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新技術縱覽 新技術 Overview of New Technologies·New Technology
采用傳統(tǒng)的鉆井測量系統(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測量間隔的方法在此次
應用中是不夠的。為了克服這一
圖2 圖3 局限，該公司運用了 MicroGuide
系統(tǒng)，為的是獲得更高的 1ft間隔
進行了必要的井眼清理。在下 美 元 的 費 用， 而 MicroGuide 系
9?-in.套管時，管柱在 3264m 統(tǒng)在套管內(nèi)識別出的微狗腿并未 分辨率的高精度測量數(shù)據(jù)。利用
（10709ft）處遇卡，且無法繼 被 MWD 測量系統(tǒng)所檢測到，同 MicroGuide系統(tǒng)記錄 2?-in油管
時，MicroGuide 系 統(tǒng) 還 采 集 了 內(nèi)10550ft的深度，為該石油公司
續(xù)下入。重新嘗試上提管柱無效，
微狗腿長度間隔點的數(shù)據(jù)。高密
油公司必須執(zhí)行一次清理作業(yè)， 提供進入扭曲段的更多洞察或領
度井眼數(shù)據(jù)揭示了現(xiàn)有 BHA 的
將套管遇卡區(qū)域清理干凈。在下 悟，包括最大可用的工具外徑、
性能缺陷，它幫助石油公司確定
入完井設備并將電潛泵安置就位 以及該井真實的微狗腿的情況。
電潛泵的最佳安放地點為井眼向
后，油氣生產(chǎn)可以短暫地進行， 上 150m（492ft）的位置，避免 使用 MicroGuide系統(tǒng)后，該公司
直到電潛泵出現(xiàn)故障為止。 了電潛泵的進一步損壞。 發(fā)現(xiàn)了一個大的異常。
運行 MicroGuide 系統(tǒng)能讓 檢測到井眼異常后優(yōu)化抽油 由 MWD設備提供的最初的
石油公司以 1ft 的間隔跟蹤井眼 桿引導器的安放位置。一家石油 DLS分析表明，整個這部分井段
軌跡，這表明，相比石油公司以
52 公司在美國德克薩斯州接近加拿 （約在4150ft之前） DLS幾乎未超過
前僅憑 MWD 數(shù)據(jù)看到的結果與
大的阿納達科盆地為一口井配備
井是如何鉆進的真實結果有著截 1°，如圖3所示（圖 3：傳統(tǒng) MWD
了一個有桿泵人工舉升系統(tǒng)來提
然不同的情景。見圖 2（圖 2： 最初在 4150ft之前測量的這部分井
高產(chǎn)量。僅僅一周后，該系統(tǒng)就
灰色線顯示了最初的井眼軌跡， 段報出 DLS不到 1°）。然而，僅
采用了每個點采集的測量數(shù)據(jù)。 崩潰了。該公司發(fā)現(xiàn)抽油桿存有
憑 DLS并不能提供井下一切情況
根 據(jù) 從 MicroGuide 系 統(tǒng) 獲 得 大范圍損壞，抽油桿在 4700ft測
的全貌，而 MicroGuide系統(tǒng)還能
的測井數(shù)據(jù)，紅色線表示真實的 量深度處已經(jīng)脫離或斷開。盡管
井眼軌跡。套管柱的嚴重扭曲和 采取了常規(guī)鉆井測量，但由于測 計算側向力。如圖 4所示（圖 4：
微狗腿造成了設備的損壞，電潛 MicroGuide測井解釋了利用 DLS
量沒有在最初選擇的深度標明任
泵未安置在最佳的位置）。雖然 來了解井筒狀況固有的局限性，還
何標記，所以該公司無法確定抽
檢查 MWD 傳感器數(shù)據(jù)未見到有
油桿損壞的原因。該公司設定了 需加上計算側向力，才能強化之前
嚴重誤差的證據(jù)，但這口井未曾
新的目標，了解該系統(tǒng)曾發(fā)生了 MWD測量未捕獲到的存有幾處高
像預期的那樣按正確軌跡鉆井，
什么情況，以便更好的定位抽油 扭曲區(qū)域的斷言），在 4640ft和
而是根據(jù)陀螺儀測量的數(shù)據(jù)決定
鉆進的。該石油公司已因時間損 桿引導器，最大程度地提高油井 4690ft之間明顯存在額外的高扭
失和設備損壞支付了超過 700 萬 產(chǎn)量。 曲區(qū)域，而這一高扭曲井段是抽
