Расширение диаметра скважины или устранение препятствующих проходке уступов в стволе скважины, как правило, требует проведения специальных, трудоемких операций по разшириванию, что приводит к увеличению эксплуатационных расходов буровой установки и удлинению общего срока бурения. При оценке Эксцентриковый разверточный инструмент: одновременное однопроходное асимметричное расширение скважины с использованием алмазных пластин (PDC) и подготовка скважины по сравнению со специализированным многопроходным развертыванием, эффективность выполнения работ по развертыванию в процессе бурения не вызывает сомнений. В отличие от традиционных концентрических разверток или специальных многоходовых операций по развертыванию, требующих отдельных выходов из скважины, Эксцентриковый развертка осуществляет одновременное незначительное расширение ствола скважины, тщательную обработку ствола и устранение заторов из бурового шлама в процессе бурения, что позволяет сократить время чистого бурения и повысить безопасность при работе в сложных пластах.

1. Техническая архитектура асимметричного развертывания

В отличие от симметричных разверток, в которых используется центрированная режущая конструкция, эксцентриковая развертка отличается усовершенствованной асимметричной конструкцией, оптимизированной для плавной обработки без вибраций.

• Асимметричная геометрия режущих элементов PDC: Оснащены высокопроизводительными режущими элементами PDC (обычно диаметром 13 мм с несколькими лезвиями), установленными на корпусе с эксцентричным профилем, который динамически взаимодействует со стенкой скважины при вращении колонны.
• Возможность одновременного выполнения нескольких задач: Обеспечивает незначительное расширение ствола скважины, подготовку пласта и устранение скоплений бурового шлама за один проход без дополнительных непроизводительных затрат времени буровой установки.
• Оптимизированные технические характеристики лопастей и корпуса: Изготовлены с размерами корпуса от 165 мм до 203 мм и рассчитаны на максимальный внешний диаметр вращающегося элемента до 343 мм с различными типами резьбы (NC50, DS55, 5-1/2FH, 6-5/8REG).

2. Основные операционные преимущества

• Отказ от специальных проходных операций: Исключает необходимость в отдельных операциях многократного развертывания, что позволяет значительно сократить циклы бурения и снизить суточные ставки на буровую установку.
• Повышенная безопасность при спуске обсадных труб: Одновременно обрабатывает стволовую часть скважины и устраняет препятствия, обеспечивая гладкий и равномерный профиль скважины, что способствует беспрепятственному спуску обсадных труб.
• Универсальная совместимость с различными формациями: Полностью совместим как с вертикальными, так и с направленными скважинами, легко адаптируясь к сложным переходам и реактивным сланцам.

3. Долговечность в скважине и материалы

Изготовленный из поковок из высокопрочной легированной стали с большой длиной корпуса (от 1 400 мм до 1 800 мм) и большим внутренним диаметром канала для жидкости, инструмент обеспечивает высокую конструктивную прочность при значительных крутящих нагрузках.

4. Заключение

Оптимизация качества скважины без потери времени — отличительная черта современного бурового дела. Заменив специальные проходки с разверткой на одновременную однопроходную обработку с помощью эксцентрикового развертка, операторы обеспечивают безупречное состояние скважины, более плавную забивку обсадных труб и максимальную эффективность буровой установки.

Хотя эластомерные износостойкие муфты демонстрируют исключительно высокую эффективность в стандартных температурных режимах, в глубоких скважинах, подверженных воздействию высоких температур и высокого давления (HPHT), а также в агрессивных условиях геотермального бурения, где температура превышает 200 °C, обычные резиновые муфты быстро размягчаются, разрушаются и выходят из строя. При оценке Износостойкое соединение для роторного корпуса из сплава: металлическая матрица с твердосплавным покрытием из карбида вольфрама для работы в условиях крайне высоких температур (>200 °C) и абразивных сред по сравнению с резиновыми соединениями, имеющими ограничения по температуре, становится очевидной необходимость в прочной цельнометаллической защите. В отличие от полимерных или резиновых соединений, ограниченных по температурному диапазону, сверхпрочные Износостойкое соединение роторного корпуса из сплава В конструкции используется корпус из легированной стали премиум-класса, упрочненный с помощью передовой металлической матрицы с твердым покрытием из карбида вольфрама, что обеспечивает исключительную износостойкость, конструктивную прочность и снижение крутящего момента в самых суровых термических и абразивных условиях.

1. Техническая архитектура защиты с полностью металлическим корпусом

В отличие от эластомерных конструкций, у которых существует риск термического разрушения, износостойкое соединение роторного корпуса из сплава основано на прочной конструкции с металлургически скреплённым твёрдым покрытием.

• Матрица с твердосплавным покрытием из карбида вольфрама: Критические контактные поверхности имеют мощное бронированное покрытие, состоящее из частиц карбида вольфрама высокой плотности, встроенных в прочную металлическую матрицу, что обеспечивает исключительную твердость поверхности и износостойкость.
• Изолированное кольцо для снижения крутящего момента: Создает изолированный участок без вращения или с контролируемым трением между вращающейся буровой колонной и внутренней стенкой обсадной колонны, что позволяет снизить вращающий момент при приводе с поверхности более чем на 20%.
• Оптимизированные гидравлические траектории потока: Отличается большим внутренним диаметром водяных каналов и оптимизированными траекториями потока жидкости, что обеспечивает беспрепятственную подачу бурового раствора по всему забойному комплексу.

2. Основные операционные преимущества

• Исключительная термическая стабильность: Сохраняет полную структурную целостность и твердость при температурах в скважине, превышающих 200 °C, при которых стандартные резиновые и полимерные соединения выходят из строя.
• Защита от сильных истирающих воздействий и защита корпуса: Эффективно предотвращает прямой контакт «металл по металлу» между соединительными муфтами буровой трубы и промежуточной обсадной колонной, исключая образование канав на обсадной колонне и истончение её стенок в условиях высокой песчаности.
• Улучшенная передача сигнала «Weight-on-Bit»: Снижает силы трения и сопротивление при прохождении по буровой колонне, что способствует более плавному изменению нагрузки на буровой инструмент (WOB) и передаче крутящего момента, повышая общую эффективность бурения.

3. Долговечность в скважине и материалы

Эти соединения, изготовленные из высококачественных легированных сталей с высокой предельной прочностью и укреплённые многослойным покрытием из карбида вольфрама, рассчитаны на интенсивные ударные нагрузки, высокоскоростное вращение и воздействие агрессивных коррозионных жидкостей.

4. Заключение

Высокотемпературные и абразивные условия бурения требуют использования безупречного скважинного оборудования. Заменив эластомеры с ограниченной температурной стойкостью на армированное карбидом вольфрама износостойкое соединение Alloy Rotary Casing, операторы обеспечивают абсолютную защиту обсадной колонны и надежное снижение крутящего момента в скважинах с экстремальными условиями высокого давления и высокой температуры (HPHT).

В ходе буровых работ на скважинах с удлиненным проходом и сложными отводами высокоскоростное вращение соединений стальных буровых труб о промежуточные колонны обсадных труб вызывает сильный механический износ, что приводит к дорогостоящему образованию канав на обсадных трубах, истончению их стенок и потенциальному нарушению целостности ствола скважины. При оценке Износостойкое резиновое соединение для роторного корпуса: неметаллическая износостойкая втулка из HNBR (коэффициент трения <0,1) в сравнении с рифлением корпуса из голого металла, механические преимущества изолированной неметаллической защиты просто огромны. В отличие от соединений буровой колонны из «голого металла», которые непосредственно истирают и шлифуют стенки обсадной колонны, Резиновое износостойкое соединение для роторного корпуса использует высокоэффективную неметаллическую эластомерную наружную втулку для изоляции контактов, что позволяет снизить коэффициент трения до значения ниже 0,1 и одновременно обеспечить превосходную смазку и охлаждение.

1. Техническая архитектура защиты обсадных труб с низким коэффициентом трения

В отличие от жестких металлических централизаторов или незащищенных корпусов буровых труб, это износостойкое соединение имеет конструкцию с вращающейся изолирующей системой, предназначенную для поглощения трения и предотвращения задира металла о металл.

• Неметаллическая износостойкая втулка: Внешняя втулка, изготовленная из специальных высокоэффективных эластомеров (таких как HNBR), обеспечивает относительное трение скольжения по отношению к оправке, благодаря чему износ при вращении поглощается именно сменной втулкой, а не корпусом.
• Сверхнизкий коэффициент трения: Обеспечивает коэффициент трения менее 0,1, что позволяет значительно снизить пусковой момент на поверхности и уменьшить общее сопротивление колонны при проведении работ в скважине.
• Кольцевые смазочные каналы: Оснащен стратегически спроектированными каналами охлаждения и смазки, распределенными по всей окружности, для подачи бурового раствора непосредственно к местам трения.

2. Основные операционные преимущества

• Предотвращение образования канав на корпусе: Полностью предотвращает прямой контакт металла между соединениями буровой трубы и внутренней поверхностью обсадной колонны, что исключает локальный износ стенки и преждевременный выход колонны из строя.
• Значительное снижение крутящего момента и сопротивления: Снижает поверхностный вращающий момент более чем на 20% и уменьшает сопротивление трению, что способствует более эффективной передаче нагрузки на долото (WOB).
• Начальная нагрузка на нижнюю часть буровой установки: Снижает начальную нагрузку при вращении на верхние приводы и поворотные столы, продлевая срок службы наземного оборудования.

3. Долговечность в скважине и технические характеристики

Производятся в различных конфигурациях (например, с размерами от 3-1/2 дюйма до 5-1/2 дюйма, подходящими для обсадных труб диаметром от 7 дюймов до 13-3/8 дюймов), эти соединения обеспечивают срок службы до 2 500–3 000 часов в суровых условиях скважины.

4. Заключение

Защита промежуточных колонн обсадных труб от износа, вызванного высокоскоростным вращением, имеет решающее значение для обеспечения долгосрочной целостности глубоких и сложных скважин. Заменив абразивный контакт «металл по металлу» на износостойкое резиновое вращающееся соединение для обсадных труб с низким коэффициентом трения, операторы защищают свои обсадные трубы, снижают крутящий момент и обеспечивают бесперебойное ведение буровых работ.

В ходе буровых работ при разъединении колонн для добавления отдельной буровой трубы остатки бурового раствора, находящиеся в верхней колонне, как правило, неконтролируемо стекают на пол буровой установки, создавая опасные условия труда из-за скользкой поверхности и приводя к потере дорогостоящих буровых растворов. При оценке Клапан защиты от брызг грязи: автоматическое уплотнение с поршнем и встроенной пружиной против грязного традиционного слива через открытую трубу, и нельзя не признать, что в области безопасности на буровых площадках и охраны окружающей среды произошел значительный скачок. В отличие от традиционных методов слива по открытым трубам, которые предполагают ручную локализацию утечки или сопровождаются сильным разбрызгиванием жидкости, сверхпрочная Клапан защиты от брызг грязи использует интеллектуальный механизм с пружиной, утопленной в поршне, для автоматической герметизации буровой колонны в момент отключения буровых насосов.

1. Техническая архитектура системы автоматической герметизации бурового раствора

В отличие от стандартных ручных клапанов или простых обратных клапанов, клапан защиты от разбрызгивания бурового раствора разработан для обеспечения бесперебойного потока жидкости во время перекачки и мгновенного герметичного закрытия при подключении.

• Оптимизированная геометрия потока: Отличается большой внутренней площадью прохождения потока и обтекаемой конструкцией, которая сводит к минимуму сопротивление потоку и перепад давления при активной циркуляции.
• Сердечник клапана с утопленным поршнем: При запуске буровых насосов давление жидкости преодолевает предварительное натяжение пружин, подталкивая коническую уплотнительную поверхность вверх в защищенное кольцевое углубление, где она защищена от высокоскоростного эрозионного износа.
• Автоматическое срабатывание пружины: При остановке насосов гидравлическое давление мгновенно падает, в результате чего высокопрочная внутренняя пружина прижимает конический сердечник к высокопрочному седлу клапана, удерживая буровой раствор внутри колонны.

2. Основные операционные преимущества

• Повышение безопасности на буровой площадке: Полностью исключает разбрызгивание грязи и разливы при отсоединении однотрубных соединений, обеспечивая чистоту на буровой площадке и снижая риск поскользнуться для членов экипажа.
• Значительная экономия жидкости: Предотвращает ненужный отток и потерю дорогостоящего бурового раствора из верхней части буровой колонны.
• Проверенная на практике экономия времени: Эффективность данного решения подтверждена в ходе обширных полевых испытаний (в частности, в ходе работ с Северо-Китайским нефтяным бюро компании Sinopec), что позволяет существенно сократить непроизводительное время при проведении работ по глубокому бурению.

3. Долговечность в скважине и материалы

Седло клапана изготовлено методом ковки из сплавов, обладающих высокой прочностью, высокой вязкостью и высокой твердостью, что обеспечивает исключительную стойкость к механическому износу, термическим ударам и химической коррозии в суровых условиях эксплуатации на нефтяных платформах.

4. Заключение

Поддержание чистоты, безопасности и эффективности работы на буровой площадке имеет решающее значение для успеха современного бурения. Заменив неудобный слив из открытых труб на автоматический клапан защиты от разбрызгивания бурового раствора, операторы обеспечивают безопасность персонала, экономят ценный буровой раствор и оптимизируют рабочие процессы на буровой площадке.

Управление траекторией бурения в сложных наклонно-горизонтальных скважинах с использованием традиционных забойных агрегатов (BHA) часто требует частого сдвига секций бурового стана, что увеличивает реактивную массу, снижает скорость проходки (ROP) и затрудняет управление направлением бурения. При оценке Стабилизатор с переменным диаметром и дистанционным управлением: регулировка диаметра в режиме реального времени с помощью гидравлического насоса (от 1/12″ до 3/4″) по сравнению со стабилизаторами со статическими фиксированными лопастями, технологический переход от статической геометрии к динамическому контролю за скважиной становится настоящим прорывом. В отличие от традиционных стабилизаторов с фиксированными лопастями, которые поддерживают постоянный внешний диаметр на протяжении всего прохождения, Стабилизатор с регулируемым диаметром и дистанционным управлением непосредственно реагирует на команды оператора буровой установки посредством последовательностей запуска и остановки насоса, регулируя диаметр внешней опоры в режиме реального времени для оптимизации характеристик подъема, удержания и опускания при вращении.

1. Техническая архитектура системы управления гидравлическими датчиками

В отличие от инструментов с фиксированными лопастями или сложных электронных проводных систем, этот стабилизатор с переменным диаметром основан на надёжной механико-гидравлической конструкции, основанной на перепаде давления.

• Конфигурация с цельной спиральной лопастью: Оснащен тремя прочными спиральными лопастями, на которых установлено в общей сложности пятнадцать опорных поршней (по пять на каждую лопасть), динамически выдвигающихся и втягивающихся.
• Привод с перепадом давления: Поршни выдвигаются наружу под действием перепада давления между внутренним каналом и затрубным пространством скважины (для чего требуется рабочий перепад давления не менее 3,1 МПа) и втягиваются под действием силы внутренней пружины при остановке насосов.
• Два различных рабочих состояния: Поддерживает два активных режима работы с включенным насосом — выдвижение до рабочего малого диаметра или до рабочего большого диаметра — что обеспечивает диапазон регулировки диаметра от 1/12 дюйма до 3/4 дюйма в зависимости от технических характеристик инструмента.

2. Основные операционные преимущества

• Устранение участков с чрезмерным скольжением: Позволяет стандартным буровым узелам (BHA) создавать, поддерживать или уменьшать угол наклона при непрерывном вращении, что позволяет значительно сократить длительность бурения в условиях скольжения.
• Улучшенная система ROP и перераспределение веса: Снижает трение, сводит к минимуму потери на реактивный крутящий момент и повышает механическую скорость бурения, что позволяет достичь заданных показателей ускорения.
• Интегрированное управление буровой площадкой: Позволяет быстро и легко регулировать механические свойства скважины путём простого запуска и остановки буровых насосов с помощью наземных мониторов.

3. Долговечность в скважине и технические характеристики

Разработаны для использования с различными моделями (например, от RAGS-163 до RAGS-308) и подходят для скважин диаметром от 6-1/2 дюйма до 12-1/4 дюйма, стабилизатор изготовлен методом ковки из высокопрочной легированной стали, что позволяет ему выдерживать значительные крутильные и осевые нагрузки в агрессивных условиях бурения.

4. Заключение

Динамическое управление траекторией бурения имеет решающее значение для обеспечения максимальной производительности при бурении современных скважин с увеличенной глубиной. Заменив жесткие инструменты с фиксированными лопастями на гидравлический дистанционно управляемый стабилизатор с переменным диаметром, операторы добиваются точного контроля калибра, снижения трения и более высокой скорости проходки.

Точное измерение траектории ствола скважины имеет решающее значение для проверки направления бурения и обеспечения прохождения ствола по запланированной траектории. Электронный одно- или многоточечный инклинометр предназначен для измерения угла наклона ствола скважины в заданной точке измерения или по нескольким точкам, в зависимости от конфигурации прибора.

По сравнению с традиционными механическими методами измерения электронные инклинометрические системы используют электронные датчики и технологии обработки данных для сбора и отображения результатов измерений угла наклона. Они предоставляют буровому персоналу полезные данные измерений, необходимые для проверки траектории скважины и оценки точности бурения.

Функциональные преимущества

Точное измерение угла наклона. Измеряет угол наклона скважины, что помогает определить отклонение скважины от вертикали.

Варианты одноточечной и многоточечной съемки. В зависимости от модели поддерживаются как одноточечные измерения на заданной глубине, так и многоточечные измерения на нескольких измерительных станциях.

Электронный сбор данных. Использует электронные датчики и средства обработки сигналов для сбора данных измерений, что облегчает регистрацию и интерпретацию результатов съемки.

Проверка траектории скважины. Предоставляет данные съемки для проверки направления бурения и сравнения измеренного угла наклона с запланированной траекторией скважины.

Компактная скважинная конструкция, разработанная для соответствующих задач зондирования скважин, где важны надежность измерений и удобство эксплуатации в полевых условиях.

Основные приложения

Нефтегазовое бурение. Используется для измерения угла наклона скважины во время буровых и геодезических работ.

Проверка траектории скважины Позволяет убедиться, что пробуренная скважина соответствует запланированной траектории.

Одноточечная съемка позволяет измерить наклон на заданной глубине для подтверждения локальной ориентации ствола скважины.

Многоточечная съемка скважины — сбор измерений на нескольких измерительных станциях для анализа траектории на участке скважины.

Контроль качества бурения обеспечивает данные съемки для оценки точности бурения и обоснования оперативных решений.

Одноточечные и многоточечные уклономеры

Основное различие между этими двумя конфигурациями заключается в количестве и расположении измерительных станций.

Выбор подходящей конфигурации зависит от целей съемки, условий в скважине, требований к измерениям и эксплуатационных характеристик прибора.

Инклинометр в первую очередь измеряет угол наклона; дополнительные параметры ориентации, такие как азимут, зависят от конфигурации датчика и наличия в его составе соответствующих компонентов для определения направления.

Компания Petrogears поставляет скважинные измерительные приборы и нефтепромысловое буровое оборудование для буровых подрядчиков, нефтесервисных компаний и дистрибьюторов бурового оборудования. Технические характеристики приборов, диапазоны измерения, интерфейсы связи и эксплуатационные требования могут быть согласованы с учетом предполагаемого применения.

Точная оценка пласта имеет решающее значение для выявления продуктивных зон и поддержания требуемой траектории скважины в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. Инструмент «Resistivity & Azimuth Gamma» сочетает измерения удельного сопротивления пласта с данными азимутального гамма-излучения, предоставляя взаимодополняющую информацию о геологической обстановке вокруг ствола скважины.

Удельное сопротивление пласта помогает охарактеризовать электрические свойства окружающих пород и жидкостей, а азимутальные гамма-измерения позволяют выявить направленные изменения естественного гамма-излучения. При интеграции в совместимую систему каротажа во время бурения (LWD) или измерения во время бурения (MWD) эти измерения способствуют интерпретации пласта, определению геологических границ и принятию решений по геонаведению.

Функциональные преимущества

Комбинированные измерения пласта объединяют данные об удельном сопротивлении и азимутальных гамма-излучениях, обеспечивая взаимодополняющую информацию об электрических характеристиках и естественном гамма-излучении для оценки пласта.

Анализ удельного сопротивления пластов позволяет измерить реакцию окружающих пластов в виде удельного сопротивления, что помогает геологам оценивать литологию, распределение жидкостей и потенциальные характеристики коллекторов в сочетании с данными других каротажей.

Направленное измерение гамма-излучения позволяет регистрировать естественное гамма-излучение в различных направлениях по окружности, что помогает выявлять различия в реакции пласта вокруг скважины.

Выявление геологических границ. Комбинирование данных по удельному сопротивлению и направленным гамма-излучениям для интерпретации смен пластов и потенциальных геологических границ.

Геоуправление и навигация по пласту. В сочетании с другими соответствующими измерениями обеспечивает дополнительную информацию о пласте, помогая буровым бригадам оценивать расположение скважины и вносить обоснованные корректировки в траекторию бурения.

Основные приложения

Система «Logging While Drilling» (LWD) позволяет получать данные об удельном сопротивлении пласта и гамма-излучении непосредственно во время бурения, что снижает зависимость от измерений, проводимых только после завершения бурения.

Оценка пластов способствует интерпретации литологии и оценке электрических свойств пластов с использованием данных дополнительных измерений.

Операции по геонавигации позволяют получать геологическую информацию, необходимую для поддержания запланированной траектории скважины и оценки границ пластов.

Навигация по пласту. Помогает принимать решения о размещении скважин в сложных пластах при совместном анализе с геологическими моделями и другими скважинными измерениями.

Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Подходит для программ бурения, требующих комплексной оценки пластов и сбора данных из скважины в режиме реального времени.

Как работают методы измерения удельного сопротивления и азимутальной гамма-радиации

Система измерения удельного сопротивления позволяет оценить электрическую реакцию окружающих пластов. Эти измерения помогают определить свойства пластов, хотя интерпретация результатов также зависит от таких факторов, как пористость, насыщенность жидкостью, литология и состояние скважины.

Одновременно с этим азимутальный гамма-датчик измеряет естественное гамма-излучение в разных направлениях вокруг скважины. Направленные измерения помогают выявить окружные колебания характеристик пласта.

Объединяя эти два набора данных с информацией об ориентации бурового инструмента, параметрами бурения и другими доступными данными каротажа, инженеры могут получить более полное представление о пласте и принимать более обоснованные решения по геонаведению.

Фактические измерительные возможности, глубина исследования, разрешение и эксплуатационные ограничения зависят от конкретной конфигурации инструмента и системы LWD.

Компания Petrogears поставляет скважинные измерительные приборы и буровое оборудование для нефтегазовой отрасли. Технические характеристики, системные интерфейсы и требования к конфигурации могут обсуждаться с учетом задач заказчика в области оценки пластов и бурения.

Понимание изменений в пластах вокруг ствола скважины имеет важное значение для направленного бурения и геологической оценки. Устройство для измерения азимутального гамма-излучения предназначено для измерения естественного гамма-излучения окружающих пластов в различных направлениях по окружности, что позволяет получать информацию о геологическом строении в определённых направлениях в процессе бурения.

В отличие от традиционных измерений гамма-излучения, которые в основном дают общий сигнал, азимутальные гамма-измерения позволяют выявить различия в характеристиках пласта вокруг скважины. При интеграции с совместимыми системами MWD или LWD эти измерения способствуют оценке пласта, определению геологических границ и принятию решений о расположении скважины.

Функциональные преимущества

Направленное измерение гамма-излучения позволяет измерить естественное гамма-излучение в различных азимутальных секторах вокруг скважины, что помогает выявить окружные колебания характеристик пласта.

Оценка литологии пластов. Предоставляет данные гамма-излучения, которые помогают различать пласты с различным содержанием радиоактивных минералов и служат основой для литологической интерпретации.

Определение геологических границ Данные направленного зондирования могут помочь выявить смену пластов и потенциальные геологические границы в окрестностях скважины.

Интеграция систем MWD/LWD. Разработана для интеграции с совместимыми системами скважинных измерений с целью обеспечения скоординированного сбора и интерпретации данных о бурении и пластах.

Данные о расположении скважины предоставляют дополнительную геологическую информацию, которая в сочетании с другими данными о пластах может помочь в принятии решений по геонаведению и размещению скважины.

Основные приложения

Система измерения во время бурения (MWD) обеспечивает получение данных о направленном гамма-излучении в ходе буровых работ с помощью совместимых скважинных измерительных систем.

Система «каротаж во время бурения» (LWD) способствует оценке пласта за счет сбора данных гамма-излучения по мере продвижения бурового агрегата по пласту.

Картирование литологии пласта помогает оценить переменности естественного гамма-излучения по периметру пласта, что позволяет лучше понять его характеристики.

Геоуправление и размещение скважин. В сочетании с другими соответствующими измерениями обеспечивает дополнительную геологическую информацию, необходимую для корректировки траектории и навигации по пласту.

Как работает измерение азимутальной гаммы

Естественное гамма-излучение исходит от радиоактивных элементов, содержащихся в геологических пластах. Блок азимутального измерения гамма-излучения регистрирует это излучение и соотносит результаты измерений с окружной ориентацией прибора.

Полученные данные о направленном гамма-излучении можно обработать с разбивкой по азимутальным секторам или в виде графиков, отражающих реакцию пласта на направление измерения. Сравнивая эти измерения с ориентацией инструмента, данными бурения и другими пластовыми диаграммами, инженеры могут оценить изменения в литологии и выявить потенциальные границы пластов.

Фактическое разрешение измерений и интерпретация результатов зависят от конструкции детектора, точности ориентации прибора, условий бурения, свойств пласта и метода обработки данных.

Компания Petrogears поставляет инструменты для системы MWD и оборудование для скважинных измерений, предназначенные для нефтегазового бурения. Конфигурации датчиков, системные интерфейсы и технические характеристики могут быть согласованы с учетом требований заказчика в области бурения и оценки пластов.

Точное измерение траектории скважины имеет решающее значение для операций по направленному бурению и измерений во время бурения (MWD). Датчик «Directional Probe» предназначен для измерения векторов магнитного поля и гравитации в скважине, обеспечивая необходимые данные для определения ориентации бурового агрегата.

Благодаря интеграции трехосных магнитометров и акселерометров датчик регистрирует показания по трем взаимно перпендикулярным осям. Эти данные обрабатываются совместимой системой MWD для расчета наклона ствола скважины, азимута и других параметров ориентации.

Функциональные преимущества

Измерение трехосного магнитного поля Встроенный трехосный магнитометр измеряет компоненты магнитного поля по трем осям, что позволяет рассчитывать азимут при использовании соответствующих данных калибровки и геомагнитных эталонных данных.

Трехосное измерение силы тяжести. Акселерометр измеряет компоненты силы тяжести по трем осям, предоставляя данные, используемые для определения ориентации инструмента и наклона ствола скважины.

Поддержка при проведении геолого-ориентационных изысканий. Магнитные и гравитационные измерения являются важнейшими исходными данными для расчета параметров траектории скважины в совместимых системах MWD.

Компактная скважинная система, предназначенная для интеграции в совместимые скважинные измерительные установки, что способствует сбору данных о направлении в сложных условиях бурения.

Надежные данные измерений. Правильная калибровка, выравнивание датчиков, температурная компенсация и обработка данных в системе способствуют обеспечению стабильности измерений направления в условиях эксплуатации скважины.

Основные приложения

Система измерения во время бурения (MWD) предоставляет данные магнитных и гравитационных измерений для скважинных систем определения направления.

Направленное бурение позволяет рассчитывать наклон и азимут ствола скважины для мониторинга траектории и принятия решений по управлению.

Измерения траектории скважины обеспечивают данные с датчиков для определения направления бурения и мониторинга изменений в траектории скважины.

Ориентация скважинного инструмента — измерение ориентации скважинного агрегата относительно силы тяжести и магнитного поля Земли.

Принцип работы датчика с направленным зондом

Во время работы трехосный акселерометр измеряет компоненты силы тяжести по трем осям датчика, а трехосный магнитометр — соответствующие компоненты магнитного поля.

Система MWD обрабатывает эти измерения с использованием данных калибровки датчиков и соответствующих алгоритмов расчета для определения ориентации инструмента и вычисления параметров направления, таких как наклон и азимут.

Точность измерений зависит от калибровки датчика, магнитных помех, выравнивания инструмента, температурных условий и метода обработки данных, используемого системой MWD.

Компания Petrogears поставляет инструменты для системы MWD и скважинное измерительное оборудование, предназначенные для нефтегазового бурения. Технические характеристики датчиков, интерфейсы и требования к интеграции могут быть согласованы с учетом используемой заказчиком платформы MWD.