石油圈
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。
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）。
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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