人工智能、自适应传感、抗振钻头设计与一体化随钻测量系统，将旋转导向性能推向新高度
 
 
 
图1 2026年1月，贝克休斯推出TRU‑Steer旋转导向系统（RSS）与PermaFORCE‑TRU PDC钻头。两款技术采用协同设计理念，钻头结构可有效降低井下异常工况，保护旋转导向系统免受早期失效影响，降低运维成本；同时，旋转导向系统本身也具备井下工况自适应能力，可保护底部钻具组合（BHA）免受损伤。
 
随着作业方不断挑战更长水平段与更复杂井身结构，定向钻井极限持续突破，旋转导向系统（RSS）已在全球多个油气盆地成为不可或缺的核心装备。但由于其成本显著高于常规井下工具，旋转导向系统的作业性能始终受到行业高度关注与严格审视。
 
旋转导向系统（RSS）已在多个油气盆地成为不可或缺的装备。作业方不断追求更长的水平段与更复杂的井身结构，持续突破定向钻井的技术边界。然而，由于旋转导向系统成本远高于常规井下工具，其作业表现始终受到行业的严苛审视。
 
贝克休斯钻头业务全球产品线经理德里克・内尔姆斯表示：“客户正在钻探更复杂的井，同时也希望更快完成钻井。这是一个持续改进的循环。一旦选用旋转导向系统，就意味着在项目初期就要在钻井硬件上投入更高成本，因为另一种选择是常规弯螺杆钻具组合。要让客户在旋转导向系统上获得投资回报，设备就必须达到严格的性能指标。我们必须持续研发，让系统能够实现更快钻井。”
 
现代水平井对钻井提出了两大核心要求——钻井速度与导向精度，而这两者在过去往往被认为不可兼得。钻井提速却无法精准保持在油层靶窗内，会直接减少储层接触面积；反之，一味追求精准却牺牲速度与效率，则会大幅推高单井成本。但在当前行业环境下，作业方不必再二选一。通过将旋转导向系统（RSS）与高性能随钻测量（MWD）技术深度集成，业内认为，速度与精度可同时实现。
 
旋转导向工具依靠内部导向机构，在不停钻、不停止旋转的情况下调整井眼轨迹。这在长水平段井、高造斜率工况中具备显著优势——传统滑动钻进方式在此类环境下效率低、稳定性差。
在此基础上叠加随钻测量技术，可实现井下数据实时测量，从而对旋转导向系统与井眼轨迹进行精准控制。对于像ProDirectional这样的随钻测量服务商而言，关键在于持续优化系统，确保与各类旋转导向系统搭配使用时，只需最简配置即可稳定获取数据。
 
ProDirectional技术高级副总裁塞思・拉斯特雷佩斯表示：“作为一家随钻测量（MWD）企业，我们的核心目标，是能够与市场上所有旋转导向系统实现互联互通。这也是我们过去几年的工作重心：与各类不同技术完成集成并以服务形式交付，同时确保能够稳定输出来自MWD系统与旋转导向系统的各类数据。”
 
除硬件升级外，多家企业正将人工智能作为提升导向性能的重要手段。例如，实时作业中心（RTOC）正通过AI算法对旋转导向工具状态进行智能分析，帮助定向钻井工程师做出更科学的决策，使底部钻具组合（BHA）始终保持在设计轨迹上。
 
定向钻井服务提供商Altitude Energy Partners实时作业中心主管安东・马卡洛夫表示：“AI如今已深度融入我们的作业流程。相比人工，AI能在极短时间内完成海量数据解析，是极具价值的工具。我们通过分析特定工具的作业完成效果，并与历史表现对标评估RSS性能，从而为客户提供最适配其作业挑战的工具。而如今，整套评估流程都可借助AI大幅提速。”
 
为旋转导向系统匹配适配钻头
 
在提速钻进、应对更复杂井身结构与更长水平段作业时，旋转导向系统（RSS）与合适的PDC钻头组合，能带来显著作业提升。贝克休斯一直在研发满足特定性能指标的钻头，帮助作业方在对比弯螺杆钻具组合时，更充分体现旋转导向系统的额外投入价值。钻头必须实现低振动钻井，以保护旋转导向系统，避免其过早失效并降低高昂维护成本。
 
正是基于这些考量，公司开发出全新的TRU‑Steer旋转导向系统与PermaFORCE‑TRU PDC钻头组合，并于1月30日正式发布。
 
与其他旋转导向工具不同，TRU‑Steer从源头抑制钻井异常工况，保护整套底部钻具组合（BHA）免受损伤。该系统核心强化了耐用性，可在恶劣工况下保持稳定性能：其多芯片模块采用陶瓷封装，耐温等级最高可达175℃，而早期系统仅为150℃。系统还额外集成了磁力计与加速度计，提升方位角与井斜角测量精度。
 
此外，该系统的传感器组件经过精密校准，可自主自动校正与自定位，确保始终运行在预设靶窗内。贝克休斯旋转导向产品组合经理哈桑・法瓦兹表示，这种校准对于实现精准井眼轨迹控制所需的稳定测量至关重要，即便在底部钻具组合（BHA）遭遇强振动的工况下依然可靠。
 
法瓦兹指出：“在传感器测量方面，未经过校准的老式系统容易出现偏差，例如零点偏移、安装误差、磁场干扰或温度漂移——随着井内温度升高，方位测量值会发生漂移。而在我们这套系统中，磁力计与加速度计均经过校准，能够确保井斜角与方位角的高精度、高准确度，这正是旋转导向系统所必需的核心能力。”
 
内尔姆斯介绍，PermaFORCE‑TRU钻头的研发重点聚焦于降低井下异常工况，尤其是高频扭转振荡（HFTO）。贝克休斯通过钻头钻井仿真，精准预测侧向振动与高频扭转振荡的稳定区间，并对切削结构进行优化，以提升侧向切削效率，从而最大限度减少对旋转导向底部钻具组合（BHA）的损伤。此外，该钻头采用无基体柄部技术，缩短导向翼肋与钻头之间的距离，提升旋转导向钻具组合的响应灵敏度。
 
“为旋转导向系统设计钻头，核心就是让旋转导向系统能充分发挥作用。” 内尔姆斯说：“任何旋转导向系统的核心价值之一，就是能把井眼控制在更窄的靶窗内，实现更高效的地质导向。这正是我们高度重视侧向切削效率的原因。我们希望打造一款侧向切削所需推力更小的钻头，因为所有旋转导向系统都是通过导向垫块与地层接触、推动钻头侧向造斜。在导向作业时，绝不能让钻头与旋转导向系统形成‘对抗’。”
 
尽管该钻头专为与TRU‑Steer配套使用而设计，但在现场试验中，与其他旋转导向系统组合应用同样表现出良好效果。
 
例如，2025 年在马塞勒斯页岩区块的一口井中，该钻头与贝克休斯Lucida旋转导向系统配套使用，在造斜段实现了高达410.8英尺/小时的机械钻速（ROP）。同一平台其他四口井同样使用Lucida旋转导向系统，但搭配的是贝克休斯其他型号钻头，其造斜段平均钻速仅为349.48英尺/小时。贝克休斯表示，凭借新型钻头实现的更高钻速，该井节约钻井时间7.5小时。
 
TRU‑Steer旋转导向系统已在北美、中东、亚洲、澳大利亚等多个地区完成现场试验。截至2026年1月，通过原型机与先导工具测试，累计进尺已突破50万英尺。在去年的一次试验中，北美某陆地盆地的同一钻井平台上，作业方此前使用常规旋转导向系统加第三方减振器时，曾遭遇严重的高频扭转振荡（HFTO）。而在该平台另一口井应用新型旋转导向系统后，高频扭转振荡基本消除，钻压平均提升15%。
 
采用新型旋转导向系统后，造斜段与水平段作业表现均显著提升：造斜段平均机械钻速提升19.65英尺/小时，进尺增加183英尺，水平段日均进尺提升1165英尺，平均机械钻速提升74.94英尺/小时。整体作业效率提升后，该井钻井周期缩短2天。
 
法瓦兹表示：“客户已多次提出要求，希望在其他井继续使用这套装备。我们在入井时长、作业效果与定向性能上，都实现了稳定可靠的表现。”
 
随钻测量与旋转导向系统的一体化集成
 
ProDirectional将自研随钻测量技术与第三方旋转导向工具及自有装备整合为统一钻井系统。拉斯崔佩斯表示，这种一体化集成对于帮助作业方降低井下风险至关重要。当旋转导向与随钻测量系统协同作业时，钻井团队可实现对井眼的全程掌控——集成带来的实时测量能力支持即时导向调整，从而减少侧钻、非计划起下钻及落井事故。
 
他解释道：“一体化集成让我们更清晰地掌握旋转导向系统的实时状态。相比单纯向旋转导向单元发送指令与下行信号，我们拥有稳定通畅的通信链路。可以收到指令已接收、钻进方向正确、命令执行有效的实时反馈，而不必等到下一个测点才能判断工具是否按预期工作。”
 
ProDirectional目前已实现其随钻测量（MWD）系统与 四款主流旋转导向系统（RSS）的直连互联，包括斯伦贝谢的PowerDrive Orbit与NeoSteer、哈里伯顿的iCruise，以及D-Tech的Omni‑Steer旋转导向系统。要实现这种直连功能，技术团队需在MWD系统中集成方位伽马传感器，并开发专用发射器模块用于连接传感器与RSS系统。值得注意的是，各RSS厂商提供的发射器均为专属定制，因此ProDirectional需针对不同型号独立设计适配方案，以完成第三方系统的集成对接。
 
以对接斯伦贝谢两套系统为例，团队需为其BabelFish实时短跳接收机定制专属布线与转接连接器。这一设计让接收机能够直接将RSS产生的各类数据，转换为ProDirectional MWD系统的遥测序列格式。传输的数据涵盖系统状态、下行指令确认、导向控制参数及RSS测量数据等核心信息。数据转换完成后，再通过MWD系统的井下‑地面遥测信号解码技术，实时传至地面控制系统并完成解析。
 
拉斯崔佩斯表示：“每种旋转导向系统都配有专属发射器，这就需要我们在MWD工具中集成对应的专用接收器。我们必须验证通信链路稳定、协议不复杂、系统中的定向传感器能够正确识别 RSS 传输的协议，并且能够将数据实时上传至地面并显示。”
 
过去几年，ProDirectional已在北美多口井中应用这套 MWD与RSS组合技术。在二叠纪盆地，该公司借助自家螺杆钻具配合旋转导向系统，在高分辨率MWD数据引导下，仅用156小时便完成3英里水平段钻井。在其他井作业中，该公司还实现了水平段中部垂深大幅变化时仍精准保持在地层内，造斜段与水平段一趟钻全部完成。
 
拉斯崔佩斯表示：“我们能取得这样的作业成效，关键在于井下与地面采用的解码方式，以及我们对信息的接收、分析和传输机制。但这项技术实现起来并不容易。井身越来越长、结构越来越紧凑，再加上底部钻具组合（BHA）受到的各类限制，想要从3万英尺的井下把信号传回地面难度极大。因此，拥有一套能够稳定读取和解码数据的系统至关重要。”
 
图2 以 Altitude Energy Partners为代表的定向钻井服务商，正越来越多地借助 实时作业中心（RTOC）能力，实时掌握旋转导向系统（RSS）的工作状态，进而及时做出科学决策，确保底部钻具组合始终沿设计轨迹运行。目前，Altitude已运营两座实时作业中心，并正与其他技术企业合作建设第三座中心。
 
依托实时作业中心优化旋转导向系统性能
 
实时作业中心（RTOC）并非新概念，但近年来，技术服务商正在重新定义其在钻井作业中的应用模式。其核心定位已从单纯提供数据监控的监测中心，转变为钻井平台的智能作业延伸单元。随着人工智能技术的深度融入，RTOC正推动大量传统人工流程迈向自动化。
 
马卡洛夫表示：“这套模式并非取代人工专业判断，而是显著提升常规流程的处理效率，帮助我们更高效地识别报表中的偏差。它能快速关联分析不同地层、不同井深段下特定底部钻具组合（BHA）的作业表现，更清晰地掌握作业趋势，同时提升对标准作业流程（SOP）执行合规性的评估能力，精准定位可优化环节。”
 
Altitude目前运营两座功能完备的实时作业中心：一座位于怀俄明州卡斯珀，另一座位于休斯顿。两大中心可为定向钻井、随钻测量（MWD）及工程团队提供统一的实时数据，确保全员基于相同信息协同作业。
 
马卡洛夫表示，尽管实时作业中心（RTOC）并非专为提升旋转导向系统（RSS）性能而搭建，但中心对作业数据的实时分析，已帮助团队提前识别潜在的 RSS故障与异常。Altitude的定向钻井服务目前主要采用斯伦贝谢的PowerDrive Orbit G2旋转导向系统，同时也会根据客户需求选用其他第三方RSS产品。
 
“实时作业中心的价值，正如其名称所示——就在于实时。”马卡洛夫说：“如今我们能够在钻井过程中全程监控RSS性能与工具整体状态。在过去，作业期间无法实现这样的可视度，往往要到很晚才能判断是否需要调整。而现在，一旦性能偏离目标，我们可以立刻发现，分析影响工具响应的各项参数，并与客户协同及时纠偏，确保井眼轨迹始终在设计轨道上。”
 
在多个地区的实钻井与作业平台完成现场试验后，Altitude已将基于人工智能的算法正式嵌入实时作业中心，使其数据分析系统具备关键分析环节的自动化处理能力。内部 AI应用主要集中在数据集处理与钻井作业中标准作业流程（SOP）合规性自动检测。同时，系统通过色彩编码界面在RTOC的人机交互终端上直观标记异常偏差，并可直接同步至现场钻井团队。
 
目前，Altitude正针对预测性维护与钻井参数优化开发更多AI智能模块。马卡洛夫表示，这些技术进展将进一步提升实时导向性能评估能力。
 
“我们在AI应用上仍处于早期阶段，但我相信它几乎能支撑我们作业的方方面面。” 他说：“无论是分析钻头在各地层的表现、评估旋转导向系统在特定井段的导向效果，还是识别影响工具响应的关键参数，AI都能让我们快速处理海量数据。算法可以审查数十万条数据点，精准判断工具在哪些区间可能偏离了最优工作窗口。”
 
除自有实时作业中心外，Altitude于2025年加入了一项合作联盟，参与方包括Corva、CoreGEO 以及位于休斯顿的DRAAS Command实时作业中心。该中心整合多方技术专长为钻井作业提供支持，指导井身结构设计、实时轨迹管控、底部钻具组合（BHA）选型等关键决策。通过运用多层级人工智能技术（含Corva数据分析平台），团队可更早识别井下潜在风险、缩短方案周期，并提升钻井过程中决策的质量与效率。
 
该中心由井眼设计、早期事件预警、风险应对策略及井眼轨迹持续监控等领域的专家与工程师驻场运行。这一模式的核心在于：让所有参与钻井工程的相关方在同一平台协同作业，基于统一的实时数据与共同目标开展工作，从而实现更快速、清晰、协同的作业决策。
 
目前该合作仍处于试验阶段，Corva与Altitude正与一家海恩斯维尔页岩区的大型作业方紧密协作，共同制定整体作业流程。
 
马卡洛夫表示：“与多方机构开展的任何合作一样，明确分工与职责边界至关重要。当作业出现异常偏差时，核心是定位根本原因，并制定最有效的纠正措施。建立一套结构化、协同化的工作机制，能确保各方及时介入、提供专业技术支持，快速解决作业问题。”