旋转控制头的性能分析及其发展

介绍了国内外旋转控制头的类型，对比分析了锥形胶芯型和膨胀胶囊型旋转控制头的性能特点，指出旋转控制头的其发展方向是密封等级升高、轴承总成的锁紧方式采用液动方式和设置单独的高压润滑装置。     

浅谈旋转控制头的应用及发展趋势

介绍了国内外旋转控制头 (RCH)的发展现状 ,对比分析了国外环形胶心型RCH和膨胀胶囊型RCH的性能特点以及不同类型RCH的密封结构特点。分别论述了RCH在天然气或空气钻井、边喷边钻、地热钻井、过平衡钻井和修井作业等领域的应用情况。指出RCH正朝着提高密封压力等级 ,拓宽应用范围 ,强化轴承润滑与冷却 ,以及便于操作和控制等方向发展。建议在RCH的国产化研究过程中 ,首先发展环形胶心密封型式的RCH ,并逐步提高其密封压力等级     

浅旋谈转控制头的应用及发展趋势

介绍了国内外旋转控制头（ＲＣＨ）的发展现状,对比分析了国外环形胶心型ＲＣＨ和膨胀胶囊型ＲＣＨ的性能特点以及不同类型ＲＣＨ的密封结构特点。分别论述了ＲＣＨ在天然气或空气钻井、边喷边钻、地热钻井、过平衡钻井和修井作业等领域的应用情况。指出ＲＣＨ正朝着提高密封压力等级,拓宽应用范围,强化轴承润滑与冷却,以及便于操作和控制等方面发展。建议在ＲＣＨ的国产化研究过程中,首先发展环形胶心密封形式的ＲＣＨ,并逐渐     

旋转控制头胶芯失效形式分析

在欠平衡钻井过程中，胶芯是旋转控制头核心密封元件，通过对Williams 7100型旋转控制头胶芯失效形式进行分析，并提出了相应的对策，旨在推动胶芯的国产化进程。     

欠平衡钻井用高压旋转控制头的研制和应用

现国内各大油田使用的旋转控制头均是从国外引进 ,价格昂贵。国内原有的旋转控制头 (旋转防喷器 )是 6 0年代初和 80年代末设计的低压力级别产品 ,不能满足现代欠平衡钻井工艺的需要。针对这种状况 ,四川石油局钻采研究院机械设计中心研制开发了动密封压力 10 .5MPa,静密封压力 2 1MPa ,具有双胶芯密封结构的高压旋转控制头。经试验和现场使用证明 ,效果良好 ,完全能满足现代欠平衡钻井工艺的需要。     

欠平均钻井用高压旋转控制头的研制和应用

现国内各大油田使用的旋转控制头均是从国外引进，价格昂贵，国内原有的旋转控制头（放转防喷器）是60年代初和80年代末设计的低压力级别产品，不能满足现代欠平衡钻井工艺的需要。针对这种状况，四川石油局钻采研究院机械设计中心研制开发了动密封压力10.5MPa，静密封压力21MPa，具有双胶芯密封结构的高压旋转控制头。经试验和现场使用证明，效果良好，完全能满足现代欠平衡钻井工艺的需要。     

旋转控制头胶芯性能的影响因素分析

为了研究旋转控制头胶芯配方及胶芯的使用和储存温度对其密封性能的影响,基于虚功原理应用橡胶单轴压缩试验确立了胶芯变形过程中Yeoh本构模型,利用ABAQUS软件建立了旋转控制头胶芯动态密封仿真模型,讨论了摩擦因数、材料配方及温度对旋转控制头胶芯密封性能的影响。分析结果表明:采用Yeoh本构模型能够较好地拟合胶芯材料的大变形现象;胶芯的密封性能随着摩擦因数的增大而增强,但摩擦因数过大会加速胶芯失效,推荐胶芯材料摩擦因数为0.40;低温储存和运输过程对旋转控制头胶芯的力学性能影响不大,但在使用前需做充分预热处理;高温环境下,胶芯材料的拉伸强度随温度的升高先降低后增加,在65℃左右降到最低。所得结果可为提高国产旋转控制头胶芯的性能提供参考。     

远程控制旋转水泥头技术现状及分析

远程控制旋转水泥头技术是利用远程控制系统,施工人员在远离钻台的控制室中,通过操作控制面板来实现旋转、替浆、释放胶塞和投球等固井作业。在介绍国外远程控制水泥头技术现状的基础上,分析了远程控制水泥头的关键技术,主要包括工作原理、旋转机构、胶塞控制机构、气动控制系统及控制机构的发展趋势。最后指出,随着石油勘探开发向着更深地层的方向发展,现场施工的压力等级不断提高,安全操作越来越受关注,远程控制水泥头也朝着自动、安全和可靠的方向发展。     

旋转控制头侧向力研究

在钻井过程中,方钻杆的侧向力作用常常导致旋转控制头损坏,造成事故。通过将井口至大钩的方钻杆简化为连续梁,将旋转控制头上下胶心和驱动器对方钻杆的约束简化为中间弹性支座,建立了相应的钻柱横振动力学模型。通过对模型的求解,找到了一种计算方钻杆转动对旋转控制头产生侧向力的合理方法,为分析计算不同钻井条件下旋转控制头的受力情况提供了理论依据。     

煤层气空气钻井简易旋转控制头的研制与应用

针对煤层气空气钻井旋转控制头胶芯易损坏且需配置六方钻杆等缺点,研制了简易旋转控制头。现场应用表明,该装置可以使用原钻具和四方钻杆,密封件寿命较长,操作方便,可以提高效率,节约成本。     

煤层气欠平衡钻井专用旋转控制头在郑试平4H井的应用

为了完善煤层气欠平衡钻井国产配套设备,缩短钻井周期,降低移运成本,设计并试制了煤层气钻井专用低压小型旋转控制头,并在沁水盆地郑庄区块郑试平4 H井进行了现场试验。检验了旋转控制头与欠平衡钻井工艺的匹配性能,测试了旋转控制头的整体使用性能,证明了产品结构设计的合理性。该设备可有效密封井口环空压力,轴承组、动密封件以及润滑冷却系统在连续运转479 h情况下无任何异常状况,顺利地将钻井液导入泥浆罐。理论与现场试验结果表明:旋转控制头的结构设计合理,冷却润滑系统可以有效保护动密封件及轴承组,胶芯寿命满足现场使用要求,可进一步推广应用。     

煤层气欠平衡钻井旋转控制头胶芯密封特性分析

旋转控制头胶芯的密封性能是影响煤层气欠平衡钻井施工效果的重要因素。根据煤层气钻井工况,对井口偏心工况、起钻和钻进工况下,旋转控制头胶芯和钻具间的接触压力进行了有限元模拟研究,并分析了胶芯不同结构参数对胶芯密封性能的影响,为煤层气钻井低压密封胶芯的优化设计和研制提供了依据。结果表明:胶芯与钻具间的接触压力随偏心距的增大而增大,且靠近偏心侧的接触压力较大;钻进工况下,钻具本体和接头部分的接触压力都明显小于起钻工况;接触压力随外锥角的减小而增大,随内锥角的减小而减小,但变化量较小;摩擦力随主密封段长度的增加呈线性增加,钻杆接头部分明显大于本体。现场应用实践验证了分析结果的正确性。     

橡胶沥青布氏旋转粘度与便携粘度相关性研究

主要就国内广泛使用的布氏粘度和便携粘度相关性及试验注意事项进行了试验研究,建议当橡胶沥青便携粘度大于1.5 Pa·s时,20转的旋转粘度值与手提粘度值更接近,所以建议采用20转的旋转粘度进行试验室橡胶沥青粘度检测,并用便携式粘度进行校正;加热橡胶沥青试样时建议采用烘箱加热的方式。     

Williams高压旋转防喷器国产化要点浅析

旋转防喷器是欠平衡钻井的关键井控设备之一，现文以Williams7100型高压旋转防喷器为例，分析了其壳体总成、旋转总成以及钻具密封的设计分析要点，旨在推动该装置的国产化进程。     

旋转防喷器胶芯结构分析及优化

旋转防喷器是欠平衡钻井的关键设备,带压作业过程中其密封性能是保证安全生产的重要因素。现有的国产旋转防喷器存在胶芯密封不严以及易发生疲劳损伤失效等问题。鉴于此,利用ABAQUS软件建立了旋转防喷器胶芯动态密封有限元模型,对胶芯预紧工况下和起下钻工况下旋转防喷器的力学性能进行了分析,分别讨论了胶芯硬度和铁芯结构对旋转防喷器胶芯使用寿命的影响。分析结果表明:在带压下钻过程中,胶芯呈轴向拉伸变形状态,起钻过程中胶芯呈向上压缩变形状态,且起钻和下钻工况对胶芯密封性能影响不大,下钻工况的密封性能略大于起钻工况;胶芯材料硬度为80 HA时,胶芯的使用寿命最长;优化改变铁芯结构可使胶芯使用寿命延长。室内密封试验以及现场试验证实了有限元优化结果的可靠性。研究成果对延长胶芯使用寿命和提高油田作业安全具有重要的现实意义。     

防喷器远程控制装置自卸压四位四通转阀的研究与设计

在维修更换防喷器闸板、胶芯等作业前必须对防喷器关闭腔和开启腔卸压,而传统三位四通转阀存在操作复杂、压力浪费、各阀件磨损、管汇卸压后所有控制对象均无法远程操作的问题,为此,设计了自卸压四位四通转阀。在原有阀体及阀芯内部分别新增一条卸压油道,并将其改造成自卸压四位四通转阀,实际操作时只需将该转阀手柄扳至卸压位,便既能保留管汇压力,又可对维修作业对象进行独立卸压,卸压后仍可远程液压控制除维修对象外的其他控制对象,使得维修和更换防喷器闸板、胶芯等作业过程更加低耗、简单高效。该设计降低了各阀件长期开关造成磨损,大幅度提升了作业效率。     

分体式双塞套管水泥头的设计及应用

双塞套管水泥头对于完成双塞注水泥作业有着重要作用,针对整体式双塞套管水泥头存在搬运困难、胶塞安装及井口安装操作不便等困难,设计开发了分体式双塞套管水泥头,分析了其结构方案的可行性,介绍了其结构组成及结构特点,描述了其性能试验过程,详细介绍了其操作使用方法以及现场应用效果。分体式双塞水泥头可有效克服整体式双塞水泥头的不足,对双级固井注水泥作业的顺利进行有着积极的促进作用。     

对Williams高压旋转防喷器用胶芯的分析研究

通过采用有限元软件Marc进行分析,揭示了Williams 7100型高压旋转防喷器用胶芯的工作特性,探讨了胶芯的结构、材料、制造等相关技术,提出相应的解决方案,为进行胶芯的研制提供参考.     

下套管灌浆装置的研制与应用

针对传统的下套管作业易引起粘卡事故的问题,研制了一种下套管灌浆装置。该装置可以通过使用更换转化接头的方式,在顶驱和转盘钻机上互换使用,使用中与下套管作业的顶部驱动系统连接或与转盘钻井的游车连接,依靠顶部驱动系统或转盘钻井的游车将循环下套管装置的防顶卡瓦、胶皮封隔器、导引头一起插入到套管内,利用胶皮封隔器的自动封堵作用,边下套管边灌钻井液或建立循环。现场4井次的应用情况表明,使用该装置累计节省完井时间17h,保证了套管的顺利下入,达到了预期的设计指标,节约了钻井成本。