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Overview of New Technologies·New Technology 新技术 新技术纵览

应用 Gyrodata服务公司评估了现 了时间和成本的节约。通过揭

有的井下数据，以确定合适的行 示传统 MWD 定位的局限性，
改善电潜泵 ESP的位置安放，
动路线。根据现有的信息，实施 MicroGuide测井服务成为了石
提高产量，消除设备损坏。中东
了 MicroGuide高密度井眼扭曲 油公司未来油气井设计规划的部
一家石油公司在钻完一个侧钻井
测井服务，对井眼进行评估，给 分内容，使他们能在井下正确的
眼后，之前曾在 5800ft（ft英
出一个更准确的电潜泵的安放位 放置电潜泵，避免出现意外过早
尺，1ft=0.3048m）的测量深度
置。向该石油公司提供了扭曲度、 的损坏。
安置了一台电潜泵。虽然电潜泵
最大工具外径，以及其它与之有 在拉丁美洲，一家石油公司
最初的产量徘徊在日产原油 390
关的分析结论，这些信息通常不 正面临电潜泵故障的挑战，因时
桶左右，但此后不久下降至 0桶
是通过传统 MWD工具的 DLS计 间损失和设备损坏而遭遇重大成
/日。在开始修井作业之前，需
算获得的。MicroGuide技术表 本损失。在遭遇了困难的下套管
要进一步调查，确定井眼状况，
明，穿越 6000至 7500ft的高扭 作业后，该石油公司怀疑井底钻
因为该公司怀疑产量不良的原因
曲区域，将电潜泵安置在 7570和 具 组合 （B HA ）存 在问 题 ，但
是电潜泵潜入或安置的深度不
7770ft之间是可能的，这是产量 井已按计划进行了钻井，而且，
足。电潜泵最初安放选在了一个
高产出的首选深度。见图 1（图 依据的是 MWD传感器采集的数
浅的位置（约在 5700至 5900ft
1：利用常规 MWD技术，该石油 据 实施的定向钻井。为了找出设
测量深度之间），因为 7in尾管
公司认为最佳的电潜泵安置位置 备损坏和故障的原因，该石油公
处于井眼较深的高 DLS（5°
在 5700ft和 5900ft测量深度之 司决定在井的 9⅝-in.套管段下入
至 7° /10 0 ft）井段，如常规
间，然而，高密度井眼扭曲测井 MicroGuide系统实施高密度测井。 51
MWD测量所示。
发现了另一个低 DLS区域，在这 最初钻这口井采用了旋转导
个区域安置电潜泵会获得更高的 向系统（RSS），井下采用了一

产量，故障也会较少）。在进行 套降陀螺 + MWD工具进行测量，
了新的位置确定后，这家石油公 下至 2705m（8875ft）。MWD
司继续使用该技术，以确保安全 测量只收集数据至总井深 3272m

操作，避免在向井下输送过程中 （10750ft）。MWD最后测量的
对电潜泵造成任何损伤。 400m（1312ft）数据表明，就

在 7 6 5 0 ft 的 位 置 成功 安 装 方位角而言，这部分井段从 58°
了电潜泵后，根据测井数据，电 倾斜至 70 °。然而，有迹象表
潜泵再次开始生产，产量从 390 明，12¼-in. BHA在起出井眼
增至 600桶 /日。除了几乎 54% 过程中出现了一些问题，从 3290

的产量增长外，该石油公司还通 至 2775m （10794至 9104ft）
过避免每 3至 4周电潜泵的启 / 进行了倒划眼作业，从 3290至

图1 停作业，包括中途修井，实现 3156m（10794至 10354ft）