Измерения в процессе бурения

Кратко о главном

Система MWD — датчики (направления, ГК, давления, вибраций), электроника с памятью, питание от батарей или турбогенератора и передатчик; на поверхности — датчик давления на стояке и декодер.
Замер траектории берут, пока колонна неподвижна, и передают после включения насосов; во время скольжения каждые несколько секунд приходит угол установки отклонителя.
Гидроимпульсный канал передаёт единицы бит в секунду: сигнал затухает тем сильнее, чем выше частота, длиннее колонна и вязче раствор, а газ в растворе почти глушит его.
Электромагнитный канал не требует циркуляции, но слабеет в низкоомных породах; трубы с кабелем передают в тысячи раз больше, но дороги.
Датчики стоят в метрах и десятках метров за долотом: о выходе из пласта датчик узнаёт позже, чем долото его покинуло.
Данные реального времени — для управления, данные из памяти — для интерпретации; каждый замер проверяют по полю Земли.

Ключевые соотношения

p(L) = p_0\,e^{-\alpha L}, \qquad \alpha = \dfrac{2}{d\,c}\sqrt{\dfrac{\pi f\mu}{\rho}}

затухание импульса давления в трубах (ньютоновская жидкость, оценка)

n = \lceil\log_2(\Delta/\epsilon)\rceil, \qquad t = b/R

число бит на величину и время передачи сообщения

h_{\text{с}} = \sqrt{\dfrac{2\rho_{\text{п}}}{\omega\mu_0}} \approx 503\sqrt{\rho_{\text{п}}/f}

толщина скин-слоя — масштаб затухания электромагнитного сигнала

\operatorname{tg}\alpha_{\text{пл}} = \dfrac{H_2 - H_1}{x_2 - x_1}

видимый наклон границы пласта по двум её пересечениям

Где чаще всего ошибаются

Ждать от гидроимпульсного канала данных с подробностью кабельного каротажа.
Забывать, что датчик в 15 м за долотом сообщает о выходе из пласта с опозданием.
Брать кривые реального времени для количественной интерпретации, когда есть данные из памяти.
Закачивать крупный кольматант, не согласовав его с подрядчиком MWD: пульсатор и турбина могут забиться.
Не сверять расстояния от долота до каждого датчика с фактической компоновкой.

После урока вы сможете

описать состав системы MWD/LWD и место датчиков в компоновке;
объяснить, как берут замер при наращивании и как передают угол установки отклонителя во время бурения;
сравнить гидроимпульсный канал — положительные и отрицательные импульсы, непрерывная волна — с электромагнитным каналом и трубами с кабелем, оценить затухание сигнала и время передачи данных;
выбрать источник питания и оценить ресурс батарей;
по данным LWD найти угол между стволом и пластом и решить, как вернуть ствол в пласт;
перечислить, что проверяют в данных MWD/LWD, прежде чем им доверять.

Из чего состоит система MWD

Система MWD — это три части: скважинный модуль в КНБК, канал связи и наземное оборудование. Модуль собирают в немагнитных УБТ над долотом, забойным двигателем или роторной управляемой системой (РУС). В нём датчики, электроника с памятью и часами, источник питания и передатчик — пульсатор (pulser). На поверхности датчик давления на стояке принимает сигнал, компьютер расшифровывает его, бурильщик видит результат на дисплее у пульта, а данные одновременно уходят в офис.

СхемаСистема MWD (схема, не в масштабе): модуль с датчиками, питанием и пульсатором в компоновке над двигателем, импульсы давления, бегущие по раствору внутри труб, датчик давления на стояке и наземная обработка. Расстояния от долота — порядок величины.

Что измеряет система во время бурения

Группа: Направление
Величины: зенитный угол, азимут, угол установки отклонителя
Для чего: проводка ствола (Инклинометры: магнитные, гироскопические и инерциальные)

Группа: Механика бурения
Величины: нагрузка и момент у долота, частота вращения, удары и вибрации
Для чего: режим бурения, защита приборов (Показатели работы долота и стоимость метра)

Группа: Давление
Величины: давление в затрубье и внутри труб
Для чего: эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП), очистка ствола, признаки притока (Потери давления при циркуляции)

Группа: Породы (LWD)
Величины: гамма-каротаж (ГК), сопротивление, плотность, пористость, акустика
Для чего: литология, насыщение, геонавигация

Группа: Состояние модуля
Величины: температура, напряжение питания, расход
Для чего: контроль работы системы

Группа	Величины	Для чего
Направление	зенитный угол, азимут, угол установки отклонителя	проводка ствола (Инклинометры: магнитные, гироскопические и инерциальные)
Механика бурения	нагрузка и момент у долота, частота вращения, удары и вибрации	режим бурения, защита приборов (Показатели работы долота и стоимость метра)
Давление	давление в затрубье и внутри труб	эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП), очистка ствола, признаки притока (Потери давления при циркуляции)
Породы (LWD)	гамма-каротаж (ГК), сопротивление, плотность, пористость, акустика	литология, насыщение, геонавигация
Состояние модуля	температура, напряжение питания, расход	контроль работы системы

Датчики разнесены по компоновке. Замер направления описывает ствол на глубине датчиков — обычно в 10–20 м над долотом, — а приборы LWD в длинной компоновке стоят ещё выше. Чтобы сократить отставание, ГК и зенитный угол всё чаще измеряют у самого долота: наддолотный модуль передаёт их через забойный двигатель в модуль MWD по короткой беспроводной связи. Направление измеряют те же три акселерометра и три магнитометра, что и в магнитных инклинометрах (как по ним считают углы).

Замер при наращивании и угол установки во время бурения

Как берут замер траектории

1
Остановка
Перед наращиванием бурение прекращают, колонну приподнимают над забоем и останавливают вращение: акселерометрам нужен неподвижный прибор, иначе они почувствуют ускорения колонны и вибрацию.
2
Замер
Модуль по прекращению потока — датчиком расхода, по турбине или по давлению — узнаёт, что насосы стоят, и через заданное время снимает показания шести датчиков направления, а с ними температуру.
3
Наращивание
Пока наращивают трубу или свечу, замер хранится в памяти модуля.
4
Передача
После включения насосов модуль сначала передаёт замер, а затем переходит к основной последовательности данных: углу установки, ГК, давлению.
5
Обработка
На поверхности замер проверяют по полю Земли (как), вносят склонение и сближение меридианов, рассчитывают координаты (Расчёт траектории скважины по инклинометрии) и прогнозируют положение долота по поведению компоновки.

При бурении со скольжением главное — угол установки отклонителя: его передают каждые несколько секунд, и бурильщик поворачивает колонну, удерживая отклонитель в нужном положении против реактивного момента двигателя (подробнее). При вращении колонны угол установки смысла не имеет, и вместо него передают непрерывные зенитный угол и азимут — менее точные, чем замер в покое, но достаточные, чтобы видеть тенденцию между замерами.

Связь работает и в обратную сторону. Чтобы сменить последовательность передаваемых данных, скорость передачи или задание роторной управляемой системе, на забой посылают команду (downlink): условную последовательность изменений расхода раствора или частоты вращения колонны, которую модуль распознаёт. Такая команда занимает минуты, поэтому её планируют заранее.

Гидроимпульсный канал связи

Самый распространённый канал — сам буровой раствор внутри бурильных труб (гидроимпульсный канал связи). Клапан модуля на мгновение меняет сопротивление потоку, и вверх по столбу раствора бежит импульс давления — со скоростью звука в растворе, заключённом в стальную трубу, обычно 1200–1500 м/с. На стояке его ловит датчик давления. Импульсы создают тремя способами:

положительные (positive pulse): клапан частично перекрывает проход внутри модуля, и давление на стояке на мгновение растёт;
отрицательные (negative pulse): клапан на мгновение открывает выход раствора из труб в затрубье, и давление падает;
непрерывная волна (continuous wave): вращающийся ротор-заслонка — «сирена» — периодически перекрывает поток и создаёт волну давления заданной частоты; данные передают, сдвигая её фазу или меняя частоту.

Информацию несут не сами импульсы, а их расположение во времени. В импульсных системах значение часто кодируют тем, в какое из возможных «окон» после опорного импульса попал следующий импульс: восемь окон дают три бита на импульс. В системах с непрерывной волной бит передают сдвигом фазы на очередном интервале или его отсутствием.

СхемаКак импульсы давления несут данные (схема). Вверху — импульсная система: после опорного импульса значение задаёт номер окна, в которое попал следующий импульс; восемь окон — три бита. Внизу — непрерывная волна: каждый интервал длиной в несколько периодов несёт бит; единица — смена фазы волны в начале интервала.

Скорость передачи ограничивает затухание. Колебания давления теряют энергию на трение о стенки труб, и чем выше частота сигнала, тем быстрее он гаснет: короткий импульс или быстрая волна не доходят с большой глубины. Для ньютоновской жидкости в жёсткой трубе потери в тонком пристенном слое дают экспоненциальное затухание:

Затухание импульса давления в бурильных трубах

p(L) = p_0\,e^{-\alpha L}, \qquad \alpha = \frac{2}{d\,c}\sqrt{\frac{\pi f\,\mu}{\rho}}

где:

$p_0,\ p(L)$ амплитуда колебания давления у пульсатора и после $L$ метров труб, Па
$L$ длина колонны от модуля до стояка, м
$\alpha$ коэффициент затухания, 1/м
$d$ внутренний диаметр бурильных труб, м
$c$ скорость импульса в растворе внутри труб, м/с
$f$ частота сигнала, Гц
$\mu,\ \rho$ вязкость и плотность раствора, Па·с, кг/м³

Единицы: СИ

Справедливо, если

ньютоновская жидкость: буровой раствор неньютоновский, и вместо $\mu$ подставляют эффективную вязкость — оценка грубая;
потери только на вязкое трение в пристенном слое, тонком по сравнению с радиусом трубы; турбулентность потока и свободный газ добавляют потерь, поэтому расчёт скорее занижает затухание;
трубы одинаковы по всей длине, нет отражений от сужений, забойного двигателя, насосов и компенсаторов — на практике они сильно меняют сигнал на отдельных частотах.

Затухание растёт как корень из частоты и из вязкости и обратно пропорционально диаметру труб. В глубокой скважине с вязким раствором и узкими трубами приходится переходить на низкие частоты, а с ними — на меньшую скорость передачи: у непрерывной волны на один бит обычно уходит несколько периодов.

Расчётный примерИмпульс давления с глубины 3500 м

Исходные данные (условные)

Колонна: 3500 м труб с внутренним диаметром 108,6 мм
Раствор: плотность 1250 кг/м³, эффективная вязкость 25 мПа·с
Скорость импульса: 1300 м/с
Частоты сигнала: 1, 4 и 12 Гц

Решение

Время пробега до стояка: $3500/1300 = 2{,}7$ с — замер «опаздывает» на эти секунды, для бурения это несущественно.
Затухание на 1 Гц: $\alpha = \dfrac{2}{0{,}1086\cdot 1300}\sqrt{\dfrac{\pi\cdot 1\cdot 0{,}025}{1250}} = 1{,}123\cdot 10^{-4}$ 1/м; $\alpha L = 0{,}393$ , и до стояка доходит $e^{-0{,}393} = 0{,}675$ амплитуды.
На 4 и 12 Гц $\alpha$ больше в $\sqrt 4 = 2$ и $\sqrt{12} = 3{,}464$ раза: $\alpha L = 0{,}786$ и 1,361, доходит 0,456 и 0,256 амплитуды.
В децибелах: $20\lg 0{,}675 = -3{,}4$ дБ на 1 Гц и $20\lg 0{,}256 = -11{,}8$ дБ на 12 Гц.

Ответ: Импульс доходит до стояка за 2,7 с; на частоте 1 Гц доходит около 68 % амплитуды, на 12 Гц — около 26 %.

Что это значит. Сигнал в четверть исходного ещё можно выделить, но шум насосов и компенсаторов возникает у поверхности и с глубиной скважины не слабеет: чем длиннее колонна, тем ниже приходится выбирать рабочую частоту и тем медленнее передача. Модель грубая — реальный раствор неньютоновский, а отражения от сужений и двигателя дают провалы на отдельных частотах, — и её польза в направлении зависимостей. Данные примера условные.

РасчётРасчётная доля амплитуды импульса, дошедшая до стояка, в зависимости от длины колонны для частот 1, 4, 12 и 24 Гц; трубы и раствор — как в примере, модель вязкого затухания в жёсткой трубе, шкала долей логарифмическая.

Насколько быстро канал передаёт данные, зависит от системы и условий: импульсные системы — от долей до нескольких бит в секунду, системы с непрерывной волной в благоприятных условиях — до десятка с небольшим, а самые быстрые гидроимпульсные системы — до двух десятков. Сильнее всего канал портят газ в растворе — он резко снижает скорость звука и гасит сигнал (углублённый раздел), — аэрированные и пенные растворы, малый расход и шум насосов. Пока насосы стоят, гидроимпульсный канал молчит.

Что успевает передать канал

Канал в несколько бит в секунду заставляет экономить каждый бит. Величину передают с той точностью, которая нужна, а не с той, которую дают датчики: $n$ бит различают $2^n$ значений. К данным добавляют служебные биты — метку начала, номер сообщения, контрольные биты для обнаружения ошибок, — а вместо сырых показаний модуль обычно передаёт уже вычисленные углы: так короче. Как скорость канала ограничивает подробность каротажных кривых, показано в уроке о каротаже; здесь — замеры и угол установки.

Число бит на величину и время передачи сообщения

n = \left\lceil \log_2\frac{\Delta}{\epsilon} \right\rceil, \qquad t = \frac{b}{R}

где:

$n$ число бит на величину (округление вверх), бит
$\Delta,\ \epsilon$ диапазон величины и нужный шаг (разрешение), единицы величины
$b$ длина сообщения: данные плюс служебные биты, бит
$R$ полезная скорость канала, бит/с
$t$ время передачи сообщения, с

Единицы: биты и секунды

Справедливо, если

равномерное квантование величины по всему диапазону;
сжатие данных и коды с исправлением ошибок не учтены;
$R$ — скорость полезных данных после декодирования, а не частота сигнала.

Каждая лишняя величина и каждый лишний бит точности удлиняют цикл передачи и реже обновляют все остальные данные.

Расчётный примерВремя передачи замера и частота обновления угла установки

Исходные данные (условные)

Нужная точность: зенитный угол — 0,05° (0–180°), азимут — 0,1° (0–360°), угол установки — 64 положения по кругу, ГК — 0,5 ед. API (0–255)
Служебные биты (условно): сообщение с замером — 10 бит и две контрольные величины по 10 бит; короткое сообщение — 4 бита
Скорость канала: 1,5 бит/с (глубокая скважина) и 6 бит/с (неглубокая)
Скорость бурения со скольжением: 12 м/ч

Решение

Зенитный угол: $180/0{,}05 = 3600$ шагов, $n = 12$ бит ( $2^{12} = 4096$ ), шаг $180/4096 = 0{,}044^\circ$ . Азимут: $360/0{,}1 = 3600$ значений, 12 бит. Угол установки: 64 положения — 6 бит, шаг 5,6°. ГК: $255/0{,}5 = 510$ шагов — 9 бит.
Сообщение с замером: $10 + 12 + 12 + 2\cdot 10 = 54$ бит — при 1,5 бит/с это 36 с, при 6 бит/с — 9 с.
Угол установки: $4 + 6 = 10$ бит, обновление каждые $10/1{,}5 = 6{,}7$ с. Если после каждого угла установки передавать и ГК ( $4 + 9 = 13$ бит), угол обновляется раз в $(10 + 13)/1{,}5 = 15{,}3$ с.
За это время долото при 12 м/ч проходит $12\cdot 15{,}3/3600 = 0{,}05$ м.

Ответ: Замер передаётся за 36 с в глубокой скважине и за 9 с в неглубокой; при 1,5 бит/с угол установки обновляется раз в 6,7 с, а вместе с ГК — раз в 15,3 с.

Что это значит. Каждая новая кривая в последовательности замедляет обновление остальных, поэтому последовательность меняют по задаче: при ориентировании отклонителя — чаще угол установки, в продуктивном пласте — больше каротажных кривых. Пять сантиметров проходки между обновлениями не страшны, но реактивный момент может развернуть отклонитель быстрее, чем придёт следующее значение, и бурильщику приходится действовать с упреждением. Данные примера условные.

Электромагнитный канал и трубы с кабелем

Электромагнитный канал (EM telemetry) обходится без раствора. Над модулем в колонне стоит изолирующий переводник: передатчик подаёт на его половины переменное напряжение низкой частоты — порядка единиц герц, — и ток растекается по колонне и окружающим породам. На поверхности приёмник измеряет разность потенциалов между колонной у устья и электродом, заземлённым в стороне от буровой. Связь бывает двусторонней и работает без циркуляции: при бурении с продувкой воздухом, на пенах и аэрированных растворах, где гидроимпульсный канал бессилен, а замер можно передать, пока насосы стоят при наращивании.

Предел электромагнитного канала — затухание в породах. Переменное электромагнитное поле в проводящей среде ослабевает примерно в $e$ раз на каждой толщине скин-слоя:

Толщина скин-слоя в проводящих породах

h_{\text{с}} = \sqrt{\frac{2\rho_{\text{п}}}{\omega\,\mu_0}}

где:

$h_{\text{с}}$ толщина скин-слоя — расстояние, на котором амплитуда поля убывает в $e$ раз, м
$\rho_{\text{п}}$ удельное электрическое сопротивление пород, Ом·м
$\omega$ круговая частота, $2\pi f$ , 1/с
$\mu_0$ магнитная постоянная, $4\pi\cdot 10^{-7}$ , Гн/м

Единицы: СИ

Справедливо, если

однородная проводящая среда и плоская волна — оценка порядка величины: на деле ток растекается от переводника по колонне и пластам разного сопротивления, сигнал слабеет с расстоянием и там, где скин-эффект мал, а обсадная колонна и проводящий раствор добавляют потери; реальную дальность определяет отношение сигнала к шуму у приёмника;
диэлектрические токи пренебрежимо малы — на частотах единиц герц это так.

Чем ниже частота и выше сопротивление пород, тем глубже проходит сигнал. Поэтому электромагнитный канал работает на единицах герц, а в разрезах с низкоомными глинами и пластами солёной воды его дальность заметно меньше, чем в высокоомных.

В других системах единиц (1)

Через частоту в герцах

h_{\text{с}} = 503{,}3\sqrt{\frac{\rho_{\text{п}}}{f}}

$\rho_{\text{п}}$ — Ом·м, $f$ — Гц, $h_{\text{с}}$ — м.

$503{,}3 = 1/\sqrt{\pi\mu_0}$ , то есть $1/\sqrt{4\pi^2\cdot 10^{-7}}$ .

Расчётный примерНасколько глубоко проходит электромагнитный сигнал

Исходные данные (условные)

Глубина передатчика: 2000 м
Частота: 2 и 8 Гц
Сопротивление пород разреза: 1, 5 и 20 Ом·м

Решение

Толщина скин-слоя при 2 Гц: $503{,}3\sqrt{1/2} = 356$ м, $503{,}3\sqrt{5/2} = 796$ м, $503{,}3\sqrt{20/2} = 1592$ м.
На 2000 м укладывается $2000/356 = 5{,}62$ , $2000/796 = 2{,}51$ и $2000/1592 = 1{,}26$ толщины; скин-эффект ослабляет поле до $e^{-5{,}62} \approx 0{,}36$ %, $e^{-2{,}51} \approx 8$ % и $e^{-1{,}26} \approx 28$ %.
При 8 Гц в породах 5 Ом·м: $h_{\text{с}} = 503{,}3\sqrt{5/8} = 398$ м, $2000/398 = 5{,}03$ , остаётся около 0,7 %.

Ответ: При 2 Гц скин-эффект ослабляет сигнал с 2000 м в разрезе 20 Ом·м до 28 %, в разрезе 1 Ом·м — до 0,36 %; учетверение частоты в разрезе 5 Ом·м уменьшает долю с 8 до 0,7 %.

Что это значит. Разница между разрезами — десятки раз, поэтому применимость электромагнитного канала оценивают по сопротивлениям в соседних скважинах; в низкоомных разрезах выбирают гидроимпульсный канал или систему, которая умеет работать по обоим. Модель плоской волны даёт лишь порядок величины. Данные примера условные.

Трубы с кабелем (wired drill pipe) — бурильные трубы, в стенку которых встроен кабель, а в торцы замков — индукционные катушки: при свинчивании катушки соседних труб оказываются друг против друга и передают сигнал без электрического контакта. Через каждые несколько сотен метров ставят переводники-усилители. Такая сеть передаёт десятки тысяч бит в секунду в обе стороны — в тысячи раз больше гидроимпульсного канала — и позволяет ставить датчики по всей колонне. Но она дорога, требует аккуратного обращения с каждым замком, а отказ одного соединения прерывает связь, поэтому применяется реже.

Каналы связи MWD

Канал: Гидроимпульсный: импульсы
Скорость, бит/с: от долей до нескольких
Нужна циркуляция: да
Главное ограничение: затухание с глубиной, газ в растворе

Канал: Гидроимпульсный: непрерывная волна
Скорость, бит/с: до десятка с небольшим
Нужна циркуляция: да
Главное ограничение: затухание на высоких частотах

Канал: Электромагнитный
Скорость, бит/с: единицы — десятки, с глубиной меньше
Нужна циркуляция: нет
Главное ограничение: затухание в низкоомных породах

Канал: Трубы с кабелем
Скорость, бит/с: десятки тысяч
Нужна циркуляция: нет
Главное ограничение: стоимость, надёжность соединений

Канал	Скорость, бит/с	Нужна циркуляция	Главное ограничение
Гидроимпульсный: импульсы	от долей до нескольких	да	затухание с глубиной, газ в растворе
Гидроимпульсный: непрерывная волна	до десятка с небольшим	да	затухание на высоких частотах
Электромагнитный	единицы — десятки, с глубиной меньше	нет	затухание в низкоомных породах
Трубы с кабелем	десятки тысяч	нет	стоимость, надёжность соединений

Порядки величин для ориентира: реальная скорость зависит от глубины, раствора, пород и конкретной системы.

Питание скважинного модуля

Кабеля до забоя нет, поэтому энергию модуль берёт с собой или вырабатывает на месте.

Литиевые батареи — обычно первичные литий-тионилхлоридные элементы. Они компактны и работают без циркуляции, но запас энергии ограничен и при высокой температуре и большом токе отдаётся не полностью. Распространённый предел — около 150 °C, у специальных элементов — выше. Батареи не перезаряжают: израсходованный блок меняют при подъёме компоновки.
Турбогенератор (turbine alternator): турбину вращает поток раствора, генератор даёт ток. Мощности хватает на пульсаторы непрерывной волны и мощные приборы LWD, время работы не ограничено. Но генератор работает только при циркуляции в заданном диапазоне расходов, его защищают сетками от мусора, и он изнашивается в абразивном растворе. Часто турбину дополняют аккумулятором или батареей, чтобы модуль не терял питание при остановке насосов.

Расчётный примерХватит ли батарей на рейс и сколько берёт турбина

Исходные данные (условные)

Блок батарей: две параллельные цепочки по 7 элементов на 3,6 В и 26 А·ч; при забойной температуре отдаётся 70 % запаса (условно)
Средняя потребляемая мощность: 8 Вт; с прибором ГК и более частой передачей — 12 Вт
Планируемый рейс: 90 ч
Турбогенератор: перепад давления на турбине 0,35 МПа при расходе 35 л/с; модулю нужно 100 Вт

Решение

Напряжение цепочки $7\cdot 3{,}6 = 25{,}2$ В, ёмкость двух цепочек $2\cdot 26 = 52$ А·ч, запас энергии $25{,}2\cdot 52 = 1310$ Вт·ч; отдаётся $0{,}7\cdot 1310 = 917$ Вт·ч.
Ресурс при 8 Вт: $917/8 = 115$ ч — рейс обеспечен. При 12 Вт: $917/12 = 76$ ч — батареи кончатся раньше, чем запланирован подъём.
Гидравлическая мощность потока через турбину: $0{,}35\cdot 10^6\cdot 0{,}035 = 12\,250$ Вт; модулю нужно 100 Вт — 0,8 % этой мощности.

Ответ: Батарей хватит на 115 ч при 8 Вт и лишь на 76 ч при 12 Вт; турбине для 100 Вт достаточно меньше процента мощности потока.

Что это значит. Батареи ограничивают время и мощность, турбина — условия работы: расход, чистоту раствора, износ. При выборе считают не средние ватты вообще, а рабочие часы рейса с запасом на непредвиденные задержки: замена батарей означает подъём компоновки. Данные примера условные.

Каротаж в процессе бурения: что даёт каждый метод

Приборы LWD измеряют те же физические свойства, что и кабельные; их устройство и интерпретация разобраны в уроках о методах каротажа, а чем LWD отличается от кабельного каротажа — в уроке о каротаже открытого ствола. Здесь важно, что каждый метод даёт во время бурения.

Методы LWD и их роль при бурении

Метод: ГК, в том числе азимутальный
Что даёт во время бурения: литология, корреляция, подход к кровле или подошве
Подробнее: Гамма-каротаж и спектрометрия естественной радиоактивности

Метод: Сопротивление по затуханию и сдвигу фазы волны
Что даёт во время бурения: насыщение до глубокого проникновения; несколько глубинностей
Подробнее: Каротаж сопротивления: электрические и индукционные зонды

Метод: Азимутальное сопротивление большой глубинности
Что даёт во время бурения: расстояние и направление до границ пласта в метрах от ствола
Подробнее: раздел о геонавигации

Метод: Плотностной и нейтронный, изображения ствола
Что даёт во время бурения: пористость, газ; по изображению — наклон пластов относительно ствола
Подробнее: Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс, Нейтронный каротаж

Метод: Акустический, ядерно-магнитный
Что даёт во время бурения: пористость, свойства пород, проницаемость
Подробнее: Акустический каротаж, Ядерно-магнитный каротаж

Метод: Опробование пласта при бурении
Что даёт во время бурения: пластовое давление и его градиент
Подробнее: Замеры давления опробователем пластов на кабеле

Метод: Давление в затрубье
Что даёт во время бурения: ЭЦП, очистка ствола, признаки притока или поглощения
Подробнее: Потери давления при циркуляции

Метод	Что даёт во время бурения	Подробнее
ГК, в том числе азимутальный	литология, корреляция, подход к кровле или подошве	Гамма-каротаж и спектрометрия естественной радиоактивности
Сопротивление по затуханию и сдвигу фазы волны	насыщение до глубокого проникновения; несколько глубинностей	Каротаж сопротивления: электрические и индукционные зонды
Азимутальное сопротивление большой глубинности	расстояние и направление до границ пласта в метрах от ствола	раздел о геонавигации
Плотностной и нейтронный, изображения ствола	пористость, газ; по изображению — наклон пластов относительно ствола	Плотностной гамма-гамма каротаж и фотоэлектрический индекс, Нейтронный каротаж
Акустический, ядерно-магнитный	пористость, свойства пород, проницаемость	Акустический каротаж, Ядерно-магнитный каротаж
Опробование пласта при бурении	пластовое давление и его градиент	Замеры давления опробователем пластов на кабеле
Давление в затрубье	ЭЦП, очистка ствола, признаки притока или поглощения	Потери давления при циркуляции

Две особенности LWD важны при бурении. Каждый датчик стоит на своём расстоянии от долота и видит породу через своё время после вскрытия (как это учитывают). И в реальном времени передаётся лишь часть данных с редким шагом: полные кривые извлекают из памяти прибора после подъёма. Давление в затрубье в реальном времени важно и для управления скважиной: рост или падение эквивалентной плотности, не объяснимые режимом, — повод проверить, нет ли притока или поглощения (Контроль скважины: первичный барьер и признаки проявления).

Геонавигация: как вести ствол по пласту

Геонавигация (geosteering) — проводка ствола по геологии, а не только по проектной геометрии. Горизонтальный ствол проектируют по карте кровли пласта (Горизонтальные скважины), но между скважинами карта ошибается на метры, а пласт бывает толщиной в несколько метров. Поэтому траекторию уточняют на ходу: по ГК и сопротивлению видят, в какой части пласта идёт ствол и не приближается ли он к кровле или подошве, и по углу между стволом и пластом решают, как менять зенитный угол.

Главная трудность — отставание: датчик ГК стоит в метрах за долотом, и когда он видит рост гамма-активности, долото уже прошло границу. Помогают три приёма: датчики ближе к долоту; азимутальные измерения, показывающие, с какой стороны ствола глина — сверху или снизу; глубинное азимутальное сопротивление, замечающее границу за метры до подхода к ней. Угол наклона пласта вдоль ствола находят по двум пересечениям одной и той же границы:

Видимый наклон границы пласта вдоль ствола

\operatorname{tg}\alpha_{\text{пл}} = \frac{H_2 - H_1}{x_2 - x_1}

где:

$\alpha_{\text{пл}}$ видимый угол наклона границы в вертикальной плоскости ствола; плюс — граница погружается по ходу бурения, градусы
$H_1,\ H_2$ глубины по вертикали, на которых датчик пересёк одну и ту же границу, м
$x_1,\ x_2$ положения этих точек по горизонтали в направлении ствола, м

Единицы: метры; угол в градусах

Справедливо, если

граница — плоскость, ствол идёт в одной вертикальной плоскости;
угол видимый — в направлении ствола; истинный угол падения больше, если ствол идёт не по падению;
глубины и положения — для точки датчика, а не долота, по расчёту траектории.

Ствол идёт параллельно границе при зенитном угле $90^\circ - \alpha_{\text{пл}}$ : если пласт погружается по ходу бурения, угол меньше 90°, если воздымается — больше.

РасчётРазрез вдоль ствола примера (вертикальный масштаб сильно растянут): кровля и подошва песчаника погружаются на 0,29°; горизонтальный ствол выходит к кровле, датчик ГК в 14 м за долотом замечает это позже долота; ствол опускают при 89° и ведут параллельно кровле.

Расчётный примерСтвол вышел к кровле: где долото и куда поворачивать

Исходные данные (условные)

Пласт: песчаник толщиной 5 м; задача — идти в 1,5 м под кровлей
Посадка: датчик ГК пересёк кровлю на глубине 2500,0 м по вертикали; ствол выведен на 90° на глубине 2501,5 м
Через 300 м по горизонтали: ГК вырос до значений глины, повторяя в обратном порядке рисунок кривой над кровлей при посадке; ствол всё время шёл горизонтально на глубине 2501,5 м
Датчик ГК: в 14 м за долотом
Решение: уменьшить зенитный угол до 89,0°; компоновка меняет угол на 3° на 30 м

Решение

Видимый наклон кровли: $\operatorname{tg}\alpha_{\text{пл}} = (2501{,}5 - 2500{,}0)/300 = 0{,}0050$ , $\alpha_{\text{пл}} = 0{,}29^\circ$ — кровля погружается по ходу бурения. Параллельно ей ствол идёт при $90 - 0{,}29 = 89{,}71^\circ$ .
Долото — в 14 м впереди датчика, на той же глубине 2501,5 м, а кровля там глубже на $14\cdot 0{,}0050 = 0{,}07$ м: долото уже в глине, на 0,07 м выше кровли.
При зенитном угле 89,0° ствол углубляется на $\operatorname{tg}1^\circ = 0{,}01746$ м на метр, кровля — на 0,0050 м; ствол уходит под кровлю на $0{,}01746 - 0{,}0050 = 0{,}01246$ м на метр. До глубины 1,5 м под кровлей — $(1{,}5 + 0{,}07)/0{,}01246 = 126$ м по горизонтали.
Дальше ствол держат при 89,71°. Переход от 90 к 89° при 3° на 30 м занимает около 10 м ствола, поэтому на деле путь немного длиннее.

Ответ: Пласт погружается на 0,29°; долото вышло в глину на 0,07 м; при 89° ствол вернётся на 1,5 м под кровлю примерно через 126 м и дальше должен идти при 89,71°.

Что это значит. Угол между стволом и пластом — всего 0,29°, но за 300 м он съел весь запас в 1,5 м: в тонком пласте десятые доли градуса решают, какая часть ствола окажется в коллекторе. По одному ГК не сказать, через кровлю или через подошву выходит ствол: здесь это видно по рисунку кривой, повторившему разрез над кровлей. Азимутальный ГК или азимутальное сопротивление ответили бы сразу — сверху показания выросли бы раньше, чем снизу. Данные примера условные.

Надёжность и проверка данных

Модуль MWD работает в одном из самых тяжёлых мест — над долотом: удары и вибрации, в том числе крутильные колебания колонны с прихватом и срывом долота (stick-slip), температура до 150 °C и выше, давление в десятки мегапаскалей, абразивный раствор с кольматантами. Отказы чаще всего связаны с вибрацией (электроника и разъёмы), перегревом, засорением пульсатора или турбины кольматирующими материалами и износом. Поэтому модуль передаёт уровни ударов и вибраций, режим бурения подбирают так, чтобы их снизить (Показатели работы долота и стоимость метра), крупный кольматант закачивают только по согласованию с подрядчиком MWD, а на буровой держат запасной модуль.

Компоновка из многих приборов надёжна, как цепь: рейс без отказа требует, чтобы не отказал ни один. Если, скажем, вероятность отказа за рейс у пульсатора 3 %, у питания 2 %, у модуля направления 1,5 %, у ГК 1 % и у прибора сопротивления 2 %, вероятность пройти рейс без отказа — $0{,}97\cdot 0{,}98\cdot 0{,}985\cdot 0{,}99\cdot 0{,}98 \approx 0{,}908$ , то есть примерно один неудачный рейс из десяти; без прибора сопротивления — $0{,}927$ . Числа условные, но вывод общий: каждый прибор в компоновке оплачивает свои данные долей надёжности, а неудачный рейс — это подъём компоновки и потерянные часы буровой (Сроки и стоимость бурения).

Что проверяют в данных MWD и LWD

1
Замеры траектории
проверка каждого замера по полю Земли; модель поля, дата, склонение и сближение меридианов; поправка за помеху колонны, если её применяли; совпадение повторных замеров (подробнее).
2
Расстояния от долота
расстояние до каждого датчика соответствует фактической компоновке: ошибка в метр сдвигает все глубины замеров и кривых.
3
Сравнение с независимыми данными
замеры MWD сопоставляют с гироскопическими в колонне и на точках привязки; кривые LWD — с кабельным каротажем, где он есть, и с соседними скважинами.
4
Качество передачи
доля сообщений, не прошедших контроль ошибок, пропуски при остановках насосов; сомнительные значения не используют до проверки по памяти.
5
Данные из памяти
после подъёма память сливают и сопоставляют с реальным временем по часам (подробнее); для интерпретации берут данные из памяти.
6
Состояние модуля
записи температуры, ударов и вибраций, напряжения питания: они объясняют сбои и предупреждают об отказе в следующем рейсе.

Термины и обозначения

MWD, LWD: измерения направления и параметров бурения и каротаж датчиками в компоновке во время бурения.
Пульсатор: клапан модуля, создающий импульсы давления: положительные, отрицательные или непрерывную волну.
Гидроимпульсный канал связи: передача данных импульсами давления по раствору внутри труб; единицы бит в секунду.
Электромагнитный канал: передача токами низкой частоты через породы; не требует циркуляции.
Трубы с кабелем: бурильные трубы со встроенным кабелем и индукционными катушками в замках; десятки тысяч бит в секунду.
Турбогенератор: источник питания модуля, вращаемый потоком раствора.
Команда на забой: передача команд модулю условным изменением расхода или частоты вращения.
Толщина скин-слоя $h_{\text{с}}$: расстояние, на котором переменное поле в проводящей среде ослабевает в $e$ раз.
Азимутальный ГК: гамма-каротаж с разделением показаний по сторонам ствола.
Геонавигация: проводка ствола по данным LWD о пласте.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«MWD передаёт всё, что измеряет, сразу».

На самом деле

Канал в несколько бит в секунду передаёт лишь выбранную последовательность данных с редким шагом. Полные данные хранятся в памяти модуля и доступны после подъёма.

Неверно

«Раз ГК вырос, ствол сейчас выходит из пласта».

На самом деле

Датчик стоит в метрах за долотом: долото вышло раньше. И по одному ГК не сказать, через кровлю или подошву, — нужен азимутальный замер или рисунок кривой.

Неверно

«Если гидроимпульсный канал плохо работает, нужно поднять частоту, чтобы передавать быстрее».

На самом деле

С ростом частоты затухание растёт: в глубокой скважине с вязким раствором частоту, наоборот, снижают. Скорость передачи ограничена отношением сигнала к шуму.

Неверно

«Электромагнитный канал лучше гидроимпульсного всегда».

На самом деле

Он не зависит от раствора и циркуляции, но в низкоомных разрезах и на большой глубине сигнал теряется. Выбор зависит от разреза, глубины и способа бурения.

Неверно

«Турбогенератор надёжнее батарей во всём».

На самом деле

Он не ограничен по времени, но без циркуляции в нужном диапазоне расходов не работает и уязвим для мусора и износа. Поэтому его часто дополняют аккумулятором или батареей.

Подробно: для продвинутых

Скорость импульса в трубе и газ в растворе

Скорость звука в жидкости — $\sqrt{K/\rho}$ , где $K$ — модуль объёмного сжатия. В трубе часть сжатия «уходит» на растяжение стенок, и эффективный модуль меньше. Для тонкостенной трубы это учитывает поправка Кортевега, известная по расчётам гидравлического удара; для раствора со свободным газом модуль смеси считают по правилу Вуда — складывая сжимаемости компонентов по их объёмным долям.

Скорость импульса давления в растворе внутри трубы

c = \sqrt{\frac{K_{\text{э}}}{\rho}}, \qquad \frac{1}{K_{\text{э}}} = \frac{1}{K} + \frac{d}{E\,e}, \qquad \frac{1}{K} = \frac{1 - x}{K_{\text{р}}} + \frac{x}{p}

где:

$c$ скорость импульса, м/с
$K_{\text{э}},\ K$ эффективный модуль сжатия с учётом трубы и модуль сжатия самой жидкости, Па
$K_{\text{р}}$ модуль сжатия раствора без газа, Па
$\rho$ плотность раствора (с газом — средняя по объёму), кг/м³
$d,\ e$ внутренний диаметр и толщина стенки трубы, м
$E$ модуль упругости стали, Па
$x,\ p$ объёмная доля свободного газа и давление; модуль сжатия газа принят равным давлению, —, Па

Единицы: СИ

Справедливо, если

тонкостенная труба, свободная в осевом направлении;
газ — мелкие пузырьки, сжимаются изотермически (модуль сжатия ≈ давлению); при адиабатическом сжатии модуль больше в 1,2–1,4 раза, и скорость немного выше;
длина волны много больше диаметра трубы и размера пузырьков.

Газ почти не добавляет массы, но резко увеличивает сжимаемость: даже процент газа заметно снижает скорость, а при давлении в единицы мегапаскалей — в разы. С падением скорости растёт и затухание, и гидроимпульсный канал перестаёт работать.

Расчётный примерСкорость импульса в чистом растворе и с 1 % газа

Исходные данные (условные)

Раствор: $K_{\text{р}} = 2{,}4$ ГПа, $\rho = 1250$ кг/м³
Трубы: 127 мм со стенкой 9,19 мм (внутренний диаметр 108,6 мм), $E = 207$ ГПа
Газ: 1 % по объёму при 20 МПа (плотность газа 150 кг/м³) и при 2 МПа (20 кг/м³)

Решение

Без трубы: $\sqrt{2{,}4\cdot 10^9/1250} = 1385{,}6$ м/с. Поправка трубы: $K d/(E e) = 2{,}4\cdot 10^9\cdot 0{,}1086/(2{,}07\cdot 10^{11}\cdot 0{,}00919) = 0{,}1370$ , $c = 1385{,}6/\sqrt{1 + 0{,}1370} = 1299$ м/с — отсюда 1300 м/с примера выше.
1 % газа при 20 МПа: $1/K = 0{,}99/(2{,}4\cdot 10^9) + 0{,}01/(20\cdot 10^6)$ , $K = 1{,}096$ ГПа; плотность 1239,0 кг/м³; скорость в трубе 912 м/с.
1 % газа при 2 МПа: $K = 0{,}185$ ГПа, плотность 1237,7 кг/м³, скорость в трубе 384 м/с.

Ответ: Чистый раствор проводит импульс со скоростью около 1299 м/с; 1 % газа снижает её до 912 м/с при 20 МПа и до 384 м/с при 2 МПа.

Что это значит. Давление в трубах меньше всего вверху колонны, где оно близко к давлению на стояке, поэтому газ в закачиваемом растворе сильнее всего меняет условия распространения импульса именно там — и тем сильнее, чем ниже давление на стояке. Поэтому на газированных, аэрированных и пенных растворах гидроимпульсный канал теряет связь, а электромагнитный — нет. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Инклинометры: магнитные, гироскопические и инерциальные — датчики направления, проверка замеров по полю Земли и немагнитные УБТ.
Отклоняющие инструменты и забойные двигатели — как по углу установки ведут двигатель-отклонитель и чем управляется РУС.
Каротаж в открытом стволе: зачем, как и когда — LWD и кабельный каротаж, шаг кривых реального времени.
Регистрация, обработка и представление каротажа — глубина и время данных LWD, данные из памяти.
Горизонтальные скважины — зачем бурят горизонтальные стволы и почему их ведут по пласту.
Потери давления при циркуляции — эквивалентная циркуляционная плотность, которую контролирует датчик давления в затрубье.

Проверьте себя

1
Бурение ведут на аэрированном растворе. Какой канал связи выбрать для MWD?
1. А.Гидроимпульсный с непрерывной волной
2. Б.Гидроимпульсный с положительными импульсами
3. В.Любой: раствор на передачу не влияет
4. Г.Электромагнитный
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Электромагнитный
Газ в растворе резко снижает скорость звука и гасит импульсы давления, поэтому гидроимпульсный канал на аэрированных растворах ненадёжен. Электромагнитный канал передаёт сигнал через породы и от раствора почти не зависит; его ограничение — сопротивление пород и глубина.
2
Почему в глубокой скважине систему с непрерывной волной переводят на более низкую частоту, хотя это снижает скорость передачи?
Показать ответ
Затухание растёт как корень из частоты: $\alpha \propto \sqrt f$ . С длиной колонны доля дошедшей амплитуды $e^{-\alpha L}$ падает тем быстрее, чем выше частота, а шум на стояке остаётся прежним. На низкой частоте сигнал выделяется надёжно, хотя на бит уходит больше времени: лучше медленно, чем с ошибками.
3
Канал даёт 2 бит/с. Сообщение с углом установки — 10 бит, с давлением в затрубье — 14 бит. Как часто обновляется угол установки, если сообщения чередуются, и если давление передавать через раз?
Показать ответ
При чередовании цикл — $10 + 14 = 24$ бита, то есть 12 с. Если давление идёт через раз, на два угла установки приходится одно давление: $2\cdot 10 + 14 = 34$ бита за 17 с, угол обновляется в среднем раз в 8,5 с, а давление — раз в 17 с.
4
Датчик ГК стоит в 18 м за долотом, ствол идёт под углом 0,5° к кровле, приближаясь к ней. Датчик только что пересёк кровлю. Где долото?
1. А.В покрышке, примерно на 0,16 м выше кровли
2. Б.В покрышке, на 18 м выше кровли
3. В.Ещё в пласте
4. Г.На кровле
Показать ответ
Правильный ответ: А. В покрышке, примерно на 0,16 м выше кровли
Долото на 18 м впереди по стволу, и каждый метр ствол поднимается относительно кровли на $\operatorname{tg}0{,}5^\circ \approx 0{,}0087$ м: $18\cdot 0{,}0087 \approx 0{,}16$ м. Долото вышло из пласта за 18 м проходки до того, как датчик это заметил.
5
Блок батарей запасает 1500 Вт·ч, при забойной температуре отдаёт 75 %. Модуль потребляет 9 Вт. Хватит ли его на рейс в 100 ч и что изменит подключение прибора на 4 Вт?
Показать ответ
Отдаётся $0{,}75\cdot 1500 = 1125$ Вт·ч, ресурс $1125/9 = 125$ ч — рейс в 100 ч обеспечен с запасом. С дополнительным прибором $1125/13 \approx 86{,}5$ ч — меньше рейса: батареи нужно заменить раньше, взять второй блок или перейти на турбогенератор.
6
Чем данные LWD из памяти отличаются от данных реального времени и какие из них брать для подсчёта запасов?
Показать ответ
В реальном времени по каналу связи идёт лишь часть кривых с редким шагом, привязанных к глубине в момент приёма. В памяти — все кривые с частым шагом, привязанные к глубине по часам прибора. Для интерпретации и подсчёта запасов берут данные из памяти, предварительно сверив часы и глубины; данные реального времени служат для оперативных решений.

Обновлено: 18 октября 2026 г.