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数字技术成为定向钻井的瞄准镜

数字技术成为定向钻井的瞄准镜

钻头导向系统(BGS)能够在水平井与大位移井的钻井作业中,更有效地精确控制井眼轨迹。

来自 | E&P
编译 | TOM

在水平井与大位移井的钻井作业中,作业者意识到最重要的定向钻井问题之一是:按照地质学家、地球物理学家与油藏工程师共同制定的轨迹进行定向钻井,实际轨迹与设计轨迹并不一致。这种不一致性降低了作业效率,增加了钻井与举升成本,并降低了井的油气生产潜力。然而,使用自动导向钻头可以减少这种不一致性。

定向挑战

开发非常规油气资源时,常规方法是设计一定的井间距,平行钻进水平井,其目的是在不过度投资的基础上,使储层的泄油面积达到最大。因此,需要设计横向井距,以确保泄油半径相交,但不会过度重叠。如果泄油面积没有相交,则无法开采出油气资源。可是井下测量方法的精度有限,以及井眼轨迹的误差,往往会导致实际轨迹与最佳轨迹相差数百英尺。随着水平段越来越长,上述问题愈发明显。

2016年,Stefan Maus等人发表了一篇论文《井眼轨迹误差导致的采收率损失模拟》。文中提出了一种井眼轨迹误差对油藏泄油面积影响的油气采收率模拟器。该模拟器利用输入参数,来评估的不同钻井方案。输入参数包括:水平段长度、水平段间距、井眼方位、测量方法以及与泄油半径有函数关系的采收率。

利用行业指导委员会关于井筒测量精度的最新误差模型,结合该模拟器,对大量井眼进行了模拟。模拟器评估与预测了由于井眼轨迹的不准确而导致的油田剩余油气量。这篇论文的研究结果表明,当使用传统标准的MWD方法进行定向钻井时,井眼轨迹的系统误差可能会导致每口井数十万美元的碳氢化合物无法被开采。

尽管定向井工程师们试图将实钻轨迹保持在设计轨迹上,以实现最大采收率,并尽可能快的钻进,但往往不尽人意。现场作业变化很快,且变数很多,例如旋转造斜的变化、泥浆马达的屈服值不一致、钻头挠度等,他们无法去统筹这些变量。有太多的变量需要定向井工程师实时的、连续的、可预测的考虑并做出响应。

这就会导致不理想的钻井决策,进而造成钻井速度变慢、举升成本增加、损失时间、侧钻、采收率降低、工具失效频率增加、套管与完井工具下入困难、产水量与含水率增加、压裂冲击次数增加,从而对钻井作业的经济性产生不利影响。

钻头导向

通过先进的MWD数据自动化分析、钻头位置的正向建模以及成本函数的实时决策,可以显著降低上述不利影响。Motive钻头导向系统(BGS)是Motive钻井技术公司开发出的专有技术,是一种全新的实时优化钻头定位的方法。该技术将BGS与实时地质导向以及地层顶部自动化检测相结合,能够在水平井与大位移井的钻井作业中,更有效地、可预测地、精确地定位井筒。

设计BGS的初衷是实现自动执行所有标准计算,取代定向井工程师的人工计算,如此就能够保证更高的一致性与精度。该系统还可以通过高速计算与高级算法,来执行多变量的工程与经济分析,提高决策的智能性。司钻可获得连续的系统指示,从而知晓何时滑动,滑动多少米,以及在哪个工具面方向上进行优化导向。通过让BGS执行密集的计算处理与决策,现场人员可以将注意力更多集中于安全、设备与其他改善井场作业的措施上。

BGS还增加了Magnetic Variation Services公司提供的动态系统,以提高计算得出的井眼轨迹的可信度。利用更准确的轨迹数据做出决策,对于最大化提高已钻井眼的经济价值至关重要。十多家不同的定向井服务商已经运用Motive公司的BGS,成功地钻探了500多口水平井与大位移井。

应用成果表明,BGS的自动化能够实现工厂式的一致性。用户发现,与没有用BGS进行导向的井相比,计划外的侧钻井数量减少了。在另一个实例中,BGS有助于减少单趟底部钻具组合(BHA)所受的屈曲,从而避免先前计划中的下入多趟BHA。由于BGS提供了更好的数据运用与分析能力,诸多作业者可从更快的钻井作业中获益良多。多数情况下,因为实钻轨迹更精确,使得油气潜在产量更高,弯曲井段更少,所以作业者可降低举升成本。此外,对于那些站在数字油田最前沿的作业者而言,BGS为远程定向钻井与未来自动钻井奠定了坚实的基础。

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