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技术应用 | 优于传统 MWD 的随钻陀螺测量 GWD 技术

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技术应用 | 优于传统 MWD 的随钻陀螺测量 GWD 技术

技术应用 | 优于传统 MWD 的随钻陀螺测量 GWD 技术

原创 许京国  石油与装备  2021.3.12

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#海上钻井技术

海上钻探作业成功与否，井眼轨迹定位精度至关重要，特别是在井眼碰撞风险较高的环境中作业。采用陀螺技术实施钻探作业可以降低这种风险，陀螺测量技术能提高测量精度，降低井眼碰撞风险，提高井与井之间的间隔系数。

在过去的十年里，由于要求尽可能减少非生产时间，使钻井作业更高效，促使了一波新技术的发布，其目的是大幅减少天数对深度的曲线。经过不断的创新，钻一口井的平均时间已有了大幅缩短，取得了显著的技术成就。

相对于磁测量的 MWD（随钻测量）工具，陀螺测量技术被认为是一种更优的选择，因为陀螺技术能够提供更精准的测量数据，而不担心磁干扰。随着油气井的设计越来越复杂，GWD（随钻陀螺测量）系统不断地扩大着该技术的使用范围，使钻进时能够实时采集测量数据。此外，固态陀螺技术的开创促使了新系统的引入，新系统较之前的产品更坚固、更耐用、测量更精准。

海上油气钻探，因其大都在一个钻井平台上钻多口井，又称批钻，井眼之间极易发生碰撞，一旦发生碰撞就可能导致灾难性的HSE（健康、安全与环保）事件，因此，需要测量技术不断予以创新和支持。

陀螺技术

GWD技术采集实时测量数据，使井眼定位更精准，钻井作业更安全。从历史上看，GWD测量工具受限于地层倾角。然而，Gyrodata服务公司GWD系统的不断进步使其能在所有的倾角和任何方向实现实时数据采集。一个传统的陀螺系统，模块化的陀螺工具与一个主MWD和遥测系统相结合，滑动时GWD系统能提供源于垂直的连续井斜和工具面，按要求进行定向测量。在存在磁干扰的地区，使用MWD工具会受到严重限制，而因测量原理的不同，陀螺测量则不受同类问题的影响。下面引用的GWD70是Gyrodata公司GWD系统及其最大倾角的标志性产品，意指最大倾角70°。是否选择GWD系统，需根据石油公司最高计划的测量倾角、完整的钻井设计、井型以及与其它技术的兼容性来确定，这些技术将包含在BHA中。GWD系统可与最常用的MWD工具一并运用，不需要使用有线陀螺仪来定向或导向BHA和钻头。当井眼精确导向对于防撞和轨迹定位至关重要时，运用GWD系统来获取井眼方位的实时信息，以提高作业绩效和安全可能是有别于传统MWD的主要因素。

Gyrodata公司推出的固态陀螺技术，能克服井下严酷环境带来的挑战。一个称作OmegaX 的系统是一个全能的固态降陀螺仪，由一组新的传感器驱动运转，带有两个独立的三轴传感器探针。这些固态传感器探针能够精准测量地球的旋转速率，而且比传统的设计更坚固。该系统不受质量不平衡的误差影响，无需运行后对其进行校准，而且能在接单跟期间采集测量数据，减少了不必要的停工时间。工具仅有19in.（0.48m）长，包括内存和数据处理模块。该系统的传感器和电子组件比之前的产品小很多，使其与不同的BHA设计和配置结合使用更加灵活。

案例应用

一家大的石油公司正在为即将在挪威大陆架钻5口批钻井的项目做准备。该项目涉及在一个钻井平台钻极具挑战的无隔水管的顶部井段。项目要求严格按照设计的井眼轨迹，制定的主要目标是精准控制井眼轨迹及缓解作业风险。在与其它的井距离很近的情况下进行钻井作业时，石油公司内部条例规定，不能使用MWD 工具，除非井眼之间的偏移间距不小于20米。石油公司还希望通过运用新技术和新方法来降低成本。

Gyrodata公司建议采用GWD70 系统来提供实时方位、井斜和工具面测量数据，以确保井眼的精确定位。该系统拥有一个智能模式选项，在BHA出现显著移动时允许增加采样时间、改善数据采集质量，这是浮动式钻井平台及无隔水管钻井时的典型做法。在这5口井作业中，每一口井的表层井眼钻进都采用了陀螺测量，钻进约1640ft（500m）的测量深度，在这个深度点，磁干扰已消除，可以使用MWD测量数据。GWD70系统与9½-in. 模块化钻铤无缝隙地集成于一体，一旦无磁干扰，在不妥协传感器与钻头距离的情况下，切换回传统的MWD磁测量是可能的。

GWD 系统的智能模式，加上Gyrodata公司为这类作业定制的测量程序，确保了避免重新测量的情况出现，重新测量常会导致工具冲蚀、造成成本损失和

额外的作业时间。在存有磁干扰的情况下，石油公司之前曾预计会进行大约 6次的电测作业，总测量时间大约需要11个小时。由于GWD70系统可以平均23分钟的时间完成每口井的数据测量，无需下入有线工具进行电测作业。因此，石油公司每测量一次节省约1小时22分钟时间，41次测量相当于节省了超过 56小时。这样来看，估计节省费用约 70 万美元，钻机的安全环境也有了大幅改善。

北海一家石油公司，要在一个36槽的平台上钻6个井眼、下6个导管，目的是提前他们计划的时间进度。这个油田遍布着众多复杂的已钻井的井网，因此

井眼间碰撞的可能性非常大。该石油公司需要进行非常准确的测量，使这个拥挤的油田井距之间保持足够的间隔系数，满足严苛的操作和HSE规定。每口井要从520ft（158.5m）的深度实施一开钻进，钻至大约1600ft（488m）的深度。之前该油田的这类作业，每根导管井眼钻进、下入和设定，石油公司平均耗时2.5 天。

Gyrodata公司建议运行GWD70系统，以满足井眼定位精度和测量效率的双目标。相比传统MWD工具，运行GWD系统能提高测量精度，从而提高井的间隔系数。此外，在工具更换期间，Gyrodata公司还为石油公司提供了工程师来支持BHA的调整，确保批钻作业高效实施。

Gyrodata公司帮助该石油公司比他们计划的时间提前完成批钻作业，采用 GWD70 系统每根导管作业时间平均为2天，见图1。该石油公司原计划用 20天时间完成，但仅用了15.6天就完成了这项批钻任务，而且比之前的精度更高。见图1所示。

北海一家石油公司正在一部钻井平台上打一口大位移水平井， 在井眼钻至20829ft（6368m）的总井深后，石油公司决定进行一次陀螺仪测量，以验证MWD测量数据的准确性，这组测量数据通过现场定位、多测点分析，以及 BHA 的下垂进行了校正。石油公司的最终目标是减少轨迹靶圈和目标靶圈（见图2中的椭圆部分）的不确定性，改善井眼的最终定位。该石油公司最初提出采用连续有线陀螺测量来实现这些目标，但根据Gyrodata公司对此项目的建议，选择了一个固态降陀螺取代了最初的提议。

与传统的连续有线陀螺测量相比，OmegaX 固态降陀螺测量有几个优点。OmegaX 固态降陀螺系统能提供比之前的一些技术更精准的测量，能在恶劣的井下环境中更耐用和更可靠，还减少了大量的测量时间，减少水平段轨迹靶圈的不确定性 46%，见图 2所示。该系统的两个独立的传感器还提供了总误差检查能力，这提振了传感器最终测量结果的信心，提高了测量精度。

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新媒体主理：姜娜 |责任编辑：janne