Directional drilling BLOG. If you cannot read russian, change browser setting for automaticaly translation to english.
08.10.2019
Вместо эпиграфа:
На допросе у российского координатора в Мегионе:
- Так, ты под линией плана, твой угол 90... какой угол тебе нужен чтобы вернуться на план?
- Ну.. очевидно больше 90 градусов?
- Ну вы и звери там в Казахстане. Все знаете.
Кто-то говорил компетентность приходит во время работы. Но, чем больше идет времени, тем яснее я вижу, что этот человек врал. Сам нередко становился свидетелем, когда вопиющая некомпетентность в рядах работников буровых компаний в лице, бурильщиков, мастеров, технологов, аварийных мастеров и конечно же, их начальства в офисах, является нормой.
Видел неоднократно, когда КНБК (Компоновка Низа Бурильной Колоны) попадала в прихват по принципу фильтрации раствора на участке контакта КНБК с стенкой скважины с высокой проницаемостью, вызванного разницей положительной статического и пластового давления - дифференциальный механизм прихвата. И видел также неоднократно, когда устранить данный прихват пытались увеличением плотности бурового раствора. Со словами: «на соседней буровой так было, и это помогло» делали аварию уже состоявшейся.
Зачастую такие люди знают только одно слово: «очистка». Им всюду мерещиться шлам, который не вышел со скважины и остался на забое. «Для чего нужен карбюратор? Верно, чтобы барахлить! А для чего нужен шлам? Верно, чтобы остаться на забое». Любое аномальное увеличение веса на крюке от «вира» - затяжка, у таких людей, напрямую связано с тем что на забое скопился шлам и надо бы получше промыться, гоняя насосы перед каждым КСПО, по нескольку часов. Хотя никаких оснований или поводов для этого нет.
Хотя, определение механизма прихвата, занимает от нескольких минут, а порой до нескольких секунд рабочего времени, мы умудряемся дотянуть ликвидационные мероприятия до нескольких часов избирая в корне неверные методы устранения.
- У вас была высокая скорость бурения?
-Нет.
-Гидравлика указывает что расход промывочной жидкости недостаточный?
-Нет.
- Растет ли давление в затрубе на датчиках?
- Нет.
- Есть ли ограничение циркуляции?
- Нет.
А Какого, Вы тогда решили что это "плохая очистка" повинна в данном ограничении прохода?
Какого, Вы собственно начинаете утяжеляться?
Ах, да "на соседней скважине..."
Вот это вот: "На соседней скважине..." в этих словах вся философия работы всей системы бурения на казахстанских станках среднего профиля.
Самым, пожалуй, удивительным является тот факт, что люди принимающие такие решения не стесняются часто припоминать, что они работают на буровой уже по 15-20-25 лет, когда сей факт ничего кроме стыда и позора вызывать не должен был. Данные навыки нисколько не подчеркивают вашу гениальность или сверхъестественные способности в области техники, механики или физики, понимание сих фактов не делает вас «суперинженером» – это ваша повседневная работа, которую вы должны знать. Вас не просят приготовить «Кок-о-Вен» по всем нормативам кулинарного дела, ведь вы работаете «буровиком», Вас, блдЪ просят определить механизм прихвата!!!
Я уже молчу, что на каждой буровой не учитывается эффективность насоса и вы сами без наземной системы не способны посчитать примерный расход промывочной жидкости, используя формулы по тригонометрии из школьной программы за 8-9 класс и секундомера в сотовом телефоне, в котором к слову вы сидите 50% своей сознательной жизни, всегда принимая ее как 100%. Молчу. Какое вам дело сколько литров в секунду улетает в трубу.
Но, поставить насос на максимум, когда у тебя дифференциальный прихват (затяжка), это сравнимо с ситуацией, когда «ТЫ», «ПРОТИВНИК» и только у тебя есть пистолет, и «ТЫ» вместо того чтобы направить его на «ПРОТИВНИКА» выстреливаешь себе в голову приговаривая: «я уже 25 лет в бурении…»
Один вопрос, который реально не дает покоя: «Как вы выживаете в этом мире и еще благоприятно плодитесь?» Если вы не видите разницу в гидравлической силе насоса, полагая что веса КНБК (ВИРА/МАЙНА) с включенным и выключенным насосом должны оставаться одинаковыми? Как?
18.01.2019 21:00
Если взять с любой локации, скажем с десяток профессионалов в области наклонно-направленного бурения, которые имеют более 10 лет работы в этом узком направлении и поставить им задачу по снесению метки отклонителя ВЗД с поверхности до некоторой глубины (200-300-800 метров), мелом или каким либо другим маркером, примерно только один из них справится с задачей, поскольку имел ранее такой опыт, либо где-то о нем слышал. Остальные провалят данную задачу с высокой вероятностью, выскочив из сектора допустимого отклонения по азимуту, как это было однажды со мной.
Зачастую к данному методу прибегают в том случае, когда магнитный компас расположенный в системе телеметрии, будет находиться еще в обсадной колонне, в тот момент, когда долото будет на отметке глубины необходимой или плановой срезки. Соответственно, получая искаженную картину магнитных линий от обсадной колонной, магнитный компас уже более не будет представлять необходимую точность, а в некоторых случаях будет давать совершенно противоречивые значения.
В данной статье, мы не будет разбирать массу методов сноса метки отклонителя ВЗД на забой, а разберем лишь наиболее эффективный, простой в исполнении и наиболее быстрый метод.
От себя добавлю, что данный метод активно практиковался нами в индокитае (Тайланд), где таковые задачи стояли чуть ли не каждую скважину до 35-70 метров срезки, и каждую десятую скважину от 300 до 900 м расположения башмака обсадной колоны или кондуктора. Полученные результаты укладывались в допустимое отклонение, на момент выхода компаса из колоны и последующим отходом от нее в 10-30 и далее метров, с точностью до +/- 30 градусов, а в некоторых случаях, при наработки навыков и наличии везения и до +/- 5-10 градусов азимута, даже на глубине в 800 метров (личный опыт).
Данные метод строится на главном принципе отсчета от V-door (№6 на схм) или направлении буровой установки. Давайте для начала рассмотрим, схему ниже и ее элементы на плоской, горизонтальной проекции, вид сверху:
1) Роторный стол
2) Кабина бурильщика
3) левая и правая кассета с трубами
4) лебедка
5) разработанный или еще свежий колодец (slot)
6) Ворота (V-door)
7) Подъемные мостки (catwalk)
На некоторых, проектах существует писанное правило, установки буровой мостками (№7) в направлении на север. Но, не всегда (это нужно принимать во внимание!!!). Во всех других случаях, направление выводится ручным компасом или же, (в случае наличия координат дополнительных слотов) при пересчете координат соседних слотов (№5) с вычислением геометрического направления линии расположении всех слотов. Для расчета используются формат координат в метрах. И расчет направления мостков (Vdoor) производится по следующему алгоритму (пример ниже).
Геометрическая задача сводиться к простому расчету и выводу параметров треугольника обозначенного на схеме синим цветом (длин и углов), с учетом метровых координат произвольно выбранных слотов А и В. По следующей формуле:
а1-в1 = ВС
а2-в2 = АС
угол АВС = -1tang(АС/ВС)
После того как направление буровой определенно с точностью до 1-5 градуса, либо с помощью ручного магнитного компаса либо по методу описанному выше, наступает время для следующего этапа - изготовление маркера для верхового.
Наиболее удобным в данном случае является использование промышленного маркера, который замечательно работает независимо от погодных условий и материала на котором нужно наносить метки (буровые трубы к примеру).
Подбирается рукоятка необходимой длинны (прим1-1.2 м) и на нее закрепляется данный маркер с помощью изоленты. (рукоятка может быть любой, но лучше деревянная в целях безопасности на случай падения с высоты)
Почему именно 1-1.2 м и не более? Необходимо использоваться такую длину рукоятки чтобы верховой мог дотянутся до муфты трубы только на вытянутой руке, таким образом чтобы у него была возможность доставать до муфты только под прямой до ее оси.
Далее переместив метку с ВЗД до телеметрии и далее до бурильный труб СБТ любым удобным способом для инженера по ННБ, начинается процесс спуска и продолжительного сноса метки по его ходу, по следующей схеме:
1) На переходе УБТ КНБК на трубы ставиться первая метка
2) Первая свеча в элеваторе - затянута с КНБК - Инженер ННБ находясь на роторе ориентирует ее всегда видом на V-door. Или же на верхового.
3) Дает команду жестом верховому что метка на роторе уже сорентирована на верхового.
4) Верховой устанавливает свою метку на верху на последней муфте свечи
5) Спуск первой свечи и далее аналогично по данной пошаговой схеме.
Верховой и инженер ННБ всегда работают в паре.
Преимущество данного метода:
1) нет необходимости перепроверять метку с переподъемом свечи.
2) относительно достаточная точность
3) высокая скорость спуска и сноса.
По приходу на отметку срезки (KOP), метка либо переносится на квадрат либо при ВСП остается на последней муфте. Ориентируется на заданный плановый азимут, с разметкой роторного стола на квадранты - сектора, относительно линии V-door с поправкой на реактивный момент. Тут важно уже обратить внимание на показания MTF магнитного компаса и выводы о реактивном моменте с ВЗД делать по магнитному компасу с телеметрии.
Просто дядя (Thursday, 14 November 2019 21:09)
Так было и со мной увы! Снос 300 метров и смещение почти на 160 градусов суммарно! И пох что в низу кнбк был GWD прибор - этого было достаточно, чтобы не сильно разбирающийся в ННБ координатор попросил меня поднять инструмент и перепроверить что привело соотвественно к первому в моей жизни НПТ в 3 часа и ликованию нащих кзахстанских офисных моих поклонников которые не знали как подкопать под меня хоть что то!
24.08.2018
В работе профессионального DD-шника, почти все отточено до автоматизма. Основные расчеты происходят почти на уровне подсознания, а если рука доходит до калькулятора, то не спрашивайте формул через которые прогоняются все комбинации, он их скорее всего не помнит - в этом и есть автоматизм, его уникальность и его большая беда. Так учили, так учат и так продолжают учить. Если внезапно, по какой либо причине условия выпадают из рамок "нормального" мозгу проще пропустить важное и перестроится на удобный алгоритм и вот тогда профессионалы допускают очень серьезные ошибки, которые могут стоить огромных денег и падению уровня репутации. Не только репутации компании, но и имени инженера, а оно должно быть чистым иначе ты рискуешь оказаться за бортом, что вполне справедливо.
Ситуация, что значит "ничто не предвещало беды", но она случилась и вот спустя несколько попыток, нам пришлось просить заказчика о помощи - нужен мотор (ВЗД Винтовой Забойный Двигатаель). Какой угодно, неважно, лишь бы был угол перекоса больше единицы. Пусть даже фиксированный. И спустя некоторое время его нам доставили.
Маленький, убогий коротыш. Что называется "без слез не взглянешь". 120 мм, но всего 6 метров общей длинны, из которых, всего 3 м винтовая секция. Смотря на эту белую трубу, понимаешь что 10-15 атм дифференциального это предел, а следовательно с этим инструментом еще будет масса приключений. Но выбора нет. Рулетка, калиперы и шариковая ручка.
Сразу же бросается в глаза необычная разметка угла перекоса на ВЗД. Которая не имеет стандартной дублирующей шкалы как в "смитовском" патенте, где совместив нижнюю отметку с верхней, на совмещении получаешь верх ВЗД - motor scribe line (сектор отклонения ВЗД).
Тут же, две шкалы не симметричны и более того, находятся на нижней части мандреля. Ну да ландо, поднимем на сборку разберемся.
Хотя, выставленный угол перекоса на ВЗД нас не устраивал, но обратив внимание на найденные (супервайзером Арманом, за что ему огромное спасибо) материалы по данному типу ВЗД, из которых понятно что ожидаемая пространственная интенсивность для установленного угла перекоса в 1.25 градусов, вполне достаточна чтобы получить до 10 градусов на 30 м чистого кривления, было решено оставить 1.25 градуса, с проверочной протяжкой узла установки угла перекоса на средний крутящий момент для ВЗД данной секции. А вот далее начались споры с представителем заказчика относительно какой метки сносить теоретическую позицию верха мотора. Хозяева ВЗД говорила брать метку самой величины угла перекоса, мы же после некоторой оценке устройства ABH (adjustable bent housing) ссылались к второстепенной шкале, которая была пропечатана ниже шкалы его величины.
Из головы не выходил случай, когда один супер, пупер экспат DD, рубанулся на срезке в 90 градусов мимо, в дивные времена работы в Pathfindrer (ваш покорный слуга херачил там в нам на оф уровне), где дело закончилось цементным мостом, при работе с Dynadrill motors. В нашем случае разница составляла примерно тот же угол почти 90 градусов. Разумеется что для tangent section это не является плачевным, но у нас задание набрать необходимый угол для укладки скважины на важную вертикаль. Провороним ее и нам плаха. А следовательно на забойные эксперименты нет ни дистанции ни времени. Но увы, визуально отличить сектор, куда смотрит ВЗД с 1.25 градусов, не только с моим легким астигматизмом, да и у людей с отсутствием проблем со зрением было крайне сложно. Была ночь, и куча прожекторов, которые если не светили в глаз, то светили в бровь. В общем хуй пойми куда тырится этот мотор.
В совокупности решение было за мной, так как на объекте со стороны ННБ я имел больший опыт, да и телефон скорее зазвенит у меня, если что-то пойдет не так. Доверившись логике и своему глазомеру я принял решение сносить со второстепенно шкалы. И оказался прав. На интервалах кривления куда долбили то и выскакивало на замерах траектории, каждую проложенную одиночку.
В общем, будьте внимательны товарищи если вам вдруг попадется такое устройство угла перекоса ВЗД. На поверхности после рейса представитель заказчика решил убедиться в нашей правоте уже не по траектории замеров, а по факту вновь обследовав этот интересный механизм угла перекоса данного ВЗД.
В общем схема такова. Смена бента осуществляется таким же образом. Не как у Dynadrill, где бент выставляется величиной дотяжки по крутящему моменту. Так же как по патенту "смит". Но значения фактического торца отклонения и значений угла перекоса разнятся почти на 90 градусов.
Ну с углом перекоса разобрались, теперь конкретно по ВЗД и его фактическим характеристикам.
Должен сказать что энергитические и технические характеристики ВЗД, у которого винтовая секция всего 3 метра длиной, из его собственной, общей длины в 6 м - можно отнести к категории МОЕ ПОЧТЕНИЕ!
Модель ВЗД 5LZ120x7 (V) при своей короткой винтовой секции менее 3 метров имеет заходность в 5:6 и количество винтов 7. Тест на поверхности без долота, создал перепад порядка 20 атм на 850 литров в минуту расхода. Остановки ВЗД при срыве с подвисания составили до 70-80 атм, при над забойным в 140-150 атм (но очень плавно), мы почти доходили до срыва чеки на 130 мм гильзах в 250 атм. Попытки застолить ВЗД при бурении увенчались провалом. Выводы на 10-20-30-40 и даже 50 атм дифференциального в режиме кривления не останавливали данный ВЗД. Это настоящий крепыш. Что тут сказать, кроме как китайцы самые настоящие молодцы! Компания "Beijing Petro Company" умеет делать моторы, не только хорошие, но я бы даже сказал лучшие из доступных на рынке.
Зей джен!
Dinis (Thursday, 11 October 2018 14:18)
Очень познавательно
В целом в работе инженера-кривильщика, редко выпадают моменты когда ему приходиться работать бурильным ясом. Более того, за такую самодеятельность не только не похвалят, но еще можно схлопотать проблем, так как это не входит в круг его компетенции и обязанностей, как впрочем и проработка ствола скважины, от чего нередко недоумевают супервайзеры (представители заказчика). Но ситуации бывают разные.
Скважина Х. Секция 215.9мм или 8.5" (мой любимый калибр). Башмак колонны 244.47 мм 9 5/8" посажен на 3539 м по стволу, с углом более 90 градусов. КНБК с Алмазным долотом, РУС и ВЗД, позади тащим целый пакет разношерстной, каротажной трубы. Яс 1500 метров от долота- далековато, но зато в вертикали и закрыт колонной. План: горизонт с прогулкой вдоль резервуара.
Инструмент 127 мм / 5" З-133/NC50 только с переточки резьб - можно увидеть свое отражение на зубчатой резьбе. Когда последний сенсор (36 м от долота) вышел из башмака, детектор показал что ствол увеличен в диаметре с ожидаемых 216 мм до 266 мм как минимум. Ожидание что это ненадолго, не оправдалось. Интервал затянулся на добрую сотню метров. С этого момента все вменяемые люди на объекте уже понимали - хорошим дело не закончится. Осыпной известняк на виброситах только подтверждал это. Каждый КСПО после 150-200 метров проходки, до башмака, уже указывал на проблемность интервала 3630-3539 метров по стволу при прохождения вверх.
Как и положено по уставу, инженер не вмешивается, но дает различные рекомендации, которые в конце концов не соблюдаются, ни представителем заказчика ни кем бы то еще. В конце концов, на одном из КСПО, устанавливается следующая манера взаимоотношений: Вы сидите не мешайте - мы все сделаем сами! ОК! Один глаз в кружку с кофе, другой на графики и индикаторы.
Если ранее все КСПО гонялись концами до башмака, то последние 2 делались на свежепробуренный интервал в 6 свечей. После таких нововведений, было замечено, что по возврату обратно на забой и при дальнейшем процессе бурения, значительно изменились веса. Вира (PU) выросли с 140 до 149 тон, майна (SO) с 112 до 100 тон, при вращении в 125 тон, с циркуляцией. Хотя в затрубе чисто - эквивалент удельного веса раствора в затрубе на датчике давления стабильно светит как 1.23 гр/см3.
Доходим до конечной. Промывка. Уход на гора без КСПО с 4560 метров по стволу. ВНЕЗАПНО (!) на интервале 3634 метров по стволу, затяжка. Но на роторе профессионалы, элеватор наше все. После более получаса подтягиваний до 15 тон сверх вира на данном участке без циркуляции, берут квадрат и ставят на цикл. Да, кстати, ВСП нету. Квадрат и только!
Несколько попыток по 25-30 тон сверх вира с циркуляцией и люди с роторного стола появились в нашем рабочем вагоне. Цель визита заключалась в срочной необходимости рекомендаций и объяснений, почему не работает наш 165 мм, 6 1/2" гидравлический Яс. Пару минут на шнуровку ботинок и стряхивание попкорна с рабочего комбинезона были сданы как норматив и через минуту другую инженер уже находился в приятной компании бурильщика, супервайзера, представителя заказчика, мастера, старшего помбура, переводчика и еще пары непонятных сотрудников. Работаем.
Сопоставление режима подачи раствора с давлением, для данной глубины - в норме.
Убираем обороты. Идем вверх. Свой вес 125 тон с циркуляцией. Доводим до 150, 160, 165 тон. Вниз свободно. Проработка с квадратом вверх невозможна. Был бы ВСП дело на 30 минут. Для зарядки Яса необходима возможность посадки до 65 тон по ГИВу. Зарядка на скорости результатов не дала. А так как вниз свободно, такая возможность пропадает. Решено затягивать в прихват. Тянем до 175 тонн. Пробуем вниз - свободно. И далее по нарастающей. 180,185,190,195,200,205. Решено работать без циркуляции на случае спонтанного, неконтролируемого удара Ясом вниз. Заряжаем Яс. Натягиваем от собственного 145 тон по ГИВу до 20 тон импульса. Задержка пока не известна. Удар. На секундомере 25 секунд ( +/- 5 сек). Кружка с чаем падает с приборной панели, а в городке что метрах в ста от бурового станка, дневная смена подскакивает в кроватях. Определенно.
Увеличиваем импульс до 30,35,40 тон, уже зная дэлэй по удару. Еще пять ударов. Установленная мелом метка на инструменте не сменила позицию. До муфты следующей одиночки, еще 2 метра. Бьем вниз, в импульсе до 20 тонн, несколько раз. Освободились. Ниже затяжки сажаем бушинг. Циркуляция. Давление в норме. Ставим на промывку в течении 15 минут. Для лучшей промывки ставим вращение 70 об/мин. Перекур. Раунд №1 закончен.
Для данного инструмента G-105 5" (127 мм) NC50 предел текучести металла 250 тон по телу, и 570 тон по замку, но это для нового.
Раунд№2.
Стоп вращение. Все повторяем. Затягиваем до 205 тон. Умышленно загоняя КНБК в прихват. Давление в норме, затруб чист. Значит изменение геометрии скважины. Тип ограничения - механическое. Заряжаем яс. Работаем ясом вверх в импульсе до 40,50 тонн без циркуляции. До десятка раз. Муфта нижней одиночки уже в роторе. Под затяжкой не решаемся ставить в клинья, что бы выбросить одиночку. Уходим из прихвата вниз, ясом в импульсе до 20 тон. Свободно. Циркуляция, бушинг в ротор, вращение. 15 минут перекур.
Раунд№3 аналогично. Муфта над ротором в 1 метре с затяжкой до 60 тон. Решаем продолжить без выброса одиночки.
Раунд№4 Снимаем обороты. Вира с циркуляцией. Затягиваем до 210 тон по ГИВу. Муфта в 1.5 метрах над ротором. Держим. Спустя 30-40 секунд сброс веса до 120 тонн без активации яса. Давление в норме. Выбрасываем одиночку. Далее с квадратом по одной 9 раз (3 свечи). Небольшое ограничение в нескольких местах. В башмаке. Далее на элеваторе.
Выражаю огромную благодарность инженеру каротажнику-телеметристу Жаику Дауренбекову. Который всю работу передавал информацию о позиции долота, давлении, весе для меня по радиосвязи из рабочего вагона, по причине того, что газокаротажники сразу после конечной глубины убрали свой монитор, с которого можно было видеть ходы насоса и давление.
10:00 05.04.2016
Данная статья является исключительно познавательной для молодого поколения инженеров которые хотят найти ответ на вопрос что такое ECD/LOT/FIT. Разумеется для этого есть специальные книги, разумеется автор статьи не имеет должного образования и пользуется черт знает какими формулами. Это все нам известно. Но тем не менее, если вы уже начали читать эту статью, значит вам никто не смог должным образом объяснить - что такое ECD, LOT/FIT и соответственно вас это привело сюда.
Почему мы объединили в одну статью ECD и FIT/LOT? Это было сделано для лучшего и скорейшего понимания данных параметров и процессов.
Для начала давайте опубликуем все необходимое для работы. Единицы измерения давления:
1 атм это =
бар - 1.01325
ат (кгс/см2) - 1.033227
psi - 14.6959
КПа - 101.325
Для расчета статического давления автор будет использовать собственную формулу:
P = TVD/10*MW*0.982
где - P давление в бар; TVD - высота вертикального столба (глубина) в метрах; MW удельный вес в гр/см3 или SG;
К примеру столб 2000 м заполненный жидкостью с плотностью 1.35 гр/см3 будет иметь давление на его основание = 2000/10*1.35*0.982 = 265.1 бар.
Что такое FIT/LOT?
FIT - formation integrity test
LOT - Leak off test
Во время бурения средних и глубоких нефтяных скважин, необходимо постоянно создавать баланс давления который будет удерживать ствол (стенки скважины), а так же удерживать давление в пласте. Все эти функции выполняет буровой раствор за счет статического давления на забой и стенки скважины. Плотность бурового раствора должна быть достаточной что бы удержать давление в пласте и оказывать достаточное давление на стенки скважины. Если плотность будет слишком большой то можно порвать пористую зону и получить непрерывную потерю бурового раствора, если будет недостаточной то можно вызвать выброс давления пласта с его содержимым на поверхность. Удельный вес чаще всего устанавливается геологическим отделом который обладает данными о пластовом давлении и его градиентах. Но истинные величины запаса прочности породы проверяются и подтверждаются тестом FIT.
После обсаживания колонной каждой последующей секции и разбуркой нижней оснастки колонны, проводят тестирование новой породы на так называемую прочность, с помощью давления. Иными словами пытаются порвать породу с помощью давления. На схеме ниже представлены условия провидения FIT теста, а справа расчет сделанный с помощью спец софта (можно свободно скачать по ссылке)
И так мы имеем столб 2000 метров с удельным весом 1.35 гр/см3. На данный момент давление на забое 265.1 бар, но к примеру нам нужно провести FIT на 2 гр/см3. То есть продавить скважину таким давлением, какое бы дал столб из 2000 м и удельным весом раствора 2 гр/см3. Что делать? Менять удельный вес раствора? Нет. Просто додавить сверху насосом недостающее давление. А какое давление нам нужно додавить? Считаем...
Нам уже известно статическое давление столба 2000 м с 1.35 гр/см3 = 265 бар
Теперь давайте найдем давление с 2 гр/см3 = 2000/10*2*0.982 = 392 бар.
Тогда разница которую необходимо до давить насосом 392 - 265 = 127 бар. В этом случае мы выполним условие теста.
Теперь если удастся насосом поднять давление до 127 бар (2 гр/см3), и давление не упадет, значит порода выдержала проверку и тест будет называться FIT. Но если в процессе набора давления, оно не дошло до необходимого значения в 127 бар (2 гр/см3) и порода порвалась, то тест уже не будет носить название FIT, а будет называться LOT (leak of test).
В некоторых случаях инженеры сразу планируют провести LOT, то есть будут давить до тех пор пока не порвут породу. А иногда планируя изначально сделать FIT, но не дотянув до планового давления, уже рвут породу, в результате получают LOT.
Что такое ECD?
ECD - equalient circulating density. Находиться по формуле:
ECD (ppg) = (aP / 0.053 / TVD (feet))+ current mud weight;
где - аР - это потери давления в затрубе (psi)
TVD - вертикальная глубина столба (фут)
current mud weight - удельный вес раствора (ppg)
Единицы измерения плотности
1 ppg (фунты на галлон США) = 0.1198 гр/см3
1гр/см3 = 8.5434 ppg.
Как вы уже знаете удельный вес бурового раствора оказывает определенное давление на стенки скважины. Превышение данного давления может привести к непоправимым последствиям: поглощения, потери бурового раствора, потери циркуляции, прихвату и тд. Для того что бы знать пределе при котором порода рвется, проводят FIT/LOT.
Но во время бурения, удельный вес раствора в затрубе (annulus) немного выше чем в трубе, так как раствор выносит с собой буровой шлам, частички породы, которую разрушает долото. Это, мало заметно увеличивает статическое давление на забой и стенки.
Более того по пути движения в затрубе на поверхность, поток бурового раствора испытывает потери давления, что добавляется к суммарному динамическому давлению на стояке.
В Итоге на пласт действует статическое давление от бурового раствора в затрубе + потери давления в затрубе. Если, глубина скважины, в данный момент времени известна, а так же известны расчетные потери давления согласно геометрии сечения затруба и скорости потока с удельным весом, мы можем узнать и суммарное давление действующее на пласт - ECD, вот только для удобства его принято выражать в единицах плотности.
Почему?
LOT провели на 1.8гр/см3... ECD во время бурения 1.76 гр/см3 Вывод: Опасно, можно порвать пласт. Действия: снижение ECD.
Как перевести суммарное давление на стенку, в ECD (в единицы измерения плотности)
Допустим:
2000 м вертикаль, удельный вес 1.35 гр/см3. Потери давление в затрубе 15 бар.
Статическое давление нам известно 265 бар (при условиях выше)
Тогда ECD будет 265 бар + 15 бар = 280 бар.
Какой удельный вес должен быть при статике 280 бар с высотой столба в 2000 м? (решаю через свою же обратную формулу)
280 бар / 0.098*10 / 2000 = 1.4256 гр/см3.
-----------------------------------------------------------------
примечание по поводу моей формулы статического давления
(если у кого-то появляются вопросы)
основная идея описывающая формулу - 10 м столба воды с плотностью 1 гр/см3 = дают статическое давление в 1 бар.
03.07.2016 23:00
Одной из наиболее проблематичных операций в наклонно направленном бурении (ННБ) является срезка с вертикали, с цементного моста и с роторной управляемой системой (РУС). В данной статье мы разберем часть сценариев и сфокусируемся на наиболее важных моментах и деталях.
Глава I. Срезка с вертикали с ВЗД* (Kick off from vertical with PDM)
* - винтовой забойный двигатель
Срезка с вертикали с ВЗД наиболее классический пример срезки. В данном случае с ВЗД КНБК приобретает некоторые очертания:
Bit + PDM + IBS + PonyNMDC+MWD+NMDC.... все что выше уже к ННБ не относиться.
Наиболее распространенным заблуждением является желание получить гибкую КНБК с целью увеличения шансов срезки. Но зачем?
-При срезки с вертикали - срезка происходит с породы, твердость которой достаточна для набора необходимой пространственной интенсивности.
-При срезки с цементного моста - так как цементные мост имеет крайне меньшую твердость в сравнении с породой и контуром старого ствола, нагрузка на долото не прилагается на начальном этапе срезки. И срезка осуществляется исключительно за счет боковой силы КНБК, в подвешенном состоянии. В таком случае необходимость гибкости КНБК остается под вопросом. А нужна ли гибкость?
Нередко встречаются варианты, когда инженер выбрасывает все жесткие элементы над ВЗД с целью сделать КНБК более гибкой. На мой взгляд это явное заблуждение, а в некоторых случаях даже ошибка. Убирая элементы над ВЗД, такие, как IBS (integral blade stabilizer) КНБК теряет свою боковую силу, которая является производной от угла перекоса ВЗД и относительной геометрической жесткости в стволе скважины. К примеру, если мне не изменяет память, 8 1/2" (216 мм) секция, ВЗД 7" с 1.5 град углом перекоса и IBS 8 1/8" над... имеет сравнительно одинаковую боковую силу чем тоже без IBS и с углом перекоса на ВЗД 1.83 градуса. Но разница в режимах работы существенна: - первый можно вращать, второй нет.
Срезка с малой глубины / Shallow Kick off
В случае срезки с относительно малой глубины, к примеру 30-40-50 метров, основной проблемой в получении пространственной интенсивности (ПИ) является чрезмерная мягкость породы. В данном случае срезка протекает без ощутимой нагрузки на долото (упора) с высокими значениями МСП (от 80-100 м/часи выше), так как порода вымывается потоком бурового раствора с учетом гидромониторного эффекта долотных насадок. Расчетная интенсивность в данном случае никогда не совпадет с полученной в реальности - последняя всегда будет меньше. В данном случае инженер может увеличить длину слайда. К примеру, если заданная плановая ПИ 3 гр/30м, имея ВЗД 9 5/8 (12 1/4") с углом перекоса 1.5 градуса запас ПИ которого на 30 метров равен примерно 6.5 гр, 13-14 метров может оказаться не достаточно. Следует делать 18-19 метров. Или же можно оставить расчетные 13-14 метров и уменьшить поток раствора (Литры в минуту) до необходимого значения - пока не появиться упор (нагрузка на долото). В данном случае есть некоторые опасения касательно очистки скважины. Но какая очистка? Глубина скважины 30-100 метров!!! По окончанию слайда подача раствора выводится на максимум и затрубное пространство освобождается, во время роторного режима. В данном случае следует быть осторожным - избыточное давление в затрубе может прорвать в соседний слот (в случае кустового бурения). Подачу следует увеличивать плавно.
Срезка на большой глубине / Deep Kick off
При глубокой срезке с вертикали проблем с получением необходимой ПИ практический не существует, так как порода на такой глубине относительно твердая. Расчетная интенсивность зачастую бьется с полученной. Основной проблемой при глубокой срезке является реактивный момент ВЗД. Вероятность удержать метку отклонителя ВЗД стремиться к минимуму. В глубоких скважинах зачастую соответствующая секция подразумевает использование бурильных труб малого диаметра 4" или 4 1/2" которые оставляют огромную возможность доворота реактивным моментом ВЗД. Изменить или уменьшить величину этого доворота практически невозможно. Ее следует обнаружить практическим тестом и использовать в дальнейшем. Но постараться создать условия, в которых доворот трубы будет постоянным и статичным по времени является уже задачей для инженера вполне осуществимой.
Подбор долота в данном случае является одним из наиболее значимых - следует выбирать долота менее агрессивные, с большим количеством зубцов и меньшим их размером (9-13-16 мм), так как в случае если порода будет не однородной по твердости скачки метки отклонителя будут иметь диапазон значительно превышающий допустимый ( более 50-90 градусов). Так же следует обратить внимание на нагрузку на долото (ННД) при бурении первых нескольких метров, следить за изменениями дифференциального давления ВЗД. В некоторых случаях величина в 2-3 атм может уводить отклонитель на 30-40 градусов.
Срезка с РУС* / Kick off with RSS
*- роторная управляемая система
Режимы срезки с РУС несколько отличаются от срезки с ВЗД. К примеру РУС системы push the bit (толкач долота) выполняют толчки в противоположной стороне от установленного сектора отклонителя. Если срезка в 0 гр GTF то система будет толкать в 180 гр GTF. В случае срезки с цементного моста или породы в вертикальном положении, преимущественно нет замечаний. Все проходит в штатном режиме с выдержкой скоростей в соответствии с установленной гидравликой. Преимуществом в данном случае может служить использование ограничителя потока (flow restrictor) с целью уменьшение гидромониторного эффекта:
- срезка с вертикали - меньшее размытие породы, больший результат ПИ.
- срезка с цементного моста - меньшее размытие цемента больший результат ПИ.
Но другим важным моментом, который следует учитывать если срезка проходит в наклонном участке скважины, где помещается РУС - желательно выбирать секторы срезки "в стороны" а не "вверх" или "вниз". Почему?
В случае с ВЗД, любая срезка с цементного моста наиболее вероятна быстра в нижние сектора GTF. Гравитация помогает, влияния на режим срезки с ВЗД минимален. А вот в случае с РУС картина несколько иная.
С РУС, в случае установки отклонителя в нижний сектор ( GTF 180 град), толчковые лопатки будут работать в верхнем секторе. Но высока вероятность что удар лопаток, или вернее выражаясь толчок лопаток будет несколько слабее. В наклонной скважине, поток бурового раствора преимущественно идет по верхней части, так как КНБК ложиться на нижнюю часть. И в случае срезки с РУС в мягкой породе, данная верхняя часть будет страдать от размытия значительно интенсивнее чем нижняя. Иными словами на времени ожидания выхода образца соотношения породы / цемента, данная область значительно размывается. И толчковым лопаткам остается сравнительно большее расстояние ежели чем в нижнем секторе. Но опять же установка отклонителя в верхнюю часть для обеспечения лучших условий работы лопаток, не является правильным решением, так как теряется помощь от сил гравитации. Наиболее благоприятный сектор установки отклонителя в таком сценарии это "право" или "лево" с частичным заходом в нижнюю часть. Разумеется в случае с твердой породой и твердым цементом, данным эффектом можно пренебречь.
23.10.2015 23:00
Очень распространенная ситуация в нашей сфере - берется замер и после его верификации наземной системой отсеивается с пометкой "BAD". Ну таковы критерии качества предоставляемых данных, ничего с этим не поделать. Но у большинства инженеров в этот момент в голове проскакивает один и тот же вопрос - а на сколько верен азимут с такой величиной отклонения вектора магнитного поля от положенного? Причем в некоторых случаях когда размеры целей превышают все мыслимые пределы и нет вероятности попадания в соседнюю скважину, даже с "красными" замерами бурение продолжается. Риск, как говориться в таких случаях, минимален. А вопрос остается висеть в воздухе. Сегодня мы рассмотрим варианты магнитных помех и интерференций и их значения в погрешности показаний азимута.
Раздел I. Сырые данные и погрешности расчетов
Для начала давайте вспомним какие оси за что отвечают: Три акселерометра gx, gy, gz и три магнитометра hx, hy,
hz.
В обновленной версии теории, магнитометры маркируются буквой "b" вместо "h".
Как нам известно валидатором служит значение суммарного вектора магнитного поля которое составляет BFH = √ hx^2 + hy^2 + hz^2 из всех значений магнитометров. Но следует помнить что значение азимута вычисляются не только из HFH, а еще из гравитационного вектора GFH который имеет примерно туже формулу, а потому мы не может обойти расчеты гравитационного вектора, зенитного угла и необходимых для него компонентов. Давайте с них и начнем. Для чего нам потребуются реальные значения всех осей, из реального случая-траектории.
Для первого случая в списке GFH составит:
GFH = √ 995.92^2 + 62.96^2 + (-19.19^2) = 998.09 mgn
Магнитный вектор составит:
BFH = √ 15696^2 + 14544^2 + 39264^2 = 44716.37 nT (наноТесла)
Зенитный угол:
Tg = √ gy^2 + gz^2 = √ 62.96^2 + (-19.19^2) = 65.82
Inc = tan^-1(Tg/gx) = tan^-1(65.82/995.92) = 3.78 град
Магнитный азимут:
Для начала найдем все необходимые компоненты,
гравитационные: Gx = gx/GFH, Gy = gy/GFH, Gz = gz/GFH
Gx = 995.92/998.09 = 0.998;
Gy = 62.96/998.09 = 0.063;
Gz = -19.19/998.09 = -0.019;
магнитные: Bx = bx/BFH, By = by/BFH, Bz = bz/BFH
Bx = 15696/44716.37 = 0.351;
By = 14544/44716.37 = 0.325;
Bz = 39264/44716.37 = 0.811;
Вертикальный компонент
V = (Gx*Bx)+(Gy*By)+(Gz*Bz) = 0.354....
Азимутальные проекции А1 и А2:
А1 = Bx - (V*Gx) = -0.0021...
A2 = (Gy*Bz)-(Gz*By) = 0.061....
Находим магнитный азимут
MA = tan^-1(A2/A1) = tan^-1(0.061/-0.021) = -88.122
Далее если, А1 < 0, то прибавляем к MA 180 град,
если, МА < 0, то прибавляем к MA 360 градусов.
Если А1 и MA > 0, то коррекция не требуется.
В данном случае
A1<0, Тогда магнитный азимут будет = МА+180 град = 91.878 град.
Суммарная поправка с магнитного, на истинный и картографический север для данного региона = - 1.0659 град. Тогда Картографический азимут будет = 91.878 + (-1.0659) = 90.81 град.
Следует отметить что при расчетах на калькуляторе, полученный результат часто округляется, а так как количество математических операций сравнительно велико, велика и погрешность на найденный азимут. В данном случае разница ручных расчетов и системы составила: Ручной 90.81, Система 90.93 = 0.12 градуса.
Глава II. Помехи на магнитометры и магнитная интерференция.
Как нам известно из практики, на показания магнитных сенсоров - магнитометров, могут влиять, посредством магнитных помех различные технические факторы и природные явления. Это составные компоненты КНБК, их материал, а так же состояние магнитосферы Земли и паразитное намагничивание немагнитного материала компонентов КНБК. Акселерометры же, не поддаются влиянию столь слабых магнитных помех как поля от стальных материалов. Но так как в основе их работы лежит изменение индуктивности катушки в которой помещен металлический отклонитель, но сильное магнитное поле способно навести помехи и в них.
Так же в наших рядах бытует распространенное мнение что направление (азимут) и зенитный угол скважины тоже увеличивают магнитные помехи действующие на магнитные сенсоры. И если первые, перечисленные факторы действительно оказывают влияние на результат посредством возмущения магнитного поля близ прибора, то столь популярное мнение о магнитном воздействии на прибор в случае определенно выбранного азимута и зенитного угла, является неверным.
Бурение на запад-восток.
Дело в том что погрешность замеров действительно растет в случае бурения на Восток и Запад и больше при больших углах, но именно погрешность, а не магнитные помехи, которые тут не задействованы. Во всем виновата физика прибора - его возможности, которые ограничены, как и у любого другого прибора изобретенного человеком или даже самой природой. В данном случае при бурении на Восток, к примеру, прибор теряет количество сенсоров которые в данной позиции считаются наиболее чувствительными, и они переходят в менее чувствительные. Можно так же справедливо подметить что бурение на Север/Юг будет более точнее в замерах азимута ежели говорить о погрешности при бурении на Восток/Запад. И никакой теории о магнитных помехах связанных с направлением или зенитным углом - нет. Все это лишь ограниченные возможности прибора телеметрии, которые способствуют развитию грубой погрешности при направлении скважины на указанные выше части света.
Как известно в из теории, существует несколько видов погрешностей. Не будем их перечислять, отметим только то, что любой прибор выдает замеры с точностью которая зависит от влияния этих погрешностей - и прибор телеметрии не исключение. Повторюсь речь не идет о магнитных помехах.
Мы уже говорили ранее сенсоры модуля измерения зенитного угла и азимута содержат 6 осей, по 3 для магнитометра и 3 акселерометра. Оси этих сенсоров, расположены относительно друг друга под прямыми углами - ортогонально. С центральной осью x (иск) всегда вдоль оси прибора (трубы), оси z и y примыкают к оси x под углом 90 град. Данные оси указывают направление по котором проводит измерение каждый отдельный акселерометр или магнитометр.
Максимальные значения читает та ось, которая параллельна измеряемому вектору. Минимальные значения читает та ось, которая перпендикулярна измеряемому вектору.
К примеру вектор силы гравитации направлен к центру земли. В случае с вертикальной скважиной, ось x будет читать максимальные значения, так как параллельна этому вектору, а оси z и y будут читать минимальные значения, близкие к нулю, так как они перпендикулярны. (Оси z и y в данном случае более чувствительны и могут мерить точнее).
В случае с горизонтальной скважиной, ось x будет читать минимальные значения а две другие будут читать в зависимости от положение поворота прибора в пространстве вокруг оси x: максимальные-положительные; минимальные; максимальные отрицательные; ( В данном случае ось x наиболее чувствительна и точна чем две другие оси).
В зависимости от положения в пространстве все три оси (сенсора) будут отличаться по точности выдаваемых значений. Наиболее чувствительными или точными будут считаться оси читающие самые минимальные значения. В данном случае речь идет о мультипликативной погрешности.
Мультипликативная погрешность - это разновидность погрешности, которая имеет линейную зависимости роста в зависимости от роста измеряемой величины для каждого отдельного замера, каждым отдельным сенсором. Именно этой погрешности подвержены и наши магнитометры и акселерометры. И именно поэтому наиболее точной осью является та которая измеряет на данный момент меньшие значения величины.
На рисунке рядом слева приведен график изменения величины погрешности в зависимости от измеряемой величины. Из него видно что погрешность растет с ростом измеряемой величины.
Является распространенным явлением для большинства измерительной аппаратуры.
То есть при двух идеальных вариантах: Север-Юг или Восток-Запад, в первом мы имеем из 3 сенсоров - 2 чувствительных, 1 с погрешностью; во втором - 1 чувствительный, 2 с погрешностью. И это только по магнитометрам. В совокупности с учетом зенитного угла их количество будет либо уменьшаться либо увеличиваться тоже с учетом описанного выше. При бурение в каком направлении прибор будет измерять более точнее? Разумеется в направлении Север-Юг, так как из 3 имеет 2 более точных сенсора (оси). Как видите никакой магнитной составляющей мы еще даже не коснулись, а уже имеем погрешность только на устройстве прибора и его возможности измерения.
Магнитные помехи и их значения в отклонении значений азимута.
Для ознакомления с последней главой III, где мы будем разбирать результаты расчетов вероятной погрешности в измерении азимута от магнитных помех, следует немного рассмотреть теорию которая описывает воздействие этих самых помех на магнитометры.
Для определенной позиции точки (буровой установки) на планете всегда будут разные значения силы вектора магнитного поля, как и его отклонения от картографического и географического севера соответственно (К примеру, одной из сложно прогнозируемых причин наведения помех на систему телеметрии может быть солнечная активность, которая оказывает воздействия на магнитосферу планеты Земля. Но только при расположения ближе к полюсам планеты, но никак не на экваторе).
Перед началом выполнения плановой работы в систему заносятся координаты, которая определяет состояние магнитного вектора и его величину в данном месте планеты, исходя из прогноза (карты) BGGM и использует ее как точку отсчета в системе подтверждения достоверности азимута в сравнении с величиной получаемого магнитного вектора системой телеметрии. Его (BFH) значения могут быть разными в зависимости от того насколько рабочая точка находится ближе к полюсу планеты. К примеру 16 град. с.ш = 44 000 nT, 47 град. с.ш = 57 000 nT и так далее. Как мы знаем магнитный вектор BFH (смотреть расчеты выше), находится благодаря значениям каждого отдельного магнитометра. И даже при повороте прибора в пространстве (повороты по азимуту, увеличения уменьшения по зенитному углу) получаемые изменения каждого отдельного магнитометра в сумме будут давать примерно те же значения вектора - но только в том случае если нет магнитного воздействия извне, помимо магнитного вектора планеты, на все или отдельный сенсор магнитометрии.
Наличие стальных компонентов на дистанции от 0 до 15 метров от модуля инклинометрии оказывают существенные воздействия на читаемые результаты магнитометров. От 15 до 30 метров значительно меньшие, как показывает практика. Для этого используется метод изоляции системы телеметрии и включенного в нее модуля инклинометрии посредством установки в КНБК, специальных УБТ из немагнитного материала, над и под системой телеметрии. Таким образом отодвигая стальные компоненты от модуля на определенную дистанцию в зависимости от необходимой длинны. С этого момента магнитные помехи делят на внутренние и внешние.
Внутренние - помехи от компоновки, которые подлежать устранению при желании и наличии необходимых компонентов КНБК. Внешние - солнечная активность, наличие пиритов в геологическом разрезе, наличие обсадных колон с близ прилегающих соседних скважин и так далее.
Как внешние так и внутренние магнитные помехи могут менять направление и величину магнитного поля вблизи проводящей измерение системы телеметрии. Таким образом сенсоры (магнитометры) получают искаженные данные направления вектора магнитного поля земли в отдельности на каждом сенсоре и соответственно суммарно в BFH выдают большие или меньшие значения чем спрогнозированный и рассчитанный по BGGM и координатам позиции на планете. За имением определенных допусков +/- и при пересечение которых по значению полученного вектора BFH, замер угла высвечивается в системе красным цветом и помечается как "BAD SURVEY" - то есть замер с неверным азимутом или азимутом с погрешностью.
Следует добавить что одним из немало важных факторов при учете магнитных помех является наличие винтового забойного двигателя (ВЗД) в самой КНБК. К примеру 9-ти метровый ВЗД будет оказывать на измерения значительно больше помех чем обычный даже сопоставимый по весу (массе) УБТ, аналогичной длины. В программе прогнозирования помех это учитывается но мало кто это понимает и представляет. ВЗД в отличии от УБТ тоже выполнен из стали но имеет в своей конструкции прослойку из резинового эластомера внутренней поверхности статора, а так же движущиеся (вращающиеся) части - ротор. Благодаря чему способен накапливать разность потенциалов между слоями и вызывать более сильные помехи чем простой кусок железной трубы.
Глава III Величина отклонения вектора BFH и числовое влияние данного эффекта на значения азимута.
И так, когда мы разобрались с вопросом, что такое магнитные помехи и каким образом они способны влиять на измерение выполняемые магнитометрами, давайте приступим к расчетам на выявление теоретически возможного отклонения значений азимута в зависимости от величины помех (magnetic interference).
Мы будем брать реальные значения с сенсоров в случае точного замера и подверженного магнитным помехам, для сравнения его влияния на конечные данные азимута. Все расчеты будут производиться согласно формулам выше, в программе Excel для удобства, а конечные результаты будут предоставлены в виде ее скринов.
Вариант №1
Для образца мы взяли замер с сырыми значениями шести сенсоров который в списке идет под номером №2.
Нам известно, что вектор BFH с которым идет сравнение полученных замеров (образец в правом верхнем углу схемы) равен 43605.9 nT. Это расчетное значение которые мы и система принимает как истинное - эталон. Полученный же на замере, составил 44025.59 nT, или на 419.69 nT больше чем эталонный (Это видно в клетке δ BFH справа на схеме). Так как все последующие замеры не могут иметь идеально одинаковый вектор с эталонным, приходится устанавливать определенные пределы из разницы. В нашей сфере предел этот установлен в 300 nT. Как видно из расчетов полученный замер имел значительно больший вектор чем эталонный, больший чем 300 nT, именно поэтому система распознала замер как плохой или замер с недопустимой погрешностью.
Каким количественным образом данная магнитная помеха отразилась на расчетах азимута?
Нам известно что азимут в данном случае составил 13.87 градусов, а предыдущий замер в данной точке показал 12.08 градусов. То есть разница составила 13.87-12.08 = 1.79 градусов. Давайте соотнесем разницу в азимуте к разнице в векторе BFH = 419.69 nT / 1.79 градусов = 234.46 nT/на 1 градус. И продолжим проверку данной логики далее.
Вариант №2
В данном случае разница в векторе составила 11166.46 nT а разница в азимуте замера с помехой и без 261.29 градусов - 12.08 = 249.21 градусов. Проверяем 11166.46 / 249.21 = 44.80 nT/ 1 градус. Как видно зависимость отсутствует.
И причина тому проста - магнитные помехи на один только сенсор или на группу из трех сенсоров. К примеру для Варианта №2 был рассмотрен замер внутри обсадной колонны (стальной трубы), отсюда и такая огромная разница векторе 11166.46 nT.
Известно лишь то, что с возрастанием δ BFH уменьшается соотношение nT/град. То есть чем больше разница в векторе, тем меньше значения nT нужно что бы отклонить показания азимута в градусах. Давайте попробуем изобразить даже столь субъективную пропорцию по двум точкам, в виде графика и найти аналогию с ней на другом замере по соотношению nT/градус третьей точки и других последующих точек, с целью проверки данной закономерности.
Данный график выше интерполирует пропорциональность зависимости магнитной интерференции от полученных значений азимута. Весьма субъективная прямая, построенная по двум точкам но тем не менее мы попробуем проверить ее относительную достоверность. С помощью других замеров и наверно лучше будет это сделать с замерами с других совершенно скважин. И так следующий пример результаты которого мы будем откладывать на уже полученном графике и наблюдать их соответствие.
Прежде чем мы преступим небольшое допущение которое мы применим к данному случаю - это знак модуля. Так как пока есть предположение что отрицательная интерференция поворачивает значение азимута против часовой стрелки, положительная по часовой. Но пока мы рассмотрим лишь числовое изменение и зависимость, на варианте № 3.
Вариант №3
Rinat (Thursday, 06 July 2017 02:58)
Случайно наткнулся на ваш сайт при поиске информации об азимутальных углах.
Погрешности инклинометров, DSI, East/West Drilling, временные вариации магнитного поля Земли (Space Weather), про всё это толково написано, но почему в статье нет ни слова о влиянии локальных
магнитных коровых аномалий? Можно было упомянуть и про методы учёта подобных влияний - IFR, IIFR, математические методы учёта ошибок, помех и погрешностей. А то получается, что проблема обозначена, а
путей решения нет и непонятно что с этим делать.
Работаю в сфере замеров, но мне было трудно в некоторых местах читать и понимать, о чём повествует автор статьи из-за большого количества узко-специальных терминов и выражений принятых в компании.
Поэтому, нужно было либо в начале статьи делать оговорку, что она предназначена для инженеров Шлюмберже, либо всё таки использовать общепринятую терминологию.
Кроме того, по тексту встретились опечатки, орфографические, пунктуационные и речевые ошибки. Не критично, конечно, но общее впечатление от ошибок портится. У самого есть ошибки, поэтому пишу важные
тексты в ворде с включенной проверкой орфографии.
P.S. Компания Шлюмберже известна своими хорошими школами по специальности, так неужели есть необходимость в подобных инструкциях в дополнении к уже имеющимся мануалам и руководствам?
GM (Saturday, 22 July 2017 05:06)
Дорогой Ринат,
Данный сайт не является официальным от какой либо компании, а является личным сайтом одного инженера из....
Об ошибках в статьях я узнаю только от таких как вы, ни мне ни моим читателям они ни сколько не мешают. Я не заканчивал специальных курсов и с трудом выпустился по предметам русский язык и
литература, для меня эти дисциплины последне степенны.
Проблема существует - и по возможности мы пытаемся ее решать. Если вы полагает что любой рядовой сотрудник компании способен серьезно рассуждать на тему инклинометрии то вы глубоко заблуждаетесь.
Статистика школ показывает что данный предмет валять на экзамене до 30-40 % выпускников. Для большинства людей эта тема темный лес.
Don Dni (Thursday, 11 October 2018 14:27)
Все толково написано, можно, безусловно и глубже капнуть, но этого за глаза для сервиса телеметрии
Octabit (Saturday, 03 November 2018 19:06)
Единицы измерения mgn, что это? И как перевести в gs?
GM (Monday, 05 November 2018 11:38)
Здравствуйте Octabit,
Единицы измерения mgn были использованы при работе в некоторых системах расчета и замеров телеметрии (soft). Значения буквы "n" мне не известны. Первые буквы mg (milliG) 1/1000 от G - сила гравитации
=1. В данном случае данные отдельного сенсора могут варьироваться от "1" до "-1" G или от 1000 до -1000 milliG, в зависимости от расположения сенсора в пространстве. В таблицах расчета они так и
пишутся для каждого отдельного сенсора в например как в таблицах выше: gx 999 gy 123 gz - 315 и так далее...
За 1 (G) очевидно принята средняя величина ускорения свободного падения 9.81, которая меняется в зависимости от местоположения на планете (экватор 9.78 м/с2, полюса 9.832 м/сек2). Соответственно
экватор 9.78 / 9.81 = 0.997 G (997 milliG), для полюса 9.832/9.81 = 1.00224 G (1002.24 milliG).
Полагаю буду прав, если скажу что не стоит ее путать с гравитационной постоянной G = 6,67408(31)·10−11 м3·с−2·кг−1
С Уважением GM.
Ильдар (Monday, 12 October 2020 05:54)
добрый день, пост конечно старый, но очень оказался познавательным, есть ли его продолжение? а то столько лет бок о бок с sucop имеем дело и ни разу еще не читал простого изложения, хотелось бы дочитать до конца, спасибо
GM (Monday, 12 October 2020 23:15)
Ильдар, доброе утро.
Рад что вам статья пришлась полезной. Поскольку это выдержка из моего рабочего журнала по созданию программы расчета погрешностей. Как вы уже поняли по дате этой статьи, создание такой модели мне
пока не поддалось.
С уважением GM.
Ильдар (Tuesday, 13 October 2020 02:16)
спасибо за пояснения, жаль конечно что не дописали, а то мы занимались изготовлением телесистемы в процессе бурения, всю жизнь привязывались по промежуточной геофизике в открытом стволе (особенно при бурении горизонталок на запад-восток) и тут появились иностранцы со своим ПО, который якобы автоматически корректирует азимут и может учитывать наводки от ВЗД и колонны, а у одних может даже показывать точный азимут с лежащим рядом ниодимовым магнитом. И вы как раз в статье начали подводить к этому, вот и стало интересно дочитать до конца.
Макс (Tuesday, 09 March 2021 01:29)
Эх, на самом интересном =)
Жду продолжения повествования.
20.07.2015 09:32
Срезка с основного, уже обсаженного колонной ствола скважины наверно одно из самых неприятных мероприятий для заказчика, так как для данной операции нужно тратить дополнительное время, средства, да и вовсе менять весь план скважины.
Зачастую к такому методу прибегают по разным причинам:
В любом случае приходится пилить окно и выполнять доставку забоя в цель уже другим калибром долота. Тут начинаются регулярные проблемы с поиском гироскопа для установки отклонителя в колонне в нужном направлении. И зачастую сам отклонитель (WPS) у компании заказчика имеется, а вот гироскопщиков приходится ждать порой до трех дней.
Зачастую на объекте в этот момент имеется система телеметрии MWD, которая конечно не может измерять азимут в колонне, так как для точки отсчета она использует магнитный север, вектор которого сложно измерить верно когда по кругу метал (колонна). Разумеется если скважина вертикальная, то и единственно возможный вариант выставить отклонитель в колонне в нужном направлении это использовать гироскоп. Если позиция для посадки отклонителя находится относительно не глубоко скажем до 1000 м и в тот же момент точность установки не требует 5-10 градусов азимута по погрешности, то вполне можно снести метку по трубе. К примеру на 400 метров мне доводилось сносить метку мелом и выполнить срезку до 8 градусов отклонения от планового азимута. Если же плановая позиция установки отклонителя находится на глубине глубже 1000 метров, да еще необходимо выставиться с погрешностью 5-10 градусов, то тут не обойтись без измерительного прибора, гироскопа или системы телеметрии (Gypo, MWD).
Как известно гироскоп использует для точки отсчета географический север, а не магнитный. А его чувствительная часть удерживается на географическом севере благодаря инерционным свойствам гироскопа. Искажения магнитного поля никак не отразятся на его показаниях азимута, что обычно происходит с системами MWD.
Но можно ли обойтись без гироскопа? Который нужно ждать, для которого нужно вызывать каротажную машину с кабелем, дополнительный персонал дополнительные расходы и самое главное потерянное время.
Можно, но только в случае если место посадки гироскопа, имеет пусть даже относительно не большой зенитный угол можно обойтись системой MWD. В вертикальной скважине это исключено.
Система телеметрии имеет два типа компаса гравитационный GTF и магнитный MTF.
Для работы на вертикали используется магнитный, но он блокируется сталью от колонны. А как насчет гравитационного? Ну по факту этот тип работает уже при определенных зенитных углах, достигая приличной точности уже при 6-7 градусах отклонения от вертикали, но показывает он не азимут, а его точка отсчета это гравитационный вектор - вверх, вниз, влево, вправо. На картинке снизу, слева MTF шкала 0-360 град, справа GTF шкала 0-180 и 0- -180 град соотвествено.
Конечно GTF показывает не азимут, но примерно точный азимут можно найти из его показаний пространственных положений. Представим
что нам необходимо установить отклонитель в колонне на азимут 340 для вырезки "окна". Для точки отсчета нам необходимо взять средние показания азимута для этой позиции. К примеру глубина 2500
метров. У нас имеются два замера из этой области:
1) 2480 м ГС, 15 град ЗУ, 201 град АУ. 2) 2510 м ГС, 14.5 град ЗУ, 202 град АУ.
В данном случае средний азимут будет 201.5 град, а зенитный угол позволяет использовать GTF компас. Средний азимут скважины (направление) будет является по показанием GTF "0" (точкой отсчета). Тогда необходимая позиция (340 град) на шкале GTF будет располагаться в следующем секторе:
340- 201.5 = 138.5 град.
На шкале GTF 138 градусов будет располагаться в секторе "НИЗ-ПРАВО".
Таким образом, использование систем MWD для установки отклонителя в скважинах которые имеют зенитный угол больше 6-7 градусов вполне возможно. Остается только сборочная реализация КНБК с отклонителем, для спуска и возможности свободной циркуляции необходимой для MWD для передачи данных по гидравлическому каналу.
С уважением.
GM (Wednesday, 17 June 2020 16:10)
Пляж,
Больше не буду никого критиковать)))
Абсолютно согласен.
Пляж (Wednesday, 17 June 2020 07:25)
Брат Гаврил,
Это касатеся любой отрасли, не только бурения. Люди могут делать хуйню, и при этом приговаривать что я всего эту хуйню так делаю :) Ну так это и прекрасно, потому что, чем больше долбаЁбов в бурении, тем будут цениться профессионалы. Так что тебе выгодно слышать "я 25 лет в бурении" и прочую хуйню ))))
GM (Tuesday, 16 June 2020 15:48)
Дамир,
я описываю то что вижу и чаще я вижу абсолютное непонимание базовых вещей и еще хамство. Кстати вы, не знаю зачем, но прекрасно подтверждаете эту теорию.
Дамир (Tuesday, 16 June 2020 15:31)
Ты еб лан просто,чёрт ты диванный! Наверное с красным дипломом институт закончил,да? И в бурении без году неделю работаешь? Я сам больше 20 лет в бурении работаю от помбура до супера и знать не знаю никаких тригонометрий и формул,кроме р*g*H! И мне они на х* не нужны. Я начинал когда ещё компьютеров не было,и слово мастера был-закон,и помбуры были у нас с полметровыми тесаками на работе ходили,и даже были такие,это уже в 90-ых,которые даже не грамотные,и водку ящикаими пили-и работали,как проклятые! Сейчас таких нету. Счас все грамотные шибко стали-на одного помбура на буровой по 5-6 белых касок! А толку?!
Просто дядя� (Thursday, 14 November 2019 21:03)
Гавр за тобой скоро придут люди из K&M���так как это их основная аная философия - очистка скважины�да и кстати когда ты отработаешь 25 лет на буровой, тогда ты может и поймёшь людей так говорящих�������
Татарин (Wednesday, 09 October 2019)
Боюсь тебя огорчить, но эта статья посвящена тем, кто может и читает с друдом. А ты распинаешься про тригонометрию, и механики прихватов. Ну а насчет "плодиться", так люди этой категории как раз таки и имеют по 5 детей, поэтому то и вынуждены работать 25 лет в бурении )))). Короче, стране нужны герои, а пизда все так же рожает дурков.