套管钻井系统的设计与应用

套管钻井系统 (CDS)能够做到每钻完一个井段及时固井 ,又可减少井眼事故的发生 ,大大降低钻井成本。同时 ,由于起、下钻次数的减少 ,使钻井时的压力激动和抽汲压力波动相应减少。介绍了该系统及其井底钻具组合的组成、工程应用时需考虑的弯曲问题及疲劳破坏问题。着重介绍了套管钻井系统在美国和加拿大所钻的 10口井部分井段上的应用情况 ,并针对在应用中遇到的问题 ,如固井、井底钻具组合的下入及取出、套管磨损、钻速等 ,提出了相应的解决方案     

套管钻井技术

套管钻井技术能使作业人员在钻井的同时也能下套管及评价油井。套管钻井是把旋转的套管作钻柱或用井下泥浆马达钻井的。井下工具则通过套管转动和收回,实际上减少了起下钻时间,减少了井控事故。一旦套管下至底部,电缆测井就可对目的层进行测井。套管钻井的优点是钻机和作业效率高,故障减少。钻机效率井架底座和井架较轻;管子装卸负担减轻,钻杆和套管费用减少;马力降低,钻机维护减少;循环压力损失明显降低;绞车重复起下钻减少。作业效率消除后部扩眼和底部扩眼;降低燃料消耗,提高钻头水力特性,降低马力输入;减少因井眼规格小和…     

套管钻井技术

套管钻井技术能使作业人员在钻井的同时也能下套管及评价油井、套管钻井是把旋转的套管作钻柱或用井下泥浆马达钻井的．井下工具则通过套管转动和收回,实际上减少了起下钻时间,减少了井挖事故。一旦套管下至底部,电缆测井就可对目的层进行测井套管钻井的优点是钻机和作业效率提高,故障减少。钻机效率：井架底座和井架较轻;管子装卸负担减轻,钻杆和套管费用减少,马力降低,钻机维护作业减少;循环压力损失明显降低;绞车重复起下钻减少．作业效率：消除后部扩眼和底部扩眼;降低燃料消耗,提高钻头水力特性,降低马力输入;减少因井眼…     

套管钻井技术问题的探讨

套管钻井技术是指用套管柱取代常规钻进作业，使钻进中的井眼始终有套管伴随到井底，从而提高井壁稳定性，减少井下事故的发生几率。套管钻井工艺的实施还存在许多待解决的问题和难点，比如钻机系统，钻井方式，钻头型式，测井技术等。文中从影响套管钻井技术的钻头，钻井方式及泥浆循环等方面探讨了套管钻井的技术特征，并就相关工艺问题的可行性进行讨论。     

导向套管钻井技术

已经证明套管钻井技术是一种降低钻井成本、减少钻井事故的有效手段。目前,套管钻井所钻的主要是直井,但是直井钻进中使用套管钻井技术所带来的效益正在不断增加人们将套管钻井技术应用于定向井的兴趣。导向套管钻井系统在实践中已经充分证明使用5～13in的套管进行套管导向钻井技术是可行的。为了取代用钻杆钻进的常规定向工具,该系统使用了一种能够定位在套管柱底部的可回收式钢丝绳导向钻井总成。这种钻具已经能够钻至大于90°的井斜,并且能够从直井到水平井的各种井型中回收和再利用。     

Tesco底部钻具可回收式套管钻井系统

Tesco套管钻井系统以套管作为钻柱 ,这样钻进和下套管作业同时进行 ,套管把液压和机械能传递到套管底部通过短节相连的可回收式钻具组合上 ,钻具组合的顶部为防脱落装置 ,与套管底部的液压阀相连 ,提供轴向力和扭矩。介绍了南怀俄明州Wamsutter区由BP承包商负责作业的 15口井的钻探情况 ,对Tesco套管钻井系统进行了综合评价 ,结果表明 ,套管钻井技术提高了井壁稳定性 ,减少了井漏和气浸的发生 ,并且具有减少起下钻和操作钻柱次数的优势。     

套管钻井是一种有效的钻井方法

套管钻井系统是由地面和井下两部分装置组成 ,用常规套管代替钻杆 ,钻进和下套管作业同时完成。通过套管将液压能和机械能传递到套管下端短节内的可回收式钻具组合。套管和钻杆一样旋转 ,泥浆从套管内径进入井底 ,从环空返回地面。先导试验表明 ,套管钻井技术利用常规套管钻井代替钻杆钻井 ,大大地减少了钻井成本 ,提高了完井速度 ,且套管钻井更加安全 ,节省了更换钻头的起下钻时间。套管钻井较常规钻井可以提高钻速 30 % ,代表了钻井技术发展的主要趋势     

土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术

由于土库曼斯坦亚苏尔哲别油田存在两个高压、超饱和、窄密度窗口的盐水层,在钻井过程中易发生井漏和井喷事故。控压钻井技术能有效控制井筒液柱压力剖面,使井底压力与地层压力处于平衡状态,从而实现安全、高效钻井。在分析控压钻井技术应用条件的基础上,分析了控压钻井技术在土库曼斯坦亚苏尔哲别油田的适应性,并制定了钻穿高压、超饱和、窄密度窗口盐水层的控压钻井技术方案。控压钻井技术方案在该油田的4口井进行了应用,未发生井漏和井喷事故,顺利钻至设计井深并顺利下入套管。该油田应用控压钻井技术成功钻穿高压盐水层的经验,为今后处理钻井过程出现的类似问题提供了一种可行的解决方法。      

降低钻井费用的革新方法—套管钻井

本文介绍了耗时三年开发并使之商业化的套管钻井这一研究开发项目。套管钻 在钻井并同时固井的过程中将使用标准的油田套管。井底钻具组合将通过钢丝绳穿过套管内部而起出。套管钻井不使用钻杆，大大减少了起下钻时间，以及由于预料外事故障如划眼、打捞钻具和起下钻时发生的井涌等所浪费的时间。本文描述了套管钻井时使用的工具，包括为适应套管钻井而特殊建造的钻机，并讨论了使用套管钻井方法产生的预期结果及得到的特殊结论，包     

可回收套管钻井关键技术及其应用

我国还没有关于深部钻井和大井段钻井的可回收套管钻井系统的相关应用和研究。为此,从套管钻井钻机、套管驱动系统、钻锁工具、井底钻具组合、导向钻头和井下扩眼器、固井装备等方面分析了套管钻井系统的结构特点及性能要求。同时指出可回收套管钻井技术与旋转导向和随钻测量技术结合可形成导向套管钻井技术,该技术可以很容易地进行定向控制,还可以减少甚至消除与滑动钻井相关的容积式液压马达的局限性问题。最后指出可回收套管钻井技术可以有效应对盐膏层和井漏等复杂情况,将在提高浅层油气藏开发效益,降低中深井钻井成本方面发挥巨大优势。     

套管防磨保护措施

在深井,特别在高温高压深探井中,套管的磨损是一个比较突出的问题,且保护套管和保护钻杆往往是矛盾的。崖城4井采取控制平台漂移、钻直表层井段、采用合适的钻具来控制井斜和减小井斜变化率、选用合适的钻杆等作业保护措施非常成功地达到了既保护了套管,钻杆也没有出现过度磨损的目的。介绍了该井凭借有关资料制定的相应保护措施,通过与其他井的情况对比,分析总结了该井成功经验,可为以后钻探同类型的井提供一些启示。     

乌深1井钻探关键技术实践与认识

乌深1井是大港油田有史以来乃至东部油田最深,且具有科学探索性质的深探井,设计井深6000 m。由于井深、地质情况复杂、地温梯度高、钻井施工难度大,通过施工人员的努力,乌深1井历经393d钻至井深5852 m,创造了全国陆上油田?311 mm井眼最深和?244.5mm套管一次下入最深的记录。介绍了优化井身结构设计和钻井施工中在大尺寸井眼钻进、钻具和套管保护、?244.5mm套管下入和固井、钻井液工艺技术以及欠平衡钻进技术等。     

油井钻杆-套管摩擦磨损试验机的研制

随着定向井、水平井、深井所占的比例增大,造成钻杆与套管磨损严重,摩擦阻力大,甚至发生卡钻事故,因此对钻杆与套管的摩擦磨损试验研究提出了更高要求,而插销式试验机不能有效地模拟现场工况,为此,研制了MZM—500型油井钻杆-套管摩擦磨损试验机。通过选择钻杆、套管、钻井液、温度等参数的不同组合对钻杆外壁沿套管内壁的摩擦旋转进行了有效模拟,该机能够实时显示正压力、摩擦因数、磨损量、温度等试验数据。应用表明,该机工作平稳、振动小、转速恒定,与设定值相同,钻井液温度与温度调控系统一致,取得了良好的试验效果。     

深井套管磨损几何力学模型及计算分析

在深井、超深井钻井过程中,套管磨损有可能导致套管封隔失效和油气井的早期报废.建立了深井钻杆与套管之间磨损模型,对深井套管磨损机理进行分析,研究钻杆本体与套管的接触情况,计算钻杆与套管之间的接触力.讨论了井眼曲率、套管钢级、钻杆轴向拉力、钻井时间对套管磨损的影响.应用所建的模型分析了不同因素对套管磨损厚度的影响,预测了深井套管磨损厚度.     

新型高效抗磨减阻剂在东海油气田的应用

近年来,东海油气田大位移井、大斜度井和水平分支井钻井作业越来越多,钻进过程中的高扭矩、钻杆和套管的磨损已经严重地影响了作业的安全和效率。在这些高难度井中引入了一种新型高效抗磨减阻剂ARDR LUBE-100。ARDRLUBE-100属于有机负离子和有机金属化合物类产品,其主要是以醇、脂等抗磨材料在高温下,通过酯化合成及缩合反应得到的产物,在中间体合成过程中产生了有机金属离子及添加了抗磨惰性离子,通过有机负离子吸附在套管及钻杆表面,可以在管体表面形成滚动摩擦,起到了很好的抗磨减阻作用。室内评价和现场应用表明,该抗磨减阻剂与钻井液配伍性良好,在钻井液中加入1%左右即可将钻井液的润滑系数降低60%,钻具与套管之间的磨损速率降低99.64%以上,抗磨减阻效果明显。      

φ73mm(S135)直连型钻杆的研制及应用

为解决小井眼钻井、小井眼水平井钻井和φ139.7 mm套管开窗侧钻井中输送测井仪器和钻水泥塞的技术难题,研制了φ73 mm(S135)直连型钻杆。其钻杆接头与管体一体化,不需要摩擦焊接,通过减小API规范φ73 mm钻杆的接头外径和设计新型钻杆螺纹,增大了接头外径与井眼的环空间隙,满足在深井中输送测井仪器和钻水泥塞施工的要求,保证了井下安全。现场应用情况表明,该钻杆抗拉、抗扭和密封性能可靠,机械钻速明显提高,钻井施工更加顺利。     

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。     

铁山22井多种复杂同存情况下的钻井技术

铁山22井Ф244．5套管下至井深1154．42m，Ф215．9井眼段长超过3000m，压力系数为静水柱及以下，最低地层压力系数仅0．553。在同一裸眼中发现水层、气显示层和漏层同存，钻井难度较大，钻井至4224m发生产水、溢流、井漏、卡钻等复杂事故10次，通过认真分析井下情况、精细技术措施，顺利钻至井深4224m。     

大位移评价井利斜572井三开钻井液技术

利津油田沙三段为泥页岩,沙四段为大段砂砾岩夹杂灰质油泥岩,易坍塌,钻时慢。地质资料显示,邻井多次发生井漏、井塌与卡钻;且该井井斜超70°,位移为1911 m,对携岩能力要求高,易形成砂桥,卡钻风险极大。利斜572井采用复合盐强抑制防塌体系,利用KCl的晶格固定作用、NaCl的适度絮凝作用和胺基聚醇的强抑制能力,其加量分别为7%、5%、1%,控制较低的固相、膨润土含量和土相分散度,极大地加快了钻进速度,钻井周期比设计节约了近20 d;优化抗高温降滤失材料配方,复配使用2%乳化石蜡、3%聚醚多元醇、3%超细碳酸钙等具有不同作用原理的封堵材料,维护了井壁稳定;密度执行设计下限为1.15 g/cm3,采用近平衡压力钻井,不但没有漏失,而且最大限度地保护了油气层。电测、旋转井壁取心与下套管均一次成功,平均井径扩大率仅为5.20%,且该井全井零复杂情况、零事故。      

ZX105井卡套管事故原因分析及处理工艺

ZX105井是部署在四川盆地川西凹陷知新场构造的首口勘探水平井,目的层为下沙溪庙组,设计完钻井深为3 726 m（垂深为2 506 m）,水平段长为1 001 m。该井二开下套管至井深2 847 m,坐吊卡接悬挂器后活动套管时遇卡。针对ZX105井下套管遇卡技术难题,通过卡套管原因分析,判断本次卡套管类型为压差黏附卡套管,并得出井身结构缺陷是卡套管的主要原因。分析表明,一开套管下深浅,二开下套管遇卡时套管已进入水平段214 m,上部套管没有足够的冲击重量使水平段套管移动,同时井底较高的正压差,是造成本次水平井卡套管的主要原因,由此形成了套管解卡处理思路。该井采用了降低钻井液密度、三次泡解卡剂、环空憋压等手段后,首次实现川西水平井套管解卡成功,为川西中江地区下沙溪庙目的层的开发提供了宝贵施工经验。