Bohrlochdaten

Ein Bohrer interagiert mit der NOV-Bohrschnittstelle. (Quelle: NOV)

Vorgewarnt ist Forearmed, ein Sprichwort, das besonders bei Tiefseebohrungen zutrifft. Offshore-Bohrmaschinen verlassen sich in zunehmendem Maße auf vorhandene und neue Datentechnologien im Bohrloch, um Entscheidungen in Echtzeit treffen zu können und den Betrieb zu sichern.

Komplexe Brunnen und Reservoirs in Kombination mit den hohen Kosten und Risiken des Offshore-Betriebs machen den Zugang zu umfangreichen Bohrlochdaten erforderlich, und Serviceunternehmen beantworten den Anruf.

Eine der neuesten Technologien zur Gewinnung von Informationen im Bohrloch minimiert den Zeitaufwand der Bohranlage für Festleitungsvorgänge, um den Bedienern zu helfen, die Betriebseffizienz zu steigern und gleichzeitig die Kosten für den Bau der Bohrlöcher zu senken.

Ron Balliet, Halliburtons weltweiter Produktchampion für Magnetresonanz, sagte, der Xaminer Magnetic Resonance (XMR) -Dienst sei eine "Revolution in der Formationsauflösung".

Der XMR-Dienst verwendet einen Bohrlochsensor, der für 35.000 psi und 350 Grad Fahrenheit ausgelegt ist, um Kernspinresonanzmessungen (NMR-Messungen) durchzuführen und Formationsdaten bereitzustellen, einschließlich 2D- und 3D-Fluidcharakterisierung, Klassifizierung der Karbonatporengröße, unkonventionelle Analyse und Permeabilität. Nach Angaben des Serviceunternehmens kann XMR mit der Hälfte der Leistung herkömmlicher Sensoren etwa achtmal mehr Daten erfassen und in nahezu jeder Openhole-Umgebung eingesetzt werden.

Einige Reservoirs bestehen aus dünnen Betten, so dass die Bediener eine scharfe vertikale Auflösung wünschen und extrem kleine Porengrößen nicht ungewöhnlich sind. Daher ist eine schnelle Messung erforderlich. Das Verringern der Antennenapertur und das Verkürzen des Abstandes zwischen den Echos sind Designmerkmale, die zur Verbesserung der Auflösung kleiner Porengrößen und zur Verbesserung der vertikalen Auflösung verwendet werden.

Balliet sagte, dass die Magnetresonanz die Reservoirs hervorheben wird, die am besten produziert werden und am kommerziellsten sind, indem nicht nur die Abgrenzung der Reservoirs, sondern auch die Differenzierung von Öl, Gas und Wasser dargestellt wird.

Ein einzelner Sensor eignet sich für alle Anwendungen und Lochgrößen von 5 7/8 Zoll bis 17 1/2 Zoll, sagte Balliet. Er kann dreimal schneller als Halliburtons vorhandene Technologie protokollieren, fügte er hinzu.

XMR erfasst in einem einzigen Durchlauf Reservoir-Informationen und kann sich in einem Well auf- und abmelden. Bediener können auf eine Reise eine große Menge an NMR-Informationen erfassen.

Der XMR-Service von Halliburton kann mit weniger als der Hälfte der Leistung herkömmlicher Sensoren etwa achtmal mehr Daten erfassen und in nahezu jeder Openhole-Protokollierungsumgebung eingesetzt werden. (Quelle: Halliburton)

Die Software, die den Sensor ausführt und steuert, sowie NMR Studio, Halliburtons Analysesoftware für Kernspinresonanzdaten, wurden parallel mit dem Tool entwickelt. Balliet sagte, die Algorithmen seien alle neu.

„Dies ist eine einzigartige Plattform, die zu diesem Sensor passt und für diesen Zweck entwickelt wurde. Die Analysesoftware bietet Qualitätskontrolle und mehrere Arten von NMR-Analysen “, sagte er.

Inversionsprodukte liefern Details zu Ölvolumen, Gasvolumen und Ölviskosität, sagte er. Die Software bereitet die Bühne vor, um alle Daten in verschiedene integrierte Analyseplattformen einzuspeisen, sagte er.

Der Xaminer war über fünf Jahre in der Herstellung und wurde verwendet, um mehrere 9.000 Meter tiefe Bohrungen im Golf von Mexiko zu erfassen. Eine der Herausforderungen, die während der Feldtests enthüllt wurden, bestand darin, den Sensor am besten einzusetzen, um ihn gegen die Bohrlochwand zu halten.

Eine weitere Schwierigkeit bei der Entwicklung des Sensors bestand darin, die Inter-Sensor-Interferenz zu zähmen, sagte Balliet. Die Lösung bestand in Form einer Reihe von Filtern, die verhindern, dass andere Drahtseilensensoren mit diesem einen Einfluss haben, und umgekehrt.

Halliburton hat den Dienst im dritten Quartal 2018 kommerzialisiert.

Das Service-Unternehmen setzte den Sensor in einem Bohrloch in Gulf of Mexico (25.700 psi) und 31.860 ft (31860 ft) Bohrloch bei Temperaturen von 340 Grad Fahrenheit in 2.100 Metern Wasser ein. Ein NMR-Protokoll eines solchen Brunnens mit vorhandener Technologie könnte 24 bis 30 Stunden dauern, sagte Balliet. Aber selbst wenn Sie sich auf dem Weg nach unten und ein Versicherungsprotokoll auf dem Weg nach draußen aufmachten, verkürzt der Xaminer diese Zeit um die Hälfte.

"Der Betreiber ist der Meinung, dass es sich hierbei um die besten NMR-Daten handelt, die er jemals hatte", sagte er.

Halliburton wird den Sensor im ersten Quartal 2019 weltweit einsetzen.

Kontinuierliche Drucküberwachung
Aufgrund der Komplexität von Stauseen und des Bohrlochbaus in Kombination mit den hohen Kosten für Offshore- und behördliche Anforderungen suchen die Betreiber nach Wegen, um die Barriereintegrität der einzelnen Bohrlöcher kontinuierlich zu überwachen.

Das herkömmliche Verfahren bestand darin, die Integrität in bestimmten Intervallen durch Schließen des Bohrlochs zu überprüfen, wodurch die Produktion verschoben wird. Eine Alternative zur periodischen Überwachung ist eine kontinuierliche Methode mit einer lebenslangen Lösung wie der Roxar Wireless PT (WiPT) von Emerson Automation Solutions. WiPT ist ein Online-System, das den Ringdruck überwacht. Es wird von der Oberfläche mit einem induktiven Koppler anstatt mit Batterien gespeist, was die Lebensdauer des Werkzeugs verlängert.

WiPT ist für den Betrieb bis 400 Grad Fahrenheit und 10.000 psi ausgelegt. Terje Baustad, prinzipieller Technologieberater für die Durchflussmessung bei Emerson, sagte, das Unternehmen habe das Produkt von Anfang an für Hochdruck- und Hochtemperaturanwendungen (HPHT) entwickelt.

„Die Route ist teurer und dauert länger. Sie machen es später auf dem Markt so, aber wenn Sie dort sind, haben Sie ein besseres Produkt “, sagte Baustad.

Solche Systeme können dynamische Daten über ein Feld liefern, während sich das Feld weiterentwickelt. Dies stellt eine kontinuierliche Überwachung des Barrierestatus sicher und hilft bei der Planung zukünftiger Platzierungen und Produktionspläne, sagte Baustad.

Bis heute, so Baustad, habe Emerson nur WiPT Offshore Norway betrieben, wo die regulatorischen Anforderungen und die Kunden auf die Maximierung der Produktion von Annulus B fokussiert seien, das Unternehmen aber "mit Kunden aus dem Golf von Mexiko und dem Nahen Osten" in Kontakt stehe.

Das WiPT-System verwendet zwei Werkzeuggelenke von jeweils etwa 2 Metern Länge mit einem Außendurchmesser (Außendurchmesser) von nicht mehr als dem Äquivalent des Standard-Außenrings.

„Wir haben die Anzahl der Komponenten auf ein Minimum reduziert, um so viele der fehlermeldenden Mechanismen wie möglich zu beseitigen“, sagte Baustad.

Der WiPT-Sensor ist mit einem Antennensystem gekoppelt, und die erste Gehäusefuge ist durch Elektronenstrahlschweißen hermetisch abgedichtet.

Die Gehäuseverbindung wird ausgeführt und im Bohrloch platziert, an diesem Punkt werden jedoch keine Sensordaten gesendet. Wenn der Reservoirabschnitt gebohrt ist und die Fertigstellung abgeschlossen ist, wird ein verdrahteter Knoten zusammen mit einem Lesesystem und einer Antenne auf dem Produktionsschlauch platziert. Der Leser befindet sich in der gleichen Tiefe wie die zuvor installierte Gehäuseantenne. Sobald die Antenne des Produktionsschlauches eingeschaltet ist, wird der Sensor an der Außenseite des Gehäuses durch elektromagnetische Induktion eingeschaltet. Von diesem Zeitpunkt an kann WiPT den Druck und die Temperatur an der Außenseite des Gehäuses für die gesamte Lebensdauer des Bohrlochs jede Sekunde ablesen.

Das System ist mit einer Netzwerkkarte in einem Unterwasser-Steuermodul verbunden, das HPHT-Daten mit den Sensoren und der Oberfläche austauscht.

Der Roxar Wireless PT von Emerson Automation Solutions ist ein Online-System, das den Ringdruck überwacht. (Quelle: Emerson)

Die erste wurde Ende 2013 und Anfang 2014 für Equinor - dann Statoil - in 340 Metern Wassertiefe in der norwegischen Nordsee installiert.

Baustad sieht eine neue Verwendung der Sensoren als Mittel zur Überbrückung der oberen und unteren Fertigstellung und der Handhabung der Messgeräte ohne elektrische so genannte "Wet-Connect" -Systeme. Der erste Durchlauf für diese Anwendung wird voraussichtlich 2019 erfolgen und würde es dem Bediener ermöglichen, den Druck und die Temperatur sowohl im oberen als auch im unteren Bereich durch ein Werkzeug und eine Schnittstelle zu überwachen.

Bohren mit eingeschaltetem Licht
Aufgrund des Risikoprofils für Offshore-Bohrungen suchen Bohrer nach mehr und besseren Daten über das Bohrloch, um die Sicherheit zu gewährleisten und das Risiko zu mindern. Schnellere Bohrungen im Offshore-Bereich sind immer willkommen, sagte Stephen Berkman, Direktor der weltweiten Vertriebsunterstützung für Bohrlochtechnologien von NOV. Die Bohrgeschwindigkeit selbst hat jedoch nicht die höchste Priorität.

"Sie wünschen genaue Informationen über den Zustand des Bohrlochs und die Möglichkeit, zu wissen, was los ist, damit sie Schritte unternehmen können, um einen Bohrlochvorfall zu verhindern", sagte Berkman.

"Wired Pipes" - speziell das IntelliServ-Angebot von NOV - kann die Bohroptimierung vorantreiben, indem die Informationen bereitgestellt werden, die Bohrer benötigen, um auf der Grundlage des tatsächlichen Bohrlochs eine gute Entscheidung treffen zu können ", fügte er hinzu.

"Es wird gebohrt, wenn die Lichter eingeschaltet sind", sagte er, etwas, "das für einige Offshore-Betreiber unwiderstehlich ist."

IntelliServ kann Daten mit Geschwindigkeiten von bis zu 57.600 Bit / s direkt an die Oberfläche senden, um detailliert zu beschreiben, was im Bohrloch vor sich geht, sagte er. Die schiere Datenmenge würde den Bohringenieur überwältigen, so dass die Daten in das Steuersystem der Bohranlage einfließen, und proprietäre Software an der Oberfläche stellt die Daten visuell dar, so dass der Bohringenieur sehen kann, was los ist und Echtzeit-Entscheidungen trifft, sagte Berkman.

In Verbindung mit der kabelgebundenen Rohrleitung bieten die Serviceunternehmen Schnittstellen an, mit denen sich ihre MWD- und LWD-Suiten an das Kabelnetzwerk von NOV anschließen lassen, sodass die Daten mit 57.600 Bit / s an die Oberfläche gelangen können, anstatt mit der normalen Geschwindigkeit, die die Schlammimpulstelemetrie von bietet 4 bps bis 12 bps. Bei der Verwendung der Schlammimpulstelemetrie muss der Typ der gesendeten Datenströme abgewechselt werden, so dass ein Strom Richtungsdaten sein kann, gefolgt von Druckdaten und dann Gewichtsdaten, sagte er. "Wired Pipe ist nicht auf die Bandbreite beschränkt", fügte er hinzu, sodass alle Datenströme gleichzeitig fließen können.

Da Bohrer, die IntelliServ verwenden, nicht auf LWD-Details warten müssen, was beim Schlammpuls notwendig ist, können sie schneller bohren, sagte er. Der IntelliServ-Datenstrom, der das Bohrlochgewicht auf Bohrmeißel, Drehmoment und Ringdruck umfassen kann, hilft Bohrern auch, Vibrationen entlang des Bohrstrangs, Druckfenster, allgemeine Bohrlochbedingungen und die Sauberkeit der Bohrlöcher zu sehen.

"Dort haben wir einen großen Nutzen gesehen, was sie in Echtzeit sehen können, um Abhilfemaßnahmen zu ergreifen", sagte Berkman.

IntelliServs erster kommerzieller Job war 2006, und NOV führte 2015 auf der Grundlage zahlreicher Feldversuche eine aktualisierte Version des Systems ein, wobei jede Hauptsystemkomponente verbessert wurde.

"Die zweite Version hat sich als äußerst zuverlässige Telemetrie-Methode erwiesen", sagte Berkman. "Wir sehen im Bereich von 95% bis 98% für die Verfügbarkeit von Offshore-Anlagen."

Sehen und intervenieren
Ein effektiver Eingriff in längere und komplexere Seitenteile bedeutet, an der Oberfläche Zugang zu Bohrlochdaten wie Gewicht am Bohrmeißel, Drehmoment, Bohrlochdruck, Ringdruck und Lage des Futterrohrkragens zu haben, um nur einige zu nennen.

"Die Oberflächenausrüstung sagt Ihnen jedoch nicht, was im Bohrloch vorgeht", sagte Ashton Dorsett, Produktchampion für intelligente Interventionsdienste von xSight bei Baker Hughes, einem GE-Unternehmen.

Um diesen Herausforderungen zu begegnen, hat BHGE die xSight-Plattform eingeführt. xSight sammelt Daten von Bohrlochsensoren und sendet sie an die Oberfläche, um Interventionsspezialisten dabei zu helfen, „die Zeit zu reduzieren, die versucht wird, herauszufinden, was im Bohrloch vor sich geht“, sagte Dorsett.

Wenn in der Vergangenheit eine Bohrlochbaugruppe im Loch verbleibt, würde eine fachkundige Angelhand den Monitor beobachten, um zu sehen, wie schwer das Gewicht ist, aber es war notwendig, den ganzen Weg aus dem Loch zu ziehen, um festzustellen, ob der Fisch tatsächlich war an der Leitung. Manchmal waren mehrere Reisen notwendig.

xSight sammelt Daten von Bohrlochsensoren und sendet sie an die Oberfläche, um Interventionsspezialisten zu helfen. (Quelle: BHGE)

"Mit xSight können Sie ein Gewicht von nur 300 Pfund erkennen, was im Vergleich zu Oberflächengeräten mit einer Auflösung von etwa 1.000 Pfund eine deutlich höhere Auflösung bietet", sagte Dorsett. „Sie wissen genau dann und dort, dass Sie es haben, und Sie können bestätigen, dass Sie es haben. Es nimmt die Vermutungsarbeit heraus. “

Der Service basiert auf einer Vielzahl von Sensoren, einschließlich Magnetometern, Beschleunigungsmessern und Dehnungsmessstreifen im xSight-Tool, um Daten in Echtzeit per Schlammpuls-Telemetrie zu senden, wobei verschiedene Oberflächengeräte die Informationen decodieren, um zu sehen, was im Bohrloch passiert.

Services wie xSight können Bohrlochdaten für die Fernüberwachung und Entscheidungsfindung bereitstellen, sagte er.

Der Service hilft auch beim Fräsen.

„Wenn Sie viele Vibrationen sehen, können Sie Ihre Operationen anpassen. Sie können schneller fräsen “, sagte Dorsett. Die Bediener konnten beim Fräsen "um 50% reduzieren", indem sie auf der Grundlage von Bohrlochdaten vorgenommen wurden.

Während sich der Dienst weiterentwickelt, ist es wahrscheinlich, dass xSight verschiedene Methoden zur Übertragung von Daten wie akustische Telemetrie innerhalb des Strings einbaut - die nicht wie bei manchen Konkurrenten an die Rohrleitung geklemmt wird - und andere Sensoren, um verschiedene interessante Dinge zu messen, sagte er. Er fügte hinzu, ein starker Fokus werde darauf gelegt, die Fähigkeit, Daten aus den Daten zu ziehen, durch maschinelles Lernen und künstliche Intelligenztechniken zu verbessern, fügte er hinzu.