套管钻井（共7篇）
套管钻井 篇1
套管钻井技术是区别于常规钻井技术的一项钻井新技术, 套管钻井过程中, 不使用钻杆, 而将套管作为石油钻井的钻杆, 用套管给井下钻头施加压力, 传递井口扭矩。同时利用套管传递钻井液水力能量, 保证钻井的正常进行。钻进过程中, 井下钻具安装在套管柱的下部。套管钻井技术实现了钻井和下套管作业的同时进行, 井下工具和钻头的下放和上提都是在套管内部完成的。和常规普通的钻井技术相比, 套管钻井技术不需要钻杆, 钻头的上提和下放利用钢丝绳在套管内部完成的, 如果要进行更换钻头作业, 则只需要利用钢丝绳将其起出即可, 而不需要将整个套管柱起出。由于钻进过程中套管一直在钻井井筒内, 降低了发生卡钻、喷漏等钻井事故的概率, 极大的增加了钻井的安全性能。套管钻井技术是一项新兴的钻井技术, 由于不需要使用钻杆和钻铤, 因此可以节省大量的石油管材。同时还不需要重新下套管作业, 可以有效的减少钻井所用的时间, 因此套管钻井技术具有广阔的应用开发前景。
一、套管钻井技术原理分析
套管钻井技术不需要常规钻井中钻杆和钻铤, 但是钻井过程中使用的泥浆循环系统、水力系统、井口设备等方面, 和常规钻井技术是相同的。在利用套管技术钻井过程中, 套管承担了常规钻井中钻杆的作用, 套管在井口动力装置的驱动下, 可以实现上提、下放、旋转等。井下钻头动力也是通过套管来传递的, 钻头的直径要比套管的内径小一些。钻进过程钻头旋转开始形成井眼, 但是由于钻头的直径较小, 形成的井眼直径无法实现套管的下放作业, 因此需要在井下钻头的上部, 安装能够伸缩的扩张钻头。在下入常规钻头的同时, 同时将扩张钻头下入, 此时扩张钻头处于收缩状态, 当钻头下入完毕后, 扩张钻头张开, 和井下钻头同时工作, 从而形成能够下放套管的井眼。钻井过程中, 泥浆在地面经过泥浆泵加压后, 从套管的内部向下流向井底钻头, 再从套管和井壁之间的环空中上返, 同时将钻头产生的岩屑携带上来。井下钻头和套管柱下部的井下工具连接, 而井下工具通过锁紧装置和套管底端锁紧连接, 并通过钢丝绳和井口的动力装置相连接。如果要更换井下钻头, 首先井下工具和套管柱底端之间的锁紧装置松开, 地面的动力系统开始拖动钢丝绳上提, 钢丝绳带动井下工具和钻头同时上提, 上提至井口后完成钻头的更换。更换完毕后, 利用地面动力装置, 通过钢丝绳将井下工具和钻头下放至井底, 在套管柱的底部, 井下工具和套管再次被锁紧。
套管钻井技术和常规的钻井技术不同之处还包括套管钻井技术需要利用特制的钻机。套管钻井钻机可以单独设计制造, 也可以在常规钻机的基础上进行改造。套管钻井过程中, 需要利用顶驱装置驱动井下套管的旋转, 为了能够实现井下钻具和钻头的起升和下放, 需要加装特制的钢丝绳系统。在钻进过程中, 井下钻头既能够穿过套管, 同时还能够钻出和套管外径相当的井眼。常规的测井仪器在套管钻井中不能够使用, 套管钻井钻进时, 只能够进行随钻测井, 而且套管钻井技术的造斜率要比常规钻井的高很多。套管钻井实验的结果显示, 套管钻井技术比常规钻井技术, 要节约钻井支出百分之十左右, 如果地层容易钻进, 而且钻井过程中不发生事故, 利用套管钻井技术可以节约钻井成本的百分之三十左右。对于地层容易坍塌的井, 套管钻井技术更凸显了自身优势。由于不用起下钻杆, 套管始终和井壁接触, 大大的减小了井壁坍塌的概率, 发生卡钻的概率也得到有效的降低。在定向井、取心等钻井特殊作业时, 如果利用套管钻井技术替代常规钻井技术, 其钻进的效率可以提高到五倍左右。
二、套管钻井技术的优势分析
套管钻井技术是一项钻井的革命技术, 和常规钻井相比具有显著的优势。首先利用套管钻井技术可以有效的减少建井周期。在常规钻井中, 需要花费大量的时间来进行起下钻作业, 而套管钻井则不需要, 这样就可以节省大量的起下钻作业时间。对于易坍塌、盐膏层等复杂地层, 套管钻井有效的减少地层坍塌、膨胀等造成钻井事故的概率。套管钻井时, 套管一直处于钻井井筒内, 有效的避免了由于钻柱的运动, 而造成的钻井液抽吸作用, 提高了钻井井筒的井壁稳定性, 对于防止井喷具有较好的作用。套管钻井过程中可以保证钻井液是一直循环的, 减少了岩屑沉积等钻井问题的出现。在相同井眼尺寸下, 套管钻井的内径要比钻杆的内径大很多, 钻井液在套管内压力损耗要比在钻杆内小很多, 循环压耗的减小, 提高了井下钻头的喷嘴压降, 提高了钻井液的射流速度, 改善了井底流场。套管外部环空中, 套管钻井的环空要小, 钻井液在套管和井壁环空中流动速度会增大, 提高了钻井液的携岩能力。套管钻井的钻机可以是车载形式的, 灵活性高, 易于搬迁, 安装使用简单, 同时也会有效的降低钻井工人的劳动强度。套管钻井的钻机结构要比常规钻机简单很多, 钻台上可以不用设置钻杆的放置区域, 套管钻井钻完一根套管后, 可以再从地面取另一根套管, 钻井架的高度也不需要很高, 由于钻台上不需要放置钻杆, 因此钻台不会承受钻杆的重量, 所以钻台的重量载荷会小很多。套管钻机易于操作, 钻机的运行成本少。
结束语
套管钻井技术作为一项革命性的钻井新技术, 和常规钻井技术相比具有许多优势, 有着广阔的推广应用前景。套管钻井技术不需要钻杆和钻铤, 可以节省大量的石油管材。井下工具通过锁紧装置和套管底端锁紧连接, 利用钢丝绳和井口的动力装置相连。套管钻井技术和常规钻井技术相比, 可以节约钻井成本百分之十左右。在地层容易坍塌的井中, 套管钻井技术更凸显了自身优势。套管钻井技术可以有效的减少建井周期, 还能提高钻井井筒的井壁稳定性, 增强了钻井液的携岩能力。通过研究促进了套管钻井技术的推广和应用。
摘要：随着石油钻井技术的不断发展, 研究新型高效的钻井技术已经成为目前研究的热点和重要方向。套管钻井技术是一项新型的钻井技术, 对传统的钻井技术具有革命性的意义。套管钻井技术可以有效的降低钻井的成本, 提高石油钻井的机械钻速, 降低钻井事故发生的概率。文章通过调研, 分析了套管钻井技术的原理, 介绍了套管钻井技术优势。通过研究对于套管钻井技术发展具有积极的意义。
关键词：套管,钻井,原理,优势,经济,钻速
参考文献
[1]黄志潜.再谈套管钻井技术及其装备[J].国外石油机械
[2]陈维荣.套管钻井系统的开发改进了钻井过程[J].国外油田工程, 2001.
谈套管钻井技术在钻井现场的应用 篇2
1 套管钻井应用的范围
1.1 套管钻井适用于油层埋藏深度比较稳定的油区。
由于套管钻井完井后直接固井完井, 然后射孔采油, 没有测井工艺对储层深度的测量、储层发育情况的评价, 故此要求油层发育情况及埋藏深度必须稳定, 这样套管钻井的深度设计才有了保证。
1.2 适用于发育稳定, 地层倾角小的区域。
由于套管钻井过程中不可避免地存在井斜, 井斜影响结果就是导致完钻井深和垂深存在差异, 井斜越大, 这种差异越大。而地层倾角的大小、裂缝、断层等的发育情况, 对井斜的影响起着重要作用。因此设计套管钻井区域地层倾角要小, 裂缝、断层为不发育或欠发育, 才有利于套管钻井中井斜的控制。
2 套管钻井中的准备条件
就位钻机基座必须水平, 为设备平稳运转及钻井过程中的防斜打直创造良好的条件。
套管钻井中所选择套管必须是梯形扣套管, 因其丝扣最小抗拉强度是同规格型号圆形扣套管的2倍左右, 能有效增大套管钻井过程中的安全系数;其次梯形扣套管, 便于操作过程中上卸扣钻头优选条件必须满足施工中扭矩尽可能小, 水马力适中的原则。根据扭矩的情况, 可以考虑选择牙轮钻头和PDC钻头。因牙轮钻头数滚动钻进, 能有效减少转盘及套管扭矩, 但其要求钻压较大, 不利于套管柱的防斜。PDC钻头需钻压小, 一般 (20-60KN) , 钻进速度较快, 套管柱所受弯曲应力小, 扭矩小, 符合选择要求。在选择钻头的同时, 还要求选好水眼。水眼过小, 总泵压高, 对套管内壁冲蚀严重, 长时间高压容易损坏套管;水眼过大, 钻头处冲击力低, 将影响钻井速度。
3 套管钻井施工中需注意几方面问题
3.1 井斜控制问题
套管钻井过程中, 井斜控制是首要问题, 井斜直接影响到所钻井眼的垂直深度。也就是说油层的埋藏深度与所钻实际深度能否相稳合, 关键取决于井斜。控制钻压10-30KN合理范围内钻进。由于套管钻井时, 套管柱中没有钻铤和扶正器等, 在加压过程中, 套管柱受压极易弯曲导致井斜。因此钻井过成中要严格控制钻压, 从这个角度讲, 选择PDC钻头更适合于套管钻井。转盘转速控制为低转速, 一般控制在60-120r/min内, 低转速钻进过程, 有利于套管柱的稳定, 有利于井斜的控制。井架基座安装平直, 保证开钻井口垂直, 加强中途测斜监控, 一方面便于了解控制下部井斜控制情况, 另一方面便于计算垂深。
3.2 套管保护问题
套管钻井完井后, 套管柱直接留在井内, 因此对套管保护很重要。要使用套管丝扣胶。套管依靠丝扣密封, 在套管钻井过程中, 要使用套管专用胶, 保证丝扣部位密封可靠, 联接牢固。套管防腐问题。套管钻进时, 由于旋转, 外壁受到磨损, 其外防腐层容易脱落。内壁受到钻井液的冲刷, 内防腐层也受到冲蚀。一是要求用于钻井的套管, 做好内外涂层防腐;二是钻井中采用低转速小钻压钻进, 有利于减少套管外壁的磨损, 三是采用增大钻头水眼尺寸, 降低管内泵压, 减少钻井液对套管内壁的冲蚀。
3.3 钻井参数控制
钻压控制在10-30KN。一是有利于防止套管弯曲引起井斜;二是有利于减少套管扭矩, 防止钻进过程中出现套管事故。
转速控制压60-120r/min。其优点是: (1) 减少套管柱扭矩; (2) 低转速钻进, 有利于减轻套管柱外壁与井壁之间的磨损。
总泵压控制在6-7MPa以内。一是减少钻井液对套管柱内壁冲蚀;二是减少对回压凡尔的冲蚀磨损。
3.4 完井工艺过程控制
钻头上部、套管柱底部安装回压凡尔, 有利于固井施工后能实施敞压侯凝。完钻后要处理好钻井液的粘切性能, 并充分循环洗井, 为提高固井质量做好准备。固井施工采用压塞碰压固井, 碰压后试压, 并尽可能敞压侯凝。如果敞不住压, 可实施蹩压侯凝, 所蹩压力为最大替压三分之一左右, 并分别在3小时后放掉50%, 8小时后放尽。
4 结论与建议
4.1 套管钻井在大庆地区目前适用于700米以内, 且地层稳定区域。
4.2 由于受到井斜的影响, 套管钻井井深受到限制。如何扩大套管钻井深度需要在钻压、转速、钻头选型、施工工艺等各方面进一步优化。
4.3 套管防腐与耐冲蚀问题还有待进一步解决。
4.4 固井工艺有待进一步与套管钻井工艺进行有机结合, 着重解决固井质量问题。
4.5 套内测井技术, 油、气、水判别技术有待进一步发展, 以满足套管钻井技术进一步发展。套管钻井范围进一步扩大的需求。
摘要：随着油田进一步开发, 勘探与钻井技术进一步发展, 套管钻井技术逐步提到议事日程。尤其是通过勘探开发的结合, 人们对地下油藏认识进一步加深, 从钻井成本、工期、地下油气层的污染角度, 套管钻井技术有着较广泛的发展前景。
浅析套管钻井技术分析及应用 篇3
1、套管钻井适用于油层埋藏深度比较稳定的油区。
由于套管钻井完井后直接固井完井,然后射孔采油,没有测井工艺对储层深度的测量、储层发育情况的评价,故此要求油层发育情况及埋藏深度必须稳定,这样套管钻井的深度设计才有了保证。
2、适用于发育稳定,地层倾角小的区域。
由于套管钻井过程中不可避免地存在井斜,井斜影响结果就是导致完钻井深和垂深存在差异,井斜越大,这种差异越大。而地层倾角的大小、裂缝、断层等的发育情况,对井斜的影响起着重要作用。因此设计套管钻井区域地层倾角要小,裂缝、断层为不发育或欠发育,才有利于套管钻井中井斜的控制。
二、套管钻井技术的目的
套管钻井的目的是降低钻井成本,提高钻井效率以及用随时对钻完的井眼下套管完井的方式来把井下复杂问题减小到最低程度。套管钻井系统采用一种完全不同于常规油气井钻井的方式。在常规钻井工艺中,使用的是由钻铤和钻杆组成的钻柱来向钻头施加机械能以及为钻井液提供水力通道。当需要换钻头或下部钻具组合(BHA)以及钻达设计深度时,要把钻杆从井中提出。而套管钻井系统对常规钻机稍加改造或者使用比常规钻机小得多的车载钻机,使用标准的油井套管把机械和水力能量传递到钻头。钻进时使用了锁定在套管中的可回收式下部钻具组合或者一个钻头钻到目的层的方式,从而节省钻进时间,并减少了井下复杂情况。
三、国内外套管钻井系统
目前国外套管钻井系统主要有Tesco及Weatherford公司两种系统。
Tesco套管钻井系统以常用的油田生产套管作为钻杆同时进行钻井和下套管作业。钻具组合上部的钻井锁(DLA)把钻具与套管进行机械连接(轴向和扭矩)和液压密封。可回收式钢丝绳井下钻具组合连接在套管的底端,在下部钻具组合的最下部是外径小于套管的领眼钻头和扩孔器组成,有时也可能包括其它常规钻柱组件,如泥浆马达、取心工具或导向系统等。在定向井中,井下钻具组合还包括弯外壳井下马达和随钻测量仪,诸如随钻测井或取心设备等其它工具也可以同时下井,进行常规钻井作业的任何作业。钻到预定井深时用钢丝绳将下部钻具组合收回,然后进行固井作业。
Weatherford套管钻井系统与Tesco套管钻井系统原理及设备基本相同,但Weatherford套管钻井系统更侧重表层(或技套)的施工,立足于一只钻头打完全部进尺,而不在套管内起下工具串。其所用PDC钻头为特制,胎体由易钻材料制成,通过一个特殊装置(投球丢手)与套管相接。套管内可预先放置易钻固井浮箍(简易承托环),钻至预定井深后,利用特殊装置将下部钻头胀裂,然后进行固井作业。下次开钻时可将钻头体方便的钻碎,由钻井液携带到地面排除。而进行生产层钻井时钻头可直接与套管下部接箍连接,钻至设计井深后和生产套管一起进行固井,不必与套管分离。
国内目前已经能够进行自行设计,具有独立自主知识产权的套管钻井工艺及配套工具、管材,并完成了多口井的套管钻井现场试验、取得了多项国家专利成果。已经成功解决了如何在国内陆上油田现有钻井装备条件下实施套管钻井的技术难题。国内开发的套管钻井系统主要特点是采用转盘驱动钻井方式,使用机械式套管夹持头(或套管螺纹承扭保护器)连接在方钻杆下,工作在导管内,无需改变原钻机的液压系统。
四、套管钻井施工应用分析
1、井斜控制问题
套管钻井过程中,井斜控制是首要问题,井斜直接影响到所钻井眼的垂直深度。也就是说油层的埋藏深度与所钻实际深度能否相稳合,关键取决于井斜。控制钻压10-30KN合理范围内钻进。由于套管钻井时,套管柱中没有钻铤和扶正器等,在加压过程中,套管柱受压极易弯曲导致井斜。因此钻井过成中要严格控制钻压,从这个角度讲,选择PDC钻头更适合于套管钻井。转盘转速控制为低转速,一般控制在60-120r/min内,低转速钻进过程,有利于套管柱的稳定,有利于井斜的控制。井架基座安装平直,保证开钻井口垂直,加强中途测斜监控,一方面便于了解控制下部井斜控制情况,另一方面便于计算垂深。
2、套管保护问题
套管钻井完井后,套管柱直接留在井内,因此对套管保护很重要。要使用套管丝扣胶。套管依靠丝扣密封,在套管钻井过程中,要使用套管专用胶,保证丝扣部位密封可靠,联接牢固。套管防腐问题。套管钻进时,由于旋转,外壁受到磨损,其外防腐层容易脱落。内壁受到钻井液的冲刷,内防腐层也受到冲蚀。一是要求用于钻井的套管,做好内外涂层防腐;二是钻井中采用低转速小钻压钻进,有利于减少套管外壁的磨损,三是采用增大钻头水眼尺寸,降低管内泵压,减少钻井液对套管内壁的冲蚀。
3、钻井参数控制
钻压控制在10-30KN。一是有利于防止套管弯曲引起井斜;二是有利于减少套管扭矩,防止钻进过程中出现套管事故。
转速控制压60-120r/min。其优点是:①减少套管柱扭矩;②低转速钻进,有利于减轻套管柱外壁与井壁之间的磨损。
总泵压控制在6-7MPa以内。一是减少钻井液对套管柱内壁冲蚀;二是减少对回压凡尔的冲蚀磨损。
4、完井工艺过程控制
钻头上部、套管柱底部安装回压凡尔,有利于固井施工后能实施敞压侯凝。完钻后要处理好钻井液的粘切性能,并充分循环洗井,为提高固井质量做好准备。固井施工采用压塞碰压固井,碰压后试压,并尽可能敞压侯凝。如果敞不住压,可实施蹩压侯凝,所蹩压力为最大替压三分之一左右,并分别在3小时后放掉50%,8小时后放尽。
5、总结
由于受到井斜的影响,套管钻井井深受到限制。如何扩大套管钻井深度需要在钻压、转速、钻头选型、施工工艺等各方面进一步优化。套管防腐与耐冲蚀问题还有待进一步解决。
套内测井技术,油、气、水判别技术有待进一步发展,以满足套管钻井技术进一步发展。套管钻井范围进一步扩大的需求。
参考文献
[1]张国田,邹连阳,黄衍福,张宏英,周家齐.顶驱下套管装置的研制[J]石油机械,2008,(09).
[2]郑锋辉,韩来聚,杨利,孙明光,彭军生.国内外新兴钻井技术发展现状[J]石油钻探技术,2008,(04).
套管钻井测井技术的应用及发展 篇4
所谓套管钻井技术, 指的是用套管代替钻杆进行钻井作业。换句话说, 就是舍弃钻杆及钻铤, 改用套管对钻头进行扭矩和钻压, 钻进与下套管同时进行, 完钻之后将套管继续留在井下作完井用。
套管钻井方式有两种, 一种是套管旋转钻进, 以地面驱动装置为动力来源, 以套管为途径将扭矩传向钻头, 这就对套管及其螺纹连接强度提出了更高要求;另外一种需要借助井下动力钻具, 在一定程度上改善了套管受力情况。
与其他钻杆钻井技术相比, 套管钻井技术的优点主要体现在以下几方面:第一, 起下钻时间更短, 通常情况下是常规钻杆起下钻速度的数倍;第二, 成本更低, 不必在采购、运输、维护钻杆及钻铤方面花费成本;第三, 由于套管的存在, 起下钻杆时所导致的抽汲作用及压力脉冲被消除, 很好地改善了井控状况;第四, 可以有效促使钻屑聚焦, 避免出现井涌;第五, 水力参数、环空上返速度以及井筒清洗等状况得到改善。
二、国外套管钻井技术的应用及发展
20世纪中叶, 国外就曾提出以套管取代钻杆开展钻井作业的设想, 但是由于技术及装备等方面因素的限制, 未能付诸实践。直至20世纪90年代, 随着材料及新技术的不断发展, 石油开采技术也随之发展, 一系列新工艺、新工具及新装备先后问世, 套管钻井技术再次成为业内的关注焦点。
早在1885年, 加拿大Tesco公司便展开了套管钻井技术的研究, 其所提出的套管钻井系统采用的是比较常见的油田生产套管, 即上部钻井锁借助钻具加以组合并实现钻具及套管的连接及液压密封。并且, 将嵌入及去除装置安装于套管柱处。位于钻井锁之下的钻具组合末端是导向钻头, 部分情况下会有一些诸如泥浆、马达或者扩眼器等钻柱组件。有效地控制钻井时间和成本是该公司的基本出发点。Tesco公司还研发了全液压套管钻井车载钻机。
美国Weatherford公司所提出的套管钻井技术的基本原理及设备与加拿大Tesco公司的方案大致相当, 不同之处主要是Weatherford公司的方案更加侧重表层施工, 使用的是特制的PDC钻头, 并以易钻材料制作胎体, 借助特殊装置连接到套管上。该公司所提出的套管钻井技术方案被泛美石油公司应用于阿根廷龙丘油田, 取得了满意成效, 不但大大减少了钻井时间, 而且采油效果得到很大程度的提升。
三、我国套管钻井技术的应用及发展
2006年, 套管钻井技术获得国家科技部的批准立项, 并被列入国家863计划。该研究课题以吉林油田集团公司为主要依托单位, 另有4个单位加以辅助。吉林油田应用勘探开发研究院从开发钻井特点出发, 构建欠开发井套管钻井系统及其配套性的钻井工具, 该系统主要适用转盘钻井驱动方式。在套管钻井技术在套管驱动头、钻头连接器、专用承扭保护器、抗黏扣型螺纹密封脂等方面拥有独立自主知识产权, 从而在当前条件及装备下, 成功解决了陆上油田进行套管钻井面临的难题。
2003年, 大港油田开始对套管技术展开研究, 在国内首次提出陆上油田表层套管钻井工艺, 填补了我国在此领域的技术空白。不仅如此, 该公司还在套管钻井工具方面享有专利权, 并且独自研发出了套管钻井专用的钻鞋并投入工业性生产, 使套管钻鞋实现了国产化。老化稳定实验就是观察随着老化时间增加, 黏度持续增大 (研究时间范围内) , 聚合物在此老化温度下具有的老化稳定性。一般而言, 聚合物分子链基本没有热降解, 而分子间缔合随着老化时间的增加而不断加强 (在此温度下和时间范围内) 。在油层温度和地层水矿化度都很恶劣的条件下, 研究稳定性问题十分重要。充分利用缔合聚合物的分子疏水基上的聚合作用, 可以解决缔合聚合物调剖体系的长期稳定性。而稳定最终可以促使交联体系的脱水作用和脱水速度降低, 从而实现提高疏水缔合聚合物交联体系的长期稳定性。所以, 地层条件下凝胶体系的稳定性较好。实验结果表明, 分子结构设计合理的缔合聚合物具有能满足工程施工的溶解速度、高效增黏、耐温耐盐以及良好老化稳定性和抗剪切特性。同时也用实践证明, 高黏缔合聚合物的可注入性、黏度在地下渗流过程中的有效性以及建立流动阻力的能力是可以肯定的。现场实践证明, 缔合聚合物溶液在高温高盐工作环境下, 无论是用在驱油还是调剖上都是有效的。
为实现对钻井成本的有效控制, 充分开发外围未动用储量, 大庆油田对表层套管钻井技术进行了深入研究, 对非顶驱钻井条件下表层套管钻井设备进行了完善性改造;此外, 通过套管钻井实践, 其自行研发的设备、仪器及相关工具都取得了圆满成功。在机械钻速的平均值方面, 套管钻井技术远远优于常规钻井技术, 明显缩短了钻井周期。
这种钻井技术对于找矿很有帮助。找矿应遵循以下原则:一是选区必须有岩浆活动;二是选区必须是在大断裂构造附近, 并且在主要成矿带上;三是选区必须在地质、化探或物探异常内。以上三个条件的耦合, 才是工作的重点靶区。找矿的手法多样, 笔者依据多年的实践, 认为可以复合使用多种手法, 注重应用新技术、新方法、新装备。进入新世纪后, 从航空到航天, 从地面到深部, 从一维到多维, 从单学科到多学科, 建立了立体探测技术体系, 实现了从定性描述到定量评价的转变, 可以快速有效地圈定找矿靶区, 对矿体作出准确定位。高精度、高分辨率、大探测深度、抗干扰、多元素、多参数的勘查技术及其装备的使用, 不仅大大提高了找矿工作的效率, 而且加大了直接探测的深度, 加快了矿床发现的速度。
2004年, 胜利油田应用套管钻井技术对恳东油田进行了表层套管钻井实践。结果显示, 在钻井速度方面, 套管钻进技术比使用常规技术提升近1/2。此外, 中石油公司套管钻井技术实践也充分证实了该技术的优越性。
四、结论
套管钻井 篇5
1 套管钻井技术的过程和优势
与传统的钻井技术相比, 套管钻井更有更高效和安全的钻井效果, 以套管作为钻柱进行钻井, 通过套管的作用向井下进行机械能和水能的传递, 从而得到更好的钻井效果。在套管钻井技术中, 钻具组合是必不可少的一部分, 一般安装在套管柱的下面, 在钻井过程中一般是可以回收的。当完成了一定阶段的钻井距离之后, 将套头留在井眼里, 井底部的钻具组合则需要采用钢丝绳等从井底去除。而套管柱还是留在井内的, 然后进行固井作业。在使用套管钻井技术钻井的过程中, 不需要进行常规的起下钻作业, 传统钻井过程中的下套管以及气钻等过程都可以省略, 不仅可以有效的节约钻井时间, 钻机的费用也可以节省, 从而有效的控制了钻井成本。很多研究都表明, 和传统的钻井技术相比, 套管钻井可以节约30.0%左右的钻井时间。在使用套管钻井技术钻井的过程中, 套管一直停留在井眼中, 因此可以使井内的流体流动的速度大大增强, 提高了井内看起的流通, 有效的避免了空气膨胀的现象, 提高了钻井过程中的安全性。不仅如此, 通过套管钻井技术的使用, 还可以有效的减少井壁坍塌事故的发生, 减少钻井过程中安全事故的发生。
2 套管钻井技术在定向井中的应用
2.1 可回收钻具组合在定向井钻井中的应用
可回收钻具组合套管钻井技术是属于套管钻井技术的一种, 之所以称之为可回收钻具组合套管钻井技术是因为其在钻井过程中, 钻具组合是可以回收的。在钻井过程中同时也进行下套, 实现一边钻井一边下套, 可以有效节约钻井时间, 提高钻井效率。在完成钻井之后, 只需要将套管留在井内, 而钻具组合则进行回收, 将其回收至地面。钻具组合的回收一般通过钢丝绳来实现, 回收之后又可以将其使用到下一轮的钻井过程中。采用可回收钻具组合套管钻井技术进行钻井, 在钻井过程中, 钻具组合在套管内侧会发生大幅度的摆动, 这种摆动会影响整体的钻井效率, 还会对钻具组合造成一定的损害。因此在钻井过程中, 应该对这种摆动进行有效的解决。钻具组合的摆动是由稳定器来减弱的, 通过稳定器的使用, 可以有效的减少钻具组合摆动的幅度, 从而有效提高钻井过程中的效率。在使用可回收钻具组合套管钻井技术进行定向井的钻井时, 在技术上面临着两个问题, 套管由于长时间运行导致的损伤以及套管上的弯曲载荷问题。因此研究工作人员应该加强研究, 解决这两个技术问题, 从而提高可回收钻具组合套管钻井技术的钻井效率。
2.2 可钻钻头套管钻井技术在定向井钻井中的应用
可钻钻头套管钻井技术就是在定向井的钻井过程中, 按照事前设计好的钻井轨道进行钻井, 当钻到目的层之后, 将钻头停留在井底, 而并不会将其提到地面上, 固定钻井继续钻井。在完成固定工作之后, 将下一段的钻具组合放下到井内, 将上一级的钻头钻碎就可以开始下一阶段的钻井工作, 并不需要重新安装钻头, 因此称为可钻钻头套管技术。在可钻钻头套管技术中, 在钻井过程中同样会遇到一些问题, 当遇到问题时, 为了有效的解决这些问题, 就需要不断进行技术的创新和设备的创新。在我国科学技术不断发展的背景下, 我国的可钻钻头套管钻井技术也越来越成熟, 在中硬地层的钻井中以及钻软地层中都得到了广泛的应用。可钻钻头套管钻井技术中使用的可回收钻具组合套管中主要包括定向马达、稳定器和扶正器等, 都得到了不断的完善, 使整个钻具套管组合可以发挥更强的作用, 提高使用的效率和效果。近年来随着扩眼器、导向泥浆马达等的研发和应用, 套管钻井技术已经发展非常成熟, 在钻井过程中使用起来也非常方便。
3 结语
与传统钻井技术相比, 套管钻井技术在定向井的钻井过程中表现出很多优势, 可以有效的改善钻井液的水力参数, 并且更好的控制钻井液的密度, 还有效的节约了钻井时间, 提高了钻井效率, 因此得到了广泛的应用。
摘要：近年来, 在定向井钻井中, 套管钻井技术得到了广泛的应用。套管钻井技术由于在井眼中一直有套管对井壁进行强化, 从而大大提高钻井效率, 不仅可以有效的节约钻井时间, 还可以有效提高钻井的安全性, 减少钻井过程中安全事故的发生。
关键词：套管钻井技术,定向井,钻井
参考文献
[1]吴晓亮, 徐小峰, 冯京海.套管钻井技术在定向井上的应用[J].石油钻采工艺, 2007, S1:21-24+120.
[2]袁超, 杨波.套管钻井技术在定向井上的应用[J].化工管理, 2014, 15:123.
套管钻井 篇6
关键词：可更换,钻头套管,钻井工具,主要工艺
通过利用尾管或套管来替代钻杆的作用, 一边下套管, 一边向下钻进, 在钻井作业完成之后直接将套管柱留在油井中起到固井作用, 从而将下套管与钻井融合成一个作业过程就是套管钻井。
1 可更换钻头套管钻井工具
1.1起下工具
可更换钻头套管钻井工具中的起下工具主要包括打捞矛、配重杆以及钢丝绳安全接头、旋转接头等。打捞矛主要包括两种:下井时使用的锁定工具串以及从井下起出时所用的锁定工具串。在进行下井时, 打捞矛就会将下井时使用的锁定工具串下放到油井之中, 并会使其坐放到位于油井底部的坐底套管的上面, 其后, 打捞矛就会脱开井下钻具组合;在进行起出时, 打捞矛就会与从井下起出时所用的锁定工具串进行对接, 与之锁紧并随之从油井内起出。起下工具中配重杆的主要作用是当从油井内起出套管钻井工具的时候, 为打捞矛提供充足的重力, 从而有效保证打捞矛能够顺利地进行打捞。起下工具中钢丝绳旋转接头的主要作用是在向下钻井的时候防止钢丝绳出现缠绕、打结的状况。在钢丝绳遭受到其承受范围之外的拉力时, 安全接头就会将其释放, 从而能够防止钢丝绳因受到拉力作用而被拉断遗落到油井之中。
1.2井下锁定工具组合
可更换钻头套管钻井工具中的井下锁定工具组合是由钢丝绳起下的, 在一般情况下, 其主要由领眼钻头、随钻扩眼器以及锁定和密封总成这三大部分组成。根据实际情况的需要, 可以在井下锁定工具组合中增加随钻测量仪器、井下钻井液直马达或者是井下钻井液弯壳马达, 也可以增加用于取心作业的取心钻头、取心工具。此外, 为了预防套管柱发生弯曲, 也可以在其下端串接上一根或两根钻铤, 不仅能够增加钻压, 也可以使套管柱能够在一定程度上承受拉应力。随钻扩眼器上所带有的切削齿是大直径的PDC切削元件, 具有非常强的破岩能力, 控制其伸缩的是钻井液产生的压力。在套管钻井工具进行下入或者是进行回收时, 随钻扩眼器的切削臂会保持收缩, 从而能够在套管内顺利通过。井下锁定工具组合中的领眼钻头可以是金刚石钻头, 牙轮钻头也可以。随钻扩眼器与领眼钻头所钻井眼直径与套管柱外径相比, 前者比较大, 从而可以为套管下入及其之后的固井作业流出充足的环空。
1.3坐底套管
处在套管柱末端的坐底套管, 其主要组成为扭矩和轴向锁定短节、定位台肩和止动器定位槽以及套管鞋。扭矩和轴向锁定短节分别配合井下锁定工具组合中的扭矩和轴向锁定装置进行使用, 能够在坐底套管与井下锁定工具组合之间完成锁定任务和解锁任务。而套管鞋上配备硬质合金元件或者是PDC切削元件, 能够协助领眼钻头与随钻扩眼器进行钻进作业, 在随钻扩眼器上存在的切削臂发生异常无法到位回收时, 套管鞋可以发挥磨铣作用。
2 可更换钻头套管钻井工具的主要施工工艺
2.1井下锁定工具组合的下入
套管钻井工具中的井下锁定工具组合在一般情况下是由泵送下入的, 在其进行下入的过程中, 井下锁定工具组合上的旁通是打开的, 钻井液就会流过旁通孔, 由于随钻扩眼器上存在的切削臂是收缩的, 因此不会张开。当井下锁定工具组合上存在的止动器到达定位台肩时, 就会使旁通关闭, 扭矩、轴向锁定短节分别与扭矩、轴向锁定装置进行锁定, 套管钻井工具的下入工具在这样的情况下就会脱开。此时, 钻井液就会流向井下锁定工具组合的中心流道, 进而进入到随钻扩眼器之中。而随钻扩眼器的钻头和切削臂已伸到套管鞋的外部, 在钻井液压力达到一定的数值的情况下, 随钻扩眼器上存在的驱动机构就会使其切削臂张开。
2.2井下锁定工具组合的起出
在需要更换井下工具或者是钻井作业完成的情况下, 首先, 利用泵把钢丝绳起出工具下放到井下, 起下工具中的打捞矛在到达井底之后就会和井下锁定工具组合上存在的打捞颈产生对接。通过上提钢丝绳打开井下锁定工具组合上的旁通, 使扭矩、轴向锁定装置与扭矩、轴向锁定短节解锁。在这样的情况下, 钻井液就会从旁通孔流出, 而不会流经井下锁定工具组合的中心流道, 随钻扩眼器的切削臂也会受到回位弹簧的影响, 从而自动收缩并恢复原位, 在这时就可以通过钢丝绳起出工具将井下锁定工具组合起出。
2.3固井作业
因为套管钻井所使用的套管中不存在浮箍, 所以在进行固井作业时, 首先应该向套管中放入一个固井用的浮箍, 并要将固井用的浮箍在坐底套管上进行锁定。固井浮箍主要由橡胶、铝制作而成, 可钻性非常良好, 也可以良好地对固井水泥进行密封, 预防回压。在固井浮箍到达指定的位置后, 就可以采取常规方式开展注水泥、固井作业。
3 结语
综上所述, 本篇论文主要分析了可更换钻头套管钻井工具与可更换钻头套管钻井工具的主要施工工艺, 以期对相关研究及实践工作提供具有参考价值的资料。
参考文献
[1]冯来, 王辉, 王力, 郑万江.可更换钻头套管钻井工具及工艺研究[J].石油钻探技术, 2007, 05:18-21.
[2]尹方雷, 余雷, 夏炎, 白冬青, 李艳丽, 郑颖异, 张雷雷, 王飞.连续管钻井工具现状及趋势[J].辽宁化工, 2013, 09:1068-1071+1074.
套管钻井 篇7
套管钻井技术是基于不同于常规钻井系统的工作机理, 最近十年才逐步发展起来的一项全新的钻探开发技术。此项技术在北美地区、墨西哥湾、北海油田, 以及印度尼西亚的海上油田都有成功的应用。我国部分油田通过与国外公司合作也利用此项技术完成了22口井表层井眼的套管钻井, 并利用国外产品尝试性的独立完成了几口井的表层井眼钻进。胜利油田相关技术人员经多方论证, 决定分阶段独立研究开发套管钻井技术。
1 试验方案的确定
1.1 方案制定依据
套管钻井技术在选择钻井方式时, 一般是根据所钻井段的地质条件、井段长度、井眼尺寸和钻进工具的钻进能力及其经济效益指标来确定。根据目前的技术水平, 套管钻井技术主要有两种钻井方式。
1.1.1 可钻式一次性钻头的钻井方式
可钻式一次性钻头钻井方式, 是指使用能够直接与套管柱底部连接, 钻达目的层后留在井底并进行固井, 钻下部井段时可被小一级钻头钻穿的套管钻井专用钻头进行钻井作业的施工方式。可钻式一次性钻头多在地层相对较软, 井眼尺寸较大的上部井段使用。由于其外径尺寸只略大于套管外径, 小于常规钻井的井眼尺寸, 所以这种钻井方式的破岩面积减少, 相应的机械钻速得以提高, 钻井液用量亦相应减少。另外, 由于一次性钻头多在井段较短, 能一次钻达设计井深的井段使用, 故需要配备的钻进辅助工具也较少, 一般只需要联接顶驱和套管柱的套管矛、可钻式钻井浮箍以及少量的套管扶正器。这种钻井方式常用的下部钻具结构为:一次性钻头+可钻式浮箍+套管。
1.1.2 可回收式钻头的钻井方式
当井段较长, 无法实现一只钻头钻达设计井深, 或者需要进行滑动钻进时, 应采用可回收式钻头, 并使用套管内起下工具更换此类钻头。可回收式钻头是一种刀翼扩张式钻头, 其初始直径小于套管通径, 将其固定在特定的钻具组合前部, 通过钢丝绳和专门用于起下钻头的专用绞车下到井底, 开泵达到一定排量后, 钻头的扩张刀翼完全张开, 张开后的钻头直径即可达到设计井眼尺寸。应用此种钻进方式需要配备联接顶驱和套管柱的套管矛、连接套管柱和井下钻具组合的坐底套管、锁紧总成, 牵引钢丝绳的绞车和对钢丝绳密封的钢丝绳防喷器等辅助工具。
1.2 试验方案的确定
鉴于胜利油田浅海油区的地质特点及目前技术装备情况, 本次套管钻井先导性试验准备采用可钻式一次性钻头的钻井方式, 在浅海油区拟下入13 3/8"套管的表层井眼中进行。即利用Φ339.7m m套管取代钻杆, 使用可钻式浮箍等辅助工具, 配合可钻式一次性钻头进行表层井眼钻井作业, 钻至井深500m左右, 同时完成下套管作业。
2 垦东341井概况
垦东341井是一口旨在了解KD34块东北低部位第三系含油气情况的评价井。该井设计井深2350m, 套管层次见表1。垦东341井周围相邻井有KD34井, 施工顺利, 馆陶组以上地层压力系数正常。根据地质设计, 平原组底界为450m, 明化镇组底界为1200m, 因此, 地层较为松软的平原组适于进行套管钻井先导性试验。
3 套管钻井试验情况简介
3.1 扫水泥塞、钻隔水管引鞋
垦东341井没有采用桩入法下隔水导管, 而一次性钻鞋因自身强度的限制, 不能用来钻隔水管引鞋, 所以需要下入3A445m m牙轮钻头清扫水泥塞并钻穿隔水管引鞋。
3.2 套管钻进情况分析
进行表层井眼套管钻井的钻具结构为:Φ406.4m m钻鞋×0.2m+Φ339.7m m短套管×1.0m+Φ339.7mm浮箍×0.67m+Φ320.4mm套管钻鞋于井深112m处接触井底, 首先将钻具提离井底, 缓慢开泵至设计排量, 保持顶驱转速为40rpm, 下放钻具并逐步施加钻压, 同时注意扭矩电流、泵压变化, 直至进尺保持相对稳定, 能够正常钻进。套管钻进时的钻压为4～5t, 排量为50l/s, 转速40rpm, 此参数钻至井深350m, 相应的机械钻速为1～3.5min/m, 顶驱扭矩控制在900N·m以内。自350至458m井段顶驱扭矩1000～1250N·m, 相应的钻压为6～12t, 钻时为2.0～3.5min/m。
4 存在的问题及解决方法
尽管本次试验总体上取得了成功, 但是也暴露出了一些问题。对这些问题进行细化分析、研究, 将对形成和完善表层井眼套管钻井技术起到画龙点睛的作用, 对有助于推动国内套管钻井技术的发展。
4.1 水力参数配置有进一步优化的空间
本次试验所使用的一次性钻鞋使用的水眼设置为22×9, 排量为50l/s, 地面循环压力为2Mpa左右, 这样的水力配置与最初所作的试验方案仍存在一定的差距。根据胜利浅海油区的地质特点, 水力破岩时失效较高的破岩方法, 因此, 钻鞋水眼的配置方案可以作进一步的改善, 提高钻鞋喷嘴的射流速度, 既有利于高效破岩, 有有助于防止钻头泥包。
4.2 套管螺纹需要改进
由于本次试验所使用套管是常规圆螺纹套管, 而圆螺纹螺距较小、齿形锥度小, 属于细螺纹, 这就造成了套管柱的抗扭性受到了极大限制, 各种钻进参数也并非套管钻井所需要的最佳配置因此钻时不快, 也造成了井口套管对扣困难, 套管操作时效差的问题。所以, 我们建议使用以偏梯形螺纹为基础的特殊螺纹进行套管钻井。
4.3 相关辅助工具
4.3.1 井口操作设备
作为为一种新型技术, 套管钻井技术的可行性和经济性是扩大其应用空间的基础。而垦东341井在试验期间, 在气候条件较为理想的情况下, 在套管对扣、上扣上花费了大量时间。如果气候条件较为恶劣, 大尺寸套管钻井的井口管柱操作将十分困难, 这就无可避免的限制了套管钻井技术的可行性, 更谈不到经济的问题。因此, 研发低成本、高效率的套管井口操作设备是大面积推广此项技术的重要支撑。
4.3.2 管柱扶正工具
尽管表层井眼套管钻进的井段较短, 但对于井口密集的海洋钻井来讲, 表层井眼轨迹质量相当重要。换句话说就是要解决直井段套管钻进的防斜打直问题。同时, 这种扶正器也有助于提高井径变化较大的上部井段在固井时钻井液的驱替程度, 从而表层井眼提高固井质量, 为下部施工提供保障。
5 结束语
垦东341井开创了胜利油田应用套管井技术的先河, 积累了许多有价值的经验、数据, 为套管钻井技术在胜利油田和国内的发展奠定的初步的基础;暴露出来的问题则有助于相关技术人员有针对性的开展研究工作, 其意义深远。
摘要：近年来, 套管钻井技术在国内出现了多种形式的应用, 但关键技术和工具仍然依赖国外公司;国内对套管钻井技术的研究工作取得了一定的进展, 但是在技术适用性方面仍然存在较多问题。本文对垦东341井所使用的套管钻井技术进行了剖析, 对其成功之处和存在的问题以及解决问题的方法分别进行了讨论。
关键词：套管钻井,工具设备,存在问题
参考文献
[1]韦实, 套管钻井――降低钻井成本的一种新途径, 世界石油工业, 1999 (6)