Содержание

Методы и способы глушения газонефтеводопроявлений

Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.

При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.

Метод непосредственного контроля забойного давления

Этот метод основан на измерении давления непосредственно в затрубном пространстве скважины. По заранее расчитанной программе с помощъю дросселя изменяют избыточное давление в колонне таким образом, чтобы обеспечить стабильность необходимого забойного давления.Точность метода зависит от точности изменения давления в кольцевом пространстве. Его преимуществом является то, что, зная ожидаемые давления в кольцевом пространстве, можно подготовиться для управления ими, а недостатком – то, что точную кривую противодавления невозможно построить даже при наличии связи с ЭВМ из-за многочисленных помех: непостоянства формы кольцевого пространства, изменений условий среды по мере подъема флюида с забоя скважины и многих других. поэтому этот метод в настоящее время не используется.

Метод косвенного контроля забойного давления

Изменение давления или плотности флюида в затрубном пространстве находит отражение на давлении в бурильных трубах. Так, если сильно прикрыть дроссель при циркуляции, то повысится давление в стояке. Поэтому появилась возможность косвенными методами контролировать забойное давление. Действительно, если при циркуляции с постоянной подачей насосов изменится плотность флюида в затрубном пространстве (например, снизится), это немедленно отразится на давлении в стояке – оно также снизится, так как плотность раствора в бурильных трубах постоянна. В случае, если с помощью дросселя восстановить начальное давление в бурильных трубах, то восстановится и значение забойного давления. Избыточное давление, созданное дросселем, Риз. компенсирует снижение плотности флюида в затрубном пространстве.

Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться постоянное забойное давление.Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и других операциях.Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.

Методы ликвидации проявлений

 

Метод уравновешенного пластового давления

В настоящее время в мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Называется этот метод “методом уравновешенного пластового давления”. Имеется 4 способа его осуществления, связанные с подготовкой бурового раствора к глушению скважины и времени его закачивания.

1-ый способ, или способ “непрерывного глушения скважины”.

При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т. е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине.

Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора – и наиболее низкие давления в колонне при глушении.Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

2-ой способ, или способ “ожидания и утяжеления”.

При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.Этот способ весьма опасен, поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

3-ий способ, или способ “двухстадийного глушения скважины”.

Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов – стадия в ы м ы в а пластового флюида.Затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину – стадия г л у ш е н и я.Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным также является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления бурового раствора в запасных емкостях.

4-ый способ, или “двухстадийный, растянутый”.

Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции.Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.Практическое распространение при ликвидации проявлений методом “уравновешенного пластовог давления” нашли 1-ый и 3-ий способы, то есть “непрерывное глушение скважины” и “двухстадийное глушение скважины”.

Метод ступенчатого глушения скважины

Данный метод используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное, максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

24
Фев

Газонефтеводопроявление ГНВП — Что такое Газонефтеводопроявление ГНВП?

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Газонефтеводопроявление (ГНВП) — регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину через устье на поверхность.

В ходе бурения возникающие явления подразделяются на 3 вида по состоянию вещества флюида:

  • газопроявление, 
  • нефтеводопроявление,
  • газонефтеводопроявление.
Газопроявление является наиболее опасным
Его повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
  • Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
  • Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
  • Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное давление.

Нефтеводопроявления развиваются дольше, чем газопроявления.
Основная опасность заключается в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки газо и жидкостного проявлений, поэтому их ликвидация представляет большую трудность.
ГНВП — проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. 
Возникновение газонефтеводопроявлений в скважине способно оказывать существенное влияние на характеристики нефтедобычи за счет изменения свойств промывочной жидкости, напора выходящей нефти.

Это серьезная проблема при бурении, требующая немедленного устранения. 


  Причины возникновения газонефтеводопроявлений при капитальном (КРС) или текущем (ТРС) ремонте скважин:
  • неправильное планирование проведения работ, которое привело к неверным действиям при создании давления рабочего раствора во время выполнения капитального ремонта. В результате внешнее давление продавливает соединительные швы колонны и возникает ГНВП.
  • возникновение ГНВП вследствие поглощения жидкости внутри скважины.
  • снижение плотности рабочей жидкости во время простоев работы из-за поступления через стенки воды или газа.
  • неверные действия при выполнении спуско-подьемных работ вследствие чего снижается уровень жидкости в колонне.
  • несоблюдение рекомендуемого временного интервала между циклами работ, что приводит к возникновению и развитию ГНВП. Особенно если не была осуществлена  промывка за время более 1,5 суток.
  • нарушение правил проведения работ в шахтах: освоение, эксплуатация и устранение аварий.
  • освоение пластов с высоким содержанием газа, растворённого в жидкости, и воды.
  • возникновение процессов поглощения жидкости в стволе скважины.
  • глушения скважины перед началом работ неполным объемом или невыдержки рекомендуемого времени отстоя между циклами.
  • нарушения технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
  • долгого простоя скважины без промывки (более 36 часов).
  • наличия в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа
  • при высоком пластовом давлении из-за значительного заглубления забоя, 
  • при недостаточной квалификации при проведении буровых работ или проведения ремонта скважин. 
В критичных случаях газонефтеводопроявления могут переходить в фонтаны вследствие следующих причин:
  • недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников
  • несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности
  • некачественное цементирование обсадных колонн
  • отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины
  • неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования
  • отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего перонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

1 категория:

  • газовые скважины в независимости от величины пластового давления
  • нефтяные скважины с газовым фактор более 200 м/м3
  • нефтяные скважины, где выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков
  • нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом
  • нефтяные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
  • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
  • нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности
  • нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе
2 категория
  • нефтяные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м3, но менее 200 м/м3
  • нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года и с пластовым давлением, превышающим гидростатическое более чем на 10 %
3 категория
  • нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического,а газовый фактор менее 100 м3
  • нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %
Эффективный контроль ГНВП  обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Признаки раннего обнаружения ГНВП

  • Прямые признаки в процессе углубления: 
— повышение количества промывочной жидкости в системе циркуляции, проявляемое в увеличении объема бурового раствора в приемных емкостях; 
— значительный рост скорости механического бурения установкой при освоении месторождения за счет снижения трения;
— увеличение относительной скорости выходящего потока бурового раствора при постоянной производительности насоса; 
— перелив бурового раствора при остановленном насосе; 
— уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора
— рост уровня промывочной жидкости выше расчётного значения в системе циркуляции во время спуска рабочего инструмента.
— наличие постоянного газового потока в жидкости, который со временем постепенно увеличивается — основной признак появления ГВНП.
— снижение плотности рабочей жидкости под действием поступления воды через стенки ствола скважины.
— изменение давления на буровых насосах вследствие проникновения газа в скважину или при поступлении воды.
— увеличение скорости циркуляции промывочной жидкости под действием давления газа или воды, поступающих из пластов в чистом или растворённом виде.. 
  • Косвенные признаки в процессе углубления: 
— увеличение механической скорости проходки; 
— снижение давления в буровом насосе; 
— увеличение содержания сульфидов в буровом растворе; 
— изменение крутящего момента на роторе; 
— поглощение бурового раствора. 
  • Признаки раннего обнаружения ГНВП при СПО устанавливаются по изменению величины доливаемого или вытесняемого бурового раствора: 
— увеличение против расчетного объема вытесняемого бурового раствора при спуске бурильной колонны;
 — уменьшение против расчетного объема доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны. 
  • Признаки раннего обнаружения ГНВП при полностью поднятой из скважины бурильной колонне и длительных остановках: 
— перелив бурового раствора из скважины; 
— увеличение давления на устье загерметизированной скважины; 
— падение уровня бурового раствора (поглощение как косвенный признак). 

Действия при появлении признаков ГНВП
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Ликвидация ГНВП:
—  производится с применением спецоборудования, которое позволяет спустить в ствол бурильные трубы в условиях высокого давления
— одновременно создается оптимальное выравнивающее давление в стволе, равное или превышающее пластовое.
— при фонтанировании принимаются меры по его глушению в соответствии с аварийным расписанием. Для этого дополнительно потребуется привлечение представителей органов по технадзору.
— для перекрытия скважины при ГНВП применяется баритовая пробка, создающая непроницаемый экран в пластах и позволяющая установить над ней цементный мост. Если ГНВП вскрывается при работе 2 насосов, то предусматривают их работу из одной емкости либо с установленными запорными устройствами между двумя емкостями.

Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

— 2 — стадийное глушение скважины.
Метод заключается в разделении стадий на вымыв флюида тем же раствором, который был на момент обнаружения причины возникновения ГНВП, и одновременного приготовления раствора с необходимой плотностью для глушения. На 1 стадии выполняются действия по заглушке скважины, а на 2 — провести замену рабочей жидкости.

— 2 — стадийное растянутое глушение скважины.
При выявлении  ГНВП вымывают флюид тем же раствором и затем постепенно увеличивают его плотность до требуемой.
Такой способ устранения ГНВП эффективен при отсутствии емкостей для приготовления необходимой рабочей жидкости.
Из-за того, что процесс вымывания флюидов значительно растягивается во времени, по сравнению с обычным 2-стадийным процессом, метод и получил такое название.

— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь. 

Действия перед вскрытием пласта с возможным ГНВП:

  • инструктаж членов буровой бригады по практическим действиям при ликвидации газонефтепроявлений согласно «Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности», РД 08-254-98г. и «Типовой инструкции по предупреждению и первичным действиям вахты при ликвидации газонефтеводопроявлений», утвержденной Госгортехнадзором 16.11.88 г.;
  • проверку состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений; на буровой необходимо иметь 2 шаровых крана. 
Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, 2й — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником.
Все краны должны быть в открытом состоянии.
Кроме шаровых должно быть 2 обратных клапана с приспособлением для их открытия;
  • превентора вместе с крестовинами и коренными задвижками должны быть опрессованы на рабочее давление, сроки опрессовки согласовываются с Межрегиональным Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора РФ; 
  • проверяется крепление отводов ПВО и при необходимости выкидные линии ПВО после концевых задвижек манифольда переопрессовываются с составлением акта опрессовки; 
  • плашечные превенторы ежесменно проверяются на закрытие и открытие; 
  • при смене плашек, замене вышедших из строя деталей превенторы опрессовываются на давление опрессовки последней колонны; 
  • при разноразмерном инструменте аварийная труба на приемных мостках должна быть покрашена в красный цвет, иметь соответствующие по размеру переводники, которые должны соответствовать прочностной характеристике верхней секции бурильных труб;
  • учебную тревогу. Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровым предприятием;
  • оценку готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления или доставки на буровую. 
Перед вскрытием продуктивного горизонта на буровой должен быть 2-кратный запас бурового раствора с учетом объема раствора в скважине и неприкосновенный (аварийный) запас материалов и химреагентов для приготовления бурового раствора в объеме скважины.
Вскрытие продуктивного пласта должно производиться после проверки и установления готовности буровой к проведению этих работ комиссией под представительством главного инженера бурового предприятия с участием представителей военизированного отряда.
По результатам проверки составляется акт готовности и военизированным отрядом выдается письменное разрешение на вскрытие и бурение продуктивного пласта.
Порядок выдачи разрешения на дальнейшее углубление скважины после монтажа и опрессовки ПВО совместно с обсадной колонной, цементного кольца за обсадной колонной определен в п. 262, 263 «ПБ в НиГП-2013».
При обнаружении ГНВП буровая вахта обязана загерметизировать канал бурильных труб, устье скважины, информировать об этом руководство буровой организации, противофонтанную службу и действовать в соответствии с документацией по ликвидации проявления.
Перед герметизацией канала бурильных труб должны быть сняты показания манометров на стояке и в затрубном пространстве, время начала проявления, вес инструмента на крюке.
После закрытия превенторов при ГНВП необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах ПВО.

Методы ликвидации газонефтепроявлений — КиберПедия

Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ глушения зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию

 

Рисунок 4.2 – Типовая диаграмма испытания горной породы на

прочность методом опрессовки:

1- давление нагнетания; 2- статическое давление

А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта;

ВС- распространение трещин в породе; СD- падение давления после прекращения закачки

 

находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного раствора, состояния колонны, ПВО и ствола скважины, а также от характера и интенсивности самого проявления. Существует несколько способов глушения скважин.

 

 

Метод бурильщика

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

• Простота применения;

• Возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной.

• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

Недостатки метода:

• Значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны.

• Повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании.

• Продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее двух циклов циркуляции. Первый цикл — вымыв газовой пачки, второй цикл -непосредственно глушение скважины (рисунок 4.3).

 
 

 

Рисунок 4.3 – График глушения методом Бурильщика

Необходимые расчеты для реализации методов ликвидации ГНВП при составлении иста глушения скважины (Приложение 1)

1 Расчет веса бурового раствора для глушения скважины производиться по формуле

ρгл = ρприз.т./9,81×Н(4.5)

 

где ρпр – исходный вес бурового раствора, кг/м3; Риз.т – избыточное давление в трубах МПа; Н – глубина по вертикали, м.

2 Расчёт объемов бурильной колонны и кольцевого пространства, количества ходов поршня «от поверхности до долота» и «от долота до поверхности»

Объем колонны рассчитывают по формуле

 

Vк=(πDв2/4)×L(4.6)

 

где Dв – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м.

Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле

 

Vк.п.= [π(Dc2-Dн.к.2)/4]×L(4.7)

 

где Dc – диаметр скважины, мм;

Dн.к. – наружный диметр колонны, мм.

Число ходов насоса рассчитывают по формуле



 

N=V/Q(4.8)

где Q – подача насоса, л/с.

Время прокачивания раствора по формуле

 

T=N/n(4.9)

где n – число ходов насоса в минуту.

3 Расчет ожидаемого начального давления циркуляции (ICP).

Величину ICP необходимо для оценки величины давления в циркуляционной системе, которое требуется создать для поддержания постоянного забойного давления в начале глушения скважины. Определяется по формуле

 

Pн=Pпр+Pиз.т.(4.10)

 

где Рпр – давление насосов.

4 Расчет конечного давления в циркуляционной системе (FCP).

Во время замещения предыдущего бурового раствора на утяжеленный буровой раствор в бурильной колонне, давление циркуляции на стояке необходимо понижать, принимая во внимание повышение гидростатического давления в бурильной колонне. После полного замещения предыдущего бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне должно быть равным нулю.

 

Pк= Pпр×( ρгл/ ρпр)(4.11)

5. Составление режима давления циркуляции в бурильной колонне в сравнении с количеством ходов поршня насоса.

После определения начального и конечного давления необходима составить таблицу понижения давления циркуляции по отношению к числу ходов насоса и график глушения скважины. Это позволит без помех заглушить скважину и выявить любые возможные нарушения.

 

Порядок выполнения работы

1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов. Для этого предлагается заполнить таблицу 1.

Перед началом бурения выставить сигнализацию датчика желобной линии.

Таблица 1 – Гидравлические сопротивления при циркуляции

  Показания 1 ого насоса Показания 2 ого насоса
N — ходов N/2 — ходов N — ходов N/2 — ходов
ΔРпрок        

 

2. После начала бурения фиксировать механическую скорость бурения. При увеличении механической скорости в 2 и более раза прекратить углубление скважины и проверить показания датчика желобной линии. При отсутствии перелива продолжить углубление. При обнаружении НГВП закрыть скважину для стабилизации давления.



3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем поступающего бурового раствора.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Определить плотность жидкости глушения

7. Определить начальное, и конечное давление циркуляции для удаления пластового флюида из скважины.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.3.

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным.

После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (участок 0-1). При этом давление кольцевом пространстве будет расти (участок а-b).

9. Вести циркуляцию с поддержанием постоянной производительности насосов и постоянным давлением в нагнетательной линии до полного удаления флюида из скважины. Постоянство давления регулируется закрытием или открытием дросселя на блоке дросселирования (участок 1–2). Плотность промывочной жидкости в течение всего процесса не меняется. Готовится жидкость глушения требуемой плотности в объеме равном 1,2 – 1,5 объема скважины.

10. Определить момент подхода газа к устью скважины (точка b). Открыть задвижку на штуцерной батарее для вывода пачки газа через дроссель на факельное устройство (участок b-с). Флюид считается удаленным, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным Pкп = Р и (бт) + S.

11. После удаления флюида из скважины записать установившееся давление (Р кп) в кольцевом пространстве (точка с). Для этого плавно остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным. После удаления флюида, после первой циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует III зоне на графике глушения (рисунок 4.3).

12. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора глушения в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве

постоянным. После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0. Закачать утяжеленный буровой раствор в бурильные трубы при постоянном установившемся давлении в кольцевом пространстве Ркп. (участок с-d). Давление в

 

Рисунок 4.3 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0 — 4) и кольцевом пространстве (а – е) при глушении скважины двухстадийным способом (способ Бурильщика)

I – газовая пачка поднялась к устью; II – удаление пачки газа из скважины; III – период циркуляции жидкости до начала замены ее на жидкость глушения; IV- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; V – заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения

бурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2-3). Зафиксировать давление в бурильных трубах в тот момент, когда они будут полностью заполнены утяжеленным раствором (Р кон. = 0). Выход утяжеленного раствора в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных трубах.

13. Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах (Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до нулевого значения.

14. При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бурового раствора плотностью ρгл. необходимо остановить операцию по глушению скважины плавным снижением числа ходов плунжера, поддерживая при этом давление в затрубном пространстве постоянным. После остановки насосов и закрытия дросселя давление в бурильных трубах и затрубном пространстве должно быть равно нулю.

15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной производительностью насосов.

 

Метод ожидания и утяжеления

Условия применения

При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап – подача тяжелого бурового раствора (рисунок 4.4).

При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину,

 

 

 

Рисунок 4.4 – График глушения методом ожидания и утяжеления

 

немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов.

Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

• долото должно быть у забоя;

• не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

• максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве (MAASP), должно превышать давление в затрубном пространстве (SICP), не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

• возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени. Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе). Таким образом, всегда должно быть в наличии некоторое количество тяжелого раствора; кроме того, вместимость системы перемешивания раствора и растворных емкостей должна быть достаточно для утяжеления раствора в процессе циркуляции.

Преимущества метода:

• По срокам реализации он короче, чем метод Бурильщика;

• Давление на устье в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;

• Давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

Недостатки метода:

• Требует больше времени на подготовку (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции.

• Требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метода стравливания давления.

• Отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора.

• Большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки.

• Проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины.

Порядок выполнения работы

1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе при рабочем режиме циркуляции промывочной жидкости и при уменьшенной вдвое величине подаче буровых насосов.

2. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).

4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

5. Определить вид поступившего в скважину флюида.

6. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).

В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию: диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны; давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса; производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине. Строится график изменения давления в бурильной колонне при вымывании пачки газа.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.

7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).

8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину, снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах до значения Рк (участок II) в соответствие с построенным графиком.

10. Продолжить циркуляцию бурового раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах (участок III, IV) при постоянных значениях производительности насосов и плотности бурового раствора до полного удаления пачки газа из скважины и заполнения скважины утяжеленным раствором.

11. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

 

ПРИЗНАКИ ГНВП И МЕТОДЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ — Мегаобучалка

Газонефтеводопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной тяжелых аварий. При интенсивных проявлениях возможны случаи разрушения устьев скважин и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров, сильного загрязнения окружающей среды и даже человеческих жертв.

Поступление пластового флюида в скважину, определенно отражается на гидравлических характеристиках потока и свойствах промывочной жидкости, которая выходит из скважины.

В зависимости от времени поступления, интенсивности притока флюида, признаки и сигналы которые возникают на поверхности обладают различной информативностью и значимостью.

Признаки обнаружения ГНВП разделяются на два основных вида:

1. Признаки раннего обнаружения, когда пластовый флюид начал поступать в ствол скважины;

2. Позднее обнаружение, когда пластовый флюид поднялся на поверхность.

Признаки раннего обнаружения подразделяются на 2 вида: прямые и косвенные.

1. Прямые признаки ГНВП:

— увеличение объема свидетельствует о поступлении флюида в скважину;

— повышение расхода (скорости) выходящего потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насосов;

— уменьшение против расчетного объема доливаемой жидкости при подъеме колонны труб;

— несоответствие этого объема, объему поднятого инструмента;

— увеличение против расчетного объема промывочной жидкости, поступившей приемную емкость при спуске колонны труб;

— движение промывочной жидкости по желобной системе при остановленной циркуляции.

2. Косвенные признаки ГНВП:

— увеличение механической скорости бурения свидетельствует о падении противодавления на пласт, возникновении депрессии, вход в легко буримые породы;

— падение давления на стояке (насосах):

А) выход в кольцевое пространство большого количества легкого флюида, образование сифона;

Б) может свидетельствовать о неисправности насосов или нарушении герметичности бурильной колонны:

— увеличение веса бурильной колонны:

а) снижение плотности промывочной жидкости за счет поступления в скважину пластового флюида;



б) уменьшение трения бурильной колонны о стенки скважины.

Примечание: косвенные признаки принимаются во внимание при дополнительных прямых признаках. Косвенные признаки сигнализируют о возможном возникновении ГНВП. В этом случае необходимо усилить контроль за состоянием скважины с целью выявления прямых признаков, подтверждающих наличие или отсутствие ГНВП.

3. Поздние признаки:

— запах, кипение промывочной жидкости;

— падение плотности промывочной жидкости на выходе циркуляции;

— увеличение содержания газа по показаниям газокаротажной станции;

— увеличение температуры промывочной жидкости на выходе при теплообмене с пластом.

Методы ликвидации ГНВП:

1. Метод “Бурильщика”

Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих ситуациях.

Преимущества этого метода:

– простота применения;

– возможность незамедлительно начать работы по управлению скважиной;

– отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по крайней мере, на начальном этапе.

Недостатки метода:

– значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной колонны;

– повышение значения давления как в скважине, так и наземном оборудовании;

– продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее

двух циклов циркуляции. Первый цикл – вымыв газовой пачки, второй цикл –непосредственно глушение скважины.

2. Метод “Ожидания и утяжеления”

При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной

осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.

Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап – подача тяжелого бурового раствора.

При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину, немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления» сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение проявлений этим способом производится под руководством высококвалифицированных специалистов. Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие условия:

– долото должно быть у забоя;

– не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;

– максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве, должно превышать давление в затрубном пространстве, не допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;

– возможность получения необходимого объема раствора в очень короткий промежуток времени.

Период между герметизацией устья и началом закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным. Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например, ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе).

Преимущества метода:

– по срокам реализации он короче, чем метод “Бурильщика”;

– давление на устье скважины в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;

– давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.

Недостатки метода:

– требуется больше времени на подготовку к ликвидации ГНВП (получение тяжелого бурового раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции;

– требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метод стравливания давления;

– отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного бурового раствора;

– большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки;

– необходимо проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины

 

Способ «непрерывного глушения скважины» — Студопедия.Нет

ВОПРОСЫ ГНВП Помбур Машинист

 

Раздел 1.

1. Что такое ГНВП, выброс? Какие бывают виды проявлений, какое наиболее опасно и почему?

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины.

2. Что такое ОФ, грифон? Чем опасны открытые фонтаны?

   Грифон – пропускание флюида между обсадной колонной и стенкой скважины в результате некачественного цементирования

(ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия технической неисправности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или в следствие грифонообразования.

 

3. Понятия пластового давления (нормального, аномального), гидростатического, давления поглощения и гидроразрыва пласта. Основное условие равновесия в скважине при глушении.

4. Закон Бойля-Мариотта. Изменение состояния и скорости газа при движении по стволу скважины.

5. Сколько существует категорий скважин по степени опасности? Какие скважины относятся к 1-ой категории опасности их ремонта? Предупреждающая надпись в плане работ, в чём важность этой информации?

Первая категория

  • Газовые скважины вне зависимости от значения пластового давления.
  • Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносного пласта.
  • Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через негерметичность колонны или в результате заколонной циркуляции.
  • Нефтяные скважины, у которых в разрезе близко расположенны между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3-х метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.
  • Нефтяные скважины с газовым фактором, превышающим 100 м3/т.
  • Водонагнетательные скважины на участке водогазового воздействия.
  • Все скважины с отсутствием циркуляции.
  • Разведочные скважины.
  • Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.
  • Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.

Вторая категория

  • Нефтяные скважины, у которых пластовое давление выше гидростатического менее чем на 10% и газовый фактор не более 100 м3/т.
  • Нагнетательные скважины с пластовым давлением больше гидростатического менее чем на 10%.

Третья категория

  • Нефтяные скважины, у которых давление равно или ниже гидростатического.
  • Скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.
  • Прочие скважины (водозаборные, артезианские, поглощающие и т.д.)

 

 

6. Сколько существует категорий скважин по степени опасности? Какие скважины относятся ко 2-ой и к 3-ей категории опасности их ремонта? Предупреждающая надпись в плане работ, в чём важность этой информации?

7. Какие причины возникновения ГНВП при капитальном и текущем ремонте скважин?

Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.

· Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.

· Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

· Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.

· Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

· Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.

· Длительные простои скважины без промывки.

· Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

8. Какие основные причины и меры по предотвращению ГНВП при СПО при капитальном и текущем ремонте скважин?

Способ «непрерывного глушения скважины»

При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине.В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, апри достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении.Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то жеремя и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

Методика двухстадийного глушения скважин — Нефтяник Нефтяник

Напомним, что основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии – стадия вымыва флюида и стадия собственно глушения скважины. Для контроля за забойным давлением используют косвенные методы контроля, т. е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при постоянной подаче насоса. Поддерживая постоянное давление в бурильных трубах, путем изменения противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают постоянство забойного давления. На первой стадии не ставят цель заглушить скважину более тяжелым буровым раствором – цель иная – освободить затрубное пространство от флюида. Контролем успешно проведенной операции является выравнивание избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве. По значениям этих давлений определяют, на сколько нужно утяжелить буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, поэтому давление в трубах по мере их заполнения снижают на значение избыточного давления, внося поправки на гидравлические сопротивления. Последующую замену бурового раствора в затрубном пространстве более тяжелым осуществляют при постоянном давлении в бурильных трубах.

Как на первой, так и на второй стадии постоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия или закрытия дросселя – при росте давления его приоткрывают, при снижении – прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно меняться до тех пор, пока оно не прывысит максимально допустимое. Следует также учитывать, что давление в бурильных трубах не реагирует немедленно на изменение противодавления. Скорость передачи давления составляет примерно 150 м/с и на глубоких скважинах составляет значительную величину.

Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.

При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.

Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м. куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.

Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:

·

Остановите работу.

  •  Поднимите рабочую трубку так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.
  •  Остановите насос (цементировочный агрегат).
  •  Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.
  •  Закройте превентор.
  •  Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.
  •  Следующей операцией является регистрация давлений.
  •  Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут. Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.
  •  Запишите:
  •  Избыточное давление в бурильной колонне Риз. т.
  •  Избыточное давление в затрубном пространстве Риз. к.

Увеличение объема раствора в приемной емкости Vo. Vo является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.

Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.

В случае наличия в бурильных трубах обратного клапана Риз. т можно определить косвенно, закачивая с малой подачей (0,5 – 1 л/с) раствор в бурильные трубы с помощью цементировочного агрегата.

При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз. к обычно больше Риз. т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.После замера и регистрации Риз. к, Риз. т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.Во время глушения скважины обычно используется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.

Достигается это разными путями – уменьшением числа одновременно работающих насосов, числа ходов насоса в минуту (при дизельном приводе), сменой цилиндровых втулок и др.“Половинная скорость” подачи обычно приемлема, поскольку создает пониженные нагрузки на насосы (повышается вероятность их безотказной работы), дизеля, снижает гидравлические потери. Она также позволяет иметь значительный запас по давлению в бурильных трубах, реализация которого может потребоваться в процессе глушения. Низкая подача насосов позволяет более точно регулировать плотность бурового раствора и дает так же время на принятие решения при использовании регулируемого дросселя.

Однако следует заметить, что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.Значение гидравлических сопротивлений Рг. c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно регистрировать в специальной карточке.

Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление

P”r. с=1,1 Рr. c n. кв,

где Рr. c – давление при промывке скважины во время бурения с подачей насосов (Q1, л/с),кгс/см. кв;

n – отношение выбранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении

n=Q2/Q1.

Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.

Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз. т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг. с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгссм. кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.

Рн=Риз. т+Р”r. с+5 10 кгс/см. кв.

Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчетному.Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется, когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери в системе.После регистрации давлений Риз. т Риз. к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).

Одновременно с пуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз. к на 5-10 кгс/см. кв.Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся постоянной подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Рн.На процедуру по пуску насоса, установлению соответствующего противодавления и регистрации давления в трубах должен расходоваться минимум времени – до 5мин. В этом его недостаток. Преимуществом данного метода установления Рн является отсутствие необходимости заранее знать или расчитывать гидравлические сопротивления.

Запомните! При двухстадийном способе глушения скважины начальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается постоянным при постоянной подаче насоса ( насосов) в течение всей первой стадии – вымыва флюида. Противодавление в колонне Риз. к свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Риз. к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Риз. к].

Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.

С т а д и я 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.

При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз. т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Рпл=pн*Н*0,1+Риз. т

Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине

pк=pн + Риз. т .Н 0,1

В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”

Тогда pк=pн + Риз. т +yp.Н 0,1

При этом обязательно, чтобы

pк < [p] r. q

где q – объем 1 м затрубного пространства, в зоне нахождения флюида, м. куб.

1
Окт

Метод непрерывного глушения скважин — КиберПедия

При этом способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при непрерывном утяжелении бурового раствора, т.е совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для ликвидации притока из пласта.

Обычно проявление ликвидируют в течение нескольких циклов циркуляции. Однако не исключается возможность глушения за один цикл, если при этом может быть обеспечено достаточно интенсивное утяжеление бурового раствора. Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких циклов циркуляции, то его плотность повышают ступенями, причем прекращение на каждом цикле определяется возможностью оборудования.

Давление в бурильных трубах регулируется в соответствии с графиком его изменения, строящимся так же, как и при способе «ожидание и утяжеление».

Преимущества этого способа – отсутствие периода простоя скважины под давлением, низкие давления в обсадной колонне при глушении.

Недостаток способа – сложность процесса регулирования давления в скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора во время циркуляции.

Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис.4.5.


 
 

 

 

Рисунок 4.4 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве при глушении скважины способом «ожидания и утяжеления»

I – время приготовления утяжеленного бурового раствора; II- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; III –IV — заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения и вымывание газа из скважины

Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают постоянной до появления раствора с такой же плотностью на устье скважины. Затем снова начинают увеличивать плотность раствора.

Порядок выполнения работы

Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе (давление прокачивания) при рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.

1. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.

2. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).

3. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.

4. Определить вид поступившего в скважину флюида.

5. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут (Приложение 1, Приложение 2).



В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию: диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны; давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса; производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в

колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в скважине.

7. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной


 
 

 

Рисунок 4.5- Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины при ликвидации НГВП способом «непрерывного глушения скважины»

I — заполнение бурильных труб жидкостью глушения; II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого пространства скважины жидкостью глушения

обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.

8. По мере утяжеления и закачивания бурового раствора в бурильные трубы строят график снижения давления нагнетания от значения Рн до значения Рк (участок I). Регулярно следить за повышением плотности бурового раствора. Своевременно снижать давление нагнетания.

9. После заполнения бурильных труб утяжеленным раствором продолжить циркуляцию раствора с постоянным давлением Рк в бурильных трубах при постоянной производительности насосов и плотности раствора ρк до полного удаления газа из скважины (участок II, III).



10. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового раствора.

 

Блок 2: Кинематические методы GPS / GNSS

Бенджамин Кросби, Государственный университет Айдахо ([email protected])
Ян Лауэр, Государственный университет Айдахо ([email protected])

Профиль автора

Эти материалы были проверены на предмет их соответствия научным стандартам нового поколения, как описано ниже. Посетите InTeGrate и NGSS, чтобы узнать больше.

Обзор

Студенты планируют простую геодезическую съемку, чтобы получить опыт планирования, использования оборудования и анализа данных.

Научные и инженерные практики

Планирование и проведение расследований: планирование и проведение расследования индивидуально и совместно для получения данных, которые будут служить основой для доказательств, а при разработке: выбрать типы, объем и точность необходимых данных для получения надежных измерений и учета ограничений по точности данных (например, количества испытаний, стоимости, риска, времени) и соответствующим образом уточнить дизайн. HS-P3.2:

Получение, оценка и передача информации: передача научной и / или технической информации или идей (например,грамм. о явлениях и / или процессе разработки, а также о проектировании и исполнении предлагаемого процесса или системы) в различных форматах (т.е. устно, графически, текстуально, математически). HS-P8.5:

Анализ и интерпретация данных: анализ данных с использованием инструментов, технологий и / или моделей (например, вычислительных, математических), чтобы сделать обоснованные и надежные научные заявления или определить оптимальное проектное решение. HS-P4.1:

Общие концепции

Системы и модели систем: Системы могут быть разработаны для выполнения определенных задач.HS-C4.1:

Основные дисциплинарные идеи

Оптимизация проектного решения: критерии могут быть разбиты на более простые, к которым можно подходить систематически, и решения о приоритете определенных критериев над другими (компромиссы) могут быть необходимо HS-ETS1.C1:

Информационные технологии и приборы: Множественные технологии, основанные на понимании волн и их взаимодействия с материей, являются частью повседневного опыта в современном мире (например,, медицинская визуализация, связь, сканеры) и в научных исследованиях. Они являются важными инструментами для создания, передачи и захвата сигналов, а также для хранения и интерпретации содержащейся в них информации HS-PS4.C1:

  1. Этот материал был разработан и проверен в процессе разработки учебных материалов GETSI. Этот строгий структурированный процесс включает:

    • командная разработка, обеспечивающая соответствие материалов различным образовательным условиям.
    • Несколько итеративных циклов проверки и обратной связи в ходе разработки материала с вводом для команды авторов как редакторов проекта, так и внешней группы оценки.
    • реальное тестирование материалов нескольких курсов в аудиториях или полевых лагерях с внешним анализом данных оценки студентов.
    • несколько проверок, чтобы убедиться, что материалы соответствуют рубрике материалов GETSI, которая кодифицирует передовой опыт разработки учебных программ, оценки учащихся и педагогических методов.
    • создано или рассмотрено экспертами по содержанию на предмет точности научного содержания.
  2. Это задание было выбрано для коллекции примеров обучения «На переднем крае»

    Ресурсы в этой коллекции верхнего уровня a) должны иметь оценку «Образцовый» или «Очень хорошо» во всех пяти категориях обзора, а также должны иметь оценку «Образцовый» как минимум в трех из пяти категорий. В процесс рецензирования включены пять категорий:

    .
    • Научная точность
    • Согласование учебных целей, действий и оценок
    • Педагогическая эффективность
    • Надежность (удобство использования и надежность всех компонентов)
    • Полнота веб-страницы ActivitySheet

    Дополнительную информацию о самом процессе экспертной оценки см. На https: // serc.carleton.edu/teachearth/activity_review.html.



Эта страница впервые стала общедоступной: 24 апреля 2018 г.
Резюме

Применение глобальных навигационных спутниковых систем (GNSS) в науках о Земле стало обычным явлением. Данные GNSS можно быстро собрать и сравнить в общих системах отсчета. Кинематические методы GNSS в реальном времени (RTK) позволяют оперативно передавать полевым ученым информацию о местоположении с высокой точностью и точностью (+/- 2 см).Этот блок фокусируется на разработке и выполнении кинематических съемок, подчеркивая преимущества и ограничения этого метода. Студенты узнают, для каких исследовательских вопросов эта методика наиболее применима, а также стандартные методы обработки данных. Студенты углубляют свое понимание GNSS благодаря техническим знаниям кинематической съемки GNSS. Этот модуль готовит студентов к разработке и реализации собственных исследований посредством практических инструкций и демонстрации кинематических методов в реальном времени (RTK) или кинематики с постобработкой (PPK) в полевых условиях.

Примечание: хотя термин GPS (глобальная система позиционирования) чаще используется в повседневном языке, официально он относится только к группировке спутников США. GNSS (Глобальная навигационная спутниковая система) — это универсальный термин, обозначающий все спутниковые навигационные системы, включая системы из США (GPS), России (ГЛОНАСС), Европейского Союза (Galileo), Китая (BeiDou) и других. В этом модуле мы используем термин GNSS для обозначения использования одной или нескольких спутниковых группировок для определения местоположения.

Использовали это занятие? Поделитесь своим опытом и модификациями

Цели обучения

Результаты обучения, блок 2

field GNSS measurements Студенты бакалавриата используют GNSS для повторного выполнения эталонного теста. [creative commons]

Происхождение: Ян Лауэр, Государственный университет Айдахо
Повторное использование: Этот элемент предлагается по лицензии Creative Commons Attribution-NonCommercial-ShareAlike http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/3.0/ Вы можете повторно использовать этот элемент для некоммерческих целей, если вы указываете авторство и предлагаете любые производные работы по аналогичной лицензии.

Раздел 2 Задачи обучения

  • Cognitive: демонстрация оборудования в полевых условиях обучает студентов компонентам системы, их взаимодействию и построению оптимальных кинематических GNSS-съемок для данной задачи.
  • Поведенческие: Учитель проводит учеников через сборку и работу кинематической антенны GNSS, приемник, радио и постобработку данных.
  • Affective: Учителя рассказывают ученикам о ценности быстрого позиционирования, возможного с помощью кинематических систем, приводя такие примеры, как помощь после стихийных бедствий или мониторинг геологических опасностей.

Контекст использования

Этот вводный модуль подходит для студентов высших учебных заведений, занимающихся геофизическими науками, науками о Земле, географии или гражданским / экологическим строительством, которые уже знакомы с такими базовыми понятиями, как тектоника плит, движения масс и гидрология. Студенты также должны иметь первоклассные знания в области неопределенности, точности и точности, а также науки, лежащей в основе систем GNSS (Блок 1: Основы GPS / GNSS). Подходит для академических курсов с полевыми компонентами или летнего полевого лагеря.

Этот модуль основан на основных принципах модуля 1 (таких как системы GNSS, точность, точность и неопределенность) и предполагает, что пользователи либо завершили модуль 1, либо прошли обучение концепциям и терминологии GNSS. Этот модуль разработан для работы в смешанном классе и на выезде. Тем не менее, мы рекомендуем, чтобы первоначальное представление материала происходило в полевых условиях с практической демонстрацией кинематического оборудования GNSS. Следует поощрять учащихся использовать распечатанные раздаточные материалы для заметок. Последняя часть устройства требует наличия компьютера с программным обеспечением обработки GNSS, соответствующего марке используемого оборудования, и подключения к Интернету.При желании это можно сделать на полевом ноутбуке. Этот модуль является необходимым условием для Модуля 2.1: Измерение топографии с помощью кинематических GPS / GNSS и Модуля 2.2: Обнаружение изменений с помощью кинематического GPS / GNSS, которые применяют изученные здесь методы к конкретному научному приложению. Совершенно нормально использовать только один из подразделов приложения — Unit 2.1 или Unit 2.2.

Описание и учебные материалы

1) Введение в кинематические исследования GNSS

Начальная лекция и обсуждение (45 минут) знакомят студентов с кинематической GNSS.Студенты знакомятся с концептуальной целью кинематической съемки, ее достоинствами и приложениями в науках о Земле. Значительная часть лекции посвящена планированию исследования и рассмотрению развертывания на местах. Студентам необходимо учитывать такие сложности, как прямая видимость, дальность и затухание радиоволн, ошибки многолучевого распространения и затенение местности. Учащиеся узнают, как эти различные компоненты влияют на точность, точность и погрешность их измерений.

Затем учащиеся знакомятся со структурой и содержанием Руководства по методам кинематической GNSS-съемки (15 минут).Это можно сделать либо в классе, либо на месте и включить в последующий раздел, в зависимости от оборудования и наличия инструктора.

2) Знакомство с физическим оборудованием

Студенты получают инструкции по выбору места и настройке базовой станции и ровера RTK *, включая компоненты оборудования, питания и программного обеспечения (1 час). Инструктор использует Руководство по методам кинематической GNSS-съемки для проведения этого введения. Студенты знакомятся с компонентами и получают соответствующее время с оборудованием, особенно если вы планируете преподавать Блок 2.1 или 2.2. Учащимся также должно быть предоставлено достаточно времени для сбора тестовых данных и ознакомления с тем, что происходит в неоптимальных условиях: отсутствие обзора неба (например, под деревом), когда часто возникают многолучевые ошибки (рядом со зданием) или марсоход теряет линию зрения / связи с радиостанцией базовой станции. В этом разделе требуются полевые условия для сбора данных GNSS, но его можно немного адаптировать для помещений в неблагоприятных условиях.

* Этот раздел можно выполнить с помощью системы кинематики с постобработкой (PPK), но в системах RTK есть дополнительные компоненты, о которых студенты также должны узнать.Если вы изучаете только Модули 2 и 2.2, вам подойдет система PPK. Если это так, студентов все равно следует проинструктировать о плюсах и минусах использования системы реального времени с радио и различиях между двумя установками. Системы PPK не так хороши для иллюстрации некоторых потенциальных проблем на местах, таких как сбой радиосвязи.

3) Обработка данных

Студенты используют руководство по обработке данных и демонстрацию соответствующего программного обеспечения, чтобы исправить положение неизвестной базы и применить эту поправку к точкам ровера (1 час).Лучше всего это делать в классе с компьютерами после сбора данных опроса. Студенты узнают, чем кинематическая обработка отличается от других методов. Студентам могут потребоваться специальные руководства по постобработке, в зависимости от оборудования / программного обеспечения, доступного инструктору, или патентованного оборудования для используемого оборудования. Мы не можем их предоставить, поскольку программное обеспечение каждого производителя уникально. Как правило, студенты будут работать над подготовкой файла базовой станции RINEX (независимый формат обмена данными с приемником) и обрабатывать его с помощью веб-сайта OPUS (Online Positioning User Service), чтобы дать исправленное положение.Затем учащиеся применяют исправленное базовое положение к данным своего марсохода.

4) Оценка

Учащиеся оцениваются на предмет их способности отвечать на научные вопросы посредством разработки и выполнения топографической съемки RTK. Преподаватели оценивают обучение, наблюдая за усилиями / участием студентов, а также индивидуальными картами / графиками и письменными отчетами. В общей сложности это занимает ~ 4-5 часов в зависимости от сложности выбранного научного вопроса. Оценка начинается с ознакомления с местом проведения опроса и обсуждения под руководством учащихся относительно простого научного вопроса.Затем учащиеся (1) разрабатывают опрос, который отвечает на вопрос, (2) выполняют опрос с надлежащими полевыми заметками, (3) обрабатывают данные базы и ровера для создания необходимых данных / карты и (3) отвечают на Изначально был задан научный вопрос и напишите краткое изложение того, как и почему были приняты решения по дизайну опроса, и были ли они успешны при ответе на научный вопрос.

Учебные материалы

Учебные заметки и советы

Общий

Для этого устройства требуется кинематическое оборудование GNSS.Мы предлагаем одну базовую станцию ​​для группы и как минимум один ровер на 5 студентов. Все оборудование должно быть от одного производителя для простоты инструкций и обработки данных. Перед передачей студентам обязательно полностью заряжайте свое оборудование, проходите профессиональное обслуживание и недавно проверяйте его в полевых условиях. Неисправности оборудования в классе отвлекают и расстраивают. Если в вашей школе нет кинематического оборудования GNSS, вы можете найти коллег, которые имеют или рассматривают возможность обращения за поддержкой в ​​UNAVCO, которая управляет геодезическим центром NSF.

Это устройство требует фундаментального понимания систем GNSS и их приложений. Для пользователей будет наиболее эффективным сначала заполнить Раздел 1: Основы GPS / GNSS. Самая важная цель — обеспечить практический опыт работы с кинематическим оборудованием на открытом воздухе. Лучше всего объединить изучение материалов в методическом руководстве с физической настройкой базовой станции GNSS в полевых условиях. Учащимся следует настоятельно рекомендовать делать заметки в руководстве или на отдельном листе по мере необходимости, ожидая, что они выполнят следующий опрос как можно более независимо.

Обследование и особенности площадки

Для инструкторов наиболее эффективно согласовывать полевые вопросы и места до начала обучения. Изучение некоторых из предложенных пунктов в задании перед занятием в классе предоставляет студентам данные для работы, независимо от их успеха в этой области. Учащимся следует предоставить сайт, который дает им возможность пройти базовый опрос и заставляет их задуматься о различных элементах дизайна опроса.Это должно включать в себя несколько проблем, таких как прямая видимость, ошибки многолучевого распространения, ограниченная геометрия неба и спутников и т. Д. Цель съемки может быть такой же простой, как измерение геометрии такой конструкции, как тротуар. Простая геометрическая цель поможет студентам оценить, был ли опрос успешным.

Имейте в виду, что если базовая станция будет установлена ​​в неизвестной точке, база должна записать минимум 2 часа данных для обработки высокоточного статического местоположения через OPUS и в идеале должна работать в течение 3-4 часов или дольше. .Однако из-за ограничений по времени для этого назначения можно установить гораздо менее точное положение с занятием 15 минут или более, но это повлияет на точность каждой точки, взятой с помощью ровера.

Обязательно получите разрешение землевладельца. Большинство округов публикуют онлайн-карты земельных участков, чтобы помочь идентифицировать землевладельцев.

Полевые заметки

Учащиеся должны знать, что GNSS-съемка связана с точностью и включает подробные примечания к метаданным о настройке. Кроме того, обучение должно быть сосредоточено на физической настройке, диагностике и устранении неисправностей оборудования.Учащимся следует поощрять делать личные заметки непосредственно в руководстве, поскольку они будут использовать этот документ для выполнения своих опросов в Модуле 2.1 и / или Модуле 2.2. Учащимся рекомендуется отмечать, когда они сталкиваются с проблемами и как их решать.

Занятость студентов

Одна из проблем интеграции GNSS-опросов в курс, в котором участвуют несколько человек, — это убедиться, что учащиеся остаются вовлеченными и умственно трудными, даже когда они ждут своего шанса принять участие в процессе сбора данных.Студентов также следует поощрять к созданию схематической карты особенностей района съемки и места сбора данных, чтобы они могли выполнить часть своего задания, посвященную исследованию данных. Разбить учеников на небольшие группы и провести несколько опросов, если доступно несколько роверов, — это хорошо. Большинство систем позволяют нескольким роверам работать с одной базовой станцией.

Предоставляется пример полевого журнала, и учащимся предлагается заполнить его или создать свои собственные. Следует записывать такие метаданные, как тип оборудования, производитель и важные настройки.Кроме того, предоставляется журнал оборудования, который можно использовать для привлечения учащихся, пока они не снимают баллы.

Если есть время, прежде чем брать студентов в поле, попросите их найти интересующую функцию в Google Планета Земля. Таким образом, они могут оценить масштаб функции и использовать это при планировании.

Адаптация на основе имеющихся компьютеров / обработки данных

Для секции обработки данных этого устройства требуется проприетарное программное обеспечение от производителя системы GNSS, которую вы используете, что часто приводит к ограничению лицензий.Этот раздел устройства может быть изменен в зависимости от доступных ресурсов. Если компьютеры учеников недоступны, мы рекомендуем преподавателю проецировать свой экран и проходить обработку и исследование данных со студентами.

Обязательно, , чтобы вы знали и понимали инструкции по обработке программного обеспечения производителя, которое вы будете использовать. Основной рабочий процесс такой же, но названия и расположение функций различаются.

В крайнем случае, поправки базовой станции, разница между исходным положением и результатом OPUS, могут быть применены с использованием основных математических вычислений путем вычитания статического смещения между двумя координатами из положений ровера.Это решение крайне не рекомендуется, так как оно не является надежным. Не рекомендуется делиться этим со студентами, поскольку их следует поощрять к тому, чтобы они выполняли всю обработку соответствующего программного обеспечения, если это вообще возможно.

Часть обработки OPUS (положение базовой станции обработки) находится в свободном доступе в Интернете для практических занятий. Для этого требуется подключение к Интернету. Для удаленных полевых лагерей без Интернета лучше заранее определить координаты местоположения ваших базовых станций.

Идеи для решения социальных проблем с помощью кинематической GNSS

  • Обозначение или измерение миграции русла реки в непосредственной близости от ценных ресурсов или инфраструктуры
  • Измерение движения при стихийных бедствиях, таких как оползень, земельный поток или оползень
  • Обозначение или измерение движения памятников на леднике, отступлении ледника или смене снежного покрова
  • Измерение поверхности или профиля уступа для определения потенциальной опасности землетрясений для инфраструктуры
  • Создание топографических моделей пойм для расчета объема паводка и определения потенциальной опасности наводнения на различных стадиях
  • Создание цифровых моделей рельефа для определения устойчивости откосов с добавлением выемок дороги или другой инфраструктуры

Оценка

Формирующий:

Формирующее оценивание — это наблюдение и обсуждение со студентами результатов опроса.Это можно делать индивидуально, в паре или в группах, в зависимости от предпочтений инструктора. Это следует делать периодически на протяжении всего процесса, чтобы помочь оценить понимание учащимися и их слабые места, которые можно устранить, прежде чем им будет поручено провести собственный опрос. Кроме того, учащиеся должны принять участие в обсуждении того, как методы RTK могут быть применены к различным проблемам, таким как измерение скорости оползня или врезания реки в отношении рисков, связанных с дорогой, домом или другой инфраструктурой.

Сумматор:

Суммарное оценивание по блоку основывается на завершении упражнения учащегося и оценивается по соответствующей рубрике. Студенты должны заполнить набросок или карту опроса, заполнить список оборудования, сделать соответствующие полевые заметки, написать резюме исследования и ответить на предоставленные вопросы. Учащимся следует предложить обсудить успех исследования, препятствия или ошибки, которые способствовали потере точности, и то, как этот или аналогичный опрос можно использовать для ответа на научный вопрос.

Ссылки и ресурсы

.

Раздел 3: Статические методы GPS / GNSS

Эти материалы были проверены на предмет их соответствия научным стандартам нового поколения, как описано ниже. Посетите InTeGrate и NGSS, чтобы узнать больше.

Обзор

Студенты планируют и проводят геодезические изыскания и анализируют полученные временные ряды.

Наука и инженерная практика

Использование математики и вычислительного мышления: используйте математические, вычислительные и / или алгоритмические представления явлений или проектных решений для описания и / или поддержки утверждений и / или объяснений.HS-P5.2:

Использование математики и вычислительного мышления: применять методы алгебры и функций для представления и решения научных и инженерных задач. HS-P5.3:

Планирование и проведение расследований: спланировать и провести расследование индивидуально и совместно, чтобы получить данные, которые послужат основой для доказательств, а при разработке: выбрать типы, объем и точность необходимых данных для проведения надежных измерений и учета ограничений точности данных (например,g., количество испытаний, стоимость, риск, время) и соответствующим образом доработать дизайн. HS-P3.2:

Планирование и проведение расследований: спланировать расследование или протестировать проект индивидуально и совместно, чтобы получить данные, которые послужат основой для доказательства в рамках построения и пересмотра моделей, вспомогательных объяснений явлений или тестирования решений. к проблемам. Рассмотрите возможные искажающие переменные или эффекты и оцените план расследования, чтобы убедиться, что переменные контролируются.HS-P3.1:

Разработка и использование моделей: разработка и / или использование модели (включая математическую и вычислительную) для генерации данных для поддержки объяснений, прогнозирования явлений, анализа систем и / или решения проблем. HS-P2.6:

Построение объяснений и разработка решений: построение и пересмотр объяснения на основе достоверных и надежных доказательств, полученных из различных источников (включая собственные исследования студентов, модели, теории, симуляции, экспертные оценки) и предположений. что теории и законы, описывающие мир природы, действуют сегодня так же, как и в прошлом, и будут продолжать действовать в будущем.HS-P6.2:

Анализ и интерпретация данных: учитывайте ограничения анализа данных (например, ошибка измерения, выбор образца) при анализе и интерпретации данных HS-P4.3:

Анализ и интерпретация данных: применяйте концепции статистики и вероятность (включая определение функции соответствия данным, наклона, пересечения и коэффициента корреляции для линейных соответствий) научных и инженерных вопросов и проблем, с использованием цифровых инструментов, когда это возможно. HS-P4.2:

Анализ и интерпретация данных: анализ данных с помощью инструментов, технологий и / или моделей (например,g., вычислительный, математический), чтобы сделать обоснованные и надежные научные утверждения или определить оптимальное проектное решение. HS-P4.1:

Общие концепции

Системы и модели систем: При исследовании или описании системы необходимо определить границы и начальные условия системы, а их входные и выходные данные проанализировать и описать с помощью моделей. HS-C4.2:

Стабильность и изменение: Изменения и темпы изменений могут быть определены количественно и смоделированы в течение очень коротких или очень длительных периодов времени.Некоторые системные изменения необратимы. HS-C7.2:

Паттерны: для определения паттернов необходимы эмпирические данные. HS-C1.5:

Основные дисциплинарные идеи

Разработка возможных решений: Как физические модели, так и компьютеры могут использоваться различными способами для помощи в процессе инженерного проектирования. Компьютеры полезны для множества целей, таких как запуск моделирования для проверки различных способов решения проблемы или определения того, какой из них наиболее эффективен или экономичен; и в убедительной презентации клиенту о том, как данный дизайн будет соответствовать его или ее потребностям.HS-ETS1.B2:

.

Контроль скважин — PetroWiki

Контроль скважин и предотвращение выбросов стали особенно важными темами в отрасли добычи углеводородов по многим причинам. Среди этих причин — более высокие затраты на бурение, нерациональное использование природных ресурсов и возможные человеческие жертвы при выбросах и выбросах.

Определение

Контроль скважины означает методы, используемые для сведения к минимуму потенциального притока или выброса из скважины, а также для поддержания контроля над скважиной в случае притока или выброса.Контроль скважин применяется при бурении, заканчивании скважин, капитальном ремонте скважин, ликвидации и ремонте скважин. Он включает меры, методы, процедуры и оборудование, такое как мониторинг потока жидкости, для обеспечения безопасного и экологически безопасного бурения, заканчивания, ликвидации и капитального ремонта, а также установку, ремонт, техническое обслуживание и эксплуатацию наземных и подводных скважин. оборудование. [1]

Обзор

Одной из проблем является растущее количество правительственных постановлений и ограничений, налагаемых на нефтегазовую отрасль, частично в результате недавних, получивших широкую огласку инцидентов, связанных с контролем скважин.По этим и другим причинам важно, чтобы буровой персонал понимал принципы управления скважиной и процедуры, которым необходимо следовать для надлежащего контроля потенциальных выбросов.

Ключевые элементы, которые можно использовать для контроля ударов и предотвращения выбросов, основаны на работе специалиста по выбросам и кратко представлены ниже:

  • Быстро заткнуть колодец.
  • В случае сомнений выключите и обратитесь за помощью. Удары при бурении происходят так же часто, как и при спуске из скважины.Многие маленькие удары ногами превращаются в большие выбросы из-за неправильного обращения.
  • Действуйте осторожно, чтобы избежать ошибок — не торопитесь, чтобы сделать все правильно с первого раза. У вас может не быть другой возможности сделать это правильно.

Контрольные процедуры

За прошедшие годы было разработано множество процедур контроля скважин. Некоторые использовали систематические подходы, в то время как другие основывались на логических, но, возможно, необоснованных принципах. Здесь будут представлены систематические подходы.

При использовании концепции постоянного забойного давления общее давление (например, гидростатическое давление бурового раствора и давление в обсадной колонне) на забое скважины поддерживается на уровне, немного превышающем пластовое давление, чтобы предотвратить дальнейшие притоки пластовых флюидов в ствол скважины. И поскольку давление лишь немного превышает пластовое давление, возможность возникновения трещины и подземного выброса сводится к минимуму. Эту концепцию можно реализовать тремя способами:

  • Метод однократной циркуляции, или метод ожидания и взвешивания.После закрытия забойного бурового раствора взвесьте буровой раствор, чтобы уменьшить плотность, а затем откачайте жидкость для выбрасывания за один цикл, используя глушильный раствор. (Другое название, часто применяемое к этому методу, — «метод инженера».)
  • Двухциркуляционный метод, или метод бурильщика. После закрытия выбрасывателя жидкость для выбрасывания откачивается из скважины до увеличения плотности бурового раствора.
  • Параллельный метод. Перекачивание начинается сразу после закрытия отбойника и регистрации давления. Плотность бурового раствора увеличивается как можно быстрее при откачке жидкости выброса из скважины.

При правильном применении каждый метод обеспечивает постоянное давление на забое скважины и не допускает дополнительного притока в скважину. Процедурные и теоретические различия делают одну процедуру более желательной, чем другие.

Одноциркуляционный метод

На рис. 1 изображен метод однократной циркуляции. В точке 1 давление в закрытой бурильной трубе используется для расчета забойного бурового раствора. Вес бурового раствора увеличен, чтобы снизить плотность в приемной яме. По мере того, как глушильный раствор закачивается по бурильной трубе, статическое давление в бурильной трубе регулируется для линейного уменьшения до тех пор, пока в точке 2 давление в бурильной трубе не станет нулевым.Тяжелый буровой раствор снизил давление в бурильной трубе. Точка 3 показывает, что начальное давление закачки в бурильной трубе составляет в сумме p sidp плюс давление глушения. Во время закачки глушильного раствора по трубе давление циркуляции снижается до тех пор, пока в точке 4 не останется только давление закачки. С момента, когда глушильный раствор находится на долоте и до тех пор, пока он не достигнет выкидной линии, штуцер используется для регулирования давления в бурильной трубе при конечном давлении циркуляции. Бурильщик следит за тем, чтобы насос оставался на предельной скорости.

  • Рис. 1 — Статическое давление в бурильной трубе одноциркуляционного метода управления скважиной.

Двухциркуляционный метод

В двухциркуляционном методе обращение начинается сразу. Убивающая грязь не добавляется в первый тираж. Как видно из Рис. 2 , давление в бурильной трубе не уменьшится во время первой циркуляции. Цель состоит в том, чтобы удалить выбросную жидкость из затрубного пространства.

  • Фиг.2 — Статическое давление в бурильной трубе двухциркуляционного метода управления скважиной.

Во второй циркуляции вес бурового раствора увеличивается, но вызывает снижение от начального давления закачки в точке 1 до конечного давления циркуляции в точке 2. Это давление поддерживается постоянным, пока затрубное пространство вытесняется глушильным раствором.

Параллельный метод

Этот метод труднее всего выполнить должным образом (см. Рис. 3 ). Как только толчок отключен и считываются значения давления, немедленно начинается откачка.Плотность бурового раствора увеличивается настолько быстро, насколько позволяют возможности буровой установки. Сложность заключается в определении плотности циркулирующего раствора и его относительного положения в бурильной трубе. Поскольку это положение определяет давления в бурильной трубе, скорость снижения давления может быть не такой постоянной, как в двух других методах. Когда новая плотность достигает долота или заданная глубина, давление в бурильной трубе уменьшается на величину, равную гидростатическому давлению нового приращения веса бурового раствора. Когда бурильная труба вытесняется глушильным раствором, давление нагнетания поддерживается постоянным, пока глушильный раствор не достигнет выкидной линии.

  • Рис. 3 — Статическое давление в бурильной трубе параллельного метода.

Выбор наилучшего метода контроля скважины

Определение наилучшего метода управления скважиной для большинства ситуаций включает несколько соображений, включая время, необходимое для выполнения процедуры глушения, поверхностные давления от выброса, сложность относительно простоты реализации и скважинные напряжения, приложенные к пласту во время убийственный процесс.Все точки должны быть проанализированы, прежде чем можно будет выбрать процедуру. В следующем списке кратко изложено общее мнение отрасли относительно этих методов:

  • В большинстве случаев следует использовать метод однократной циркуляции.
  • Метод с двумя циркуляциями следует использовать, если имеется хороший башмак обсадной колонны и ожидается задержка с утяжелением системы.

Параллельный метод следует использовать только в редких случаях, например, при сильном толчке (1,5 фунта / галлон или больше) с большим притоком и потенциальной проблемой с развитием потери циркуляции.В этом случае производительность насоса должна быть минимальной, чтобы можно было постоянно поднимать вес. При анализе процедур глушения акцент делается на одно- и двухциркуляционные методы (т. Е. Метод ожидания и взвешивания и бурильщик ’ s соответственно). Проверка процедур покажет, что это противоположные подходы, в то время как параллельный метод находится где-то посередине.

Время

Для процедуры уничтожения необходимо учитывать два важных момента: начальное время ожидания и общее необходимое время.Первая проблема со временем — это количество, необходимое для увеличения плотности бурового раствора от первоначальной до конечной. Поскольку некоторые операторы очень обеспокоены прихватом трубы в это время, часто выбирается процедура контроля скважины, которая минимизирует начальное время ожидания. Это параллельный метод и метод двух циркуляций. В обеих процедурах закачка начинается сразу после регистрации давления закрытия.

Другой важный фактор времени — это общее время, необходимое для выполнения всей процедуры. Рис. 1 показывает, что метод с одной циркуляцией требует одного полного вытеснения жидкости (т. Е. Внутри бурильной трубы и затрубного пространства), тогда как метод с двумя циркуляциями ( Рис. 2 ) требует, чтобы затрубное пространство было перемещено дважды, в дополнение к перемещению бурильной трубы. В определенных ситуациях дополнительное время для метода с двумя циркуляциями может быть значительным с точки зрения устойчивости ствола или износа превентора.

Поверхностное давление

В процессе глушения скважины поверхностные давления могут достигать угрожающих значений.Это может быть проблемой при расширении объема газа у поверхности. Важна процедура глушения с наименьшим поверхностным давлением, необходимым для уравновешивания забойного пластового давления.

Рис. 4 и 5 показаны различные требования к давлению на поверхность для нескольких ситуаций удара. Первое существенное отличие отмечается сразу после вытеснения бурильной трубы глушильным раствором. Величина необходимого давления в обсадной колонне начинает уменьшаться из-за увеличения гидростатического давления глушильного раствора во время однократной циркуляции.Это уменьшение не наблюдается в методе с двумя циркуляциями, поскольку в этой процедуре изначально не происходит циркуляция глушильного раствора. Фактически, в методе с двумя циркуляциями давление в обсадной колонне увеличивается по мере того, как расширение газового пузыря вытесняет буровой раствор из скважины.

  • Рис. 4 — Статические кольцевые давления для метода с одной циркуляцией по сравнению с методом с двумя циркуляциями в скважине длиной 10 000 футов.

  • Рис. 5 — Статическое давление в кольцевом пространстве для метода однократной циркуляции в зависимости отдвухциркуляционный метод в скважине 15000 футов.

Вторая разница в давлении возникает по мере приближения газа к поверхности. Процедура с двумя циркуляциями имеет более высокие давления из-за более низкой плотности исходного бурового раствора. Интересно отметить, что эти высокие давления в обсадной колонне, которые необходимы для незначительного подавления расширения газа, приводят к более позднему выходу газа на поверхность.

Сложность процедуры

Пригодность процесса частично зависит от простоты выполнения процедуры.Тот же принцип справедлив и для управления скважиной. Если процедура убийства трудна для понимания и реализации, ее надежность снижается.

Параллельный метод менее надежен из-за своей сложности. Чтобы выполнить эту процедуру должным образом, давление в бурильной трубе должно быть уменьшено в соответствии с массой циркулирующего раствора и его положением в трубе. Это означает, что бригада будет информировать оператора, когда закачивается новый груз бурового раствора, что оборудование буровой установки может поддерживать это увеличенное приращение нагрузки бурового раствора и что положение груза бурового раствора в трубе может быть определено путем подсчета ходов насоса.Многие операторы полностью отказались от этого сложного метода.

Одно- и двухходовые методы используются более широко из-за простоты их применения. В обеих процедурах давление в бурильной трубе остается постоянным в течение длительных интервалов времени. Кроме того, при перемещении бурильной трубы глушильным раствором снижение давления в бурильной трубе происходит практически по прямой линии, а не в шахматном порядке, как в параллельном методе ( Рис. 3 ).

Забойные напряжения

Несмотря на то, что все соображения для выбора наилучшего метода важны, в первую очередь всегда следует обращать внимание на напряжения, прикладываемые к стенке скважины.Если вызванные толчком напряжения больше, чем пласт может выдержать, возникает искусственная трещина, создающая возможность подземного выброса. Процедура, которая создает наименьшее внутрискважинное напряжение при поддержании постоянного давления в зоне выброса, считается наиболее благоприятной для безопасного глушения.

Одним из способов измерения напряжений в скважине является использование «эквивалентного веса бурового раствора» или полного давления на глубине, преобразованного в фунт-метр на галлон. Например,

RTENOTITLE……………….. (1)

, где ρ e = эквивалентная масса бурового раствора, фунт / галлон.

Эквивалентные веса бурового раствора для систем в Рис. 4 и 5 представлены на рис. 6 и 7 . Метод с одной циркуляцией обеспечивает стабильно более низкие эквивалентные веса бурового раствора на протяжении всего процесса глушения после смещения бурильной трубы. В процедурах обычно используется одинаковый максимальный эквивалентный вес бурового раствора. Они возникают с момента закрытия скважины до смещения бурильной трубы.

  • RTENOTITLE

    Рис. 6 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 10 000 футов).

  • RTENOTITLE

    Рис. 7 — Сравнение эквивалентного веса бурового раствора для процедуры глушения с одной и двумя циркуляциями (удар 0,5 фунта / галлон на высоте 15 000 футов).

Фиг. Фиг.6 и 7 иллюстрируют важный принцип: максимальные напряжения возникают на очень ранних этапах циркуляции на большей глубине, а не в интервалах максимального давления в обсадной колонне.Максимальные возможности потери циркуляции не будут возникать в условиях газ-поверхность, что может показаться логичным. Если трещина не образуется при остановке, она, вероятно, не возникнет на протяжении оставшейся части процесса. Полное понимание этого поведения может успокоить операторов. ’ озабоченность по поводу разрыва пласта при приближении газа к поверхности.

Нетрадиционные методы контроля скважин

Было предпринято множество попыток разработать процедуры управления скважиной, основанные на принципах, отличных от концепции постоянного забойного давления.Эти процедуры могут быть основаны на конкретных проблемах, присущих геологической зоне. Одним из примеров являются пласты с низкой проницаемостью и высоким давлением, прилегающие к структурно слабым породам, которые не могут выдерживать гидростатическое давление глушения. Часто нетрадиционные процедуры используются для преодоления проблемных ситуаций, возникающих из-за плохой конструкции скважины.

Номенклатура

D e = эквивалент глубины, фут
ρ e = эквивалентный вес бурового раствора, фунт / галлон
п. Σ = полное давление, psi

Список литературы

  1. ↑ «Определение контроля скважины — Лексикон IADC.»IADC Lexicon. N.p., 23 апреля 2013 г.

См. Также

Переменные, влияющие на процедуры уничтожения

Контроль скважины однократным методом

PEH: Well_Control: _Procedures_and_Principles

«скважина + контроль» & fulltext = 1 Поиск контрольной скважины

Интересные статьи в OnePetro

A.C.V. Мартинс Лаге, Э. Накагава, A.G.D.P. Кордовил, 1994. Процедуры контроля скважин на глубоководных участках, Конференция нефтяной инженерии SPE в Латинской Америке / Карибском бассейне, 27-29 апреля 1994 г., Буэнос-Айрес, Аргентина, 26952-MS, http: // dx.doi.org/10.2118/26952-MS

Bode, DJ, Noffke, RB, Nickens, HV 1991. Методы и практика управления скважинами в стволах малых диаметров, Journal of Petroleum Technology Volume 43, Number 11, 19526-PA, http://dx.doi.org /10.2118/19526-PA

Внешние ссылки

Категория

.

Будущее геодезии и поколение GNSS: GPS World

По мере того, как мы приближаемся к середине 2018 года, нельзя не заметить количество технологий, которые мы используем каждый день, и то, как они влияют на нашу повседневную жизнь. Хотя Джордж Джетсон не мчится на летающей машине к своему стеклянному кондоминиуму в облаках, в обычной жизни мы используем невероятное количество технологий.

Я могу сидеть здесь и печатать на компьютере или планшете, который во много раз превосходит тот, который я использовал в младших классах средней школы, и не думать об этом, поскольку футуристические технологии стали нормой.

Старый стандартный анекдот о технологиях был о сотовых телефонах и телевизионных пультах дистанционного управления; если вам нужно было разобраться, попросите своего ребенка или даже внука помочь. Молодежь составляла большинство, которые могли принять технологии, потому что у них не было старых методов, которые мешали бы понять, как работать с новым устройством.

Однако по пути произошла забавная вещь; эти дети теперь выросли, а технологии продвинулись еще дальше.

Чтобы помочь объяснить имена и временные рамки наших поколений, я нашел эту диаграмму, которая все объясняет:

Название поколения Рождения
Начало
Рождение
Окончание
Самый молодой
Возраст сегодня *
Самый старый возраст
Сегодня *
The Lost Generation —
Поколение 1914 года
1890 1915 103 128
Межвоенное поколение 1901 1913 105 117
Величайшее поколение 1910 1924 94 108
Тихое поколение 1925 1945 73 93
Поколение бэби-бумеров 1946 1964 54 72
Поколение X (Детский бюст) 1965 1979 39 53
Ксенниалы —
1975 1985 33 43
Поколение Y —
Миллениалы —
Поколение Следующее
1980 1994 24 38
iGen / Gen Z 1995 2012 6 23
Gen Alpha 2013 2025 1 5

(График любезно предоставлен Career Planner.)

Чтобы помочь разобрать эту диаграмму в контексте, средний возраст профессионального геодезиста в Соединенных Штатах составляет лет, что составляет 59 лет, и он уверенно входит в категорию бэби-бумеров. Но даже при таком высоком среднем значении в «молчаливом поколении» по-прежнему присутствует значительное количество геодезистов, поскольку экономический спад конца 2000-х вынудил их продолжать свои золотые годы.

КАК ИССЛЕДОВАТЕЛИ ПОДХОДЯТ ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ

Геодезист столкнулся с той же проблемой поколений, что и остальное общество.Младшая группа, которая начинала с геодезии с помощью электроники, теперь перешла на гораздо более сложное, но функциональное оборудование. До середины и конца 1970-х годов электронные технологии не играли роли в большинстве геодезических операций и задач. Профессиональный геодезист широко считался экспертом по границам, составителем карт и создателем топографических данных, а высокотехнологичная картографическая работа оставалась на усмотрение государственных геодезистов (см. Мою колонку «Сцена съемки в июле 2017 года»).

Большинство геодезистов, которые изучили свое ремесло до электронной эры, прошли обучение на рабочем месте или получили степень инженера по программе, которая могла предлагать ограниченный учебный план геодезии.Геодезия была профессией для открытого типа и требовала временами пересечения пересеченной местности, а также способности противостоять экстремальным погодным условиям.

ПОКОЛЕНИЯ, НЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

Мне, как геодезисту во втором поколении, повезло, что я получил доступ к землеустройству буквально так, как это делали наши предки. Хотя для выполнения задач не использовались настоящая цепь и компас Гюнтера, они были выполнены с использованием современного транзита и стальной ленты. Для проведения обследований не требовалось высокотехнологичное оборудование, поскольку наши ручные процедуры значительно превышали общепринятые допуски по положению.

Геодезист устанавливает границы для строительства. (Фото: Бюро статистики труда)

Большая часть работы, выполненной геодезистами до раннего поколения бэби-бумеров, была намного проще в теории, но редко выполнялась легко из-за рельефа, погоды и вычислений, необходимых для завершения анализа границ. Пересечение участка означало наличие полевой бригады из нескольких человек, часто через кусты и лес, и это отнимало много времени. Большой участок может быть дней или недель, чтобы обходить его большую часть пешком.После завершения перед профессиональным геодезистом была поставлена ​​задача, зачастую, выполнять ручные расчеты, сокращать количество записей и определять закрытие траверса. Затем все ошибки, связанные с днями полевых работ, были уравновешены путем большего количества ручных вычислений, обычно с помощью правила компаса или правила транзита, и вручную внесены на итоговую съемочную площадку.

Похожая история сопровождается топографическими и батиметрическими съемками и созданием карт с существующими условиями. Сбор данных для определения местоположения и высоты существующих участков производился по радиальному углу и расстоянию или методом сетки, при этом глубины воды определялись вручную с использованием выносных линий.В офисе эти данные наносятся вручную на бумаге, сепии или пергаменте. После того, как высотные отметки были построены, интервалы изолиний были определены путем интерполяции между каждой из этих точек. Затем создание контуров было прорисовано несколькими методами, каждый из которых обладал своим творческим потенциалом.

Из-за более широкого использования и важности электронных технологий, сбора данных и развития профессии современные геодезисты сталкиваются с гораздо большим количеством проблем, чем их предшественники.Хотя концепции для многих задач действительно следуют протоколу для выполнения множества обязанностей по обследованию, то, как мы собираем и анализируем данные, намного сложнее, чем в прошлом.

Потребность нашей профессии в выявлении этих проблем и создании возможностей для современных геодезистов стоит перед нами, поскольку наше образование и обучение необходимо наращивать, чтобы соответствовать требованиям. Все профессиональные геодезисты, независимо от того, в каком поколении они родились, играли или будут играть важную роль в обществе в качестве экспертов по измерению.

Однако быстрое развитие технологий выявило отсутствие дополнительного образования и подготовки, необходимых для сохранения нашей позиции в служении общественному здоровью и благополучию.

Я хочу сказать здесь не о том, что работа и задачи, выполняемые предыдущими поколениями геодезистов, были проще, но для этого требовалось больше ручного труда и меньше технического образования и подготовки. Я сравниваю ситуацию с автомобильными механиками и тем, насколько больше технологий уходит на разработку современного автомобиля по сравнению с автомобилями предыдущих поколений.

Многие механики настраивали двигатели «наощупь», без каких-либо записывающих технологий, чтобы сказать им иное. Я бы не стал называть опыт, продемонстрированный механиками прошлого, более низким по сравнению с сегодняшними автомобильными механиками; каждый был обучен полагаться на разные наборы навыков для работы с совершенно разными двигателями. Таким образом, я чувствую то же самое, сравнивая разные поколения геодезистов. Различные инструменты и методы требуют от геодезиста уникальной и специальной подготовки для выполнения на самом высоком уровне.

Например, посмотрите на оборудование, программное обеспечение и услуги, связанные с обследованием, в журнале GPS World ; Большинство статей, тематических исследований и рекламных объявлений посвящены вещам, о которых пять-десять лет назад даже не задумывались. Все эти элементы требуют другого мышления для более технической и аналитической обработки, поэтому образовательные требования и подход геодезиста должны согласовываться с технологией.

По мере того как время идет вперед, потребность в более продвинутых геодезистах достигает критической точки.

КАК СЕГОДНЯШНИЕ СЪЕМНИКИ ВЫПОЛНЯЮТ РАБОТУ

Сегодняшние геодезисты, в том числе полевые и офисные техники, в большей степени, чем когда-либо, полагаются на технологии.

Многие нити прогрессивных технологий входят в ткань современной геодезической съемки, повсюду используется первичный материал GNSS. В прошлом я писал о своих мыслях о величайшем достижении в области геодезии (см. Мою колонку «Сцена опроса за май 2016 года»), и мои аргументы усиливаются, когда новые технологии добавляют к способам измерения нашего мира.

Вот некоторые из задач, в которых геодезисты используют GNSS в качестве основы для измерения и определения местоположения, и почему специальное образование и подготовка имеют решающее значение для надлежащего выполнения:

Пограничные исследования

Фото: Тим Берч

Подобно геодезистам до нас, установление и восстановление границ являются основной обязанностью профессии. Однако с помощью GNSS возможность получения большего количества данных о местоположении значительно увеличилась за счет уменьшения необходимости выполнять сложные обходы через места, когда в этом нет необходимости.Это также уменьшило необходимость выполнять утомительные вычисления и настройки хода; вместо этого в данные наблюдений GNSS вносятся поправки по методу наименьших квадратов для получения точных результатов.

Топографические съемки

Эти данные могут быть получены с помощью комбинации методов GNSS и обычных тахеометров, но они основаны на информации о геолокации, определяемой в основном геодезическими координатами с помощью решений GNSS. Использование данных GNSS без стандартной процедуры проверки местоположения и высоты может привести к серьезным проблемам, если их не обнаружит образованный пользователь.

Лазерное сканирование / лидар / SLAM / фотограмметрия / гиперспектральная визуализация

Все эти методологии, также известные как дистанционное зондирование, произвели революцию в сборе массовых данных за счет огромных объемов информации, которые можно получить за короткое время. Каждый из них имеет определенные функции и ограничения, но зависит от геолокации как основного атрибута данных. Из-за создания больших файлов данных выходные данные имеют форму облака точек, а не традиционный формат P, N, E, Z, D, обычно используемый геодезистами.Как и топографические съемки, эти данные обычно основываются на информации GNSS для определения местоположения.

Фото: Саймон Батцдорфер, Маркус Боббе, Мартин Беккер и Ульф Бестманн

Беспилотные воздушные и наземные системы

Самая новая методология сбора данных, беспилотный летательный аппарат (БПЛА), покорила геодезический мир. Хороший процент новичков (включая меня) используют мультироторные агрегаты коммерческого класса в сочетании с камерой высокого разрешения для ортометрических фотографий и видеоклипов на объектах проекта.

Хотя этот метод использует фотограмметрию в качестве метода сбора данных, он полагается на GNSS для установления наземных контрольных точек (GCP) для определения геолокации в известной системе координат. Модели более высокого уровня включают блоки RTK для минимизации количества контрольных точек, а также используют лидарные и / или гиперспектральные модули для дистанционного зондирования высокого уровня.

Наряду с разнообразием бортовых, наземные беспилотные автомобили начинают завоевывать популярность в качестве дополнительных сборщиков данных об открытой судоходной местности.Эти автономные устройства оборудуются лидаром и камерами для сбора данных с воздуха вместе с БПЛА для сбора избыточной информации для проверки качества.

Как указано выше, все эти технологии дистанционного зондирования, независимо от того, используются ли они статически или в беспилотной системе, создают большие файлы данных облака точек, управление которыми может быть затруднительным.

Батиметрические съемки

Многие успехи были достигнуты в производстве измерительных устройств с использованием гидроакустической технологии, в том числе боковых и многолучевых моделей для более подробных наблюдений в различных условиях.GNSS играет большую роль в этом методе съемки из-за электронной способности мгновенно объединять показания эхолота глубины с географическим местоположением. Это улучшение сбора данных обеспечивает гораздо более точную и надежную информацию для картирования водных объектов и переходов.

Батиметрические съемки также входят в программу беспилотных транспортных средств, а мелкосидящие автономные плавсредства используются в местах, куда обычные батиметрические суда не могут прийти для получения данных съемки.По мере того, как они становятся более доступными, внедряется больше этих поделок.

Что общего у этих категорий? Большинство из них полагаются на специальную подготовку и оборудование для выполнения каждой конкретной задачи. Геодезия вышла из ситуации «один размер для всех» и требует, чтобы каждый сектор геодезии имел персонал, обученный для этой работы, и необходимое оборудование для ее выполнения.

Центральным звеном во всех этих задачах также является технология GNSS; от приемников для съемки до БПЛА, все задачи связаны с геолокацией.

КАК ПРОШЛОЕ СОВМЕСТИМО С БУДУЩИМ?

Современный геодезист теперь имеет в своем распоряжении множество различных инструментов, которые поколения геодезистов до нас не могли понять. Способность работать с таким уровнем производительности и точности с использованием нового оборудования и программного обеспечения невероятна и унизительна. Однако я боюсь, что технологии опережают профессию. Сколько геодезистов потратили время на изучение этих улучшений? Поскольку я считаю, что мы слишком сильно растягиваемся, настало время для профессионального сообщества геодезистов сделать паузу для самооценки наших способностей и того, что нужно сделать, чтобы догнать реальность.

Одним из самых больших препятствий, с которыми сталкивается геодезическая профессия, является нехватка квалифицированных технических специалистов для работы как внутри, так и снаружи. Рецессия 2008-2011 гг. Сократила количество технических специалистов в нашей области из-за недостаточной работы в условиях экономического спада, но она также произошла в то время, когда технологии начинали свой подъем в повышении эффективности задач обследований. Спад вынудил многие сюрвейеры и фирмы резко сократить свои инвестиции в новые технологии, оборудование и обучение, чтобы повысить эффективность.Геодезическая профессия теперь расплачивается за этот спад с небольшим количеством должным образом обученных технических специалистов наряду с лицензированными профессионалами, которые не следят за технологическими инновациями и достижениями.

КУДА МЫ ОТДЫХАЕМ…?

Тим Берч с учениками седьмого и восьмого классов.

Профессиональный геодезист должен осваивать технологии, продвигая свою профессию в большее количество мест за пределами четырехлетнего колледжа. Мы должны начинать в младших и средних классах с уроков математики, естествознания и истории, поощряя учащихся исследовать геодезию как профессию.Нам также необходимо поддерживать программы технического и профессионального образования, которые могут помочь сделать геодезию возможным выходом за рамки их сертификата или степени младшего специалиста. Одна из самых простых тем, которые я использую в презентациях, — это обсуждение технологии GNSS и того, как она встроена почти во все, что видит студент. GNSS окружает нас геолокационной информацией, от сотовых телефонов до автомобилей, которыми управляют родители, чтобы облегчить нам жизнь.

Эти специалисты не собираются поступать все из четырехлетних университетских программ; они будут исходить от тех подростков, которые часами оттачивают зрительно-моторную координацию с помощью видеоигр и гонок на дронах.Они также будут гибкими умами, пишущими код для следующего большого приложения, и геодезисты должны принять их, чтобы включить их работу в наш мир геолокации.

Профессиональная геодезия стала намного больше, чем просто установление границ земельных участков; теперь требуются знания для нанесения на карту буквально всего в мире. Теперь задача состоит в том, чтобы найти тех, кто хочет помочь нам продолжить эту традицию геодезии и картографии. Коллеги-геодезисты: готовы ли вы найти себе замену?

.