水力保护式钻井泵活塞的设计

针对如何提高钻井泵活塞与缸套的寿命问题,提出了改善缸套-活塞摩擦副的工作条件是最有效的方法之一,今采用了水力保护式钻井泵活塞。介绍了水力保护式钻井泵活塞的设计原理与有关的计算方法。     

泥浆泵缸套—活塞磨损失效分析

本文对NB_1-350泥浆泵缸套—活塞摩擦系统和NB_8-600泵双金属缸套进行了失效分析,用扫描电镜和X射线能谱仪对工作表面分别进行了形貌观察和微区成分测定,并辅以光学金相分析。作者认为,缸套—活塞摩擦副的失效是以切削磨损为主的磨料磨损。对于这种磨损失效,硬度是决定其耐磨性的主要因素,其耐磨性和磨损表面形貌也受表层组织及其均匀性、硬化层深度等内部条件以及工况条件如含砂量、泵压和泥浆pH值等的强烈影响。现场试验结果证明,对于试验材料,在泥浆含砂量、泵压、pH值等工况条件基本稳定的情况下,材料表面硬度愈高,缸套使用寿命愈长。     

中国专利文摘

<正> Int.Cl.~4 F04B 15/02 公告号 GG 87 2 04919 实用新型名称 钻井泥浆泵高寿命活塞 设计人 焦时泉等6人(西南石油学院机械系) 一种高寿命的钻井泥浆泵活塞,这种活塞提供了恰当的唇部过盈量,并改变了活塞的根部设计,使活塞的根部起到定位、扶正作用,可防止活塞在运动过程中的偏磨,从而避免了活塞心与缸套直接接触,提高了活塞和缸套的使用寿命。活塞根部上还设计有两道燕尾槽,一道为防污积屑     

泥浆泵陶瓷缸套推广应用的可行性分析和试验

在石油钻井中，高压泥浆泵是石油钻井工作台的“心脏”，缸套是泥浆泵的重要部件。由于工况条件恶劣（泵压17～35 MPa，活塞冲次100～120次／min，摩擦温升70～170℃，碱性pH为9～10，泥浆含砂量3～5％），因此，需要缸套能承受高压、高腐蚀和高磨损。金属缸套不耐磨蚀，使用寿命短，在地层复杂或钻深井时，常需更换而严重影响钻井效率。各钻井队更换时间都在300～500h，造成金属缸套的内径磨损非常严重。每钻1口井至少要更换1次。这不仅严重浪费缸套，而且工人的劳动量很大，给井下安全造成了很大的隐患。     

川南矿区泥浆泵易损件的消耗情况及在使用中提高其寿命的措施

<正> 钻井泥浆泵在高压情况下输送泥浆,且泥浆粘度高、含砂量高,有时还具有腐蚀性,其工作条件极为恶劣。因此,泵的活塞与缸套、阀体与阀座、拉杆与盘根这三对作相对运动的密封件很容易损坏。这三对密封件就是人们通常所说的泥浆泵易损件。在一般情况下,易损件的寿命反映泥浆泵的工作质量。实践证明,泥浆泵的工作质最直接影响钻井的速度、质量     

钻井泵橡胶活塞摩擦及温度特性的研究

本文作者用流体动力润滑理论逆解法对钻井泵橡胶活塞的摩擦特性进行了理论研究,用有限单元法计算了活塞的稳态温度场,并在现场实际工况下实测了三缸单作用泵3NB-80活塞的摩擦力及温度场.理论及试验研究结果均表明:活塞在工作中处于混合润滑状态,泥浆中的特细颗粒能够进入活塞与缸套的接触表面,形成磨砺性磨损.活塞和缸套相对运动过程中所消耗的摩擦功不仅使泵的机械效率明显降低,而且也使活塞的温升达到可观的数值.     

关于三缸单作用活塞钻井泵活塞缸套摩擦副的研究

三缸单作用钻井泵的活塞—缸套的工作条件因有润滑冷却液冲洗而改善,也因负荷冲数增高而加重,故研究该摩擦副的寿命,进一步改进活塞十分重要。为此,在格罗兹内石油管理局(ГрозНефть)的矿区井场上,用2P—500泵进行这方面的试验研究。试验是在泵压为250公斤力/厘米~2,冲数为70冲/分,用高磨砺性泥浆,其密度为1.95——2.05克/厘米~3,温度为50——75℃条件下进行的。     

钻井泵活塞与缸套摩擦磨损失效的系统分析

本文运用系统分析的方法对钻井泵易损件和关键件－活塞缸套副的摩擦磨损失效进行了讨论，指出胶心挤伤、刺伤、冲蚀掉块是活塞的主要损坏形式，整体联结强度低、弹性大、易变形是其根源；摩擦磨损、粘着磨损、三体硬粒磨损、刺伤是缸套的主要损坏形式，硬度低是其根本原因。并由失效分析引出了提高缸套孔壁硬度，改进活塞和进行新型设计的对策。     

仿生凹坑形钻井泥浆泵活塞磨损寿命试验

为提高泥浆泵活塞使用寿命,模仿自然界生物体表形态,在现有泥浆泵活塞表面设计加工凹坑形仿生单元体,在相同的台架试验条件下,对比研究BW-160型泥浆泵仿生活塞与标准活塞磨损寿命情况。结果表明,凹坑形仿生泥浆泵活塞可以显著提高使用寿命,对于BW-160型活塞,仿生单元体可提高活塞寿命至原来的2.19倍;活塞表面的凹坑形结构参数对活塞寿命具有显著影响,凹坑直径、凹坑中心夹角和凹坑深度对活塞寿命的影响依次减小;凹坑直径选取不宜过大或过小;活塞寿命随凹坑中心夹角缩小而增大;凹坑深度较大时,活塞寿命提高较多。分析仿生活塞耐磨机理发现,凹坑形仿生单元体的存在能改变活塞受力情况,增大润滑液存储空间,改善界面润滑条件,降低摩擦副摩擦阻力;同时还能容纳部分磨损磨粒,避免其对摩擦副产生再次刮划。对试验结果进行现场钻井验证试验,对于F1300型活塞,凹坑形仿生活塞与标准活塞相比,寿命提高了93%。     

关于提高钻井泵活塞质量的基本对策

明确指出了钻井泵活塞的平均寿命与工作泵压的２次方及泵速的１次方成反比，少塞芯子法兰与缸套之间的偏磨造成缸套磨出纵向沟槽，进而撕裂活塞皮碗。提出了提高钻井泵活塞质量的４条对策，付储于实践并取得了良好的效益。     

钻井泵橡胶活塞温度场的试验研究

为提高钻井泵橡胶活塞的使用寿命,在现场测试了三缸单作用钻井泵橡胶活塞在三种不同工况下的温度场,结果表明:橡胶活塞的高压密封区温度最高;泵压是导致活塞温升的主要因素,环境温度、钻井液温度和冷却水温度对活塞温升也有一定影响。实测活塞稳态温度场与用有限元法计算出的稳态温度场基本吻合。     

基于AMESim的钻井泵液压系统动态特性仿真

设计液压钻井泵的关键是分析液压系统的动态特性。针对钻井泵液压系统应用系统协同仿真软件AMESim建立了液压系统仿真模型,并分析了钻井泵液压系统的各种工作状态,确定了最佳匹配参数,使得系统和液压元件的设计缺陷在物理成型前就得到优化。结果表明,应用该方案可以使钻井泵流量稳定,无脉动;通过AMESim仿真模型验证本方案在设计布置3个泵缸活塞初始位置、调节缸速比为2时能达到预期目标;为了保证3个活塞缸的协调运动,必须合理地设计开环增益,通过不断验证,找到一个合理的数值。     

井下螺杆增压提速装置关键部件设计

钻井提速是各大石油钻井公司研究的重要方向,油气钻井工程实践表明,提高井底钻头喷嘴射流压力可以大幅提高钻井速度。在分析现有井下增压的基础上,研制了井下螺杆增压装置。该装置以螺杆泵作为动力,通过新型换向机构将旋转运动转换为增压泵的往复运动,成功实现了井底增压;钻头超高压喷嘴射流压力达到80～100MPa,有效地实现了超高压射流钻井,达到了提高钻速、降低钻井成本的目的。     

钻井泵活塞寿命可靠性研究

采用数理统计方法对大庆油田常用的三种钻井泵活塞的寿命分布规律作了研究，应用可靠性理论计算和分析了活塞可靠性指标。同时，为比较和综合评价三种活塞的质量，对活塞寿命方差和均值的差异性作了检验。为探求活塞寿命与各影响因素之间的关系，对清水介质条件下新旧两种标准活塞强化试验数据进行了多项式拟合和分析。研究表明，三种活塞的使用寿命均服从二参数威布尔分布，活塞的失效类型属耗损型。因此，延长活塞寿命的关键是延长活塞的正常磨损阶段。必须从改进设计，提高制造水平和改善使用条件等方面综合提高活塞的耐磨性。     

脉冲式井下增压钻井装置关键参数设计与分析

为了提高深井超深井的机械钻速,降低钻井成本,综合利用脉冲射流和超高压射流钻井的优点,设计了脉冲式井下增压钻井装置。介绍了其结构和工作原理,根据不同钻井状况有针对性地设计关键参数。根据研究,确定高压活塞作用力取为钻压的35%,PDC钻头钻井时高压活塞直径取30 mm,牙轮钻头钻井时高压活塞直径取35 mm,活塞行程根据钻头在井下振动的位移确定,取为25 mm,活塞频率为4和6 Hz,计算得到高压流体排量。由于脉冲式井下增压钻井装置内、外压差作用在传动轴上端面,具有水力加压作用,所以针对不同钻头钻井情况,进行水力加压作用力计算。     

SL-160型液力加压器的研制及应用

在水平井钻井中，随着钻井深度增加，井斜角增大和水平段延长，钻柱与井壁摩擦阻力不断增加，依靠钻柱重力难以给钻头施加足够的钻压。SL－160型液力加压器利用钻柱中循环钻井液的压力，实现对钻头的轴向水力加压，钻压值的大小不受钻柱与井壁摩阻的影响，钻压稳定。较好地解决了水平井、大位移延伸井的钻压施加问题。     

旋转活塞控制式智能开关器的研制与应用

在油井分层测试中使用往复式智能开关器,因结垢造成卡活塞,使开关功能失效,导致分层测试、分层隔采作业无法正常进行。研制了旋转活塞控制式智能开关器,地层流体可通过空心旋转活塞流出,有效防止活塞及阀腔结垢。现场试验2井次,准确地获取了油井各层产能数据,为后期动态措施调整提供了可靠的依据。     

ReelWell钻井方法——一种新的控压钻井技术

ReelWell钻井是一种新的控压钻井技术,主要由双壁钻杆、滑动活塞、双浮动阀等组成.钻井液从双壁钻杆环空泵入井内,并从内部钻杆返回,能够实现钻井液的闭路循环及对井底压力的精准控制.该技术具有井底压力精确控制、钻井液微流量控制、井眼清洗、水力加压钻头、井底压力隔离、保护储层的特征,对于控压钻井、大位移井钻井、海洋深水钻井、无隔水管钻井、尾管钻井,提高钻井安全性与作业效率以及有压力挑战性的地层钻进方面具有较大的潜力和优势.文章详细地分析了ReelWell钻井的系统组成、工艺原理、特点及其应用情况,并建议我国结合实际情况,尽快开展这方面的相关配套钻井技术研究.     

大庆油田深部砂岩储气层钻井液损害及保护

大庆油田深部砂岩储气层岩性胶结致密,孔隙度为5％—10％,渗透率为0.01×10~(-3)—10×10~(-3)μm~2,粘土矿物绝对含量在5％—28％之间。在实验条件下,两性复合离子聚合物钻井液体系对该储层的渗透率损害程度为60％—95％。储层损害以钻井液滤液损害为主,固相损害极小甚至不存在,滤液损害又以水锁损害为主。减小储层渗透性损害的有效途径是:控制静液柱压差低于3MPa,选用优质降滤失剂,将高温高压滤失量控制在10mL以内,并将瞬时滤失量降到最小值。控制滤液性质,降低滤液表面张力,减小水锁损害,将是研究致密砂岩储气层损害的重点。     

定向井滑动钻进送钻原理与技术

定向井和水平井钻进经常采用滑动钻进方式。地面间歇向井内送入钻杆是如何转化成井下钻柱对钻头的推进的？如何减小钻柱与井壁的滑动摩擦力给钻压带来的误差？现有的滑动钻进送钻技术各有什么优缺点？这些都是业界关心的问题。为此,把钻具送到井底并加上钻压,暂停地面送钻操作的工况作为研究区间,分析了井底的钻柱弹性、水力振荡器和液力推进器3种送钻原理。阐述了带井下动力的钻具组合、带水力振荡器的钻具组合和带液力推进器的钻具组合的滑动送钻技术,给出了地面钻进参数与井底钻进参数的关系。进而比较了3种送钻技术的特点：带井下动力的钻具组合在井底是依靠钻柱的弹性推动钻头前进;带水力振荡器的钻具组合依靠其产生的水力振动来降低钻柱与井壁间的滑动摩擦力,改善钻压传递效率;带液力推进器的钻具组合在其工作钻压区间,依靠活塞推动钻头前进。结论认为,带液力推进器的钻具组合滑动送钻技术最优,钻压可调、平稳,液力推进器可串联使用,钻进时可以活动上部钻柱。