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连续油管钻井技术

连续油管钻井技术

新兴的连续油管钻井技术

发布时间：

2010-04-0911:

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    连续油管起初作为经济有效的井筒清理工具，在市场上赢得了立足之地。

传统的修井和完井作业的经济收入占连续油管作业总收入的四分之三以上。

随着连续油管设备在油气田上的应用范围持续扩大，近年来，连续油管钻井技术和连续油管压裂技术成为发展最快的两项技术。

连续油管钻井技术的发展

    连续油管钻井（CTD）研究始于上世纪六十年代。

在上世纪七十年代中期，利用连续油管进行了钻井作业。

当时的连续油管装置包括16英尺直径的滚筒、6150FPM注入头、3000psi防喷器以及由40英尺长的管子经端面焊接而成的3000英尺长的连续油管。

利用该装置和转速为300rpm的5″容积式马达、三牙轮钻头等钻井工具，钻6-1/4″井眼的浅井。

钻了10口井后不再使用该装置。

在上世纪八十年代，传统钻井在浅油气藏钻井市场有很强的竞争力，连续油管钻井则不景气。

这不仅是因为传统的钻井设备更为便宜，而且由于人们当时没有认识到连续油管钻井在改善钻井工艺或降低钻井成本上的优势。

    从上世纪九十年代初开始，连续油管钻井技术进入了发展和应用时期。

1991年，在巴黎盆地成功地进行了连续油管钻井先导性试验，同年在德克萨斯利用连续油管进行了3井次的重钻井作业。

此后，连续油管钻井技术迅速发展，至1997年，共完成了4000个连续油

现有井加深钻井、钻浅井、欠平衡（负压）条件下钻井、在3-1/2″（8809毫米）或更大直径油管中过油管钻井、在不用永久性安装钻井设备的海上平台或浮动生产设施上钻井、钻救援井、环境敏感区（降底噪音、场地限制、防止漫溅、光学干扰）钻井。

常用的连续油管钻井按钻井类型分类，有现有井定向重钻和直井钻井两类；按工艺方式分类，有欠平衡钻井、平衡钻井和过平衡钻井。

目前连续油管钻井广泛用于钻浅直井、现有井侧钻定向井、欠平衡钻井。

    在钻井过程中连续油管的其它应用有取心、安放造斜器、伽码射线测量、导向工具的有线测量、下尾管和悬挂器、泡沫或液体钻井、空气雾化钻井等几个方面。

    在早期的技术水平方面，大部分井是用2″英寸连续油管和2-7/8″底部钻具组合钻成的。

随后出现了2-3/8″连续油管和3-1/2″底部钻具组合钻4-3/4″井眼。

后来发展到采用2-7/8″连续油管和4-3/4″底部钻具组合钻6-1/4″井眼。

井眼通常小于7″，但已经成功钻过井眼达到13-3/4″的井。

    1991年至1997年初，ARCO公司在德克萨斯、阿拉斯加、加里福尼亚和新墨西哥用连续油管共钻了70多口井，其中，约58%的井为套管开窗侧钻，42%的井为套管鞋下方钻的延伸井（包括加深井和定向水平井），在世界上用连续油管所钻的定向水平井中占了很大比例。

ARCO公司用连续油管在阿拉斯加普鲁德霍湾钻的井，垂深（造斜点）大约在2700～3000米，总井深在3350米左右，连续官钻井长度为360米左右。

这些井通常是通过4-1/2″或5-1/2″生产油管钻的，也有通过3-1/2″油管钻的，其中有3口多分支井。

1995年至1997年，ARCO公司在普鲁德霍湾用连续油管钻的定向水平井的平均成本是每口井大约100万美元，而用修井机完成类似的井需要大约200万美元。

连续油管所钻的井平均单井日产量为1500桶左右，平均投资回收期为85天。

这一连续油管钻井计划，大约90%的钻井目标与5%的经济目标获得了成功。

    1997年5月，壳牌英国勘探与生产公司在北海的北CORMORANT油田CN30井中用连续油管在5″和7″尾管中开窗侧钻，窗口深度为3862～3866米，总井深为4137米。

该井中，用连续油管开窗、钻3-7/8″井眼，测井，下2-7/8″尾管，射孔，日产油1780吨。

    1994～2000年，BP阿拉斯加勘探公司在阿拉斯加的北坡油田，采用连续油管设备侧钻了250口井，2001年侧钻62口井，2002年计划侧钻46口井。

大部分的侧钻井是通过4-1/2″的油管钻3-3/4″井眼，偶尔也通过3-1/2″油管钻3″井眼。

这些井的总深度为3300～3700米，侧钻水平井长度为450～720米。

连续油管钻井已经成为该油田的常规钻井作业。

据报道，2004年3月，BP公司在阿拉斯加的Niakuk油田的一口井中钻至17515英尺，创造了连续油管钻井的世界记录。

    计算机模拟技术已经成为进行连续油管钻井工艺设计、确定技术可行性、现场监控钻井作业、钻后评价钻井技术效果等不可缺少的手段。

随着连续油管钻井技术应用日益增多，它的技术水平在不断发展提高。

连续油管钻井的基本设备

    大多数连续油管钻井作业者所用的连续油管基本设备与修井服务很相似（图1）。

在某些情况下，个别设备或许要加以改进或更换，以便适应特殊用途。

连续油管钻井中使用较大直径连续油管的趋势导致钻井设备的尺寸与修井设备尺寸很不相同。

主要基本设备简介如下。

    连续油管滚筒  连续油管滚筒的主要功能是安全地保护和储存连续油管（图2）。

这通过避免管柱疲劳（弯曲）或机械损伤造成的过分损坏而实现。

滚筒上通常连接活动弯头，使得滚筒在转动过程中能通过连续油管泵送流体。

对于CTD作业，需要内部装有电缆的连续油管、接管板和收集器总成，使得连续油管柱中的电缆通过转动的滚筒（电缆弯头/收集器）连接至地面。

除了操作驱动马达、刹车和缠绕管子的导向装置（排管器）系统的液压管件外，CTD作业用的滚筒上通常安装检测设备和连接器（例如MWD泥浆脉冲技术用的压力检测传感器，或连续油管柱检测设备如直径和椭圆度检测装置）。

    滚筒的连续油管理论容量（图3）能利用下式计算。

其假设条件是管子在整个滚筒上缠绕得很好。

实际上难以达到这种程度，必须留有余量，以便保持滚筒的容量在实际的限度内。

    L=（A+C）ABK

式中，L——管子容量（英尺）；A——管子堆叠高度（英寸）；B——滚筒两端法兰之间宽度（英寸）；C——滚筒芯轴直径（英寸）；K——不同管子尺寸的K值（英尺/英寸3）。

    不同管子尺寸的K值为（见表1）：

    利用驱动马达和排管器可将连续油管合适地排布在滚筒上。

采用半径较大的滚筒能显著增加连续油管的寿命。

推荐的滚筒芯轴半径见表2。

    连续油管  即便基本的CTD作业也需要高性能连续油管柱。

例如，若钻井作业需要在同一井眼中多次起、下连续油管柱，那么连续油管柱的疲劳便会快速积累。

另外，CTD作业过程中卡住管柱的可能性比大多数常规修井作业更大。

这不仅意味着连续油管柱的性能必须最佳，而且操作人员任何时候都必须知道钻井连续油管柱的工作条件限度。

人们总是希望改善连续油管的屈服应力以及可能使用新奇的材料如象钛合金、合成材料和陶瓷制品等，目的在于拓宽钻井深度限度，更好地监测和了解连续油管在不同的压力和温度下循环使用的疲劳寿命。

计算机模型已用于分析管子疲劳寿命，并在钻井中用作连续油管监测系统。

    钻新井和定向井通常使用2-3/8″或2-7/8″连续油管。

近年来，大部分垂直井加深钻井使用2″连续油管，大部分垂直新井钻井使用2-7/8″连续油管。

钻井作业使用的连续油管的最大外径为3-1/2″，新型的混合式钻井系统使用3-1/4″外径的连续油管作为标准配置。

    对于几乎所有钻井作业，推荐的管柱壁厚至少0.156″，采用屈服强度为70000psi或80000psi的材料制造。

然而，对于钻较深的垂直井或延伸较长的水平井，或许需要屈服强度为100000psi或110000psi的材料制造。

对于有些井，可能需要使用管壁厚度从0.190″逐渐减薄至0.125″的锥形管柱。

    通常，对于给定的钻井作业，连续油管的尺寸是在管子寿命（较小尺寸的管子具有较长的循环寿命，但具有较低的强度和有限的流量）和流通截面（较大尺寸的管子具有较高的强度和较大的流通截面，但具有较短的循环寿命）之间采取折衷。

其结果，CTD通常使用2-3/8″或2-7/8″连续油管。

另外，需要考虑的是，在一个给定的滚筒上能缠绕的达到所需深度的连续油管的数量或起重机能支撑的最大重量。

    在钻井设计阶段，连续油管的最佳尺寸、壁厚和屈服强度是利用连续油管模拟软件以及打算要钻的井的相关井的资料确定的。

    如果不能利用计算机模型选择确定连续油管参数，可以考虑下列推荐参数：

1.内部压力限度：

续管运行过程中的最大泵压为4000psi；连续油管处于静止时的最大泵压为5000psi。

2.最大破坏压差为1500psi。

3.最大推荐井口压力为1500psi。

4.连续油管最大拉力限度为制造厂公布的屈服强度的80%。

5.连续油管直径和椭圆度：

最大外径为连续油管公称直径的106%；最小外径为连续油管公称直径的96%。

    业界已经投入了大量的时间和精力来研究连续油管钻水平井的侧向长度限度问题。

控制连续油管能钻的井眼的长度的主要因素是连续油管的弯曲。

细长的管子在大斜度井眼或水平井眼中，在一定的正弦力的作用下将会变成正弦弯曲：

Fcrs＝2×（E×I×W）1/2

                Dh－Dp

式中，Fcrs为临界力（lbf）；E为扬氏模数，30×106（psi）；I为惯性矩（in4）；W为油管在泥浆中的重量（lb/ft）；Dh－Dp为径向间隙（in）。

    在正弦弯曲情况下，只有少量的重量能传递到钻头上。

当轴向力达到第二个更大的临界值Fcriu（大约比Fcrs大1.4倍）时，将出现螺旋状弯曲。

在最后阶段，发生螺旋锁定，没有任何作用力能传递到钻头上，此时，连续油管不再沿水平井眼推进了。

为了使连续油管钻出的水平井眼最长，应尽力做到：

保持井眼干净，不要沉积岩屑；使钻井液的密度达到最大；使狗腿严重度（井眼曲率）降至最小。

    控制水平井段长度的第二个因素是不能在连续油管钻井的造斜点以上部位安装加重管（钻铤/加重钻杆）。

克服这些限制因素的一种选择是采用锥型连续油管柱。

    注入头  注入头（图5）提供井筒中起、下连续油管所需的动力和牵引力。

注入头有两条运转方向相反的牵引链条，由液压驱动。

牵引链条上安装夹块，用于将连续油管下入井中，以及将它从井中起出来。

当连续油管在井中时，注入头支撑连续油管的全部重量。

CTU操作者要能利用几个液压系统完全控制连续油管柱的移动——这个特性很重要，因为CTD过程中必须仔细控制钻头负荷。

    钻井用的注入头的拉力至少为60000磅。

常用的HydraRig注入头的主要技术性能参数列入表3。

鹅颈架的半径大小对连续油管的寿命有很大的影响。

大约75%的连续油管疲劳和变形与鹅颈架相关。

鹅颈架的半径大有利于延长连续油管的寿命。

推荐的鹅颈架半径列如表2。

动力装置  动力装置的功能是给操作CTU和一次/二次压力控制系统（例如防喷盒和BOP系统）提供动力。

动力装置除在设备运行时提供液压动力外，它装有储能设备，能在发动机停机后在一定限度操作压力控制设备。

在钻井过程中，如果非标准设备或辅助设备要由CTD动力装置提供动力，应当确认动力装置的输出功率是合适的，压力和流动速率是匹配的。

    大多数CTD作业持续时间长，因此需要规定在钻井过程中要适当地检查和维护动力装置，例如添加燃料油、检查润滑情况等。

    起重机  所有CTD作业均需要某些吊升、移动和安放钻井工具（BHA）的设备。

当地条件以及设备构型将决定起重机的尺寸（高度）和起重能力。

起重机常用于将注入头安放在BOP的顶部，然后就地吊着注入头。

吊臂应足够长，要能在支座之上处理40英尺长的BHA（钻直井/磨铣套管）或65英尺长的BHA（钻定向井）。

    支座  针对具体的钻井项目，CTD工程师必须确定是否需要基座以及其规格和类型。

基座（图5）用于加大井口设备的稳定性。

它的主要特点是：

1.将工作面升至高于井口设备，以便容易接近井口；2.在没有起重机的情况下用于支撑注入头，升高/降低注入头位置以便于安装。

3.当安装BHA时，允许注入头平移离开/返回井口；4.在吊装注入头或BHA时给操作人员提供安全的工作平台；5.在安装操作时，可以支撑BHA/管子。

支座要设计得能在一定限度内调节其高度，以适应特殊的井口和周围条件。

通常，支座的支腿在调节至合适高度后加以固定。

    一种比较复杂的CTD基座是混合型装置，或千斤顶支座。

其结构是在底座上有一个利用液缸升高/降低的平台。

这种基座的特点是工作台高度可自由调节，并可用来起下管子，减少对于大载荷起重机或井架的依赖。

确保安全的管子上卸设备

    管子上卸设备用于帮助确保安全和正确上卸管子和工具例如钻铤、油管接箍、套管接箍等。

常规钻井使用的管子上卸设备要用于CTD作业，需要做一些小的改进，或者减小尺寸，以便于有效地操作。

用于井控的防喷器（BOP）系统

    CTD作业所需的BOP设备，其结构很大程度上取决于作业类型和预料作业可能遇到的“最恶劣情形”的条件。

有组合型式很不相同的几种BOP系统。

下述的一种或几种情景会在大多数CTD作业中遇到：

  1.低压分流系统—在含有害气体的浅层钻新井眼时使用。

2.钻头小于CT四闸板BOP内径—钻头能通过四闸板BOP。

若钻斜井，弯壳马达会进一步限制钻头外径。

一般情况下，钻定向井的钻头的最大外径为3-7/8″。

3.钻头大于CT四闸板BOP内径—钻头不能通过四闸板BOP。

4.混合型起/下管操作—需要BOP适合要操作的油管/套管的尺寸。

5.欠平衡条件下操作BHA—需要特殊结构的BOP以适应充气井条件并能控制井筒压力。

    对基本井控设备的要求如下：

抑制井筒压力和流体，例如提供初级封闭（防喷盒）；能在控制条件下进行循环，例如经由钻井管柱或节流管汇循环；将井筒返出流体或分离产物引流到安全区域进行处理或储存；连续监测钻井液的性能、流速和压力。

    大部分CTD作业，BOP的压力等级为5000psi是合适的。

然而，操作压力等级必须超过预计的井底压力。

BOP尺寸（或通径）取决于井眼或计划完井尺寸。

通常使用的连续油管BOP系统为4″（内径）四闸板结构。

更大的BOP尺寸（例如5″—7-1/16″）不常用；若用，通常使用单闸板或双闸板结构的防喷器。

大多数情况下，至少需要半封闸板和剪切/全封闸板BOP，并且常常包括环形BOP以  提供对多种作业的适用性。

环形BOP能封闭任何直径的管子或工具，从全封状态到全开状态。

    大多数CTD作业使用的井控设备与修井作业所用的井控设备很相似。

在某些情况下，个别组件可以加以改进或更换以适合特殊应用，但通常不同应用的设备可以互换使用。

BOP的主要组件如下：

防喷盒  侧门防喷盒是CTD作业最常用的防喷盒。

它的封闭性能好，而且能在连续油管作业过程中容易更换其密封件。

    四闸板BOP  如果内径合适，标准的四闸板BOP（图6）提供了合适的功能，并且安装和操作方便。

较大的井眼通常需要使用7-1/16″BOP。

单闸板/双闸板BOP  当钻井作业需要通径大于5-1/8″时，BOP组可以由6-1/8″或7-1/16″的单闸板或双闸板装配而成。

    环形BOP  环形BOP的适用性极强，能适应的工具尺寸的范围宽。

其它BOP设备  用于连接、监测或操作压力控制设备组的其它BOP设备包括：

压井管汇、节流管汇、反循环管汇、BOP控制器和仪表、泥浆四通/立管。

    连续油管在井中运移时由位于防喷器顶部的防喷盒加以密封。

在钻井过程中和在井筒中起下管柱过程中，防喷盒一直保持着环形空间的密封。

为了便于使用井底工具组合，防喷器与注入头之间有必要安装防喷管和立管。

新兴的连续油管钻井技术（三）

作者：

发布时间：

2010-08-2715:

30:

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   上期文章重点介绍了连续油管钻井技术的一些重要设备。

本期文章介绍一下连续油管钻井的辅助设备、检测设备、底部钻具组合（BHA）。

辅助设备及检测设备

   需要何种辅助设备取决于许多因素，如地点、预期的作业期限、可利用的井场设施等。

下列设备用于支持CTD作业，通常认为它们不属于CT设备：

   1.发电机——给办公设备、照明灯、离心机、检测设备、泥浆设备（搅拌机、振动筛、循环泵）等提供电力；2.配电板——提供发电机与各种用电设备之间的电路连接；3.照明灯——为夜间安全、高效作业提供灯光；4.空气压缩机——为CTU发动机启动提供空气或为气动绞车和动力工具提供压缩空气；5.其它——维修CTU所需工具和设备（包括焊机）。

监测和记录设备 需要将钻机作业关键参数加以监测和记录，用于编写钻井报告或用于为邻井选择钻井工艺技术和设备。

   CTU监测设备 CTD作业用的大多数CTU配置了监测和记录系统，用于提供CTU和相关设备的高度可靠的数据：

1.CT深度和移动——CT循环疲劳监督和钻井进度速率评价所需的数据；2.CT管柱循环压力和流速——CT循环疲劳监督和井控所需的数据；3.井口压力——井控所需的数据；4.CT管重——CT管柱监督和BHA受力（如钻头载荷）监督所需的数据；5.管子监测——确认CT管柱的完整性和几何形态的变化。

   钻井流体监测设备 通常在CTU操作室实时显示和记录关键钻井参数（如压力、泥浆密度）。

对不正常的作业条件发出报警（例如流入量/流出量对比报警）。

通常监测和记录的参数如下：

泵压和井口压力、泵流量、流入量/流出量、钻井液密度、循环罐液面——收获量/损失量测量。

   井眼控制和导向 CTD定向井测量通常直接使用常规定向钻井和井眼测量技术。

通常要监测和记录下列定向数据：

井眼斜度、工具面角、方位、地层评价、伽马射线、电阻率、环空压力。

   安全和应急设备 这些设备的存放地点和“随时起作用”是关键问题，例如：

仅仅有防H2S设备是不够的，此类设备必须处于操作条件下，并放置于井场周围的方便之处。

   钻井过程中应定期检查安全和应急设备，并在相关的日报表中记录其状态。

通常支持CTD作业的安全和应急设备如下：

1.发动机紧急停车系统——位于井口周围指定的危险区域内的CTU发动机和泵发动机常常需要该系统。

2.灭火设备——至少在CTU的动力装置、泵送设备的动力装置、操作室或办公室附近以及燃料油罐附近要有灭火设备。

3.防H2S设备和气体检测设备——防H2S设备的类型、数量和安置应符合法规或企业规定。

4.眼睛清洗器具——通常位于钻井液配制设备附近。

5.人员防护器具——钻井流体安全配制设备，包括防护服、护目镜、长袖手套。

如果使用腐蚀性化学剂，则需要有化学清洗剂。

底部钻具组合（BHA）

   任何钻井所需的BHA很大程度上取决于钻井作业的类型和复杂程度。

选择BHA时，通常考虑技术要求、当地可得到的工具（这或许十分重要）、人员经验、各种工具的历史和声誉。

   钻井BHA由几种组件组成，能在具有挑战性的环境中发挥多种功能。

每个组件或工具的操作、工作限度和可靠性将影响钻井BHA的整体性能。

同其它BHA选择方法一样，在先进性（适用性）同简单性（可靠性）之间存在一个折中。

通常，BHA按钻井类型配备。

目前钻新的垂直井，BHA外径尺寸一般3″—4-3/4″，取决于井下马达尺寸。

钻定向井，定向工具和总成的标准尺寸为2-3/4″—3″（注意：

实际尺寸可能在7/8″—3-1/8″范围内变化，马达为3-3/8″）。

这些尺寸看作为3″公称尺寸。

钻小井眼，BHA实际尺寸可能在2-1/4″—3″范围内，马达为2-3/8″。

在欠平衡条件下钻定向井和垂直井，最常用的马达是3-1/4″。

钻6″—6-3/4″井眼正处于计划阶段。

目前有几个钻较大井眼的项目已经在浅地层实施，需要更多的试验以及CT发展后才能钻更深的大井眼井。

不同应用需要的钻井BHA或其功能会有变化。

因此，针对每种应用设计的BHA的组件和结构将会不同。

   BHA（图8、图9）主要组件为：

   CT连接器 连续油管连接器在连续油管和底部钻具组合之间提供了能承受大的拉力/扭矩载荷的机械连接。

有许多种结构和规格的CT连接器常用三种连接器：

卡瓦式连接器（推荐使用双作用双向结构的CT连接器）平头螺钉/凹穴式连接器（这种连接器的抗拉、抗扭、抗震能力较强）、压接式连接器。

   止回阀 用于防止井筒流体返回到连续油管中。

常用双瓣止回阀。

释放器 投球启动的液力释放器安装在止回阀下面。

当底部钻具组合遇卡时，释放器可以使连续油管与底部钻具组合脱离。

如果使用电缆工具，则不能使用液力释放器，而要使用电控释放器或直接拉动/剪切释放器。

   循环接头 落球启动循环接头安装在脱离器下面。

将一个球循环至接头的球座上即可打开循环接头，钻井液从MWD工具和泥浆马达上方经过径向分布的6个孔眼流入连续油管外的环形空间，这样就通过消除钻井液流经底部钻具组合的压力损失和流速限制而增大循环速率。

这是一种一次性打开的工具（一旦打开，则不能再投球堵上）。

   非转动连接器 底部钻具组合相当长，有时需要将它分段操作。

利用非转动的花键连接器可以将两段或更多段钻具连接起来。

   定向器和均衡接头 井下定向器用于调节马达工具面而控制井眼方向。

用泥浆泵将一个压力脉冲输通过连续油管输送至钻具组合，定向器内部同外部环形空间之间的压差驱动一个活塞使工具顺时针方向转动20°。

压差越大，定向器产生的扭矩越大。

   均衡接头安装在定向器下面、井下马达上面以增加钻井液通过工具串的压降，增大定向器产生的扭矩。

均衡接头还能均衡泥浆泵停泵时井下泥浆马达捕集泥浆而造成的压力。

   钻铤 通常钻垂直井用。

使用定向工具时用无磁钻铤。

   泥浆马达 最常用的泥浆马达的外径为2-7/8″，7:

8瓣数比，具有可调节弯外壳。

它们通常是高流速、中转速马达。

推荐的流量为60～120GPM，转速为200～400rpm。

也可以用更大的马达，这取决于要通过的环空和待钻的井眼尺寸。

在钻穿油层时，推荐使用无磁转子/定子组合马达，这可减少磁干扰，允许导向工具安装于距马达2英尺范围内，从而改善井眼轨迹的控制。

钻头 选择合适的钻头对于确保最佳的钻井结果十分关键。

常用的钻头有聚晶金刚石复合片钻头、热稳定金刚石钻头或三牙轮钻头。

   选择钻头时要考虑下列因素：

一是地层类型、硬度和研磨性；二是马达扭矩（推荐使用大扭矩马达）；三是马达转速；四是钻头的载荷；五是钻井液类型和流速（制订钻井计划的一个重要内容是确定最佳钻井参数，即确定能产生最好成本效益的钻井特性的钻头设计、钻头载荷和钻进速率的组合。

以最简单的方式而言，达到最佳钻井特性是两种极端情况的折中）；六是最快的钻进速率，尽可能长的钻头延续时间（钻进速率优先），最长的钻头寿命和最小的非钻进时间例如起下管柱更换钻头（钻头寿命优先），需要确定两种极端情况的最佳点，该点能产生最小单位进尺成本。

单位进尺成本是以下参数的函数：

钻头成本、起下管柱成本、设备操作成本。

   随钻测量（MWD）系统 随钻测量系统是连续油管钻井BHA的重要组成部分，用于在钻进条件下实现定向数据、地层参数和井下钻井参数的测量与传输。

由井底向上传递测量数据，通常利用两种方法。

如果钻井作业采用单相钻井液，则利用泥浆脉冲系统传递测量数据；如果钻井作业采用两相钻井液（含有可压缩性气体），则利用连续油管电缆系统传递测量数据。

对于欠平衡钻井，后者很理想，因为它不受钻井液类型（可压缩性压裂液或不可压性压裂液）的影响。

   测量仪器安装在无磁钻铤中，构成MWD系统。

其中的伽马传感器用于地质跟踪和深度控制，电阻率传感器用于避开水层。

   BP阿拉斯加勘探公司等三家公司合作在阿拉斯加的北坡油田进行了泥浆脉冲系统BHA和电缆系统BHA应用性能的对比工作。

   1994～2000年，在阿拉斯加的北坡油田，采用连续油管设备侧钻了250口井，其中绝大多数井是采用泥浆脉冲MWD和液压定向工具钻成的。