передатчик. Информация принимается на поверхности обычным способом для этих каналов связи. По механическому каналу связи принимается информация по вибрации долота. Электропроводной канал может быть использован для частичного погружения в колонну бурильных труб или за трубами для приема и ретрансляции ослабленных информационных сигналов от телеметрической системы при больших глубинах. Применение комбинированного канала связи позволит частично решить многолетние споры о перспективности дальнейшего использования того или иного канала связи забой — устье.

По пути усложнения

Одним из важных достижений в области совершенствования телеметрических систем являются модульные системы. Рассчитанные на максимальную эффективность и гибкость, эти системы более дешевы и экономичны по сравнению с любыми другими. Все оборудование такой системы имеет модульную конструкцию с полной совместимостью модулей, что дает возможность приобретать его в любом наборе, в виде отдельных секций или полным комплектом. Использование подобных систем помимо контроля навигационных и технологических параметров позволяет частично проводить комплекс геофизических исследований без остановки процесса бурения (технология logging while drilling (LWD) — геофизические исследования в процессе бурения). В частности, с помощью систем подобного типа можно осуществлять контроль за следующими параметрами:

Однако при современном уровне развития техники и технологий бурения информация о характеристиках пласта, получаемая в процессе бурения, является недостаточной. Необходимо иметь данные о кровле и подошве пласта, информацию о разрезе впереди долота, а также информацию о приближении к соседним скважинам, что особенно важно при разбу-ривании морских месторождений, где количество скважин, построенных относительно близко друг от друга, достигает нескольких десятков.

Усложнение процесса бурения стимулирует дальнейшее развитие разработок телеметрических систем. Основными направлениями совершенствования являются: увеличение количества измеряемых и передаваемых на поверхность параметров бурения, скорости передачи информации; создание в забойных устройствах автоматов, самостоятельно управляющих процессом проводки скважин (управляемый отклонитель, прибор корректирования нагрузки на долото и др. механизмы); использование двухсторонней связи забой — устье. Существенное повышение точности и качества проводки высокотехнологичных скважин невозможно без совершенствования наземного бурового комплекса, способного автономно или при минимальном вмешательстве оператора осуществлять бурение в продуктивном пласте с учетом особенностей его фактического строения. Создание интеллектуально-автоматизированной буровой установки, которая будет контролировать и корректировать работу бурильщика, а в некоторых случаях — осуществлять бурение скважины или выполнение определенных операций в автоматическом режиме, является одним из приоритетных направлений зарубежных и отечественных производителей бурового оборудования.

Принципиальная блок-схема комплекса автоматического управления бурением скважины представлена на РИС. 4.

Система включает два комплекса параметров: забойные (телеметрическая система) и наземные (система контроля наземных параметров бурения). Возможности забойной части системы по сбору и первичному преобразованию данных подробно описаны выше. Система наземного контроля может быть представлена станцией геолого-технического контроля.

Основными задачами системы автоматизированного управления проводкой скважины являются:

Система автоматизированного управления проводкой наклонных и горизонтальных скважин позволит повысить качество строительства скважин, точность выполнения проектов, исключить субъективные ошибки персонала буровой установки даже при среднем уровне его квалификации, что даст существенную экономию при строительстве скважин.

Источник

Что такое mwd в бурении

11.Системы передачи информации в процессе бурения.

Ø Кабельные системы.

«+» максимальная информативность, быстрота получения сигнала, помехоустойчивость, 2-х сторонняя связь, источник энергии на поверхности, работа с воздухом и аэрированными пром. жидк.

«-» наличие кабеля в (на) колонне, невозможность вращения колонны и закрытия ПВО.

Ø Электромагнитный канал.

«+» высокая информативность, низкая стоимость систем

«-» дальность зависит от глубины перемежаемости пород, низкая помехоустойчивость.

Ø Гидравлический канал :

— система на «+» импульсах (регистрируется ↑ давл. внутри бурильных труб).

— система непрерывных волн.

«+» применение без нарушения технологических процессов, независимость от глубины и пород.

«-» низкая скорость сигнала, низкая помехоустойчивость, необходимость в забойном источнике питания, невозможность работы с воздухом и аэрированными пром. жидк

12.Методы вычисления результатов измерений.

13.Устройство и принцип работы датчиков (магнитометры, акселерометры):

Магнитометры – состоят из двух параллельно расположенных катушек на которые подается напряжение определенной величины, в зависимости от расположения по отношению к магнитному полю земли скорость намагничивания катушек меняется, эти показания снимаются и переводятся в значения азимута скважины.

Акселерометр (Равновесный) – внутри корпуса с внешней обмоткой, в жидкости, находится магнит который удерживается в центральной позиции переменным током, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Эти показания снимаются и переводятся в значении зенитного угла.

Акселерометр (Кварцевый стержневой) – магнит прикреплен на тонких подвесах к корпусу, переменный ток используется для удержания магнита в центральной позиции, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Изменение отклика выходного напряжения переводятся в значении зенитного угла.

14.Установка датчика давления – датчик давления располагается в манифольдной линии или на стояке, на достаточном удалении от буровых насосов, мест резких перегибов направления линии высокого давления (для уменьшить вероятность возникновения помех) лучше в тёплом помещении.

Накачка компенсатора (гаситель пульсации) 30-40% от рабочего давления.

15.Промывочные жидкости: (параметры, единицы, физический смысл)

В – водоотдача (см3/30 мин.) Количество жидкой фазы отфильтровывающееся в стенки скважины из ПЖ.

ρ – удельный вес (г/см3). Вес единицы объема бурового раствора.

λ – липкость (град.) фрикционные свойства промывочной жидкости на сопротивление движению инструмента по поверхности фильтрационной корки.

П – содержание песка (%). Влияет на абразивные свойства бурового раствора.

СНС – статическое напряжение сдвига (мПа*с). Усилие для перевода ПЖ из состояния геля в жидкость.

ДНС – динамическое напряжение сдвига (сП). Усилие в промывочной жидкости при ее протекании.

Источник

Методы ослабления помех в гидроимпульсном канале связи во время работы системы измерения в процессе бурения (MWD)

Рубрика: Технические науки

Дата публикации: 08.05.2020 2020-05-08

Статья просмотрена: 178 раз

Библиографическое описание:

Сапинов, Г. К. Методы ослабления помех в гидроимпульсном канале связи во время работы системы измерения в процессе бурения (MWD) / Г. К. Сапинов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 19 (309). — С. 53-58. — URL: https://moluch.ru/archive/309/69712/ (дата обращения: 22.11.2021).

В данной статье рассмотрены проблемы применения системы MWD (Measurement while Drilling), связанные с наличием в гидроимпульсном канале связи помех. Проанализированы источники помех и примеры их идентификации по сигнатурам помех в спектрограмме. В работе проанализированы как помехи, обусловленные работой буровых насосов, так и помехи, возникающие вследствие работы бурового инструмента. Выявлена и обоснована методика подавления помех в зависимости от происхождения. При достаточно квалифицированном подходе данные методы редуцирования помех могут в значительной степени повысить качество данных и производительность труда при полевых работах. Под производительностью в данном случае понимается уменьшение затрат времени на периодическую настройку фильтров и усилителей наземной аппаратуры, что позволяет уменьшить общее время бурения на одной точке. Предлагаемые методы подавления шума в значительной мере способствуют эффективной работе всей системы путем применения аппаратных и программных методов подавления помех.

Ключевые слова: помехи, наклонно-направленное, горизонтальное бурение, гидравлический канал, телеметрия, спектрограмма, MWD, measurement while drilling.

The article is devoted to the problem of noisy signal in MWD (Measurement while Drilling) mud pulse telemetry system. The author defines the noise sources and analyzes their signatures in the spectrum. The article analyzes both the noise caused by the operation of the drilling pumps and the interference caused by the operation of the drilling tool. In conclusion the author reveals the noise suppression methodology in the context of source types. With a sufficiently qualified approach, these reducing interference methods can greatly improve the quality of data and working efficiency in field work. The term “working efficiency” in this case means reduction of the time spent on the periodic adjustment of filters and amplifiers of ground equipment, which makes it possible to reduce the total drilling time at one point. Proposed noise reduction methods significantly contribute to the effective operation of the entire system by applying hardware and software methods of interference suppression.

В настоящее время в нефтегазодобывающей промышленности проводится интенсивная работа по восполнению запасов и вовлечению в разработку труднодоступных месторождений. Все это приводит к увеличению общего числа наклонно-направленных и горизонтальных скважин, буримых в сложных инженерно-геологических условиях в целях увеличения эффективности разработки запасов, как на суше, так и на море с платформ различных типов. В этой связи повышаются требования к точности попадания забоя скважин в заданную точку и к соблюдению проектного профиля скважины путем эффективного контроля пространственного положения ствола скважины. При бурении таких скважин применяется комплекс маркшейдерских работ, включающий специальное оборудование, инструменты, приборы, особые технологические приемы, обеспечивающие задание направления ствола скважины и постоянный контроль за его положением в пространстве.

Создание телеметрических систем контроля за положением отклонителя, забойными параметрами ствола скважины в процессе бурения (включая устройства управления режимами бурения) придало значительный импульс научно-техническому прогрессу в области бурения наклонно-направленных скважин. Телеметрические системы контроля, в сочетании с методико-математическим и программным обеспечением дали технологам небывалые возможности, в корне изменив методы их работы 1.

Эти системы позволяют повысить эффективность бурения, обеспечивая точное размещение скважин в заданных точках и предоставлять информацию о динамике бурения в реальном времени для оптимизации параметров бурения, увеличения скорости проходки и долговечности скважин. Оперативная информация о состоянии пласта, полученная с помощью замеров гамма-излучения, сопротивления и других телеметрических измерений позволяют оператору регулировать траекторию скважины в реальном времени, чтобы обеспечить ее размещение в наиболее продуктивной части пласта.

Несмотря на все преимущества технологии MWD, данная система имеет сложности в использовании в реальных условиях. Качество сигнала, передаваемого от различных датчиков, расположенных на забое скважины по гидравлическому каналу зависит не только от глубины расположения генератора импульсов и технических особенностей аппаратуры, но и от скорости потока промывочной жидкости, ее характеристики, конструкции скважины, а также от оборудования, используемого в процессе бурения. В связи с большим разнообразием факторов, влияющих на качество передаваемых на поверхность данных в процессе работы MWD систем приходится сталкиваться с различными видами помех, и борьба с ними является одним из главных задач специалиста, обслуживающего эту систему.

Основной диапазон существующих каналов связи представлен гидравлическим, электромагнитным, акустическим, электропроводным типами каналов, но в реальных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:

Большинство приборов MWD, применяемых для бурения нефтегазовых скважин месторождении Казахстана используют гидроимпульсный канал связи. Причиной этому является глубокое расположение нефтяных коллекторов и сложные геологические и инженерные условия 1.

Опыт эксплуатации MWD-систем с гидравлическим каналом связи (ГКС) (Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton) в СНГ показывает их высокую эффективность. Недостатком ГКС (гидравлического канала связи) являются жесткие требования к буровому раствору (содержание песка помехи, наклонно-направленное, горизонтальное бурение, гидравлический канал, телеметрия, спектрограмма, MWD, measurement while drilling

Строительный портал dveripetli.ru

что такое mwd в бурении

Телеметрические системы типа MWD и LWD

Что такое mwd в бурении