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。      

高强度橡胶保护套防磨减扭工具的研制

针对现有防磨减扭工具摩擦副性能较差,使用寿命短的问题,研制了一种以高强度橡胶与金属复合陶瓷涂层为滑动摩擦副的钻井用防磨减扭工具。高强度橡胶常温抗拉强度39 MPa,撕裂强度129 kN/mm,磨耗0.003 cm3/1.61 km,与外表面喷涂金属陶瓷的钢轴形成滑动摩擦副,在以膨润土基浆为循环介质环境下,测得摩擦因数仅为0.068,加入2%粒径为1 mm的石英砂后,测得的摩擦因数为0.2,远低于钢-钢摩擦因数0.35~0.5。加工样机28套并在水平位移3 000 m左右大位移井中进行了现场试验,结果表明,扭矩平均降低20%,性能明显优于同类产品;28套工具出井后,滑动摩擦副仅有轻微划痕和磨损,单套工具可使用1 000 h以上,具有较好的推广应用价值。     

分体轴承式减扭防磨工具设计与安全性分析

在大位移井和狗腿度超标的深直井中,钻柱接头或本体与套管或岩石产生摩擦与碰撞,钻柱承受大的摩擦扭矩,长时间工作后钻柱局部壁厚减薄而导致钻具断裂失效,套管也会发生过量磨损,降低油井寿命。为解决该问题,设计了一种销栓连接分体轴承式减扭防磨工具,工具的轴承及复合套可分别减少扭转和轴向的摩擦阻力,且可吸收横向振动。对φ139.7 mm(51/2英寸)规格工具的主要承载件及易损件进行了安全性分析。结果表明,本体、钢球和螺栓工作安全性高,该工具可用于大位移井和深直井的钻井作业。     

套管磨损防护技术应用研究

在大斜度井及大位移井钻井过程中,钻柱摩阻过大,常常导致送钻困难、顶驱能力超限、钻柱和套管磨损严重等复杂情况,给正常的钻井作业和完井作业带来很大困难。从套管磨损机理分析入手,研究了造成钻柱摩阻增大的主要因素。对各种方案和工具进行对比分析,重点阐述了几种用于减少钻柱摩阻的井下工具的工作原理及其使用条件,指出在大斜度井施工过程中使用减磨接头,能够大大降低钻柱的摩阻和扭矩。现场应用表明,在大斜度试验井施工作业过程中,使用井下减磨工具在钻井过程中可将钻柱扭矩降低10%~30%,减磨效果良好。井下防磨工具在防治大斜度井和大位移井套管磨损方面具有很好的效果和广阔的应用前景。     

旋转式防磨减扭接头的研制

在井斜角或方位角变化大、井眼缩径以及钻具绕井眼轴线公转的情况下,钻具与井壁之间磨损严重,并使钻具产生巨大的反扭矩。研制了旋转式防磨减扭接头,钻井时将该工具接于钻具组合中,既防止钻具与井壁之间的磨损,又减小钻具承受的反扭矩,现场应用效果良好。     

大位移井减扭阻工具的研制

井下的摩阻和扭矩是大位移井设计和施工的两个关键因素,文章针对古巴大位移井的现状,研制了机械式减扭阻工具来减低摩阻和扭矩,提高钻具的使用寿命,提高大位移井的施工质量,完善大位移井钻井工艺技术。详细介绍了机械式减扭阻工具的结构和室内Landmark软件对工具性能的模拟,通过大量的试验数据表明机械式减扭阻工具的使用可以有效地降低钻具的扭矩和摩阻,对钻具受力有着良好的改善功能。     

深井套管防磨技术研究与应用

分析了在深井、超深井、大位移井和水平井钻井施工中套管磨损的原因及对套管强度的影响.详细介绍了套管减磨工具的结构原理、主要性能参数及现场使用情况.现场应用效果表明,工具安全可靠、操作方便,能有效延长油井寿命,减少后期的修套、补套或修井工作.     

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在大位移井、大斜度井、水平井和深井钻井中，或者在狗腿严重度较大的井段以及在技术套管下入后的长裸眼钻井过程中，常常出现套管磨损问题。由此而诱发的套管抗挤强度和抗内压强度降低问题影响了油气井的后续完井测试作业、降低了油气井寿命，严重时还会导致某段油气井报废或整口油气井报废。为此，文章提出分别以水基泥浆、油基泥浆、清水作为润滑介质，用实验手段分别研究了法向载荷、温度、转盘转速、摩擦副材料特性对套管磨损的影响。同时，在对国内外防磨措施进行研究后，指出敷焊耐磨带是一种经济可行的防磨措施，在深井钻井、大位移井钻井和大斜度钻井中应重点推广。     

冀东油田高效降摩减扭工具现场试验成功

<正>2015年5月,冀东南堡油田13-1155大位移井顺利完钻,标志着冀东油田钻采工艺研究院自主研制的高效降摩减扭工具在现场试验中取得成功。近年来,随着冀东油田大位移井的逐年增多,高摩阻、大扭矩已经成为制约大位移井井眼延伸的技术瓶颈。为此,冀东油田钻采工艺研究院通过对比分析国内、外降摩减扭工具的优缺点,结合影响油田大位移井钻井施工过程中摩阻扭矩大     

大港油田埕海2-2人工岛钻井提速提效关键技术

为了解决大港油田埕海2-2人工岛钻井井眼轨迹控制难度大、摩阻扭矩大及区域性漏失严重等问题,在钻井技术难点分析的基础上,从井眼轨迹控制、减摩减扭、防漏堵漏、井眼清洁及井壁稳定等方面入手,开展了钻井提速提效关键技术研究。通过理论研究和新工具、新工艺的应用,有效提高了机械钻速。现场应用结果表明:水力振荡器有效缓解了长稳斜段调整井斜和三维绕障井段调整方位定向托压问题;钻井液高效润滑性能和减摩减扭接箍的合理应用有效降低了钻井过程中的摩阻扭矩;基于"成膜封堵"理论开发的超低渗随钻堵漏剂BZ-ACT防漏堵漏效果显著,且对钻井性能无影响,有效解决了人工岛区域性漏失问题。所得结果为该区块的安全高效钻井提供了技术保障。     

大庆油田油层套管钻井技术研究

在分析大庆油田套管钻井技术中非顸驱条件下的管串连接方式、套管抗扭和连接性能、钻头单井成井率、油层套管完钻后管内测井等难点的基础上，设计了φ177．8nm油层套管钻井、固井及测井工艺，同时研制、配套了φ177．8mm油层套管钻井专用的工具，包括方套转换接头、高抗扭热应力补偿器、防掉水泥式浮箍、高抗扭套管、φ244，5mm钢制PDC钻头等，并详细介绍了其结构、工作原理及技术特性。在葡浅3-更1井和葡浅3-73井φ177．8mm油层套管钻井的成功试验表明，大庆油田油层套管钻井技术能满足现场施工要求，而且与常规钻井技术相比，减少了井下事故，缩短了钻井周期，提高了机械钻速。     

膨胀套管钻井的可行性研究与设想

套管钻井是将标准套管作为钻杆,它省略了下套管工序,减少了起下钻杆和井下事故发生的次数,从而节省了钻井时间。利用膨胀管技术,可在井下将钻井管柱径向膨胀,形成单一井径井眼。膨胀后的生产套管能达到更大的尺寸,从而增加了油井的产量。因为这两种技术的施工程序相似,所以将这两种技术结合来实现膨胀套管钻井在理论上是可能的。复合的思路是用膨胀套管作为钻杆,当钻达目的层深度后将其膨胀。针对这种新型的钻井技术,由于钻井过程中膨胀套管要承受较大的扭矩,而且套管膨胀后强度大幅降低,所以对钻井过程中膨胀套管的抗扭以及膨胀后的抗外挤进行了考虑,并提出了解决的办法。最后,针对膨胀套管钻井的特点提出了其合理的应用范围。     

冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术

为解决冀东油田人工端岛大位移井摩阻扭矩大、携岩困难,馆陶组玄武岩、东营组东二段泥岩和沙河街组泥岩易垮塌,裂缝及断层易漏、深层井段定向托压、套管下入困难等问题,开展了人工端岛大位移井钻井完井技术研究。利用Landmark软件对井眼轨迹、钻井参数、井眼清洁、摩阻、扭矩、钻具和套管下入安全性等进行了分析,研究了钻井液排量、钻井液流变性、岩屑床破坏器安装位置与岩屑床的关系,以及KCl成膜封堵钻井液配合新型润滑、防塌、封堵剂解决定向托压、井漏、井塌问题及降摩减扭接箍的安装位置和安装方法,形成了装备配套、软件预测和优化、润滑防塌封堵钻井液体、井眼清洁、减摩减扭、岩屑床破坏、套管安全下入等技术。冀东油田人工端岛4口水平位移超4 000.00 m的大位移井的钻井完井情况表明,钻井完井周期明显缩短,井下故障得到了有效控制,完钻井最深6 387.00 m,水平位移达4 940.99 m。研究认为,冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术实现了该油田人工端岛油区的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。      

大位移井钻井配套技术专用装备及工具

针对4000m大位移井钻井过程中存在的井深剖面优化困难、轨迹控制难度高、摩阻和扭矩大、管柱下人困难等关键技术和难点,中国石油大港油田公司钻采工艺研究院通过自主研发,集成应用先进技术,形成了4000m大位移井的钻井配套工具,率先完成了国内水平位移超过4000m的大位移井,形成了具有自主知识产权的大位移井井眼轨迹控制技术、减摩减扭等配套工具,以及悬挂筛管完井、下套管完井工艺技术。     

南堡3号构造中深层大斜度井钻井技术

南堡3号构造油藏埋藏深度3 800~4 500 m,受地面条件和地质靶点的制约,主力储层主要采用长位移大斜度井开发。针对该地区储层埋藏深、地层温度高、斜井段长、井壁失稳严重、地层可钻性差、机械钻速低、钻井周期长等技术难题,开展了井身结构及井眼轨迹设计、防磨减扭技术措施、提高泥页岩井壁稳定性的抗高温钻井液性能优化、高效PDC钻头的优化设计及提速工具的现场试验等方面的综合研究。现场应用取得了明显效果,机械钻速提高了39.86%,平均单井钻井周期缩短了38.5%;井径扩大率控制在7%以内,井眼质量得到了明显的改善,实现了该地区水平位移在3 500 m范围内长位移大斜度井安全快速钻井的目标,为加快南堡3号构造中深层沙河街组油藏勘探开发步伐提供了保障。     

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。     

?193.7mm×?139.7mm旋转尾管悬挂器的研制与应用

为解决深井和超深井?139.7 mm小间隙尾管固井质量难以保证的问题,开展了?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器和旋转固井技术研究。针对该规格工具设计空间小的难题,研发了大过流高可靠的坐挂承载机构、高动载的旋转轴承和高抗扭的扭矩传递机构等关键机构,并制定了相应的现场应用措施。内嵌卡瓦坐挂机构的承载能力达900 kN,过流面积较常规机构提高近33%;新型交叉滚子轴承在300 kN动载下的寿命达到6 h以上,扭矩传递机构的抗扭能力达33 kN·m。最终形成了?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器技术,并在羊深1井、鸭深1井和TK874CH井等3口井进行了现场应用。应用结果显示:固井替浆过程中该悬挂器实现了尾管旋转,提高了水泥浆的顶替效率,达到了提高固井质量的目的。?193.7 mm×?139.7 mm旋转尾管悬挂器的成功研制为提高小间隙井固井质量提供了有效手段。     

套管钻井技术应用研究

阐述了套管钻井技术的工艺特点和优点,介绍了套管钻井技术在大庆油田的现场应用情况。现场应用表明,特殊的油层套管钻井工艺、专周转换接头、高扭矩热应力补偿器、防掉水泥式浮箍、特制高抗扭套管及钢体PDC钻头完全满足现场使用要求。     

套管双效防磨技术在川西深井X202井的应用

针对常规防磨接头存在防磨套刚性强易磨损套管、镶嵌防磨套易脱落造成井下故障及安放位置难以确定的缺点,提出采用非金属防磨接头配合钻井液用耐磨减磨剂的双效防磨技术,非金属防磨接头耐磨且对套管磨损小,耐磨减磨剂入井后能够迅速吸附在钻具和套管表面形成高强度低摩阻有机耐磨层。利用计算出的套管内钻柱侧向载荷及现场测出的接头流阻增加值,确定入井防磨接头的数量和位置,根据耐磨减磨剂与钻井液相容性试验结果确定其加量。在X202井的现场试验表明,非金属防磨接头入井连续使用时间超过500 h,平均磨损率仅6.5%,平均返出铁屑量从124.64 g/h降至78.00 g/h,减磨效果显著。研究表明,采取双效防磨措施减缓深井套管磨损具有可行性,为深井、定向井和水平井钻井过程中的套管和钻具防磨提供了新的技术支持。      

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。