Telemetria do pulso da lama

Este é o método o mais comum da transmissão de dados usado por ferramentas de MWD (medida ao perfurar). Pode ser dividido em três categorias gerais - positivo pulso, negativo pulso, e onda contínua.

A telemetria da onda contínua emite os dados sensory acumulados pela ferramenta da medida do downhole, sabida como MWD (medida ao perfurar) ou LWD (que registra ao perfurar) ferramenta, perto variações de fase no standpipe do equipamento em um específico sinal análogo arranje em seqüência que pode ser convertido a a digital sinalize pelos processadores que podem medir flutuações na pressão do meio. A telemetria positiva do pulso emite os dados sensory perto aumentos da pressão. O pulso negativo é a mesma transmissão de usar-se codificado dos dados diminuições da pressão.

Tudo digital os dados são dados forma combinando e os zero, sabidos como sistema numeral binário formato. Quando MWD (medida ao perfurar)/LWD (que registra ao perfurar) a ferramenta transmite dados, ele está no formulário do sinal análogo isso emite e zero. Combinando as seqüências dos números em uma palavra, (ou no símbolo, ou o valor ou qualquer outra coisa um computador são programados para procurar), retornos input para a variável que específica o sistema esperava naquele tempo. Continuado descodificação dos dados será conseguido quando os valores do retorno binários combinarem o formato de dados variável previsto da entrada.

Quando underbalanced perfurar é usado, telemetria do pulso da lama pode tornar-se unusable. Isto é porque geralmente a fim reduzir a densidade equivalente da lama perfurando um gás compressível é injetado na lama, dràstica reduzindo sua abilidade de transmitir dados pulsados. Neste caso é necessário usar um outro método diferente do que a telemetria da lama, tal como ondas eletromagnéticas aos sensores encontrados na superfície.

Pulso positivo
As ferramentas positivas do pulso operam-se momentaneamente interferindo (restrição) com o fluxo da lama dentro da tubulação de broca. Isto produz um aumento na pressão que pode ser vista na superfície.
Pulso negativo
As ferramentas negativas do pulso operam-se momentaneamente exalando a lama dentro do drillpipe para fora ao annulus. Isto produz uma diminuição na pressão que pode ser vista na superfície.
Onda contínua
As ferramentas da onda contínua operam-se gerando um tipo onda do sinusoid através da lama dentro da tubulação perfurando. A informação é contida na variação de fase desta onda, e não na amplitude.
Qualquer método é usado, estas pulsos ou ondas são gerados pela ferramenta em testes padrões específicos. Viajam acima da tubulação de broca através da lama perfurando (pasta) e são detectados pelos transdutores de pressão de superfície da lama. Estes sinais são descodificados então por computadores na superfície.

Muitos fatores confinam a velocidade da transmissão de dados das ferramentas de MWD, e o mais melhor método da transmissão de dados é ainda o assunto do debate contínuo entre companhias de serviço competindo do oilfield. Para assegurar o sucesso em todos os ambientes perfurando, cada método deve ser muito flexível e robust. Mesmo ainda, alguns métodos são decidedly melhores servidos para determinadas circunstâncias perfurando, quando alguns forem melhores em outros.

As técnicas atuais da telemetria do pulso da lama podem transmitir dados em uma taxa de ao redor um a dez bocados por o segundo (bit/s). As tentativas de melhorar isto são experimentais.[1]


Telemetria eletrônica do pulso (ferramenta do pulso do EM)
Estas ferramentas introduzem um isolador elétrico no drillstring, e geram então uma diferença da tensão entre a peça superior (o cano principal que drillstring), e a parte do fundo (o bocado de broca, e outras ferramentas situadas abaixo da ferramenta de MWD). Na superfície, um fio é unido ao wellhead, que faz o contato com o drillpipe na superfície, e outro é unido a uma haste dirigida na terra alguma distância ausente. A ferramenta gera então diferenças da tensão entre as seções drillstring no teste padrão muito baixo - de ondas da freqüência (2-12Hz). Os dados são modulados nestas ondas com as alterações da fase, similares à telemetria do pulso da lama da onda contínua. As ondas são detectadas então pelos fios na superfície, e descodificadas por computadores.

Este sistema oferece geralmente as taxas de dados equivalentes a ou mais rapidamente do que sistemas da telemetria do pulso da lama. Além, muitas destas ferramentas são também capazes de receber dados da superfície na mesma maneira, quando as ferramentas pulso-baseadas lama confiarem em mudanças nos parâmetros perfurando, tais como a velocidade de rotação do drillstring ou da taxa de fluxo da lama, emitir a informação da superfície às ferramentas do downhole. Fazer mudanças aos parâmetros perfurando a fim emitir a informação às ferramentas interrompe geralmente o processo perfurando, causando tempo perdido.

Comparado à telemetria do pulso da lama, a telemetria eletrônica do pulso é mais eficaz em determinada situação especializada, como underbalanced perfurar ou ao usar o ar como o líquido perfurando. Entretanto, cai geralmente brevemente quando perfurar poços excepcionalmente profundos, e o sinal pode perder a força ràpidamente em algumas formações, tornando-se undetectable somente em alguns mil pés da profundidade. Como com os vários tipos de telemetria do pulso da lama, a escolha a mais apropriada depende das circunstâncias perfurando.

Fonte: http://www.worldlingo.com

Informação direcional

As ferramentas de MWD são geralmente capazes de fazer exame de exames direcionais em real - tempo. Os usos da ferramenta acelerómetros e magnetômetros para medir inclinação e azimuth do wellbore nessa posição, e dos eles transmita então essa informação à superfície. Com uma série dos exames em intervalos apropriados (em qualquer lugar de cada 30ft (IE 10m) a cada 500 ft), a posição do wellbore pode ser calculada.

As ferramentas de MWD são partes extremamente complexas de eletrônica do tech elevado.

Por se, esta informação permite que os operadores provem que seu poço não se cruza nas áreas que não são autorizados perfurar. Entretanto, devido ao custo de sistemas de MWD, não são usados geralmente nos poços pretendidos ser verticais. Instead, os poços são examinados após perfurar com o uso das ferramentas examinando de Multishot abaixadas no drillstring no slickline ou wireline.

O uso preliminar de exames real-time está dentro Perfurar direcional. Para que o perfurador direcional dirija bem para uma zona do alvo, deve saber aonde o poço está indo, e o que os efeitos de seus esforços do steering são.

As ferramentas de MWD também fornecem geralmente medidas do toolface ao dae (dispositivo automático de entrada) nos motores usando-se perfurando direcionais da lama do downhole com os submarinos curvados ou as carcaças curvadas. Para mais informação no uso de medidas do toolface, veja Perfurar direcional.


Informação perfurando dos mecânicos
As ferramentas de MWD podem também fornecer a informação sobre as circunstâncias no bocado de broca. Isto pode incluir:

Velocidade rotatória do drillstring
Lisura dessa rotação
Tipo e severidade de algum downhole da vibração
Temperatura de Downhole
Torque e peso no bocado, medido perto do bocado de broca
Volume de fluxo da lama
O uso desta informação pode permitir que o operador perfure o poço mais eficientemente, e assegurar esse a ferramenta de MWD e todo o outro downhole dirige, como os motores da lama, Sistemas Steerable giratórios, e LWD as ferramentas, não falham. Esta informação pode também dar Geólogos responsável para a informação boa sobre a formação que está sendo perfurada. As tecnologias do Wireline em Houston Texas são o líder de indústria nas peças de recolocação.


Propriedades da formação
Muitas ferramentas de MWD, no seus próprios, ou conjuntamente com separado Registrar ao perfurar as ferramentas, podem fazer exame de medidas de propriedades da formação. Na superfície, estas medidas são montadas em um registro, similar a um obtido perto registrar do wireline.

As ferramentas de LWD podem medir um suite de características geological including- a densidade, a porosidade, o resistivity, o pseudo-compasso de calibre, a inclinação no bocado de broca (ABI), o resonance magnético e a pressão da formação.

A ferramenta de MWD permite que estas medidas sejam feitas exame e avaliadas quando o poço for perfurado. Isto faz possível executar Geosteering, ou Perfurar direcional baseado em propriedades medidas da formação, melhor que simplesmente em perfurar no pré-ajuste o alvo.

A maioria de ferramentas de MWD contêm um interno Raio Gamma sensor para medir natural Raio Gamma valores. Isto é porque estes sensores são compactos, baratos, de confiança, e podem fazer exame de medidas através dos colares de broca unmodified. Outras medidas requerem frequentemente separado Registrar ao perfurar ferramentas, que se comunicam com o downhole das ferramentas de MWD através dos fios internos.

Fonte: http://www.worldlingo.com/

Blowout (perfurar bom)

OILFIELD DO CREEK DO GANSO. Primeiro perfurar offshore para o óleo em Texas ocorreu ao longo do Creek do ganso no condado do sudeste de Harris, vinte e um milhas de sudeste de Houston na baía de Galveston. Em John 1903 I. Gaillard observou bolhas estalando à superfície da água no ponto onde o creek esvazía na baía. Com um fósforo confirmou que as bolhas eram gás natural, uma indicação forte de depósitos de óleo. Matthews real alugou a propriedade de Gaillard e perfurou-a por 2 anos do ½ mas não a pôde trazer continuamente em produzir bem.

Não até um syndicate Houston-baseado, Ganso Creek Produção Companhia, perfurada no pântano da baía era óleo encontrado, junho em 2, 1908, em 1.600 pés. Junho em 13 o syndicate de Houston vendeu para fora a Produtores Óleo Companhia, uma subsidiária da companhia de Texas. Após ter perfurado vinte furos secos em dois anos abandonaram o campo. Os Americano Petróleo Companhia, suportes novos de um aluguer na terra de Gaillard, perfurados finalmente perto da costa. Agosto em 23, 1916, contratante Charles Mitchell trazido em um gusher de 10.000 tambores em 2.017 pés. Inicialmente o poço produziu 8.000 tambores diários, indicar de quantidade que o Creek do ganso era um oilfield grande. A comunidade mudou durante a noite enquanto os homens se apressaram para obter alugueres, perfurar poços, e para construir derricks. As barracas estavam em toda parte, as equipes transportaram o equipamento pesado, e as barcas trouxeram a madeira serrada e a tubulação de Houston. Dentro de dois meses o poço nivelou fora a 300 tambores um o dia, mas por dezembro 1916 que perfura ao longo das costas do Creek do ganso, a baía de Tabbs, e a baía do pato preto tinham levantado a produção para 5.000 tambores diários. O fluxo da média perfurou bem dentro 1917 era 1.181 tambores um o dia. O maior bem do campo era o doce 16 do Simms-Sinclair Companhia, que veio dentro agosto em 4, 1917, gushing 35.000 tambores um o dia de uma profundidade de 3.050 pés. Isto permanecido bem fora do controle por três dias antes do grupo podia fechá-lo. Os preços de óleo de Iqv da guerra de mundo de $1.35 um o tambor incentivaram Humble Óleo e Refining Companhia e Golfo Produção Companhia tentar perfurar offshore. O campo do Creek do ganso alcançou sua produção anual peak de 8.923.635 tambores com perfurar onshore e offshore por 1918.

Em Ross 1917 S. Sterling, qv um founder e presidente do óleo Humble (agora Exxon, EUA), comprou os Do sul Tubulação Linha Companhia para distribuir o óleo do campo ao navio Channel.qv dois de Houston linhas de 7.000 pés dos tanques de armazenamento cruzados tubulação da baía do pato preto de quatro-polegada e um cais no console do porco na canaleta. Desde que o oilfield do Creek do ganso era um produtor a longo prazo em perspectiva, Humble construído sua refinaria principal, que foi terminada abril por 21, 1921, junto ao campo e nomeou a planta e o townsite Baytown. O Dayton-Ganso Creek Estrada de ferro Companhia, construída em 1918, conectou a refinaria ao campo do Creek do ganso.

O campo do Creek do ganso é uma abóbada deep-seated de sal com as camas sobrejacentes arched ligeiramente; sua exploração spurred descoberta para abóbadas deep-seated, e conduzido à descoberta de alguns dos oilfields os maiores nos Estados Unidos. A produção declinou de 1918 até 1943, quando era somente 388.250 tambores; 2.146.450 tambores foram produzidos em 1965. Os operadores principais no campo em 1984 eram Exxon, óleo do golfo, o Monsanto Companhia, Litoral Óleo e Gás Corporaçõ, e óleo de Enderli. A produção total do campo em 1983 era 366.225 tambores. O primeiro poço de Gaillard e o doce 16 de Sims estavam produzindo ainda em 1984. Em 1990 os poços do campo 192 produziram 742.934 tambores. A produção total da vida do campo estêve em 140.644.377 tambores.

Fonte: http://www.worldlingo.com/