一種新的、高密度數(shù)字測(cè)井技術(shù)點(diǎn)亮了井眼中的高扭曲度區(qū)域，改善了生產(chǎn)設(shè)備的井下安置，減少了設(shè)備的損壞率。數(shù)字技術(shù)提供的高密度井眼扭曲測(cè)井，解決了鉆井和油氣開采作業(yè)的諸多問(wèn)題。一個(gè)未討論的領(lǐng)域，即高密度井眼扭曲測(cè)井是如何幫助確定人工舉升設(shè)備最佳的井下安置，延長(zhǎng)一口井的壽命。
在過(guò)去，測(cè)井方案并未涉及井眼扭曲測(cè)井，而是依靠隨鉆測(cè)量（MWD）進(jìn)行井下勘測(cè)或者采用帶測(cè)徑器的間歇陀螺儀進(jìn)行測(cè)量，分析基于狗腿度（DLS）的井眼幾何形狀。這種測(cè)量，對(duì)于特定的應(yīng)用雖然其測(cè)量質(zhì)量通常是可以接受的，但并不提供高精度、高分辨率井眼扭曲度和遇阻分析。為了解決市場(chǎng)設(shè)備的這一缺陷，Gyrodata服務(wù)公司開發(fā)了一種新的擁有專利權(quán)的高密度井眼測(cè)井技術(shù)，稱作MicroGuide。從這一新技術(shù)給人的印象來(lái)看，在如何處理現(xiàn)代油田中套管井的測(cè)井方面呈現(xiàn)出了一個(gè)步驟的變化。
理論
在規(guī)劃如何鉆一口井時(shí)，井眼的預(yù)定軌跡通常被認(rèn)為是一條相對(duì)平滑的曲線。偏離這一軌跡一般被稱作井眼扭曲，井眼扭曲又可以井眼扭曲度來(lái)衡量，井眼扭曲度是通過(guò)取兩點(diǎn)之間實(shí)際距離的比率來(lái)確定的，包括任何曲線或弧線，將其除以直線距離。當(dāng)井眼軌跡在較短的距離內(nèi)發(fā)生較大的變化時(shí)，會(huì)出現(xiàn)各種問(wèn)題，包括穿過(guò)軌跡偏離段的套管設(shè)定和下入，以及穿過(guò)同一井段安裝和通過(guò)采油設(shè)備。之前和目前的系統(tǒng)都在很大程度上探索使用測(cè)量井眼的狗腿來(lái)提供有關(guān)井眼軌跡的信息，但這些信息往往很難利用，因?yàn)槠淙狈φ嬲齼?yōu)化井眼定位所需的細(xì)節(jié)和清晰度。
MicroGuide系統(tǒng)在井下運(yùn)行，接收來(lái)自井眼測(cè)井記錄多個(gè)測(cè)量點(diǎn)的數(shù)據(jù)。數(shù)據(jù)采自陀螺儀工具、磁性儀器，或其組合。此外，該系統(tǒng)根據(jù)接收到的數(shù)據(jù)，為井眼軌跡定義參考線，確定井眼軌跡與參考線的位移。通過(guò)基于這一輸入信息的一系列計(jì)算，能以三維（3D）形式可視化井眼形狀，因?yàn)檫@一物理系統(tǒng)被下入井下、在井下運(yùn)行、發(fā)送數(shù)據(jù)到地面。將這一信息輸入進(jìn)計(jì)算機(jī)并呈現(xiàn)出來(lái)，可讓石油公司就油氣井的開發(fā)做出關(guān)鍵決策，更有效地鉆一個(gè)低扭曲度且與計(jì)劃軌跡一致的井眼。在鉆完該井段后運(yùn)行MicroGuide系統(tǒng)的情況下，了解和掌握井眼扭曲度能幫助石油公司就人工舉升和其它設(shè)備的井下安置做出更好的決策，將井下設(shè)備安置在低扭曲度區(qū)域。否則，如果沒(méi)有利用該系統(tǒng)獲得細(xì)節(jié)和精度更高的數(shù)據(jù)，就不可能做出這種預(yù)先知情的決策。
應(yīng)用
改善電潛泵ESP的位置安放，提高產(chǎn)量，消除設(shè)備損壞。中東一家石油公司在鉆完一個(gè)側(cè)鉆井眼后，之前曾在5800ft（ft英尺，1ft=0.3048m）的測(cè)量深度安置了一臺(tái)電潛泵。雖然電潛泵最初的產(chǎn)量徘徊在日產(chǎn)原油390桶左右，但此后不久下降至0桶/日。在開始修井作業(yè)之前，需要進(jìn)一步調(diào)查，確定井眼狀況，因?yàn)樵摴緫岩僧a(chǎn)量不良的原因是電潛泵潛入或安置的深度不足。電潛泵最初安放選在了一個(gè)淺的位置（約在5700至5900ft測(cè)量深度之間），因?yàn)?in尾管處于井眼較深的高DLS（5°至7°/100ft）井段，如常規(guī)MWD測(cè)量所示。
圖1
Gyrodata服務(wù)公司評(píng)估了現(xiàn)有的井下數(shù)據(jù)，以確定合適的行動(dòng)路線。根據(jù)現(xiàn)有的信息，實(shí)施了MicroGuide高密度井眼扭曲測(cè)井服務(wù)，對(duì)井眼進(jìn)行評(píng)估，給出一個(gè)更準(zhǔn)確的電潛泵的安放位置。向該石油公司提供了扭曲度、最大工具外徑，以及其它與之有關(guān)的分析結(jié)論，這些信息通常不是通過(guò)傳統(tǒng)MWD工具的DLS計(jì)算獲得的。MicroGuide技術(shù)表明，穿越6000至7500ft的高扭曲區(qū)域，將電潛泵安置在7570和7770ft之間是可能的，這是產(chǎn)量高產(chǎn)出的首選深度。見圖1（圖1：利用常規(guī)MWD技術(shù)，該石油公司認(rèn)為最佳的電潛泵安置位置在5700ft和5900ft測(cè)量深度之間，然而，高密度井眼扭曲測(cè)井發(fā)現(xiàn)了另一個(gè)低DLS區(qū)域，在這個(gè)區(qū)域安置電潛泵會(huì)獲得更高的產(chǎn)量，故障也會(huì)較少）。在進(jìn)行了新的位置確定后，這家石油公司繼續(xù)使用該技術(shù)，以確保安全操作，避免在向井下輸送過(guò)程中對(duì)電潛泵造成任何損傷。
在7650ft的位置成功安裝了電潛泵后，根據(jù)測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，電潛泵再次開始生產(chǎn)，產(chǎn)量從390增至600桶/日。除了幾乎54%的產(chǎn)量增長(zhǎng)外，該石油公司還通過(guò)避免每3至4周電潛泵的啟/停作業(yè)，包括中途修井，實(shí)現(xiàn)了時(shí)間和成本的節(jié)約。通過(guò)揭示傳統(tǒng)MWD定位的局限性，MicroGuide測(cè)井服務(wù)成為了石油公司未來(lái)油氣井設(shè)計(jì)規(guī)劃的部分內(nèi)容，使他們能在井下正確的放置電潛泵，避免出現(xiàn)意外過(guò)早的損壞。
在拉丁美洲，一家石油公司正面臨電潛泵故障的挑戰(zhàn)，因時(shí)間損失和設(shè)備損壞而遭遇重大成本損失。在遭遇了困難的下套管作業(yè)后，該石油公司懷疑井底鉆具組合（BHA）存在問(wèn)題，但井已按計(jì)劃進(jìn)行了鉆井，而且，依據(jù)的是MWD傳感器采集的數(shù)據(jù)實(shí)施的定向鉆井。為了找出設(shè)備損壞和故障的原因，該石油公司決定在井的9?-in.套管段下入MicroGuide系統(tǒng)實(shí)施高密度測(cè)井。
最初鉆這口井采用了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)（RSS），井下采用了一套降陀螺 + MWD工具進(jìn)行測(cè)量，下至2705m（8875ft）。MWD測(cè)量只收集數(shù)據(jù)至總井深3272m（10750ft）。MWD最后測(cè)量的400m（1312ft）數(shù)據(jù)表明，就方位角而言，這部分井段從58°傾斜至70°。然而，有跡象表明，12¼-in. BHA在起出井眼過(guò)程中出現(xiàn)了一些問(wèn)題，從3290至2775m （10794至9104ft）進(jìn)行了倒劃眼作業(yè)，從3290至3156m（10794至10354ft）進(jìn)行了必要的井眼清理。在下9?-in.套管時(shí)，管柱在3264m（10709ft）處遇卡，且無(wú)法繼續(xù)下入。重新嘗試上提管柱無(wú)效，油公司必須執(zhí)行一次清理作業(yè)，將套管遇卡區(qū)域清理干凈。在下入完井設(shè)備并將電潛泵安置就位后，油氣生產(chǎn)可以短暫地進(jìn)行，直到電潛泵出現(xiàn)故障為止。
圖2
運(yùn)行MicroGuide系統(tǒng)能讓石油公司以1ft的間隔跟蹤井眼軌跡，這表明，相比石油公司以前僅憑MWD數(shù)據(jù)看到的結(jié)果與井是如何鉆進(jìn)的真實(shí)結(jié)果有著截然不同的情景。見圖2（圖2：灰色線顯示了最初的井眼軌跡，采用了每個(gè)點(diǎn)采集的測(cè)量數(shù)據(jù)。根據(jù)從MicroGuide系統(tǒng)獲得的測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，紅色線表示真實(shí)的井眼軌跡。套管柱的嚴(yán)重扭曲和微狗腿造成了設(shè)備的損壞，電潛泵未安置在最佳的位置）。雖然檢查MWD傳感器數(shù)據(jù)未見到有嚴(yán)重誤差的證據(jù)，但這口井未曾像預(yù)期的那樣按正確軌跡鉆井，而是根據(jù)陀螺儀測(cè)量的數(shù)據(jù)決定鉆進(jìn)的。該石油公司已因時(shí)間損失和設(shè)備損壞支付了超過(guò)700萬(wàn)美元的費(fèi)用，而MicroGuide系統(tǒng)在套管內(nèi)識(shí)別出的微狗腿并未被MWD測(cè)量系統(tǒng)所檢測(cè)到，同時(shí)，MicroGuide系統(tǒng)還采集了微狗腿長(zhǎng)度間隔點(diǎn)的數(shù)據(jù)。高密度井眼數(shù)據(jù)揭示了現(xiàn)有BHA的性能缺陷，它幫助石油公司確定電潛泵的最佳安放地點(diǎn)為井眼向上150m（492ft）的位置，避免了電潛泵的進(jìn)一步損壞。
檢測(cè)到井眼異常后優(yōu)化抽油桿引導(dǎo)器的安放位置。一家石油公司在美國(guó)德克薩斯州接近加拿大的阿納達(dá)科盆地為一口井配備了一個(gè)有桿泵人工舉升系統(tǒng)來(lái)提高產(chǎn)量。僅僅一周后，該系統(tǒng)就崩潰了。該公司發(fā)現(xiàn)抽油桿存有大范圍損壞，抽油桿在4700ft測(cè)量深度處已經(jīng)脫離或斷開。盡管采取了常規(guī)鉆井測(cè)量，但由于測(cè)量沒(méi)有在最初選擇的深度標(biāo)明任何標(biāo)記，所以該公司無(wú)法確定抽油桿損壞的原因。該公司設(shè)定了新的目標(biāo)，了解該系統(tǒng)曾發(fā)生了什么情況，以便更好的定位抽油桿引導(dǎo)器，最大程度地提高油井產(chǎn)量。
采用傳統(tǒng)的鉆井測(cè)量系統(tǒng)是為了確定最初抽油桿的安放位置。系統(tǒng)下井后，石油公司了解到采用這種90ft測(cè)量間隔的方法在此次應(yīng)用中是不夠的。為了克服這一局限，該公司運(yùn)用了MicroGuide系統(tǒng)，為的是獲得更高的1ft間隔分辨率的高精度測(cè)量數(shù)據(jù)。利用MicroGuide系統(tǒng)記錄2?-in油管內(nèi)10550ft的深度，為該石油公司提供進(jìn)入扭曲段的更多洞察或領(lǐng)悟，包括最大可用的工具外徑、以及該井真實(shí)的微狗腿的情況。使用MicroGuide系統(tǒng)后，該公司發(fā)現(xiàn)了一個(gè)大的異常。
由MWD設(shè)備提供的最初的DLS分析表明，整個(gè)這部分井段（約在4150ft之前）DLS幾乎未超過(guò)1°，如圖3所示（圖3：傳統(tǒng)MWD最初在4150ft之前測(cè)量的這部分井段報(bào)出DLS不到1°）。然而，僅憑DLS并不能提供井下一切情況的全貌，而MicroGuide系統(tǒng)還能計(jì)算側(cè)向力。如圖4所示（圖4：MicroGuide測(cè)井解釋了利用DLS來(lái)了解井筒狀況固有的局限性，還需加上計(jì)算側(cè)向力，才能強(qiáng)化之前MWD測(cè)量未捕獲到的存有幾處高扭曲區(qū)域的斷言），在4640ft和4690ft之間明顯存在額外的高扭曲區(qū)域，而這一高扭曲井段是抽油桿泵系統(tǒng)過(guò)早失效的根本原因。更好地了解井筒剖面能使石油公司最大程度地提高產(chǎn)量，延長(zhǎng)井的壽命，而精準(zhǔn)的井筒剖面可以通過(guò)高密度測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)和阻塞分析來(lái)實(shí)現(xiàn)。由于井下設(shè)備過(guò)早的損壞、以及所導(dǎo)致的生產(chǎn)損失，作為一項(xiàng)額外的好處，石油公司通過(guò)避免每年需要平均三次的修井作業(yè)來(lái)實(shí)現(xiàn)成本節(jié)省。
圖3
另一家在俄克拉荷馬州Debuhr油田的石油公司，在他的其中一部人工舉升系統(tǒng)作業(yè)期間曾經(jīng)歷過(guò)持續(xù)的抽油桿引導(dǎo)器故障，每1個(gè)半月就不得不進(jìn)行一次抽油桿斷脫維修。該公司使用一個(gè)標(biāo)準(zhǔn)的抽油桿引導(dǎo)器設(shè)計(jì)程序，試圖實(shí)現(xiàn)幾種不同的抽油桿設(shè)計(jì)，但還是不斷出現(xiàn)問(wèn)題和多達(dá)10 次替換。進(jìn)一步檢查發(fā)現(xiàn)，嚴(yán)重的對(duì)抗油管的側(cè)負(fù)載是導(dǎo)致抽油桿重復(fù)出現(xiàn)疲勞故障的原因，造成了巨大的經(jīng)濟(jì)損失。每次故障平均維修花費(fèi)5000美元，造成長(zhǎng)達(dá)兩周的停機(jī)時(shí)間，導(dǎo)致每日約4桶的產(chǎn)量損失。為了彌補(bǔ)這些損失并制定一項(xiàng)更好的未來(lái)計(jì)劃，該石油公司要求對(duì)井筒剖面和井下狀況進(jìn)行一次深入調(diào)查。
圖4
最初，該石油公司只有單射孔數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)表明該井有一個(gè)小于1.7°的傾斜；井被假設(shè)為是垂直的，這與使用傳統(tǒng)的MWD測(cè)得的數(shù)據(jù)結(jié)果一致。然而，使用MicroGuide系統(tǒng)允許以1-、5-、和25-ft的間隔進(jìn)行測(cè)量，再對(duì)這些真實(shí)的高分辨率數(shù)據(jù)記錄進(jìn)行分析。Gyrodata服務(wù)公司發(fā)現(xiàn)在3000ft的測(cè)量深度有一個(gè)明顯的傾斜尖峰，這在采用傳統(tǒng)MWD測(cè)量的方法時(shí)未被探測(cè)到。在分析了MicroGuide系統(tǒng)的扭曲計(jì)算結(jié)果后，很明顯，井筒中存在一些抗壓強(qiáng)度和彎曲的區(qū)域。這些問(wèn)題導(dǎo)致了抽油桿引導(dǎo)器在3000ft測(cè)量深度處出現(xiàn)疲勞故障，此處存在明顯的對(duì)抗油管的側(cè)負(fù)載。
使用MicroGuide系統(tǒng)，石油公司可以通過(guò)識(shí)別圖5中3000ft測(cè)量深度處孤立的狗腿來(lái)獲得一個(gè)更清晰和更準(zhǔn)確的井筒狀況的描述（圖5：紅色線代表高密度側(cè)負(fù)載數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)顯示了在3000ft測(cè)量深度處一個(gè)巨大的尖峰側(cè)載荷，“與孤立的狗腿有關(guān)”，MWD設(shè)備未能檢測(cè)到這一異常）。高分辨率數(shù)據(jù)改進(jìn)了建模計(jì)算，從而能夠開發(fā)一種新的抽油桿引導(dǎo)器設(shè)計(jì)。實(shí)施新設(shè)計(jì)后，該石油公司消除了與抽油桿引導(dǎo)器相關(guān)的故障。到目前為止，與之前相比，該系統(tǒng)為這家石油公司節(jié)省了超過(guò)5萬(wàn)美元的維修費(fèi)用，每年節(jié)省修井作業(yè)時(shí)間70天，減少了生產(chǎn)成本損失和抽油機(jī)停機(jī)時(shí)間。
圖5
能源行業(yè)將繼續(xù)探討傳統(tǒng)設(shè)備與數(shù)字技術(shù)之間發(fā)揮協(xié)同作用的各種方式，這將改變商業(yè)模式和創(chuàng)新范例。在先進(jìn)設(shè)備和技術(shù)的相交處，為了了解井眼中的扭曲和阻塞區(qū)域，Gyrodata服務(wù)公司已開發(fā)出一個(gè)獨(dú)特的產(chǎn)品。由于各石油公司都試圖通過(guò)結(jié)合各種其它技術(shù)組件來(lái)規(guī)劃出更清晰、更精準(zhǔn)的井下設(shè)備安置，他們會(huì)明智地考慮擁有高密度井眼測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的好處，以便更好的為其決策提供更具價(jià)值的信息。（文獻(xiàn)源自Gyrodata服務(wù)公司）
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