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精准控制井眼轨迹,看GyroGuide陀螺测量系统

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定向钻井过程中,井眼轨迹的精确控制可降低钻井施工风险,也是确保钻井成功和油田投资的关键一环。

编辑 | 大安

在这种史无前例的经济环境下,油气企业需要顺应时代发展要求,摒弃“老传统”,转变思维考量业务开展方式,譬如在研讨井筒布置精度问题时即是如此。

长期以来,MWD随钻测量技术因其低成本及普适性,广泛应用于油气行业。然而,MWD技术会受到磁干扰影响,井眼轨迹精确度逊色于陀螺测量技术。为确保实钻井眼轨迹最充分满足工程设计要求,使井筒精确置于产烃油藏中,高精度井筒测量成为了钻井施工和油田投资成功的关键因素之一。经过“实战”验证的GyroGuide陀螺测量系统能够提供高质量测量结果,并能适应更恶劣的井下作业环境。

技术

美国Gyrodata公司的GyroGuide陀螺测量系统是基于成熟的质量自旋式陀螺仪技术,致力于提供高精度井筒布置。该系统包含一个速率陀螺仪和加速度计传感器,封装在坚固的外壳内,以承受高温高压环境。GyroGuide系统可以实时模式部署,也可在下降陀螺测量过程中切换至记忆模式。

实时模式提供高精度的井筒布置,包括定位、定向、转向和连续测量。Gyrodata公司在陀螺仪传感器技术、电子技术和外壳设计等方面的进步,使该系统能够在大多数钻杆或套管尺寸(最小尺寸可达1.9英寸)以及各种温压条件下运行。该系统在下放或上提的连续作业模式下,从垂直井段到水平井段的起下速度最高可达500英尺/分钟。此外,根据工程需要,可以在采集后重新计算连续测量时间,以缩短测量间隔。

GyroGuide系统也可以在下降陀螺测量过程中切换至记忆模式,记忆时长最高可达62小时。在该模式下,把钻具坐卡在井口,系统工具从井底上提至井口的过程中可以全程收集测量数据。此外,该模式下还可以实现开泵循环和工具旋转,有效规避了卡钻风险。

应用实例

厄瓜多尔的一家运营商使用磁性MWD随钻测量方法对一口井进行了测量,第三方服务公司使用陀螺仪完成了井下测量,并提供了高密度数据进行分析。运营商发现两次测量之间存在差异,随即委托Gyrodata公司进行第三次测量,用于验证在3000英尺井深处所获取的信息。运营商的主要目标是确保测量的准确性,确保井筒部署的精准度,明确先前测量误差产生的原因,并做出相应调整。

Gyrodata将GyroGuide系统与套管节箍定位器结合使用,以精确控制深度参数。这些工具在连续实时模式下下放到3000英尺的测量深度。完成测量后,技术服务团队进行了质量审查,并将最终解释结果交付给运营商。Gyrodata的数据验证系统表明质量控制100%在公差范围内,满足运营商在测量质量和误差模型等方面的严谨性指导方针。

根据Gyrodata公司的调查,该井垂深达2020英尺,3000英尺井深处倾角是14度。应用GyroGuide系统的测量结果,与前两次测量之间也存在明显的差异。在3000英尺处,由GyroGuide系统计算的不确定性椭圆中心与MWD测量的相应参数相差7英尺,与第三方陀螺仪测量的相关参数相差22.5英尺。基于更高质量的测量,验证了原始井筒布置比第三方公司提供的更精确(图1所示)。除了对每个传感器进行质量控制外,在比较工具的误差模型时,测量必须在严格的公差范围内。与MWD测量数据相比较,第三方陀螺仪测量数据不满足公差要求,而GyroGuide系统测量数据能够满足。

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如图1所示,GyroGuide陀螺仪测量系统不仅能够大幅缩小不确定性椭圆,还证明了第三方陀螺仪测量的非精确性。(来源:Gyrodata公司)

如果运营商使用第三方服务商的测量信息,在修正油井轨迹时,会使得钻机顶部驱动的实际扭矩值超出上限,导致设备受损。通过在连续模式下使用GyroGuide陀螺仪来验证井眼轨迹的正确性,能够帮助运营商规避高成本的打水泥塞及再钻修复方案,该方案需要8~10h的作业时间以及至少2万美元的额外费用支出。此外,运营商还将GyroGuide测量系统作为未来同类钻井作业的指导性工具,以确保井眼轨迹的精确度和避免井筒碰撞。

在阿根廷,一家油企在陆地预探井开始作业前,采用传统的MWD测量方法来确认井眼位置是否准确。磁性随钻测量显示方位角误差高达30度,表明测量结果高度不准确。测量数据不可靠和质量控制存在疑问导致问题进一步复杂化。因为企业需要非常精确的井筒定位,而最初的测量质量不达标,他们随后委托Gyrodata公司提供GyroGuide系统测量技术服务,通过正确计算方位、倾角等参数,进而精确井身轨迹。

运营商在8英寸的裸眼井段内应用GyroGuide陀螺系统,下入终深至5020英尺。在地面处理完数据后,Gyrodata公司将陀螺仪测量数据与MWD随钻测量数据进行对比,发现两种方式测算的倾角相似,但在方位角方面差异明显。陀螺测量数据显示,MWD测算井眼位置偏离正确位置达93.31英尺(图2)。

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图2所示,与MWD随钻测量相比,GyroGuide陀螺系统测算的不确定度椭圆范围明显缩小,并揭示了MWD测算井眼位置偏离正确位置达93.31英尺。(来源:Gyrodata公司)

运营商按照MWD随钻测量数据操作,就会在错误的位置开始造斜。通过应用GyroGuide陀螺测量数据,运营商可以修正井眼位置,不需要打塞再钻或重新计划,并从准确的KOP(造斜点)开始钻井,大幅节约钻机时间。该项目还促使运营商采用了更优的误差建模和明确的测量策略,并对MWD设备的技术规范有了更加深入地了解,从而有助于降低测量误差风险。

结论

时代变迁,技术更迭!油气行业需要适应一个与一年前大不相同的环境。明晰井筒轨迹,确定井筒位置,是油井成功与否的关键因素之一。

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