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一家大型油气公司在挪威北海开发一个新油田的过程中，肩负着一项复杂的任务。该油田最初发现于1975年，该油田包含一个油藏和几个层位较深、构造复杂的高压气藏和凝析气藏，当时认为开发的难度太大。油藏需要采用大位移水平井开发，而气藏和凝析气藏需要采用定向井开发。钻井时压力窗口较窄，而且存在严重的漏失和井涌风险。
为了支持油田开发，国民油井华高公司（NOV）提供了实时测量服务，传感器按固定间隔嵌入到钻柱上，下入井中采集数据。NOV公司的BlackStream沿钻柱测量（ASM）工具以高频（256 Hz）测量温度、环空压力、旋转和三轴振动数据。数据通过IntelliServ高速有线钻杆遥测网络传输到地面。无论有无液体流动，该工具均可沿井筒以高频实时测量环空压力。
这是北海地区首次成功采集到如此大量的扩展数据，且将这些数据实时应用到了作业中。至此，作业人员便能够更清楚地了解沿套管或裸眼井的压力分布和流体流动状态，这些信息对做出关键决策至关重要。
沿钻柱测量服务
自20世纪90年代以来，油气公司便一直使用井下环空压力随钻测量（PWD）工具，以帮助监测并将泥浆密度以及等效循环密度（ECD）维持在安全极限范围之内。这些工具通常安放在井底钻具组合（BHA）上，作为随钻测量/随钻测井（MWD/LWD）工具的一部分。因此，这类工具仅能评估钻头附近的井眼状况，并不能评估井眼其它位置处的工况。
此外，MWD/LWD工具是依靠泥浆流动来作业的，在排量过低或者没有排量的情况下，信号无法传输到地面。因而井队无法在起下钻、接单根以及井塌或井漏期间探测到井下的复杂工况。因此，各公司一直依靠水力参数模型来评估沿整个井筒的工况，尽管这些数学模拟从本质上有一定的局限性。
NOV有线钻杆（WDP）出现后，可以使用分布式传感器，沿钻柱测量多个点的温度、环空压力、旋转和三轴振动数据。WDP高速遥测网络通常包括以下组成部分：
井下短节，用于与第三方MWD/LWD以及旋转导向系统工具建立连接，实现与BHA相应组件的双向通信；
有线钻柱组件，包括钻杆、钻铤、震击器等，数据信号以高达56000bps（比典型的泥浆脉冲遥测的带宽大四个数量级）的传输速率沿整个钻柱传输；
DataLinks（信号放大器），属于井下网络电子短节，沿钻柱转发、过滤以及放大信号；
顶驱数据旋转接头，用于连接钻柱和顶驱；
地面网络控制器，连接钻柱网络与地面系统的接口。
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图1 BlackStream ASM工具
NOV公司的BlackStream ASM工具集成在有线钻杆网络中，并按固定间隔嵌入在钻柱内，从而可以提供沿井筒钻井环境的完整视图。该设计基于DataLinks，信号放大器短节经过修改后，包含环空压力测量传感器，以及动态参数和温度测量传感器。该工具由电池供电，并且没有排量限制，独立地采集并将数据传回地面。
分布式传感器测得的数据，通过有线钻杆提供的高速遥测网络传输到地面的井队数据采集系统（DAQ）。随后，将这些信息与区块位置、排量等地面数据以及实时MWD/LWD地层评价数据结合在一起，即可获得沿裸眼井或套管井的环空压力趋势的详细数据，从而可以及时精确地优化钻井参数、钻井液性能以及钻具组合。
监测井眼清洁度
沿钻柱环空分布的压力传感器，能够实时监测沿井筒介质的流动，这些介质可以是液体，如堵漏剂和高粘，或钻屑，详见以下讨论。
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图2 ASM累计时间记录曲线
图2的累计时间记录曲线显示了2015年10月，在挪威北海油田一口复杂井水平段钻进过程中，沿钻柱几个位置测量的地面参数和ECD数据。一段时间内排量保持不变，观察到机械钻速（ROP）有所下降。ROP最初在累计时间为44.0小时时，短时间内有所下降；从44.4小时开始持续缓慢下降。ROP从约25米/小时下降到小于10米/小时，破碎并进入环空的岩屑量也相应减少了。
该图显示，大约在44.45小时机械钻速开始减小后，MWD/LWD ECD（红线）值开始快速下降。出现这种情况的原因很好理解，因为测量ECD的传感器位于BHA内，可以快速响应环空中岩屑量的变化。
分布式传感器可以观察到环空压力的下降，大约在44.5小时从整个钻具最下面的工具ASM 1（绿色曲线）开始，紧接着钻柱内的其他工具按顺序也观察到了这一现象；ASM 2（蓝色曲线）在44.9小时， ASM 3（品红色曲线）在45.05小时，最上面的传感器ASM 4（黑色曲线）在45.1小时观察到了环空压力的下降。
钻柱传感器不是同时而是分阶段地测量到岩屑量的减小。
“由于数据增量非常庞大，因此，在使用这种系统进行实时分析时，以智能化的方式显示这些信息是非常重要的。”
沿钻柱分布的传感器对评估井眼清洁性和环空流体性质也有很大的帮助。
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图3 接单根期间沿钻柱环空压力历史数据曲线
图3显示了接单根期间沿钻柱环空压力历史数据曲线，整体作业工况为小井斜段钻进，日期为2016年2月。
08:30，打完立柱，降低转速，全排量划眼一个单根。沿钻柱所有的传感器均检测到了ECD值瞬间减小。离地面最近的测量工具（ASM3_Ann_EMW，黑色曲线）观察到的ECD值下降最多。
08:40-08:55，接单根期间由于没有排量，MWD/LWD工具没有传输数据。因此，BlackStream ASM工具作为了主要的信息来源，观察到等效泥浆密度（EMW）有所减小。这对应于泥浆从流动向静止的状态过渡，伴随着岩屑向下沉降，钻柱不运动所以摩擦力消失。
08:50-08:55，所有传感器均显示EMW处于稳定状态，该数据可以解释为等效静态密度（ESD），该值有助于确认实际的井下泥浆密度，评估井温对流体的影响并确认流变模型，该值也可以作为井漏或井涌的早期指示。
大约在08:55，排量逐步提高。沿钻柱测量工具检测到了快速而短暂的EMW激动，这是由于流体从静态向流动状态过渡造成的，即泥浆破胶效应。
在钻小井斜、较大尺寸井眼时，上述接单根期间的EMW数据剖面很常用。
当使用分布式传感器和有线钻杆遥测技术时，采集到的井下数据大量增加，这有利于客户更好地做出决策，并提高了钻井团队的认知水平。然而，增加的数据量太大也增大了实时分析的难度。
为了充分利用实时沿钻柱测量工具传输来的信息，需要密切关注发送的数据以及这些数据如何与实时作业相关联。采用该系统时，以智能化方式显示这些信息显得尤为重要。因此，NOV采用了一种改进的方法，使用热图（图4）的形式将沿钻柱采集到的EMW数据进行可视化显示。
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图4 热图
图4：热图显示了与图3所示的相同工况，即接单根时沿钻柱测量的EMW数据。热图实时更新，最新数据显示在右侧。测量深度显示在左侧，采用直观的色标显示等效流体密度（EFD）。这样可以简单快速地理解沿井筒的环空压力分布情况。
沿钻柱测量工具能够实时显示井眼清洁情况，并调整ROP、RPM和排量等参数。此外，这套工具可以根据单口井的具体情况，而不是常规经验做法，来设定接单根和循环钻井液的时间。通过热图查看沿钻柱测量的EMW数据，观察者能够快速地理解大量复杂的数据。
结论
在该油田使用分布式环空压力测量工具，提高了对整个裸眼井段的井下工况和实时水力参数的理解。高速、实时的等效泥浆密度数据，对于提高项目的安全性和业绩成果十分重要。这套工具可以帮助现场及陆上的钻井作业人员在做出更准确的决策。
来源：石油圈
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发表于 2017-1-5 10:25
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