基于R-S模型的微小井眼钻井连续油管内钻井液流阻计算分析

微小井眼连续油管（CT）滑动钻井技术是一项易于实现钻井信息化、自动化和智能化的高效、低成本、环保的新型钻井技术，有广泛的应用前景。但微小井眼钻井使用的CT内水眼直径小，钻井液的流阻大。针对该问题，运用数值模拟方法，使用R-S模型计算微小井眼钻井在滚筒上和井筒中CT内钻井液流阻，分析微小井眼钻井CT内钻井液流阻与CT内水眼直径、循环流速、CT长度或井深、滚筒直径、钻井液密度等参数的定量变化规律。结果表明：微小井眼CT钻井技术可使用的CT管柱外径为44.45～73.03mm，可使用的钻井液流速为2～3m/s。该研究结果对于推动微小井眼CT钻井技术在中国的推广使用有一定理论意义。     

基于赫-巴模型的微小井眼连续油管钻井环空流阻计算分析

微小井眼连续油管（简称CT）钻井井眼直径小,井眼环空中钻井液流阻较大,严重制约微小井眼CT钻井的推广应用,根据微小井眼CT钻井特点,运用非牛顿的赫-巴流体循环流阻计算模型,分别计算不同外径、不同长度的CT在不同偏心度情况下钻Φ89.0mm井眼时的环空流阻,研究微小井眼CT钻井环空流阻随CT外径、长度、井眼偏心度、流速等参数的变化规律。结果表明：使用外径为25.4～73.0mm的CT钻井,推荐CT环空钻井液流速为0.54～3.10m/s。该研究可解决微小井眼CT钻井循环流阻较大的问题,推动微小井眼CT钻井技术的应用与发展。     

基于双曲模型微小井眼连续管环空流阻计算分析

国内对环空流阻的研究大多是针对常规井眼钻井,完全针对?89.0 mm微小井眼CT钻井的环空流阻计算的研究相对较少。鉴于此,以?89.0 mm微小井眼为例,基于不同的连续管管径、连续管井深、环空流速和偏心度等参数,采用数值模拟的方法,运用双曲模型对微小井眼连续管环空流阻进行计算分析,得出微小井眼连续管环空流速随连续管管径、井深、流速、偏心度的变化规律,从而实现对微小井眼连续管环空流阻与各个参数相互关系的定量描述。分析结果表明:连续管钻井过程中采用较小尺寸连续管、保证携岩下的较小流速可有效降低连续管环空流阻;通过现场试验与计算的对比分析,优选了满足地面额定泵压与携岩最小流速条件下的最佳流速范围。研究结果可为解决微小井眼连续管钻井流阻大的问题提供参考。     

考虑岩石尺寸效应的井壁稳定性分析

从岩石强度的尺寸效应出发,初步探讨了小井眼和微小井眼的井壁稳定性特点.一般情况下,当井眼尺寸减小时,坍塌压力随之降低,破裂压力随之增加.实例分析表明,小井眼钻井的地层坍塌压力所对应的钻井液密度比常规井眼钻井低1%～9%;破裂压力所对应的钻井液密度比常规井眼钻井高1%～7%.微小井眼钻井的上述两个密度比常规井眼钻井分别低9%和高7%以上.换言之,小井眼和微小井眼钻井的安全密度窗口范围增大.     

微小井眼CT钻井牵引器系统结构设计

针对微小井眼连续油管（CT）滑动钻井技术在井眼中不旋转、井下遇阻严重、送进困难、钻压无法施加等难题,设计了一种微小井眼CT滑动钻井井下电控液压驱动牵引器。该牵引器主要包括上卡瓦支撑与牵引系统、中心滑管总成、控制系统、下卡瓦支撑系统,采用电控液压回路实现钻井液压能牵引驱动,适用于小井眼,灵活性和稳定性好,牵引过程能保证正常的钻井液循环,柔性弯曲适应能力强,能实现双向牵引和断电保护,能顺利下入和取出CT管柱,解决了因井下CT摩阻较大,下入和取出困难、钻压难施加等技术难题。     

微小井眼电机驱动CT牵引器控制系统设计

微小井眼连续管(CT)井下作业技术在钻井、测井、修井、完井、气举采油等方面优势突出,但因微小井眼直径小,CT在井眼中不旋转,井下遇阻严重,送进困难,严重影响该项钻井技术的应用与推广。在分析国内外牵引器研究现状的基础上,设计了一种微小井眼井下电机驱动CT牵引器控制系统。该系统直接利用4个伺服电机驱动与控制牵引器牵引井下CT下入和取出,减少了利用循环液驱动时对液压能的依赖性和利用循环液压阀来控制管路的复杂性,节省了液压管路的空间,使作业过程能正常循环井底液体。CT牵引器控制系统适用于小井眼井下牵引作业,稳定性好,牵引灵活,牵引速度快,解决了因井下CT摩阻较大,下入和取出困难等技术难题,增加了CT在井下的延伸长度,将促进我国微小井眼CT井下作业技术发展。     

微小井眼水力加压器结构设计及钻压计算

微小井眼钻进过程中,连续管的直径小、刚度低,采用传统的钻铤施加钻压不能满足钻井需要,为此设计了一种用于88.9mm井眼的微小井眼水力加压器。综合考虑井下马达、水力加压器以下钻柱与井壁的摩擦力、水力加压器运动部件与缸体内壁的摩擦力等因素对井底钻压的影响,建立了水力加压器串联在井下马达上方时井底钻压计算模型,通过对模型的求解可以得到钻井液流量、喷嘴直径与钻压关系曲线,为水力加压器在微小井眼钻进中的应用提供了理论依据。     

钻井取心用液动投球装置研制及应用

钻井取心作业前需开泵大排量循环钻井液冲洗内筒,保证内筒无沉砂,有利于岩心顺利进入取心工具内筒,内筒清洗完毕后需从井口钻具水眼内投入密封钢球,并沿着钻具水眼进入取心工具单流阀座,达到封堵取心工具内筒流道的目的,在取心钻进过程中,阻止钻井液直接冲刷内筒中的岩心,从而影响岩心收获率。文章介绍了一种钻井取心用液动投球装置,通过改变钻井液排量打开藏球室,快捷、简便地实现投球坐封取心,并解决了钻具组合中装有内防喷工具无法实现井口投球的问题,大幅度提高了钻井取心作业效率。     

大位移井摩阻扭矩监测方法

对于井下摩阻扭矩的监测和控制是事关大位移井钻井成败的关键,但目前对摩阻扭矩的分析还停留在预测阶段,而随钻过程中对其的实时监测和分析尚不成熟。为此,在摩阻扭矩预测分析的基础上,开展了摩阻扭矩的实时监测方法研究:钻进过程中,连续记录接立柱时上提钻具、下放钻具和旋转提离井底时的大钩载荷,记录不同井深条件下复合钻进扭矩值和旋转提离井底扭矩值;将所记录的值标注于摩阻扭矩监测图版上,形成实时监测数据与理论计算数据的对比曲线,并将其用于评价井眼清洗程度、井眼缩径、垮塌等井下情况,及时地掌握钻井液性能变化、井眼轨迹光滑度、减摩降扭工具的使用情况。桩129-1HF井现场监测试验结果表明,在摩阻扭矩较大的井段及时采取循环钻井液、短起下钻、调整钻井液性能、增加润滑剂含量、优化钻具组合等措施,控制摩阻扭矩效果良好,保证了该井安全顺利完钻。结论认为,所建立的摩阻扭矩实时监测方法可为大位移井安全优质高效钻进提供有力的技术支撑。     

肯基亚克盐下油田小井眼取心技术

哈萨克斯坦肯基亚克盐下油田油层埋藏深,地质条件复杂,特别是更改为四层井身结构后,?149.2 mm小井眼高密度钻井液钻进,更增加了勘探开发难度,也给该地区钻井取心作业造成了极大困难。为克服肯基亚克盐下油田地质条件复杂、钻井液密度高等技术难题,通过分析盐下油藏地层规律,结合该区块钻井技术特点,研制了小直径高强度取心工具。通过采用带扶正机构的铝合金内筒和密封轴承提高了内筒稳定性,通过采用新型取心钻头,增加篮式岩心爪和防钻井液倒返装置,提高了取心作业效率和取心收获率。现场应用表明,该技术能够有效克服该区块钻井取心技术难题,取心效果提升明显,值得进一步推广应用。     

连续管幂律流体流动及压降影响因素分析

幂律流体是石油工程领域应用非常广泛的非牛顿流体,为了研究其在连续管螺旋管段的复杂流动状况和压降变化,基于Fluent软件模拟了幂律流体在螺旋管内的流动,分析了管径、滚筒直径、入口速度、流体密度、流体稠度系数以及幂律指数对压降的影响,得到了截面上的压力和速度分布,总结出了螺旋管压降随各个参数的变化规律:在直管段截面压力和速度呈同心圆状规则分布,而在螺旋管截面压力和速度则向外凹陷;螺旋管的湍流核心区较直管段减小,说明曲率增大导致黏性力的作用范围变大;油管压降随入口速度、流体密度、稠度系数和幂律指数的增大而增大,其中幂律指数的影响比稠度系数大得多;压降随管径的增大而减小,滚筒对压降的影响可以忽略;当流速很高时,为了减小压力损失,保证平稳流动,应在保证所需井下压力的基础上选择管径稍大的油管。研究结果可为现场确定连续管和流体的相关参数提供理论指导。     

Drag reduction characteristics in straight and coiled tubing — An experimental study

An excessive friction pressure loss due to the small tubing diameter and curvature (which is believed to cause secondary flow) of Coiled Tubing (CT) often limits the maximum obtainable fluid flow rate in most CT operations. Good drag reduction property becomes a desirable quality for drilling, completion and workover fluids for CT applications. Yet, the drag reduction phenomenon in coiled tubing has not been well understood.This paper presents an experimental study of drag reduction performance of commonly used drag reducing agent, high molecular weight, anionic, AMPS copolymer (Nalco ASP-820) in straight and coiled tubing. The flow loop used consisted of three 1/2-in. OD coiled tubing reels with curvature ratios of 0.01, 0.019, and 0.031. A 1/2-in. OD, 10-ft straight section was also included to compare the drag reduction behavior between straight and coiled tubing. Various concentrations of drag reducing fluid were tested. The optimum concentration was then determined from the results of drag reduction exhibited by the fluid. The differential pressure versus flow rate data were reduced in terms of Fanning friction factor and solvent Reynolds number for estimating drag reduction characteristics.The results show that the drag reduction in coiled tubing are significantly lower than in straight tubing. As curvature ratio increases, the drag reduction decreases. A new drag reduction envelope (which is parallel to the Virk's envelope for drag reduction in straight pipes) is proposed to evaluate the essential characteristics of drag reduction in coiled tubing. The test data plotted on this new envelope clearly show the delayed onset of drag reduction and the effects of curvature and polymer concentration on drag reduction.Presently, the correlations for accurately predicting drag reduction characteristics of a commonly used drag reducing fluid in coiled tubing are non-existent. In this study, new drag reduction correlations are developed that can be used for the engineering design of coiled tubing hydraulics. The correlations are also evaluated using the experimental data from full-scale coiled tubing flow experiments and results showed the good agreement with the predictions from the developed correlations.     

Friction pressure correlations for turbulent flow of drag reducing polymer solutions in straight and coiled tubing

Accurate determination of friction pressure losses of dilute drag reducing polymer solutions remains to be a challenge in many practical applications. These include a wide variety of hydraulic operations performed on a daily basis in the oil and gas industry. Most drilling, completions, and stimulation jobs require pumping fluids at high flow rates, which in turn generates high frictional pressure losses, enhanced by the use of small diameter tubing or coiled tubing. Curvature in this latter is believed to generate secondary flows and thus extra flow resistance. Therefore, good drag reduction characteristics of fluids are desirable.In this study, energy dissipation by eddies in turbulent flow of viscoelastic fluids is assumed to be the mechanism causing drag reduction. Various concentrations of Nalco ASP-700 and Nalco ASP-820 dilute polymer solutions are tested at ambient temperature in laboratory-scale and full-scale flow loops installed with straight and coiled tubing sections exhibiting different values of diameter, curvature ratio and pipe roughness. In addition, flow tests are conducted at 100 °F and 130 °F using the laboratory-scale flow loop.Effects of concentration, temperature, curvature ratio, and pipe roughness on drag reduction are discussed in light of Fanning friction factor versus solvent Reynolds number plots. Results show that drag reduction in coiled tubing is lower than in straight tubing. As curvature ratio increases, drag reduction decreases. The effect of increasing temperature is to decrease drag reduction in straight tubing and increase it in coiled tubing. In turn, the effect of increasing pipe roughness is to slightly decrease drag reduction in straight tubing up to a certain Reynolds number value and then it starts to increase. For coiled tubing, the effect of increasing pipe roughness is to decrease drag reduction.In this study, generalized correlations for the prediction of drag reduction in dilute polymer solutions flowing in straight and coiled tubing are developed on the basis of the energy dissipation of eddies in turbulent flow field and a shear rate dependent relaxation time. In addition, correlations are validated using experimental data for a low concentration guar fluid flowing through full-scale flow loop.     

超临界CO_2连续油管钻井可行性分析

超临界CO2流体具有接近于气体的低黏度和高扩散系数,同时具有接近于液体的高密度。与氮气、空气、液体、充气液、泡沫等钻井流体相比,超临界CO2流体的密度变化范围较宽,这一特性使得超临界CO2为井下马达提供足够扭矩的同时,还能保证井底的欠平衡状态。即使超临界CO2流体侵入储集层,也不会对其造成伤害,相反还能进一步增大储集层孔隙度和渗透率,降低流动阻力,提高采收率。同时超临界CO2射流破岩速度较水射流快得多,而且破岩门限压力也非常低,在利用连续油管进行超临界CO2喷射钻井时,可大大降低连续油管钻井系统的压力,扩大连续油管的作业范围,更适合小井眼、微小井眼、超短半径水平井、复杂结构井等钻井。超临界CO2连续油管钻井将为钻井带来一次全新的技术创新,也将成为特殊油气藏开发的高效钻井技术。图10表1参15     

油气钻井岩屑沉降阻力计算模型

油气钻井过程中,破碎的岩屑在井筒钻井液中存在着自由沉降的现象,为了防止和避免岩屑沉积造成沉砂卡钻等井下安全事故,需要研究岩屑颗粒的沉降规律、预测岩屑沉降的末速度。为此,基于Stokes定律和Newton-Rittinger模型,提出了黏性阻力占比系数与压差阻力占比系数的概念,应用最小二乘法对实验数据回归得到阻力占比系数方程,分别推导出岩屑颗粒在牛顿流体与幂律流体中沉降时非斯托克斯区域的阻力计算模型,并通过该模型依据沉积实验数据对岩屑颗粒的沉降末速度进行计算和分析。研究结果表明:(1)岩屑颗粒在幂律流体中沉降时,所受到的黏性阻力和压差阻力不仅与颗粒雷诺数相关,而且还与流性指数及稠度系数相关;(2)岩屑颗粒在牛顿流体中沉降,当颗粒雷诺数小于2.944 6时黏性阻力大于压差阻力,当颗粒雷诺数大于2.944 6时压差阻力大于黏性阻力;(3)颗粒雷诺数小于1.11时岩屑沉降主要考虑黏性阻力,颗粒雷诺数介于1.11~500时岩屑沉降受到黏性阻力与压差阻力的共同作用,颗粒雷诺数大于500时压差阻力在岩屑沉降中占主导作用。结论认为,借助于该计算模型,当钻井液为牛顿流体时,可以预测颗粒雷诺数介于0~105的岩屑沉降末速度;当钻井液为幂律流体时,可以预测颗粒雷诺数介于0~105、流性指数介于0.062 3~1的岩屑沉降末速度;上述范围能够满足钻井工程中对于岩屑沉降速度进行预测的需求。     

超深井生产测试用连续管的安全性评价

连续管具有起、下速度快,能实现钻井液连续循环,易于实现钻井自动化和智能化等优点。但由于存在管径小、管壁薄、使用寿命短等问题,有必要对连续管在超深井内工作时的工作安全性进行预估与评测。结合工程实例,用有限元分析方法对现有QT900连续管在超深、高温高压井内生产测试作业进行安全性评价。评价结果表明,现有QT900连续管在超深、高温高压井中测试作业时的工作安全性很低,特别是当连续管内、外压差过大时,可采用向连续管内注入高压液氮等措施使连续管内、外压差趋于平衡,提高连续管作业安全性。     

连续油管新型钻塞胶液在JY25-1HF井的应用

在连续油管钻磨桥塞施工中,由于连续油管设备及钻塞液的限制,钻屑难以返出井口,易出现憋泵、卡钻等复杂情况。为此,对现有连续油管钻塞液进行优化改性,引入多糖类高分子化合物为流型改性剂,通过材料优选及性能对比,研发出新型钻塞胶液。通过判别,该新型胶液属于幂律流体,计算得出,原钻塞胶液在管柱内和环空内均为紊流,循环压耗均为0,而新型钻塞胶液在管柱内为紊流,在环空内为层流,而循环压耗分别为1.7 MPa、0.116 MPa。新型钻塞胶液在涪陵JY25-1HF井连续油管钻磨桥塞施工中进行了试验应用,在注入10 m3时循环泵压最高,为1.80 MPa,与理论计算结果基本吻合,误差在1.80%。应用效果表明,新型钻塞胶液综合携带能力显著提高,携带量提高了2倍以上,值得进一步推广应用。      

基于非等温三相流模型的欠平衡钻井井底压力预测

考虑欠平衡钻井中钻屑的影响以及由于地层和钻井液之间热量传递导致的温度变化,应用气-液-固三相流模型来模拟井筒流体,计算井筒温度和压力分布,分析不同参数对环空内流体压力和温度分布的影响.研究表明,与两相流模型及其他考虑地温梯度的三相流模型相比,考虑传热的非等温三相流模型能够更加准确地预测欠平衡钻井井底压力.井筒内黏性耗散...     

钻井机器人的连续油管钻压和钻速控制模型

连续油管钻井机器人利用机身内外的钻井液压力差作为动力源，可在牵引连续油管的同时加载钻压。以钻井机器人为基础，建立连续油管钻柱动力学模型，并推导出通过钻井液排量控制钻压和钻速的单参数控制数学模型；对钻井机器人引入调速回路，建立具有调速功能的钻柱动力学模型；在溢流阀调定压力大于机身内外压差时，推导出利用钻井液排量和节流阀流通面积两种参数控制钻压、钻速的数学模型，在溢流阀调定压力小于机身内外压差时，推导出利用钻井液排量、节流阀流通面积和溢流阀调定压力3种参数控制钻压、钻速的数学模型；以11.43 cm（4.5英寸）井眼为例，对上述3种数学模型进行了分析。分析结果表明：钻压、钻速随钻井液排量的增加基本呈线性增加，在钻井液排量大于0.005 m³/s时，钻井机器人能够向前爬行，在钻井液排量大于0.005 7 m³/s时，钻头能够正常钻进；调节节流阀流通面积和溢流阀调定压力，可以在一定范围内无级调钻压和钻速；3种控制方法相结合，可以实现小排量、大钻压，及大排量、小钻压等钻井参数的控制。以控制模型为基础，针对不同井下工况建立钻进工艺的专家数据库，以钻井机器人为"大脑"，结合井下随钻测量数据就能够实现闭环控制，自动钻进。