基于磨屑收集的套管磨损监测技术

我国西部和海上油气田钻井过程中的套管磨损问题十分突出，套管磨损监测是协助解决套管防磨的关键技术。目前基于磨屑收集的套管磨损监测方法由于缺乏系统的理论指导，监测指标单一和监测方法不统一等原因，不能满足套管磨损现场监测工作的需要。通过理论分析，建立了循环钻井液中磁性磨屑生成与浓度分布模型和磨屑收集的套管磨损监测的总体工作流程，根据磨屑浓度分布规律来确定最佳的监测位置和合理的监测参数。所确立的套管磨损量定量计算方法，结合了磨屑收集与钻杆检测方法，能更准确地计算井下套管线性磨损量。     

大位移井套管磨损量分析模型

在大位移井钻井过程中,由于裸眼井段长、井斜角大、井眼曲率变化大,从而使得钻柱与套管之间的接触力较大,导致套管会发生严重的磨损。根据套管内表面的磨损体积与旋转钻柱在相同位置所作的功成正比的原理,建立了、套管磨损厚度与井眼曲率、钻具组合、机械钻速、钻井时间及套管磨损量之间的关系,计算出了大位移井井筒内钻杆与套管之间的接触力沿井深分布,分析了机械钻速和钻井时间对套管磨损厚度的影响。计算结果表明,井眼曲率越大、钻井时间越长、机械钻速越低,套管磨损越严重。     

基于新型油井套管磨损实验机的钻井工况模拟

运用MZM-500新型油井钻杆-套管摩擦磨损实验机,针对转速、温度与正压力、钻井液性能、间歇负载等影响套管磨损量的因素进行试验。对更为精确的套管磨损量值的分析发现,钻杆试件在小转速时套管磨损体积与转速为线性关系,这种关系会被转速继续增加引起的振动所破坏,造成套管磨损体积急剧增加;多项式关系更符合磨损量随时间的实际变化;高于临界温度60℃会直接增大套管磨损;间歇负载对套管磨损影响不明显;高粘度的钻井液会大幅度减小套管磨损。研究成果可为建立正确的磨损模型来预测和计算钻井过程中的套损提供参考。     

磨损对套管接头拉伸与内压强度的影响

采用弹塑性有限元方法 ,建立了套管接头磨损拉伸与抗内压的有限元力学模型。对套管接头处内壁不同磨损量时的抗内压强度和抗拉强度进行了计算分析 ,得出了磨损量与套管接头抗内压系数的定量数据和磨损量与套管接头抗拉系数的定量数据。同时 ,在不同磨损量下 ,分析了套管接头内VonMises应力和套管接头内的变形 ,所得出的抗内压强度系数kp和抗拉强度系数kt为磨损套管柱的强度设计和校核提供了定量的理论数据。     

钻井时效对长水平段页岩气井套管磨损影响因素分析

深层页岩气井钻井施工时,由于水平段长度及钻井作业周期均比较长,套管磨损现象相对严重,不合理的钻井设计还会加剧套管的磨损,导致套管强度下降,严重威胁页岩气井的安全经济生产。为此,基于磨损效率模型,建立了相应的磨损预测计算方法,重点探讨了页岩气水平井钻井时磨损的影响因素与规律,并给出相应的减磨防磨方案,保障钻井施工安全。研究表明:总进尺量与磨损量成正比;过低的机械钻速会明显增加磨损量;造斜段狗腿度与套管磨损量成正比;磨损量会随着井斜角的增加而增加,但增加速度会逐渐减小。     

套管防磨技术在新港1井的应用

大港油田新港1井是1口五开三段制定向井,完钻井深6 716m,三开311.1mm的定向、稳斜井段长达2 470m。由于该井段的岩石可钻性差,钻井施工时间长,钻杆对上层技术套管的磨损相对较为严重,甚至可能磨漏套管。应用兰德公司的减阻防磨套能有效减少钻井过程中技术套管内的钻杆与套管内壁接触磨损的几率。现场应用表明:减阻防磨套可以有效地保护套管和钻杆,为下一步作业和后续工作提供安全保障。新港1井套管防磨技术的成功应用为深井钻井安全施工提供了有益的参考。     

钻井液黏度对套管磨损影响的实验研究

在深探井钻井过程中，套管磨损问题越来越引起广泛重视。钻井液作为套管和钻杆之间的介质，研究其黏度对套管和钻杆磨损的影响具有重要的现实意义。采用磺化水基钻井液，针对钻井液的黏度进行了一系列不同工况下的套管和钻杆磨损实验。结果表明，清水在钻杆接头和套管之间的磨损中，减磨效果最差，套管磨损表面呈现大量的剥落坑；套管和钻杆的磨损主要是接触疲劳磨损和磨粒磨损共同作用的结果，出现了大量的剥落和球状颗粒；高黏度钻井液比低黏度的钻井液润滑作用强，因此钻井液黏度越高，套管和钻杆的摩擦系数越低，减缓了套管和钻杆的磨损，延长了套管和钻杆的使用寿命。     

钻杆与套管摩擦磨损的试验研究

模拟井下工况,利用钻杆/套管摩擦磨损试验机试验分析了摩擦行程、钻井液黏度、接触载荷和钻杆转速等因素对套管磨损的影响规律。得出套管磨损量与摩擦行程、磨损率与接触载荷均呈现近似的线性关系;接触力增大,摩擦因数总体上有增大的趋势;增加钻井液黏度可以使摩擦因数有所降低,但不能大幅降低套管磨损;钻杆转速超过140r/min时,转速增加引起的摩擦副振动逐渐加剧直至共振,导致套管磨损率出现较大幅度的上升。该研究成果为钻井参数优选、套管磨损预测和减磨优化设计提供了参考依据。     

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根据塔里木探区油层埋藏较深，地层情况特别复杂，钻井难度高，单井钻井时间长，套管的磨损很严重的特点，章提出了采用一种新型的钻杆耐磨带材料，在钻杆母接头根部凸焊70mm宽，2－3mm厚的耐磨带。现场实践表明，新型耐磨带可以实现对套管和钻杆的双重保护，有效地解决了塔里木油田深井套管磨损的难题。     

一种新型钻杆接头磨损检测装置的研制

在石油钻井中,需要对套管和钻杆磨损进行检测,以确定其磨损量,而常规测量工具结构较小,因此难以满足现场使用要求。在综合考虑接触式测量和非接触式测量优缺点的基础上,设计出一种新型钻杆接头磨损检测装置。该装置主要由机械、电子和计算机3部分组成,它利用卡具夹持钻杆接头外表面,当钻杆接头直径不同时,位移传感器探头的压缩量也不同,将此信号输出给显示仪表,然后显示输出。应用表明,该装置测量误差小于50μm,操作方便,可满足现场使用需要。     

深井和大位移井套管磨损程度预测

为提高套管柱强度设计准确性,防止磨损失控情况发生,深入分析了套管磨损预测技术。结合定向井钻柱力学研究成果,考虑钻柱刚度和屈曲的影响,推导了深井和大位移井的钻柱拉力-扭矩方程,建立了基于能量原理的套管磨损程度预测模型,并编制了预测软件。该预测软件可以预测包括钻进、起下钻具等作业过程的,不同套管柱层次、钻具组合、井眼轨迹、钻井液类型和钻井参数等情况的全井段不同井深所对应的套管磨损量。实例计算结果表明,编制的预测软件减小了人为的估计误差,预测值更为准确可靠。研究成果为深井和大位移井安全高效钻进提供了新的技术支持。      

高效降摩减扭工具的研制及现场试验

针对冀东油田大斜度井、大位移井在钻井过程中存在的摩阻扭矩大和套管易磨损等问题,在分析国内外降摩减扭工具优缺点的基础上,设计了一种由分体式结构的橡胶外套、低阻耐磨陶瓷涂层轴套和主轴组成的高效降摩减扭工具。基于三维井眼中钻柱受力分析计算模型,结合常用钻杆抗拉强度、抗扭强度和顶驱钻机最大连续工作扭矩,确定了工具主轴的抗拉、抗扭技术参数;并根据井眼轨迹、钻机设备的施工能力和现场施工情况,确定高效降摩减扭工具的安装位置及数量。室内测试结果表明,工具主轴抗拉强度、抗扭强度满足现场钻井安全要求。高效降摩减扭工具在冀东油田5口水平位移均超过2 000.00 m的大斜度井进行了现场试验,结果表明,钻进时的扭矩平均降低15%以上,并减少了钻具对套管的磨损,取得了良好的应用效果。高效降摩减扭工具为降低大斜度井、大位移井钻井中的扭矩及保护套管提供了一种新的技术手段。      

钻杆防磨技术的现状和发展

在深井超深井勘探过程中，由于径向力、涡动、横向振动等因素的存在，随着钻井时间的增长，钻柱作用于套管内壁的侧向力增大，导致套管磨损的问题越来越严重。介绍了近年来钻杆防磨技术的发展，主要从钻杆接头表面处理和钻杆保护器2方面来研究防磨减磨措施的现状和发展。     

随钻刮壁技术研究

钻井中的刮壁作业是为了清除套管壁上的杂物,保证后续固井过程中尾管悬挂器的有效坐挂。常规的刮壁作业需要起钻、更换钻具,然后对特定井段或技术套管段进行刮壁。当刮壁作业完成后,需再次起下钻、更换钻具,进行后续作业。针对常规刮壁技术存在的作业工艺流程复杂,时效损失严重,无法满足钻完井提效技术要求的弊端,提出随钻刮壁技术,实现钻井、刮壁一体化作业。介绍了随钻刮壁工具的结构及工作原理,并进行力学分析。     

东濮凹陷深井套管开窗侧钻技术探讨

针对中原油田东濮凹陷构造油藏地质特点，分析油井后期改造一深部φ139．7开窗侧钻技术的实施难点，结合目前较为成熟的浅部技术和初步进行的深部技术现场试验，阐述了在井深、高温、高压、高盐客观条件下，实施东濮凹陷深部套管开窗侧钻系列小井眼开窗、钻井、轨迹控制、安全施工、完井等技术的分析探讨，提出技术研究的方向和对策。分析认为，应进行降低循环压耗，研究低摩阻钻井液；优化钻井参数和钻头选型，配套耐高温仪器、工具；提高轨迹控制效率以及井下复杂预防和处理等研究应用。     

受套管磨损约束的深井钻井延伸极限预测模型

深井超深井的套管磨损问题十分严重，严重制约了深井超深井延伸极限的增加。为了提高深井超深井的延伸极限，需要研究深井超深井套管磨损和延伸极限的关系，并明确建立以套管磨损为约束条件的深井延伸极限模型。建立了套管磨损能量方程，基于套管磨损截面几何方程，引入套管截面磨损深度极限值，并考虑井下管柱在钻进过程中的载荷传递，采用迭代法反演出深井超深井在套管磨损条件下的延伸极限值，结合塔里木某超深井的数据资料进行实例计算，并通过和该井的井径测试数据进行对比，验证模型的合理性。研究结果表明，实测该塔里木超深井3 070 m处套管磨损最严重，磨损量为3.15 mm，将其代入建立的套管磨损延伸极限模型中，可得到该井的磨损延伸极限为7 812 m，这与该井实际井深7 500 m极为接近，验证了本文模型的合理性。该研究从套管磨损理论的角度，预测了深井超深井的延伸极限，并为深井超深井的安全作业和钻具选型提供了理论依据。     

深井内壁磨损套管剩余抗内压强度研究

深井钻井过程中,钻柱对套管内壁造成磨损多为"月牙形"磨损。在弹塑性力学分析的基础上,应用长槽形磨损模型分析磨损套管的抗内压强度变化规律。采用有限元数值模拟计算分析了磨损套管剩余强度的变化规律。根据磨损位置产生的附加弯曲应力,对原有的长槽形磨损模型进行了改进,并与试验结果进行了对比分析。分析结果表明,套管接头直径对套管抗内压强度影响较小。使用目前套管柱强度设计中常用的均匀磨损模型进行套管强度设计,偏于安全。改进后建立的磨损套管抗内压计算模型能更准确地描述磨损套管的剩余强度,与试验值更为接近,可为套管柱强度设计提供更为合理的理论参考。     

渤海渤中区域深井井身结构优化

深井钻井需要考虑对不同压力层系和复杂地层封隔,井身结构是确保钻井作业优快钻达目的层的重要影响因素。以渤中区块深井为例分析了井身结构优化设计过程,通过渤中区域深层地质分析和随钻测井实时数据,基于多源数据融合技术对钻前压力预测模型不断实时更新,得到较为精确的钻前孔隙压力,再根据地质特点、井控、三压力剖面等因素对井身结构进行优化设计,通过减少技术套管的层数、优化套管下深,将原六开井身结构优化为五开,形成一套适合该区域的井身结构。该技术可以在保证钻井安全的前提下,有效地规避作业中可能出现的复杂事故,以达到缩短钻井周期和提高机械钻速的目的,也可以为后续海上深层钻井作业井身结构设计提供参考。     

东海深井探井钻井提速配套技术及其应用

随着东海油气资源勘探逐渐向深层发展,探井钻井作业深度不断增加,对原井身结构进行了优化。井身结构的变化使上部444.5 mm大尺寸井眼加深至2400 m,下部地层岩石硬度和强度增加使地层可钻性变差,机械钻速明显下降,导致钻井周期长,钻井成本高,因此,亟需钻井提速技术研究应用。针对难点,通过优选钻头和钻井方式,以及改进钻井液的应用,形成了上部444.5 mm井段快速钻进技术;下部井段通过智能录井钻井参数监控技术及时优化调整参数,分析选用了扭冲工具进行钻井提速,形成了下部井段钻井提速配套技术。现场试验应用表明,钻井提速效果十分明显。大尺寸复合钻井、扭冲工具、智能录井钻井参数监控等技术在该区可全面推广应用。     

钻头振动波井眼防碰监测系统及其现场试验

现有的井眼防碰检测技术均建立在井眼测量轨迹数据和钻进中对异常现象判断的基础上,由于各项数据误差及井下情况的不确定性,致使防碰作业存在极高的危险性。为此,根据现场实际防碰钻进时人工监听方法得到的启发,研发了钻头振动波井眼防碰监测系统：通过安装在套管顶端的加速度传感器采集井下沿套管传播的钻头破岩时产生的振动信号,并对信号进行特征提取以判断钻头趋近邻井套管的程度,利用计算分析软件实现信号特征显示,当信号特征值超过门限值时实现报警,由定向井工程师及时进行井眼防碰扫描,决定是否改变井眼轨迹。通过对比分析不同工况下监测系统采集振动信号的时域特点,认识到钻头钻速、钻压对钻头振动信号的影响,经过频域分析得到钻头振动信号的频域范围在200～400 Hz。该监测系统操作简单、不影响正常的油气井生产及钻井施工,目前已经在中国渤海、南海等区块进行了先导性试验,为井眼防碰技术发展提供了一条新的技术思路。