Всп бурение: Вертикальное сейсмическое профилирование — Разведка и разработка

Вертикальное сейсмическое профилирование — Разведка и разработка

Вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) — разновидность 2D сейсмики, при проведении которой источники сейсмических волн располагаются на поверхности, а приемники помещаются в пробуренную скважину.

ИА Neftegaz.RU. Вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) — разновидность 2D сейсмики, при проведении которой источники сейсмических волн располагаются на поверхности, а приемники помещаются в пробуренную скважину.

Этот метод 60х гг 20 века в СССР разработал известный ученый Е. Гальперин, именем которого названы ежегодные «Гальперинские чтения».

ВСП позволяет изучать геологическое строение и физические свойства околоскважинного пространства с использованием волн различных типов — продольных, поперечных, обменных, на основе анализа характеристик этих волн, скоростей их распространения, затухания, пространственной поляризации, характера анизотропии горных пород.

Перед проведением ВСП бурится или выбирается существующая скважина.

По бокам скважины, в одной плоскости с осью ствола, размещаются источники сейсмических волн (вибраторы или взрывчатые вещества), а в скважине располагаются высокочувствительные приемники сейсмических колебаний, связанные каротажным кабелем с наземной сейсмостанцией.

После процедуры вибрации или взрывов производится регистрация сейсмических волн.

Оборудование, используемое при ВСП, состоит из наземной сейсмостанции и блока скважинных приборов.

Пункты приема сигнала расположены в скважине и смещаются по вертикали, занимая различные положения по глубине.

Скважинные зонды существенно усложнены из-за того, что они должны выдерживать повышенную температуру и давление, существующие на глубинах порядка нескольких км.

Обработка данных с ближних пунктов происходит в следующем порядке:

— редакция и предварительная обработка;

— регулировка амплитуд и фильтрация;
— разделение волн и подавление помех;
— деконволюция по форме падающей волны;

— построение трассы коридорного суммирования.

При обработке данных с удаленных пунктов возбуждения дополнительно:

— подбор модели среды по разным типам волн;

— построение изображения околоскважинного пространства с помощью миграции или преобразования ВСП-ОГТ.

Преимущества:

— существенно устранено влияние на сейсмограмму поверхностных волн, так как сейсмоприемники обычно расположены ниже области их регистрации;

— первые вступления на сейсмограмме дают первое приближение истинной кинематической модели среды;

— возможность точной увязки данных ГИС с данными наземной сейсморазведки;

— сигнал от возбуждения наблюдается в среде, а не на поверхности, что позволяет оценить и учесть его форму, что раскрывает дальнейшее развитие метода совместно с наземной сейсморазведкой (2D/3D) в сторону совместных систем наблюдения 2D/3D+ВСП.

Недостатки:

— необходимость дорогостоящего бурения скважины;

— ограниченность изучаемого пространства околоскважинной областью;

— несимметричность системы наблюдения (приемники расположены в скважине, источники возбуждения — на поверхности), усложняющая анализ и обработку сейсмограмм.

Вертикальное сейсмическое профилирование — Википедия с видео // WIKI 2 Принципиальная схема методики ВСП

Принципиальная схема методики ВСП

Вертикальное сейсмическое профилирование

 — разновидность 2D-сейсморазведки, при проведении которой один из двух элементов (источник или приемник сейсмических волн) располагается на поверхности, а другой элемент помещается в пробуренную скважину.

Содержание

Энциклопедичный YouTube

  • 1/1

    Просмотров:

    742

  • ✪ 01-Моделирование сейсмических данных («Tesseral»)

Содержание

История

Впервые идея расположить сейсмоприёмники в пробуренной скважине была высказана Фессенденом в 1918 году. Основоположником и создателем технологии этого метода в том виде, в каком он используется сегодня, является советский учёный Е. И. Гальперин[1], разрабатывавший эту тематику в СССР, начиная с начала 60-х годов XX века.

Основная методика наблюдений

Принципиальная схема скважинного зонда для проведения ВСП

Принципиальная схема скважинного зонда для проведения ВСП

Перед проведением ВСП должна быть пробурена или выбрана из существующих подходящая скважина. Затем по бокам этой скважины, в какой-то одной плоскости, к которой принадлежит ось ствола скважины, размещаются источники сейсмических волн (вибраторы или взрывчатые вещества), а в скважине располагаются высокочувствительные приёмники сейсмических колебаний, связанные каротажным кабелем с наземной сейсмостанцией. Затем происходит серия взрывов и регистрация сейсмических волн.

Используемое оборудование

Оборудование, используемое при проведении вертикального сейсмического профилирования, состоит из двух основных компонентов: наземной сейсмостанции и блока скважинных приборов. Принципиально оно ничем не отличается от обычного оборудования для проведения наземной 2D-сейсморазведки, кроме одной детали: скважинные зонды существенно усложнены из-за того, что они должны выдерживать повышенную температуру и давление, существующие на глубинах порядка нескольких километров. Мировым лидером в производстве оборудования ВСП в настоящий момент является фирма Sercel.

Последовательность обработки данных

Граф обработки данных ВСП с ближнего пункта возбуждения (квазивертикальное распространение волн) выглядит примерно следующим образом:

  • редакция и предварительная обработка;
  • регулировка амплитуд и фильтрация;
  • разделение волн и подавление помех;
  • деконволюция по форме падающей волны;
  • построение трассы коридорного суммирования.

При обработке данных ВСП с удаленных пунктов возбуждения граф обработки включает:

  • подбор модели среды по разным типам волн;
  • построение изображения околоскважинного пространства с помощью миграции или преобразования ВСП-ОГТ.

Преимущества и недостатки метода

По сравнению с наземной сейсморазведкой (2D/3D), этот метод обладает следующими преимуществами:

  • практически полностью устранено влияние на сейсмограмму поверхностных волн, так как сейсмоприемники обычно расположены ниже области их регистрации;
  • первые вступления на сейсмограмме дают первое приближение истинной кинематической модели среды;
  • возможность точной увязки данных ГИС с данными наземной сейсморазведки;
  • сигнал от возбуждения наблюдается в среде, а не на поверхности, что позволяет оценить и учесть его форму, что раскрывает дальнейшее развитие метода совместно с наземной сейсморазведкой (2D/3D) в сторону совместных систем наблюдения 2D/3D+ВСП.

К недостаткам метода следует отнести:

  • необходимость дорогостоящего бурения скважины;
  • ограниченность изучаемого пространства околоскважинной областью;
  • несимметричность системы наблюдения (приемники расположены в скважине, источники возбуждения — на поверхности), усложняющая анализ и обработку сейсмограмм.

Примечания

Принципиальная схема скважинного зонда для проведения ВСП
Эта страница в последний раз была отредактирована 2 мая 2017 в 11:26.
Вертикальное сейсмическое профилирование — это… Что такое Вертикальное сейсмическое профилирование? Принципиальная схема методики ВСП

Вертикальное сейсмическое профилирование — это разновидность 2D сейсморазведки, при проведении которой источники сейсмических волн располагаются на поверхности, а приёмники помещаются в пробуренную скважину.

История

  • Фотография страницы патента на изобретение метода вертикального сейсмического профилирования, полученного Фессенденом в 1918 году

Впервые идея расположить сейсмоприёмники в пробуренной скважине была высказана неким Фессенденом в 1918 году. Но его работы не получили широкого распространения. Также в анналы истории ВСП попали фамилии учёных: Мак Коллума и Ла Руе (1931). Но всё же основоположником и создателем технологии этого метода в том виде, в каком он используется сегодня, является советский учёный Е. И. Гальперин, разрабатывавший эту тематику в СССР, начиная с начала 60-х. Дело его живо и сейчас, что подтверждают ежегодные «

Гальперинские чтения»[1].

Основная методика наблюдений

Принципиальная схема скважинного зонда для проведения ВСП

Перед проведением ВСП должна быть пробурена или выбрана из существующих подходящая скважина. Затем по бокам этой скважины, в какой-то одной плоскости, к которой принадлежит ось ствола скважины, размещаются источники сейсмических волн (вибраторы или взрывчатые вещества), а в скважине располагаеются высокочувствительные приёмники сейсмических колебаний, связанные каротажным кабелем с наземной сейсмостанцией. Затем происходит серия взрывов и регистрация сейсмических волн. В 1960 годы в сейсморазведке был осуществлен переход на цифровую запись полевой информации и с тех пор геометрические размеры вычислительной техники только снижались и в настоящее время могут иметь размер с толстую тетрадь (Ноутбук).

Используемое оборудование

Оборудование, используемое при проведении вертикального сейсмического профилирования, состоит из двух основных компонентов: наземной сейсмостанции и блока скважинных приборов. Принципиально оно ничем не отличается от обычного оборудования для проведения наземной 2D сейсморазведки, кроме одной детали: скважинные зонды существенно усложнены из-за того, что они должны выдерживать повышенную температуру и давление, существующие на глубинах порядка нескольких километров. Мировым лидером в производстве оборудования ВСП в настоящий момент является фирма Sercel.

Последовательность обработки данных

Граф обработки данных ВСП с ближнего пункта возбуждения (квазивертикальное распространение волн) выглядит примерно следующим образом:

  • редакция и предварительная обработка;
  • регулировка амплитуд и фильтрация;
  • разделение волн и подавление помех;
  • деконволюция по форме падающей волны;
  • построение трассы коридорного суммирования.

При обработке данных ВСП с удаленных пунктов возбуждения граф обработки включает:

  • подбор модели среды по разным типам волн;
  • построение изображения околоскважинного пространства с помощью миграции или преобразования ВСП-ОГТ.

Преимущества и недостатки метода

По сравнению с наземной сейсморазведкой (2D/3D), этот метод обладает следующими преимуществами:

  • практически полностью устранено влияние на сейсмограмму поверхностных волн, так как сейсмоприемники обычно расположены ниже области их регистрации;
  • первые вступления на сейсмограмме дают первое приближение истинной кинематической модели среды;
  • возможность точной увязки данных ГИС с данными наземной сейсморазведки;
  • сигнал от возбуждения наблюдается в среде, а не на поверхности, что позволяет оценить и учесть его форму, что раскрывает дальнейшее развитие метода совместно с наземной сейсморазведкой (2D/3D) в сторону совместных систем наблюдения 2D/3D+ВСП.

К недостаткам метода следует отнести:

  • необходимость дорогостоящего бурения скважины;
  • ограниченность изучаемого пространства околоскважинной областью;
  • несимметричность системы наблюдения (приемники расположены в скважине, источники возбуждения — на поверхности), усложняющая анализ и обработку сейсмограмм.

Примечания

Ссылки

Вертикальное сейсмическое профилирование.

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 4Следующая ⇒

Вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) это метод околоскважинных и межскважинных исследований для решения комплекса геологических, методических и технологических задач сейсморазведки на всех этапах геологоразведочного процесса. Основой для анализа волнового поля по материалам ВСПявляются сводные сейсмограммы по стволу скважины для каждого пункта взрыва (рис. 6). По своей сути — это интегральный сейсмокаротаж, выполняемый многоканальным зондом со специальными прижимными устройствами, обеспечивающими плотный контакт сейсмоприемников со стенками скважины. Это позволяет избавиться от влияния сильных помех и прослеживать волны в последующих вступлениях записи. ВСПэто эффективный метод изучения волновых полей и процесса распространения сейсмических волн во внутренних точках геологических сред. В отличие от большинства геофизических скважинных методов, изучающих разрез только в ближайшей окрестности ствола скважины, ВСПпозволяет исследовать около скважинное и межскважинное пространство.

Рис. 7. Сейсмограмма ВСПпо одной из скважин Сургутского района в Западной Сибири:

а — сейсмограмма наземных наблюдений вблизи скважины на базе 690 м;

б — сводная сейсмограмма по стволу скважины на глубину до 2100 м

Сейсмические наблюдения по методу ВСП выполняют для решения разведочных геологических задач, изучения волновых полей, определения скоростной характеристики разреза и др. Схема наблюдений в ВСП при решении разведочных задач показана на рис. 7. На нем изображены пути пробега отраженной волны от наклонной границы RR к вертикальной расстановке сейсмоприемников, помещенной в интервале глубин z2-z1. Источник расположен на поверхности в точке О,удаленной от устья скважины на некоторое расстояние. Следовательно, наблюдения в методе ВСП относятся к наблюдениям на непродольных вертикальных профилях. Регистрация сейсмических волн в методе ВСП осуществляется во внутренних точках среды, расположенных ниже верхней неоднородной части разреза, в которой образуются наиболее интенсивные волны-помехи. Поэтому на сейсмических записях ВСП отраженные волны в некоторых случаях могут прослеживаться лучше, чем на обычных записях МОВ. Кроме того, при ВСП меньше сказывается искажающее влияние на времена прихода отраженных волн рельефа поверхности земли и подземного рельефа верхней неоднородной части разреза.

Рис.8 Схема сейсмических наблюдений в глубоких скважинах при вертикальном сейсмическом профилировании

 

На приводимых ниже сейсмограммах (рис. 8) можно выделить основные типы волн, характерные для данного удаления «источник -приемник»:прямые падающие, однократно отраженные, отраженные многократные и частично кратные, поперечные, обменные, преломленные. По этим же данным можно осуществить привязку основных отраженных (целевых) волн к границам отражения и, тем самым, к геологическим границам (рис. 8). Глубинную привязку отраженных волн осуществляют путем использования точки пересечения линии времен вступлений падающей волны и оси синфазности волны отраженной, имеющей противоположную по знаку кажущуюся скорость.

Изучение с помощью вертикального сейсмического профилирования около скважинного пространства возможно на значительных расстояниях от скважины и для очень широкого круга геологических условий и задач. Возможно изучение разреза не только в интервале глубин, вскрытых скважиной, но и, что весьма существенно, глубже забоя. При этом прием колебаний осуществляется трех — шестиприборными зондами. Расстояние между приборами составляет 10-40 м. Каждый скважинный прибор содержит несколько сейсмографов, смонтированных в герметичных контейнерах. Для передачи сигналов от скважинных приборов к сейсморазведочной станции используются бронированные трех — семижильные кабели. Существуют скважинные зонды, предназначенные для регистрации не только вертикальной составляющей волнового поля, но и других компонент поля. Наблюдения на вертикальном профиле проводят, используя 2-3 пункта возбуждения сейсмических волн. Один из них располагают как можно ближе к устью скважины (50 – 150 м), а другие удаляют на те расстояние, для которых хотят изучить волновое поле. По принципу анализа зарегистрированного волнового поля выделяют две основные модификации ВСП — скалярнуюи векторную (поляризационную модификацию ПМ ВСП). По технике записи различают однокомпонентную модификацию ВСП(регистрируется только вертикальная компонента поля) и трехкомпонентную ПМ ВСП.

При решении разведочных задач сводные сейсмограммы ВСП преобразуют во временные разрезы путем введения кинематических и статических поправок. Трансформированная во временной разрез сводная сейсмограмма ВСП при одинаковой линии приведения сопоставима с временным разрезом МОВ или МОГТ.

 

Рис. 9. Пример использования данных ВСП для стратиграфическойпривязки отражающих границ и выделения кратных отраженных волн на одной из скважин глубиной 3200 м в Средней Азии:

а — сходная сейсмограмма ВСП;

б — предполагаемыйход лучей однократных (сплошные линии) и кратных (пунктирные линии) отраженных волн.

 



ВЕРТИКАЛЬНОЕ СЕЙСМИЧЕСКОЕ ПРОФИЛИРОВАНИЕ • Большая российская энциклопедия
  • рубрика
  • родственные статьи
  • image description

    В книжной версии

    Том 5. Москва, 2006, стр. 185

  • image description

    Скопировать библиографическую ссылку:


Авторы: Г. А. Шехтман

ВЕРТИКА́ЛЬНОЕ СЕЙСМИ́ЧЕСКОЕ ПРО­ФИЛИ́РОВАНИЕ (ВСП), ме­тод сква­жин­ной гео­фи­зи­ки, ос­но­ван­ный на изу­че­нии про­цес­са рас­про­стра­не­ния сейс­ми­чес­ких волн внут­ри ре­аль­ных сред. ВСП пред­ло­же­но рос. гео­фи­зи­ком Е. И. Галь­пе­ри­ным в нач. 1960-х гг. При ВСП один из двух эле­мен­тов (ис­точ­ник или при­ём­ник уп­ру­гих ко­ле­ба­ний) пе­ре­дви­га­ют в ство­ле сква­жи­ны, а вто­рой – в при­по­верх­но­ст­ной зо­не или в др. сква­жи­не. Раз­ли­ча­ют пря­мое ВСП, ко­гда ис­точ­ник уп­ру­гих ко­ле­ба­ний раз­ме­ща­ют в при­по­верх­но­ст­ной зо­не, а при­ём­ник – в ис­сле­дуе­мой сква­жи­не, и об­ра­щён­ное ВСП, ко­гда ис­точ­ник и при­ём­ник име­ют об­рат­ное рас­по­ло­же­ние. В ме­то­де ВСП изу­ча­ют сейс­мич. вол­ны раз­ных ти­пов и клас­сов: пря­мые, от­ра­жён­ные, пре­лом­лён­ные, про­доль­ные, по­пе­реч­ные, об­мен­ные и др. От на­зем­ной сейс­мо­раз­вед­ки ВСП от­ли­ча­ют по­тен­ци­аль­но бо­лее вы­со­кие точ­ность и раз­ре­шаю­щая спо­соб­ность, а так­же од­но­знач­ность оп­ре­де­ле­ния фи­зич. и гео­ло­гич. па­ра­мет­ров раз­ре­за. По­сколь­ку сква­жи­на пе­ре­се­ка­ет не­од­но­род­но­сти гео­ло­гич. раз­ре­за, ВСП по­зво­ля­ет при­вя­зать к ним осо­бен­но­сти вол­но­во­го сей­смич. по­ля, ко­то­рые не мо­гут быть од­но­знач­но ин­тер­пре­ти­ро­ва­ны по дан­ным на­зем­ной сейс­мо­раз­вед­ки. В от­ли­чие от ме­то­дов ка­ро­та­жа, ВСП по­зво­ля­ет про­во­дить опе­ра­тив­ный про­гноз раз­ре­за ни­же за­боя бу­ря­щей­ся сква­жи­ны, а так­же изу­чать про­стран­ст­во во­круг сква­жи­ны на рас­стоя­ни­ях, со­из­ме­ри­мых с её глу­би­ной. ВСП в ком­плек­се с на­зем­ной сейс­мо­раз­вед­кой и ка­ро­та­жем ус­пеш­но ис­поль­зу­ют для оп­ти­ми­за­ции по­ис­ков и раз­вед­ки ме­сто­ро­ж­де­ний неф­ти и га­за, а так­же при их раз­ра­бот­ке и экс­плуа­та­ции.

Поляризационный метод вертикального сейсмического профилирования

Поляризационный метод вертикального сейсмического профилирования 

Физические основы ПМ ВСП

Поляризационный метод вертикального сейсмического профилирования (ПМ ВСП) основан на регистрации искусственного акустического волнового возбуждаемого на поверхности трёхкомпонентными датчиками расположенными в стволе каротируемой скважины.

В процессе обработки зарегистрированного волнового поля от каждого из пунктов возбуждения, расположенных на разнонаправленных лучах относительно каротируемой скважины, производится выделение волн различного типа (прямых, обменных, отражённых и т.д.), Рис.1, расчет распределение их кинематических и динамических параметров вдоль ствола скважины, а также сопоставление этих характеристик в зависимости от удаления от ствола скважины и азимута пунктов возбуждения между собой и с данными ГИС.

Задачи, решаемые с помощью ПМ ВСП
  • изучение формы акустического сигнала, затухания и поглощения его энергии в околоскважинном пространстве в сейсмическом диапазоне частот;
  • определение интервальной модели скорости продольных и поперечных волн в околоскважинном пространстве;
  • изучение геомеханических характеристик горных пород в околоскважинном пространстве в сейсмическом диапазоне частот;
  • уточнение строения резервуара, оценка коллекторских свойств пород-коллекторов;
  • изучение микрослоистости разреза пересечённого скважиной;
  • изучение анизотропных свойств пород в околоскважинном пространстве;
  • оценка характера слоистости пород в околоскважинном пространстве;
  • оценка направления трещиноватости пород в околоскважинном пространстве;
  • определение критериев для оценки нефтегазоносности вскрытого разреза в сейсмическом диапазоне частот;
  • прогноз литологии, скоростной характеристики, участков, опасных на рапопроявления, АВПД и др. ниже забоя скважины;
  • согласование каротажных и наземных сейсмических данных.

Селекция волнового поля ПМ ВСП на различные типы волн

Рис.1. Селекция волнового поля ПМ ВСП на различные типы волн

Условные обозначения: DP-падающая продольная волна; UP-восходящие продольные волны; DS-падающие обменные волны; US-восходящие обменные волны; UPUPDP-кратные продольные волны; UPUPDS – кратные обменные волны.

Опыт выполнения работ методом ПМ ВСП

Компанией Октопус выполнены работы ПМ ВСП по 12 скважинам в пределах Астраханского ГКМ, имеющего сложное геологическое строение. Сложность геологического строения определяется сложной конфигурацией соляных тел (куполов) (см. рис.2), что осложняет использование методов естественных (НСЗ, ЛМС и др.) и исскуственных (МОГТ 2 и 3 D ) волновых полей для решения геологических задач.

Выполненные работы ПМ ВСП позволили построить адекватную модель распределения упругих параметров горных пород (интервальной скорости продольных и поперечных волн, модуля Юнга и коэффициента Пуассона и др.) в сейсмическом диапазоне вертикального разрешения в межскважинном пространстве . Такая модель позволяет эффективно использовать методы НСЗ, 2 и 3 D МОГТ для изучения межскважинного пространства в пределах АГКМ.

Геологическое строение территории АГКМ по линии пересекающей его с северо-запада на юго-восток

Рис.2. Геологическое строение территории АГКМ по линии пересекающей его с северо-запада на юго-восток

Буровые системы с верхним приводом — Добыча и переработка

Буровые системы с верхним приводом являются мировым образцом и применяются при планировании и ведении буровых работ при планировании нефтяных и газовых скважин и их месторождениях.

Крупнейшие разработчики мировых систем с верхним приводом внедряют свои передовые технологии. Буровики и буровые компании осознали значительное преимущество в буровых систем с верхним приводом перед бурением с использованием квадрата.

Технологии с использованием верхнего привода обеспечило увеличение скорости, повышение безопасности, а так же появления новой техники бурения.

За счет достигается экономия времени? При прохождении пластов со сложными биологическими условиями обеспечивается избежание прихвата. Бурение через плотные пропластки, а так же циркуляции и расхаживание ствола осуществляются быстро без использования квадрата.


Наклонно-направленное бурение интервалами 27 метров экономят время, необходимое для переориентировки инструмента. Значительны так же преимущества бурения с верхним приводом для обеспечения безопасности работ. Уменьшается количество вращающихся узлов в полу буровой, снижается число соединений бурового инструмента, обеспечивается возможность быстрой подачи бурового раствора в скважину при спуске подъемных операций.

Особенности буровых систем с верхним приводом TDS 9S


Вместе с тем буровые системы с верхним приводом оказали значительно воздействие на проектирование новых технологий бурения. Расширились возможности в удаленное проникновение зон с одной платформы. Горизонтальное бурение позволяет осуществлять эффективное производство в тонких пластах.
Сегодня эти технологии применяются уже не только в крупных морских месторождениях, но становятся так же обычным делом при проведении буровых работ на суше. Инженеры-буровики при планировании работ на суше используют преимущество таких технологий.


При разработке систем верхнего привода для наземно-буровых установок компании полностью пересмотрели концепцию подхода к верхним приводным системам. Привязка систем с верхним приводом изначально была громоздка и представляла собой затруднительную задачу в проектировании. Помимо уменьшении размеров оборудования его привязки к стандартным вышкам 41-43 метра, следовало учитывать так же соображение монтажа, компактности и снижения затрат на оборудование. Наибольшую возможность для уменьшения размеров оборудования и снижения его стоимости предоставил буровой двигатель.
По сравнению с большими и мощными двигателя постоянного тока, устанавливаемая система с верхним приводом используется с применением двух небольших двигателей переменного тока, которые обеспечивают улучшенные характеристики по скорости и крутящему моменту. К тому же двигатель переменного тока не требует наличия коммуникационной системы и щеток, что позволяет обойтись без сложной искробезопасной системой охлаждения.


Крутящий момент, создаваемый парой двигателей переменного тока мощностью 350 лошадиных сил каждый, практически равен моменту создаваемого одним двигателем постоянного тока мощностью 1100 лошадиных сил. Эти двигатели создают максимально номинальный крутящий момент при переходе от зависания к максимальной скорости. Крутящий момент при скорости от 0 до 110 моментов в минуту и до 220 оборотов в минуту равен 48 360 кг на метр. Два простых двигателя переменного тока стали сердцевиной новой буровой системы.
Двигатели работают от переменного тока напряжением 600 и 480 вольт, которое может вырабатываться буровой силовой установкой, преобразовываться от постоянного тока напряжением 750 вольт и передаваться непосредственно от линии высоковольтных передач.


Подобные нововведения позволяют привязать систему практически к любой существующей электрической системе.
Была упрощена и облегчена направляющая балка, что обеспечивает быструю установку системы без модификации мачты. Новая система устанавливается на большинстве существующих мачт высотой 43 метра. Обеспечивает зазор в 3.6 метра и благодаря этому не требует дополнительных затрат.


Реактивный крутящий момент передается не на мачту, а по направляющей и распорной балкой уходит на раму и верхнее основание.
Система грузоподъемностью 400 т предназначена для эксплуатации на малых и средних буровых установках. Она была названа TDS 9S и является 9-ой модификацией значительной серии буровых систем, которые изменили технологии бурения нефтяных и базовых скважин для более рациональной добычи нефтепродуктов.

Система TDS 9S разработана с учетом практических задач. Упрощенная конструкция позволяет снизить первоначальные затраты и расходы по обслуживанию. Встроенная интегрированная гидравлическая силовая облегчает монтаж, упрощает обслуживание и снижает затраты. Наращивание инструмента производится с помощью двигателей переменного тока. Уникальные характеристика системы, работающего от переменного тока, является высокий прерывистый момент, обеспечивающий безопасное использование двигателя для свинчивания и развинчивания соединений. Это позволяет обойтись без трубного ключа в трубном манипулятор, что упрощает систему, снижает ее вес и стоимость.


Простой зажим А захватывает соединение верхнего замка и буровик вращает всю колонну для свинчивания и развинчивания соединений. Как правило, имеются два встроенных предохранительных клапана, верхний из которого управляется дистанционно и обеспечивает безопасность в случае выброса. Силовая вращающаяся головка позволяет верховому работать со свечами с помощью механизмов наклонных штроб и автовозврата. Двухсторонний гидравлический механизм наклонных штроб обеспечивает дополнительный отвод на расстоянии 60 см над столом.
Гидравлическая компенсаторная система создает необходимую компенсаторную амортизацию в момент в момент соединения свечей с переходником при посадке труб, равно как и при разъединении шпильки от муфты при развинчивании.


Простая система охлаждения позволяет обходиться без обслуживающего контура, насосов и промежуточных охладителей, используемых в больших системах с верхним приводом.
Монтаж системы занимает не более 8 часов. Часть работ по монтажу может быть выполнена до доставки системы до места установки. Обвязка кабеля и шланга крепятся на мачту на высоте до 25 метров. Здесь для подсоединения к обслуживающему контуру подготавливается узел быстросъемных соединений или распределительная коробка. Консоль управления устанавливается в панели бурильщика. Кабели идут к панели управления, расположенных в силовом помещении.


Буквенно-цифровой дисплей на панели управления упрощает систему контрольно-измерительных приборов. На нем так же высвечивается информация по режиму обслуживания, времени работы, числу оборотов и циклу работы встроенных предохранительных клапанов.


Система TDS 9S отвечает потребностям бурильщиков, ведущих работу как в море, так и на суше. Это мощная, компактная и мобильная буровая платформа, обладающая низкой стоимостью и теме же характеристиками что и крупные приводные системы. Может эксплуатироваться на небольших установках. Технология бурения с верхним приводом не только доказала свою эффективность. Отныне она предлагается в виде ново высокомобильной и экономичной системой.

Бурение на расстоянии — Буровой подрядчик

Установки, оснащенные системами ходьбы / заноса, буровыми насосами повышенной мощности и верхними приводами, удовлетворяют требованиям горизонтального бурения

Джоан Лиу, помощник редактора

 BHP Billiton entered the US land market in 2011 and has since been drilling development wells in the Eagle Ford (pictured) and Haynesville and appraisal wells in the Permian.

BHP Billiton вышла на земельный рынок США в 2011 году
и с тех пор занимается бурением эксплуатационных скважин
в Eagle Ford (на снимке) и Haynesville
и оценочных скважин в Перми.

Буровая площадка физически развивалась с появлением горизонтальных буровых и многолуночных площадок.Больше не существует буровой установки, предназначенной для бурения одной скважины до того, как она будет сломана, перемещена в другое место и снова установлена. Хотя эта эволюция наиболее заметна в Северной Америке, другие земельные рынки по всему миру, в том числе Саудовская Аравия и Аргентина, следуют этому примеру. В центре эволюции находится буровая установка. В связи с потребностями операторов и сегодняшними операциями буровые подрядчики расширяют возможности горизонтальных буровых установок. Быстрое движение — ходьба или занос — Установки переменного тока с грязевыми насосами на 1600 л.с. и верхними приводами с высоким крутящим моментом заполняют весь парк.

Наземные буровые установки в Северной Америке в основном заняты программами горизонтального бурения. Для Patterson-UTI Drilling более 80% из более чем 200 активных буровых установок в США — это бурение горизонтальных скважин. Майк Гарвин , старший вице-президент по поддержке операций компании, сказал, что он видит, что процент и общее количество увеличится в наступающем году, поскольку E & P компании переходят на более высокие уровни горизонтального бурения на рынках, которые исторически были преимущественно пробурены с вертикальными скважинами, такие как пермский бассейн.«Кроме того, горизонтальные поперечные длины становятся длиннее, что приводит к более сложным скважинам». Эта большая сложность в сочетании с желанием повысить эффективность бурения сделали современные установки AC предпочтительным классом буровых установок многими компаниями, занимающимися разведкой и добычей.

highlights1web Из примерно 320 наземных буровых установок, которые Helmerich & Payne (H & P) эксплуатирует в Северной Америке, Южной Америке, на Ближнем Востоке и в Африке, около 80% направлены на разработку. В ОАЭ «все наши буровые установки находятся на горизонтальном участке с увеличенной досягаемостью — измеренная глубина по горизонтали 10 000 футов», — сказал Дэвид Миллуи, , региональный вице-президент по наземным операциям в США.«В Аргентине и Колумбии, где у нас есть наши буровые установки с технологией переменного тока, буровые установки Flex 3 предназначены для бурения в горизонтальном направлении от 4000 до 8000 футов в зависимости от страны и местоположения». Почти 90% сухопутного флота H & P бурит горизонтально.

Вводя наземные операции в США в 2011 году, BHP Billiton с тех пор занимается бурением эксплуатационных скважин в Eagle Ford и Haynesville и оценочными скважинами в Перми. «Наши установки предназначены для бурения горизонтальных скважин и преимущественно для бурения эксплуатационных скважин», — сказал Дерек Кардно , вице-президент по бурению и заканчиванию скважин.«Все они являются установками переменного тока, и большинство из них являются скользкими. Мы также превратили их в быстрые двигатели. ”

Derek Cardno, VP of Drilling and Completions for BHP Billiton, visits a drilling site in the Eagle Ford, where the operator is drilling development wells. “We’re training our engineers and field crews in lean techniques and how to identify ways to take time out of our business,” Mr Cardno said. “It’s not by doing things recklessly. It’s by having a really good plan, the right tools, the right people, crews being motivated to execute that plan and then do it even better the next time.”

Дерек Кардно, вице-президент по бурению и заканчиванию скважин для BHP Billiton, посещает буровую площадку в Eagle Ford, где оператор бурит эксплуатационные скважины. «Мы обучаем наших инженеров и полевых бригад методам бережливого производства и способам выкроить время из нашего бизнеса», — сказал г-н Кардно. «Дело не в безрассудстве. Это благодаря тому, что у вас есть действительно хороший план, правильные инструменты, правильные люди, команды, мотивированные для выполнения этого плана, а затем сделать его еще лучше в следующий раз.

Помимо мобильности буровой установки, «двумя наиболее важными компонентами для эффективной разработки площадки и бурения длинных боковых стволов являются грязевые насосы и крутящий момент верхнего привода», — сказал Джей Минмир , 2014 год, председатель IADC и президент Nomac Drilling . ,

В этом обзоре установок для горизонтального бурения лидеры отрасли из BHP, H & P, Nabors Drilling , Nomac, Patterson-UTI и Sidewinder Drilling делятся своими взглядами на компоненты буровой установки и возможности, необходимые для удовлетворения требований наземного горизонтального бурения.

Переход на горизонтальные скважины

Не привыкать к горизонтальному бурению, Nabors занимается бурением горизонтальных скважин в заливе Прудхо с 1983 года и участвовал в тенденции Остин Мел в середине 90-х годов. Nabors имеет около 300 действующих наземных буровых установок в Северной Америке, Южной Америке, Азиатско-Тихоокеанском регионе и на Ближнем Востоке, в основном это бурение горизонтальных скважин. «Мы наблюдаем рост объемов горизонтального бурения на международном уровне, хотя в течение многих лет мы бурили сложные горизонтальные скважины в таких местах, как Саудовская Аравия.Недавним примером является рекордная скважина, пробуренная на одной из наших буровых установок, которая достигла более 50 000 футов контакта с пластом. Сланцевые коллекторы, которые мы бурим в Аргентине, настолько толстые, что начальное бурение является вертикальным, но мы

BHP is drilling wells to 17,000- to 19,000-ft TD in the Eagle Ford using AC-powered rigs.

BHP осуществляет бурение скважин на высоту 17 000–19 000 футов в Eagle Ford с использованием установок с питанием от переменного тока.

ожидают, что со временем горизонтальное бурение станет более распространенным », — сказал Деннис Смит, , директор по корпоративному развитию. «Это не такая большая доля всей международной работы, как в США, но она движется в этом направлении.Думаю, через пять-десять лет это будет ».

В Северной Америке примерно 90% буровых установок Nabors проходят бурение горизонтально, и отрасль поддерживает эту тенденцию. «Мы наблюдаем большой переход в западном Техасе и пермском бассейне на горизонтальное бурение. Клиенты меняются. Если большинство пробуренных ими скважин были относительно прямыми всего год или два назад, то теперь большинство перевернуто туда, где они собираются быть горизонтальными. Мы видим, что многие клиенты переводят планы бурения в горизонтальные », — сказал г-н Смит.Не только фаза развития сланцев движет тенденцией, но и горизонтальное развитие традиционных водохранилищ, таких как пермские.

Преимущество горизонтального бурения далеко и не ограничивается нетрадиционными или сланцевыми месторождениями. «Горизонтальное бурение было впервые коммерчески применено в обычном резервуаре в заливе Прудхо. Стимулом было смягчение образования конусов в пласте, что позволило снизить проникновение воды и газа и одновременно повысить продуктивность скважины. Экономика в то время заключалась в том, что рост стоимости скважины на 30% привел к удвоению добычи.Многие скважины были пробурены волнообразно, чтобы облегчить повторную перфорацию с течением времени », — пояснил Смит. При горизонтальном бурении «вы открываете намного больше пласта в стволе скважины, и это особенно применимо там, где у вас более тонкие зоны. Это действительно коллектор, который диктует это, и сланцевые коллекторы, которые требуют гидравлического разрыва пласта для достижения коммерческой производительности, пригодны для горизонтального бурения ».

H & P сообщает, что в 95% своих операций она бурит боковые отводы от 8000 до 10000 футов.Тем не менее,

Helmerich & Payne’s Rig 500 is operating in Pennsylvania. The AC-powered FlexRig5 targets extended-reach horizontal wells for multiwell pad development. The rig is suited to drill wells from 12,000 to 25,000 ft and features a bi-directional skidding system. Approximately 50% of H&P’s fleet has hydraulic skid systems.

Helmerich & Payne’s Rig 500 работает в Пенсильвании. Привод переменного тока FlexRig5 предназначен для горизонтальных скважин с расширенным радиусом действия для разработки многолуночных площадок. Буровая установка предназначена для бурения скважин от 12 000 до 25 000 футов и оснащена системой двунаправленного трелевки. Приблизительно 50% парка H & P имеют гидравлические системы защиты.

некоторые операторы достигают 3-мильной (15 840-футовой) боковой высоты, отметил г-н Милви. H & P видел скважины в Оклахоме, и Баккен проталкивает боковые от 12 000 до 15 000 футов.В районе Игл-Форда «мы наблюдали увеличение с преимущественно боковых боковых поверхностей в 8000 футов до боковых в 12000 футов, а затем в Западном Техасе мы наблюдаем переход от вертикальной к боковой работе с боковыми боковыми участками от 6000 до 10000 футов. »

Переход на горизонтальное бурение также изменил способ, которым операторы выбирают свои буровые установки. В США отрасль исторически классифицировала буровые установки по мощности лебедки, что имело смысл для бурения вертикальных скважин. Грузоподъемность раньше была основным фактором, но при горизонтальном бурении она стала менее важной.«Сегодняшние скважины часто имеют такую ​​же длину, как и вчерашние вертикальные скважины с точки зрения измеренной глубины, но, как правило, они имеют меньшую площадь с точки зрения общей вертикальной глубины. Следовательно, требования к грузоподъемности снижены », — сказал Минмир из Nomac.

Клиентская база Nomac — например, Chesapeake Energy , EOG Resources , Continental Resources и Noble Energy — в основном находится в режиме разведочного бурения. Почти 100% парка Nomac из 85 наземных буровых установок

H&P’s Rig 600 is operating in South Texas. The Flex3 rig is equipped to drill 8,000- to 22,000-ft wells. In the Eagle Ford area, “we have seen an increase from predominantly 8,000-ft laterals to 12,000-ft laterals, and then in West Texas we’re seeing the shift from vertical to lateral work with 6,000- to 10,000-ft laterals,” David Millwee, Regional VP – US Land Operations, said. While the majority of H&P’s fleet is drilling 8,000-ft to 10,000-ft laterals, some operators are reaching for 15,000 ft.

H & P Rig 600 работает в Южном Техасе.Установка Flex3 оборудована для бурения скважин длиной от 8000 до 22000 футов. В районе Игл-Форд «мы наблюдали увеличение с боковых участков преимущественно с 8000 футов до боковых с 12000 футов, а затем в Западном Техасе мы наблюдаем переход от вертикальной к боковой работе с боковыми боковыми участками от 6000 до 10000 футов». Дэвид Милви, региональный вице-президент по наземным операциям США. В то время как большая часть флота H & P осуществляет бурение от 8000 до 10000 футов, некоторые операторы достигают 15000 футов.

занимается бурением горизонтальных скважин.«Когда мы говорим с операторами, их больше всего интересует установка с большими грязевыми насосами — 1600 (гидравлическая) л.с. с концами жидкости 7500 фунтов на квадратный дюйм — и верхний привод с более высоким крутящим моментом, а не лебедка лебедки», — сказал г-н Минмир. «Сейчас принято видеть буровую установку с лебедкой мощностью 1000 л.с., буровыми насосами мощностью 1600 л.с. и бурением с верхним приводом с более высоким крутящим моментом, так же эффективно, как и аналогичная буровая установка с лебедкой мощностью 1500 л.с.»

Насос для питания и давления

Ускорение горизонтального бурения привело к многочисленным изменениям в возможностях буровой установки, таким как увеличение производительности стеллажей для труб и более высокой гидравлической мощности, что, в свою очередь, требует дополнительной мощности.«Поскольку измеренная глубина скважин значительно увеличилась по сравнению с истинной вертикальной глубиной, вам нужно больше возможностей для установки в стойку трубы, чтобы избежать необходимости прокладывать бурильную трубу при спуске из скважины», — сказал Смит из Nabors. Гидравлическая мощность означает большие насосы, большие объемы и более высокое давление, необходимые для обеспечения более высоких крутящих моментов и оборотов современных забойных двигателей.

С 2012 года Nomac методично переходит на более высокую мощность

Horizontal drilling has led to significant changes in rig capabilities, such as increased pipe racking capacity and higher hydraulic horsepower, which requires additional power. “Because the measured depth of wells has increased significantly relative to the true vertical depth, you need more capacity to rack pipe so as to avoid having to lay down any drill pipe when tripping out of the hole,” Dennis Smith of Nabors said.

Горизонтальное бурение привело к значительным изменениям в возможностях буровой установки, таким как увеличение производительности стеллажей и более высокая гидравлическая мощность, что требует дополнительной мощности.«Поскольку измеренная глубина скважин значительно увеличилась по сравнению с истинной вертикальной глубиной, вам нужно больше возможностей для установки в стойку трубы, чтобы избежать необходимости прокладывать бурильную трубу при спуске из скважины», — сказал Деннис Смит из Nabors.

грязевые насосы. В декабре 2012 года 40% буровых установок компании были оснащены двумя насосами мощностью 1600 л.с. каждый. К декабрю 2013 года это было 52%. Сегодня 64% флота Nomac имеют 1600 или более мощных грязевых насосов. Подрядчик также имеет 16 новостроек, все из которых будут оснащены насосами мощностью 1600 л.с.Планы по модернизации других установок, которые в настоящее время имеют насосы меньшей мощности, также находятся в стадии реализации. «К концу следующего года я ожидаю, что 80% нашего парка будет иметь насосы мощностью 1600 л.с.», — добавил г-н Минмир. «Это, пожалуй, самый важный фактор, определяющий, как долго и насколько эффективно можно бурить горизонтальный участок».

Благодаря большей сложности скважины и более длинным горизонтальным боковым стенкам, для эффективного бурения скважин требуется большее давление бурового насоса. Соответственно, циркуляционные системы модернизируются для создания большего гидравлического давления.«В настоящее время мы поставляем буровые установки с грязевыми системами 7500 фунтов на квадратный дюйм, которые традиционно были ограничены 3500 или 5000 фунтов на квадратный дюйм», — пояснил г-н Гарвин из Patterson-UTI. Это позволяет увеличить гидравлическую мощность для более быстрого бурения горизонтальных участков с расширенным радиусом действия.

Для H & P, по оценкам г-на Милви, около 75% новостроек, выходящих на земельный рынок, оснащены системами 5000 фунтов на квадратный дюйм. «В большинстве областей мы бурим производственный участок в диапазоне от 4200 фунтов на квадратный дюйм до 5000 фунтов на квадратный дюйм в зависимости от

Nabors Industries использовались конструкция скважины и тип КНБК, — сказал г-н Милви, — но, как мы видели, переходы к более длинным боковым участкам и более крупным сечениям скважин заставили операторов начать требовать системы 7500 фунтов на квадратный дюйм.Недавно у нас были операторы, которые бурили производственные участки от 6000 до 6500 фунтов на квадратный дюйм ».

Компания «

Sidewinder Drilling», имеющая 42 наземные буровые установки в США, строит два новых здания — одно будет доставлено в январе, а второе в марте 2015 года. Оба, вероятно, будут работать в Техасе и будут оснащены буровыми насосами на 7500 фунтов на квадратный дюйм. «Мы выбрали грязевые насосы Weatherford с давлением 7500 фунтов на квадратный дюйм с двигателями с постоянными магнитами, поскольку мы считаем, что они будут более надежными, более мощными и более легкими по сравнению с обычными грязевыми насосами», — сказал Джон Коул , председатель и главный исполнительный директор Sidewinder.Двигатели с постоянными магнитами меньше и легче, чем обычные двигатели переменного тока. «Они могут работать дольше при максимальной мощности, чем обычные двигатели».

Nabors Drilling также наблюдал больше запросов на насосы на 7500 фунтов на квадратный дюйм, которые устанавливаются на старые буровые установки. «Давным стандартом была способность в 5000 фунтов на квадратный дюйм», объяснил г-н Смит. «Чтобы перейти к этому более высокому давлению, вам необходимо заменить концы жидкости и трубопровод высокого давления». Более высокий psi позволяет операторам воспользоваться новыми преимуществами буровых долот, двигателями с высоким крутящим моментом и большими, более быстрыми буровыми двигателями.«Все это способствует скорости проникновения и возможности эффективной очистки отверстия».

В течение 2015 года Nabors добавит в свой парк 60 буровых установок, каждая из которых будет оснащена насосами на 7500 фунтов на квадратный дюйм. В Северной Америке около 20% флота Nabors из 300 буровых установок оснащены насосами на 7500 фунтов на квадратный дюйм. «Сейчас мы устанавливаем трубопроводы высокого давления на все наши новые и модернизированные установки, чтобы их можно было легко модернизировать», — сказал г-н Смит.

The Nabors M-44 Rig (left) and Nabors Pace-X Rig 05 operate in Yoakum, Texas, in the Eagle Ford play. The PACE-X rigs are designed for multiwell drilling on pads. With the new generation of mast and substructures, drilling contractors can reduce the number of loads and connections to make rig moves more efficient between pads and with smaller-sized loads.

Nabors M-44 Rig (слева) и Nabors Pace-X Rig 05 работают в Йоакуме, штат Техас, в рамках игры Eagle Ford.Буровые установки PACE-X предназначены для бурения нескольких скважин на площадках. С новым поколением мачт и оснований буровые подрядчики могут уменьшить количество нагрузок и соединений, чтобы сделать перемещение буровой установки более эффективным между площадками и при нагрузках меньшего размера.

В Хейнсвилле BHP Billiton определил грязевые насосы до 7500 фунтов на квадратный дюйм. «Это нам очень помогло, потому что они имеют больший вес бурового раствора, более длинные скважины (достигают 18 000–19 000 футов) с небольшим размером отверстия», — заявил г-н Кардно. BHP использует 4-в.бурильная труба в секции водохранилища в Хейнсвилле, используя либо 4 ½, либо 5 дюймов в боковой секции в других зазорах. «Потому что мы в скважинах TDing в 6 in в. скважина, это оптимальный размер бурильной трубы, и возможность 7500 фунтов на квадратный дюйм помогли нашей работе в Хейнсвилле, позволив полную скорость потока на общую глубину ».

Вращается дальше

Гидравлическая мощность

— для грязевых насосов, а крутящий момент — для верхних приводов. Однако, хотя верхний привод играет важную роль в производительности горизонтального бурения, он также является ключевым моментом для отказа.«Главный привод на сегодняшний день является основной причиной простоя», — подчеркнул Коул из Sidewinder. Он призвал производителей улучшить контроль качества и работоспособность оборудования, а также обеспечить доступность запасных частей.

Sidewinder имеет 14 установок переменного тока, в том числе две в стадии строительства, 10 установок SCR, 12 механических установок и восемь более старых механических установок, которые были построены

Nomac’s Peake Rig #70 operating in Ohio

Nomac’s Peake Rig # 70, работающий в Огайо

до 2000 года. Старые механические буровые установки будут подвергаться выборочной модернизации для улучшения характеристик горизонтального бурения в зависимости от месторождения.

«У нас должен быть верхний привод для бурения горизонтальной скважины», — заявил г-н Коул. «Мы модернизируем электрические верхние приводы с более высоким крутящим моментом на некоторых наших буровых установках в Аппалачах, и мы будем использовать смещенные гидравлические верхние приводы на нашем старом механическом парке».

Скважины, которые Sidewinder бурит в Аппалачах, особенно в Ютике, имеют более длинный горизонтальный разрез, чем те, что они бурят в Марцелле, где они обычно работают от 7000 до 12000 футов. крутящий момент для действительно эффективного выполнения программ в Ютике », — заявил г-н Коул.«На наших установках переменного тока мощностью 1500 л.с. мы предпочитаем постоянный крутящий момент 50 000 фут-фунтов. На новых механических установках мы переходим с гидравлических агрегатов мощностью 20 000 фут-фунтов на верхние приводы с электроприводом переменного тока с крутящим моментом до 30 000 фут-фунтов ». В то время как верхние приводы с высоким крутящим моментом использовались на шельфе, типичная наземная установка мощностью 1500 л.с. использует привод с максимальным крутящим моментом 30 000 фут-фунтов. «Спрос на верхние приводы с более высоким крутящим моментом увеличивается», — добавил он.

В Хейнсвилле, BHP бурит промежуточные секции с твердым, сжимающим усилием 40 000 фунтов на квадратный дюйм.«Для этого требуется больший крутящий момент в верхнем приводе», — объяснил г-н Кардно, чего оператор может достичь с помощью установок Nabors PACE-X. Оператор начал развертывание буровых установок PACE-X в 2013 году; Установка оснащена 500-тонным верхним приводом переменного тока Canrig с

Nomac Rig #62 in Western Oklahoma

Nomac Rig # 62 в Западной Оклахоме

51 400 фут-фунтов непрерывного крутящего момента.

Требования оператора к верхним приводам с более высоким крутящим моментом приводят к отходу от гидравлических верхних приводов в пользу электрических агрегатов переменного тока.Примерно 78% буровых установок Nomac оснащены приводами переменного тока. По аналогии с тенденцией использования буровых насосов, г-н Минмир прогнозирует дальнейшее изменение парка Nomac к 90% к концу следующего года, поскольку все 16 новостроек Nomac будут включать в себя верхние приводы переменного тока, а другие будут модернизированы.

«За последние два года мы проходили значительный процесс модернизации, добавляя более крупные грязевые насосы, добавляя верхние приводы переменного тока, добавляя системы трелевки и ходьбы, добавляя гидравлические подиумы, железные опоры — все функции, которые запрашивают операторы.В конце концов, в парке будут все верхние приводы переменного тока, все грязевые насосы мощностью 1600 л.с., все трелевочные и ходовые. Это всего лишь вопрос времени », — сказал г-н Минмир.

Движущиеся конструкции

Для наземных буровых установок есть две грани мобильности: способность перемещаться из одного места в другое и возможность перемещаться из одной скважины в другую. Последнее приобрело большее значение из-за бурения на площадке, хотя первое остается ключом к эффективности всей операции бурения.«Примерно десять лет назад буровые установки разрабатывались и продавались как

Rig 248 features a walking system capable of moving the mast and substructure with 20,500 ft of drill pipe and eight stands of collars. The system is capable of forward, backward and side-to-side movement. The AC-drive rig is working in South Texas in the Eagle Ford Shale.

Буровая установка 248 оснащена прогулочной системой, способной перемещать мачту и основание, с 20 500 футами бурильной трубы и восемью стойками хомутов. Система способна двигаться вперед, назад и из стороны в сторону. Установка привода переменного тока работает в Южном Техасе в Eagle Ford Shale.

быстро движется, что означает, что они могут быстро перемещаться из одного места в другое. В этом контексте это было то, как быстро вы можете перенастроить, переместиться на новое место и поднять обратно », — объяснил г-н Минмир.«С преобладанием буровых площадок становится все более важным, насколько эффективно буровая установка может перемещаться от скважины к одной и той же площадке. Сегодня нередки случаи, когда наземные буровые установки выполняют только два или три перемещения буровой установки в год, а раньше они делали 15 ».

Сегодня 59% буровых установок Nomac способны скользить / ходить. В течение следующих 18 месяцев этот процент увеличится до 80-90% за счет новых сборок и обновлений. Как правило, буровые установки могут скользить / ходить из одной скважины в другую за шесть-12 часов.«Вы не обманываете. Вы не кладете бурильную трубу из мачты », — объяснил г-н Минмир. «По сравнению с переездом в другое место вы будете говорить часами, а не днями».

Приблизительно 50% парка H & P имеют гидравлические системы защиты от опрокидывания; модернизация других буровых установок может быть выполнена по запросу оператора. В Западном Техасе, где в настоящее время в H & P работает около 90 буровых установок, некоторые операторы все еще находятся в режиме разграничения, пояснил г-н Милви. «Они хотят выяснить, где находятся оптимальные места для их резервуаров.Затем на основании этих

Patterson-UTI’s Rig 279 is also operating in the Eagle Ford. The rig is equipped with two 1,600-hp triplex mud pumps and a 500-ton top drive.

Установка Patterson-UTI 279 также работает в Eagle Ford. Установка оснащена двумя грязевыми насосами мощностью 1500 л.с. и 500-тонным верхним приводом.

локаций, разработайте долгосрочный план для нескольких скважин на площадке. Когда они переходят в производственный режим, мы устанавливаем противоскользящие системы. Поскольку операторы продолжают лучше определять свои поля, мы модернизируем буровые установки для повышения эффективности работы прокладок ». Пространство между каждой скважиной преимущественно колеблется от 25 до 50 футов, отметил он.

В Eagle Ford, Bakken и Marcellus H & P в настоящее время занимается бурением многолуночных площадок. «Я вижу, что Западный Техас становится все более и более многопролетной площадкой, поскольку они определяют районы и начинают развиваться», — сказал г-н Милви. «В районе Среднего Континента, особенно в Вудфорде, мы снова видим толчок к колодезным колодцам. У нас там было несколько колодцев и несколько одиночных скважин, но мы видим, что один из них переходит в среду, где почти все ».

Значение в системах бурения на площадках заметно с точки зрения сокращения непроизводительного времени.«Многие из этих операций, не связанных с бурением, связаны с возможностями (для повышения эффективности). Быстро перемещать буровую установку — это огромная эффективность, поскольку для перемещения буровой установки с площадки на площадку традиционно требуется три-четыре дня, мы буквально можем дойти до следующей скважины на площадке за 45 минут », — говорит г-н Гарвин из Patterson. ИМП сказал.

С начала 70-х годов Nabors развернула системы трелевки / ходьбы в заливе Прудхо и в пустынных районах на Ближнем Востоке, включая Саудовскую Аравию. С начала 2000-х годов эта технология развилась от подъемно-поворотных до тупых систем.Приблизительно 75% американского флота Nabors, включая около 150 установок переменного тока, имеют системы ходьбы; за пределами США оборудовано около 33% его буровых установок. Конфигурация новейших установок переменного тока с системами ходьбы обеспечивает большую гибкость по сравнению с системой трелевки. «У прогулочных систем немного больше

Sidewinder is constructing two newbuilds – one to be delivered in January and a second in March 2015. Both will be equipped with 7,500-psi mud pumps with permanent magnet motors that are smaller and lighter than conventional AC motors.

Sidewinder строит два новых здания — одно будет поставлено в январе, а второе в марте 2015 года. Оба будут оснащены грязевыми насосами на 7500 фунтов на квадратный дюйм с двигателями с постоянными магнитами, которые меньше и легче, чем обычные двигатели переменного тока.

Преимущество

, когда у вас есть параллельные ряды или скважины не на одной прямой ». В то время как салазки представляют собой длинные балки с гидравлическими цилиндрами, которые тянут буровую установку вперед, пешеходные системы имеют четыре ножки, которые опускаются вниз, чтобы поднять буровую установку, а затем выдвигаются в продольном направлении, чтобы переместить буровую установку на несколько футов, а затем перезапустить процесс. «Stompers могут вращаться, чтобы двигаться в любом направлении на компасе, тогда как салазки находятся на прямой линии. Среди подрядчиков идут споры о том, какой из них лучше », — добавил он.

Новое поколение мачт и каркасов позволяет буровым подрядчикам переставлять свои буровые установки, чтобы уменьшить количество нагрузок и соединений, благодаря чему буровые установки намного более эффективно перемещаются между объектами.«По-прежнему важно быстро перемещаться между площадками и при нагрузках меньшего размера, требующих меньшего количества разрешений», — сказал Смит. «В 2005 году, когда мы начали строить много новых буровых установок, использование приводов переменного тока и цифрового управления облегчило переупаковку буровой установки в

.

HP | Helmerich & Payne Inc. Профиль

01.05.2020 Марк У. Смит
Старший вице-президент и финансовый директор
450 Производные / непроизводные транс.по $ 16,81 за акцию. 7,564
16.03.2020 Эдвард Барри Руст
директор
5,154 Награда в 34 доллара.92 за акцию. 179,977
16.03.2020 Джон Д. Зеглис
директор
5,154 Награда в 34 доллара.92 за акцию. 179,977
16.03.2020 Томас А. Петри
директор
5,154 Награда в 34 доллара.92 за акцию. 179,977
16.03.2020 Хосе Рамон Мас
директор
5,154 Награда в 34 доллара.92 за акцию. 179,977
16.03.2020 Кевин Дж. Крамтон
директор
5,154 Награда в 34 доллара.92 за акцию. 179,977
09.03.2020 Тодд Бенсон
Президент H & P Technologies
10000 Приобретение за 20 долларов.21 за акцию. 202 100
22.01.2020 Джон В. Линдсей
Президент и генеральный директор; директор
5,765 Премия в 0 долларов за акцию. 0
22.01.2020 Джон Р. Белл
Вице-президент по бурению
1,362 Премия в 0 долларов за акцию. 0
22.01.2020 Уэйд Кларк
Вице-президент по бурению
1300 Премия в 0 долларов за акцию. 0
22.01.2020 Тодд Бенсон
Президент H & P Technologies
1,262 Премия в 0 долларов за акцию. 0
22.01.2020 Роберт Л. Штаудер
Старший вице-президент по бурению
1,774 Премия в 0 долларов за акцию. 0
22.01.2020 Кара М. Волосы
VP, Corp. Services & CLO
1,369 Премия в 0 долларов за акцию. 0
22.01.2020 Марк У. Смит
Старший вице-президент и финансовый директор
1,572 Премия в 0 долларов за акцию. 0
22.01.2020 Майкл Леннокс
Вице-президент по бурению
1,219 Премия в 0 долларов за акцию. 0
17.12.2009 Джон В. Линдсей
Президент и генеральный директор; директор
4,266 Производные / непроизводные транс.по 42,09 долл. США за акцию. 179 555
17.12.2009 Джон Р. Белл
Вице-президент по бурению
668 Производные / непроизводные транс.по 42,09 долл. США за акцию. 28 116
17.12.2009 Роберт Л. Штаудер
Старший вице-президент по бурению
869 Производные / непроизводные транс.по 42,09 долл. США за акцию. 36,576
17.12.2009 Кара М. Волосы
VP, Corp. Services & CLO
671 Производные / непроизводные транс.по 42,09 долл. США за акцию. 28 242
17.12.2009 Марк У. Смит
Старший вице-президент и финансовый директор
771 Производные / непроизводные транс.по 42,09 долл. США за акцию. 32,451
17.12.2009 Майкл Леннокс
Вице-президент по бурению
598 Производные / непроизводные транс.по 42,09 долл. США за акцию. 25,169
17.12.2009 Сара М. Момпер
Главный бухгалтер
145 Производные / непроизводные транс.по 42,09 долл. США за акцию. 6,103
09.12.2009 Джон В. Линдсей
Президент и генеральный директор; директор
1,677 Производные / непроизводные транс.по $ 38,64 за акцию. 64,799
09.12.2009 Джон Р. Белл
Вице-президент по бурению
391 Производные / непроизводные транс.по $ 38,64 за акцию. 15,108
09.12.2009 Роберт Л. Штаудер
Старший вице-президент по бурению
509 Производные / непроизводные транс.по $ 38,64 за акцию. 19,667
09.12.2009 Кара М. Волосы
VP, Corp. Services & CLO
331 Производные / непроизводные транс.по $ 38,64 за акцию. 12,789
09.12.2009 Майкл Леннокс
Вице-президент по бурению
371 Производные / непроизводные транс.по $ 38,64 за акцию. 14,335
06.12.2009 Джон В. Линдсей
Президент и генеральный директор; директор
2795 Производные / непроизводные транс.по $ 39,32 за акцию. 109,899
06.12.2009 Джон Р. Белл
Вице-президент по бурению
661 Производные / непроизводные транс.по $ 39,32 за акцию. 25,990
06.12.2009 Роберт Л. Штаудер
Старший вице-президент по бурению
861 Производные / непроизводные транс.по $ 39,32 за акцию. 33,854
06.12.2009 Кара М. Волосы
VP, Corp. Services & CLO
585 Производные / непроизводные транс.по $ 39,32 за акцию. 23,002
06.12.2009 Майкл Леннокс
Вице-президент по бурению
527 Производные / непроизводные транс.по $ 39,32 за акцию. 20,721
03.12.2009 Джон В. Линдсей
Президент и генеральный директор; директор
1,285 Производные / непроизводные транс.по $ 39,53 за акцию. 50,796
03.12.2009 Джон Р. Белл
Вице-президент по бурению
294 Производные / непроизводные транс.по $ 39,53 за акцию. 11,621
03.12.2009 Роберт Л. Штаудер
Старший вице-президент по бурению
367 Производные / непроизводные транс.по $ 39,53 за акцию. 14,507
03.12.2009 Кара М. Волосы
VP, Corp. Services & CLO
221 Производные / непроизводные транс.по $ 39,53 за акцию. 8,736
03.12.2009 Майкл Леннокс
Вице-президент по бурению
309 Производные / непроизводные транс.по $ 39,53 за акцию. 12,214
29.11.2009 Джон Р. Белл
Вице-президент по бурению
9000 Распоряжение на $ 38.67 за акцию. 348,030
29.11.2009 Джон Р. Белл
Вице-президент по бурению
9000 Производные / непроизводные транс.по $ 38,02 за акцию. 342 180
20.11.2009 Джон В. Линдсей
Президент и генеральный директор; директор
12,340 Распоряжение на 39 долларов за акцию. 481 260
20.11.2009 Джон В. Линдсей
Президент и генеральный директор; директор
32,660 Распоряжение на $ 38.46 за акцию. 1,256,103
20.11.2009 Джон В. Линдсей
Президент и генеральный директор; директор
45 000 Производные / непроизводные транс.по $ 38,02 за акцию. 1,710,900
.
VP DRILLING CONSULTANCY LTD — Сотрудники (бесплатная информация от Дома Компаний)

VP DRILLING CONSULTANCY LTD

Номер компании 07215434

3 офицеры / 1 отставка

Адрес для корреспонденции
560 Даффилд-роуд, Аллестри, Дерби, Англия, DE22 2ES
Роль
Секретарь
назначен на
22 июня 2011
Адрес для корреспонденции
560 Даффилд Роуд, Дерби, Англия, DE22 2ES
Роль
директор
Дата рождения
Март 1956
назначен на
7 апреля 2010
Национальность
Британская
Страна проживания
Англия
Род занятий
Консультант по бурению
Адрес для корреспонденции
10 Farnborough Gardens, Аллестри, Дерби, Дербишир, Великобритания, DE22 2UU
Роль Ушел в отставку
директор
Дата рождения
Декабрь 1973 г.
назначен на
7 апреля 2010
подал в отставку на
22 июня 2011
Национальность
Великобритания
Страна проживания
объединенное Королевство
Род занятий
Учитель фортепиано
,
VP DRILLING SERVICES LIMITED — Сотрудники (бесплатная информация от Дома Компаний)

VP DRILLING SERVICES LIMITED

Номер компании 09647467

2 офицеры / 0 отставки

Адрес для корреспонденции
560 Duffield Road, Дерби, Великобритания, DE22 2ES
Роль активный
Секретарь
назначен на
19 июня 2015 г.
Адрес для корреспонденции
560 Duffield Road, Дерби, Великобритания, DE22 2ES
Роль активный
директор
Дата рождения
Март 1956
назначен на
19 июня 2015 г.
Национальность
Британская
Страна проживания
Англия
Род занятий
директор
,

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.