Page 54 - 202204102

新技术纵览 新技术 Overview of New Technologies·New Technology

采用传统的钻井测量系统是

为了确定最初抽油杆的安放位置。
系统下井后，石油公司了解到采

用这种 90ft测量间隔的方法在此次
应用中是不够的。为了克服这一

图2 图3 局限，该公司运用了 MicroGuide
系统，为的是获得更高的 1ft间隔
进行了必要的井眼清理。在下 美 元 的 费 用， 而 MicroGuide 系

9⅝-in.套管时，管柱在 3264m 统在套管内识别出的微狗腿并未 分辨率的高精度测量数据。利用
（10709ft）处遇卡，且无法继 被 MWD 测量系统所检测到，同 MicroGuide系统记录 2⅜-in油管
时，MicroGuide 系 统 还 采 集 了 内10550ft的深度，为该石油公司
续下入。重新尝试上提管柱无效，
微狗腿长度间隔点的数据。高密
油公司必须执行一次清理作业， 提供进入扭曲段的更多洞察或领
度井眼数据揭示了现有 BHA 的
将套管遇卡区域清理干净。在下 悟，包括最大可用的工具外径、
性能缺陷，它帮助石油公司确定
入完井设备并将电潜泵安置就位 以及该井真实的微狗腿的情况。
电潜泵的最佳安放地点为井眼向
后，油气生产可以短暂地进行， 上 150m（492ft）的位置，避免 使用 MicroGuide系统后，该公司
直到电潜泵出现故障为止。 了电潜泵的进一步损坏。 发现了一个大的异常。

运行 MicroGuide 系统能让 检测到井眼异常后优化抽油 由 MWD设备提供的最初的
石油公司以 1ft 的间隔跟踪井眼 杆引导器的安放位置。一家石油 DLS分析表明，整个这部分井段
轨迹，这表明，相比石油公司以
52 公司在美国德克萨斯州接近加拿 （约在4150ft之前） DLS几乎未超过
前仅凭 MWD 数据看到的结果与
大的阿纳达科盆地为一口井配备
井是如何钻进的真实结果有着截 1°，如图3所示（图 3：传统 MWD
了一个有杆泵人工举升系统来提
然不同的情景。见图 2（图 2： 最初在 4150ft之前测量的这部分井
高产量。仅仅一周后，该系统就
灰色线显示了最初的井眼轨迹， 段报出 DLS不到 1°）。然而，仅
采用了每个点采集的测量数据。 崩溃了。该公司发现抽油杆存有
凭 DLS并不能提供井下一切情况
根 据 从 MicroGuide 系 统 获 得 大范围损坏，抽油杆在 4700ft测
的全貌，而 MicroGuide系统还能
的测井数据，红色线表示真实的 量深度处已经脱离或断开。尽管
井眼轨迹。套管柱的严重扭曲和 采取了常规钻井测量，但由于测 计算侧向力。如图 4所示（图 4：
微狗腿造成了设备的损坏，电潜 MicroGuide测井解释了利用 DLS
量没有在最初选择的深度标明任
泵未安置在最佳的位置）。虽然 来了解井筒状况固有的局限性，还
何标记，所以该公司无法确定抽
检查 MWD 传感器数据未见到有
油杆损坏的原因。该公司设定了 需加上计算侧向力，才能强化之前
严重误差的证据，但这口井未曾
新的目标，了解该系统曾发生了 MWD测量未捕获到的存有几处高
像预期的那样按正确轨迹钻井，
什么情况，以便更好的定位抽油 扭曲区域的断言），在 4640ft和
而是根据陀螺仪测量的数据决定
钻进的。该石油公司已因时间损 杆引导器，最大程度地提高油井 4690ft之间明显存在额外的高扭
失和设备损坏支付了超过 700 万 产量。 曲区域，而这一高扭曲井段是抽