钻井工具（共6篇）
钻井工具 篇1
直井的“防斜打直”一直是油气钻井生产中一个非常重要的实际问题。随着石油勘探开发从易开发地层转向复杂结构地层, 高陡构造、地层的钻井工作量越来越大, 常规的防斜打直工具 (钟摆钻具组合、满眼钻具组合等) 不能满足钻井作业对提高工作效率及降低作业成本的要求。为了更好地解决复杂地层中直井的防斜打直问题, 国内外一直致力于自动垂直钻井工具的研究与开发。
一、典型自动垂直钻井工具
自动垂直钻井工具是钻井技术上的一次突破, 是一种不受井下地层特性和人为因素的干扰而自动跟踪预定的井眼轨迹的自动闭环垂直钻井工具。目前国外初步形成了以Baker Hughes公司的Verti-trak系统和Shlumberger公司的Power-V系统为商业化应用代表的成熟自动垂直钻井工具。国内对自动垂直钻井工具的研究目前都处于起步阶段, 研制的工具从工作原理上来讲, 都能够实现自动控制井斜的功能, 但未有商业化应用的国产工具产生, 因此, 研究国外成熟的自动垂直钻井工具的结构对我国的项目研究具有一定的推动意义。
1. Verti-trak自动垂直钻井工具结构。Verti–Trak自动垂直钻井工具采用静态推靠式的工作原理, 工具组合由控制短节、动力短节、执行机构三部分组成, 如图1所示。控制短节用于检测井下工程参数, 根据井斜工况控制翼肋的伸缩, 其内部的脉冲器可以以钻井泥浆为介质实现地面与井底的双向信息交流。动力短节部分的井下马达采用纳维钻具 (Navi–Drill) 技术, 通过预成形定子和钛合金柔性传动节等, 以使工具在钻井泥浆的驱动下获得了更大的功率和扭矩输出。在防斜打直执行机构上有一不旋转的套筒, 该套筒上带有三个可膨胀的伸缩翼肋。伸缩翼肋实质上是一套液压控制系统, 它包括活塞和液压控制阀, 它们也都位于不旋转的套筒内, 液压控制系统的压力来源于泥浆压力, 整个液压系统为同一压力系统。在电子控制系统的作用下启动翼肋下部的液压系统, 通过1个或2个翼肋的伸向, 向井眼高边处施加一作用力 (约30 kN) 以对抗井眼偏斜趋势。在套筒中间穿过一个旋转轴, 通过轴承使其与不旋转套筒相连接, 旋转轴的上下端分别与旋转的钻杆和钻头连接, 从而带动钻头旋转钻进。
2. Power–V自动垂直钻井工具结构。Power–V自动垂直钻井工具采用动态推靠式的工作原理, 工具组合由控制短节、加长短节、防斜打直执行机构三部分组成, 如图2所示。控制短节主要由涡轮发电机、传感器及电子控制集成块、扭矩发生器、轴承支撑及密封部件等组成。在图2中所示的加长短节实质上是Power–V工具的钻井泥浆分配系统, 使得大部分钻井泥浆被分配至钻头, 少部分泥浆成为防斜打直执行机构中推靠巴掌的推靠作用力。防斜打直执行机构是一个纯机械装置, 主要由一个钻井液导流阀和3个带泥浆喷嘴的柱塞及推靠井壁的巴掌 (同伸缩翼肋的作用一样) 组成。其中钻井液导流阀是Power–V自动垂直钻井工具的核心控制部件, 它主要由一开有扇形偏心圆环的上盘阀和一均布开有3个孔的下盘阀组成, 通过控制短节控制上盘阀的扇形偏心孔与下盘阀孔的导通或闭合从而实现防斜纠斜的功能。相比于Verti–Trak自动垂直钻井工具有一静止的不旋转套筒, Power–V是一种随钻柱全旋转的自动垂直钻井工具。
二、自动垂直钻井工具结构特点
自动垂直钻井工具是一种机电液一体化的自动化装备, 在工具的结构设计上, 根据不同的工作原理, 正确的设计控制短节、防斜打直执行机构及其他必要的辅助系统来保证工具防斜打直功能的实现。从图1和图2中可以看出, 自动垂直钻井工具的结构具有以下特点:
1. 工具结构复杂, 各部分的设计制造具有模块化、集成化的特征。
2. 控制短节位于执行机构的上部, 在考虑钻井泥浆过流的情况下内置于钻柱内, 且随钻柱一起旋转。
3. 通过伸缩翼肋 (或推靠巴掌) 动态推靠井壁来实现防斜、纠斜目的, 其动力来自工具内外钻井泥浆的压差。
三、结论
自动垂直钻井工具的研制是一项资金投入大、技术集成度高的科学研究项目, 选择正确的工具工作原理及合适的工具结构设计, 有利于该项研究的推进。国内在研制自动垂直钻井工具时, 应充分剖析国外成熟的自动垂直钻井工具的结构特点、内部构件组成及电子测控装置的控制等复杂性问题, 争取早日研制成功。
石油钻井扩孔工具研究及应用 篇2
关键词：石油钻井,井下扩孔,工具,应用
随着石油开采量不断增加, 使得石油开采的难度不断的加大, 这样就对石油钻井施工提出了更高的要求。近些年, 国外一些石油公司研发了大量的钻井扩孔工具, 由最初的双心扩孔钻头发展至现在的系列扩孔工具, 如Baker Hughes Christens公司的系列随钻扩孔器、Bakersfeild Bit&Tool公司的Gaugemaster Driller TM扩眼工具[1], 石油扩孔钻井工具性能的日益完善, 尺寸规格逐渐的全面, 对油田提高采收率十分重要。
1 石油钻井扩孔技术的意义
1.1 增加水泥环隙提高固井质量
为保证固井的质量, 要求水泥环隙处于12.7 m m~19 m m之间。若水泥环隙太小, 即使有些井在不扩孔的情况下保证了固井的质量, 但由于水泥环太薄, 后续的射孔或修井作业也会使水泥环破损或产生裂缝, 直接影响油井的开发时间。通过石油钻井扩孔技术, 在套管尺寸不变的条件下, 可增加套管环空间隙提高固井质量。
1.2 解决盐膏层蠕变和挤压所带来的勘探和钻井问题
众所周知, 盐膏层蠕变和挤压可造成缩径和卡钻, 引起严重的钻井事故。盐膏层蠕变和挤压可造成下套管困难, 固井质量差, 容易挤毁套管。常规的方法:早开泵、晚摘泵、勤划眼、严格控制钻速;增加钻井液密度, 通过压差来防止盐膏层蠕变。但都没有从根本上解决此类问题。采用井下扩孔技术, 扩大盐膏层井段的井眼, 来抵消盐膏层蠕变所造成的位移, 从而增大了水泥环厚度, 提高了固井质量和保护了套管。
1.3 改变常规井身结构
减小套管柱之间的间隙, 可以用扩孔来实现, 改变常规的井身设计, 提高机械钻速, 使钻井成本明显的下降, 这在国内外的一些钻井过程中得到体现。
1.4 钻井新技术的基础
目前, 井下扩孔工艺技术作为支持技术, 为许多的钻井前沿技术如:套管钻井技术、超短半径钻井、刚体膨胀管技术以及分支井钻井等, 在国外成功的发展到商业化水平。井下扩孔技术的研究, 使钻井技术得到延伸。
2 国外井下扩孔工具及特点
2.1 Baker Hughes Christens公司的RWD系统Baker Hughes Christens公司的RWD系
统, 独特的高低不同扩眼刀翼设计, 可达到逐级扩眼效果。而且采用Black Ice/CSE切削片, 钻井效率高可换旁通水眼, 改善清洗效果切削刃高度可调整, 确保受力和磨损均匀, 领眼稳定垫块:平衡扩眼刀翼产生的偏置不平衡力与常规的双心钻头相比:加长了P D C扩眼刀翼和领眼钻头的距离, 并在扩眼刀翼下部增设偏置扶正垫块。优点:无活动部件、寿命长、井下风险小, 缺点:需单独下钻钻掉套管鞋。
2.2 Gaugemaster Driller TM扩孔工具
Bakersfeild Bit&Tool公司的Gaugemaster Driller TM扩眼工具, Gaugemaster Driller TM扩眼器也是一种设计独特、性能优良的套管下扩眼工具, 它出现的时间较早, 它和其他几种工具不同的是采用牙轮扩眼刀翼, 两刀翼设计可以使用更大和重载的扩眼牙轮, 工具强度和可靠性更高在钻完油层以后, 取出撞针, 两只扩眼刀翼外伸, 就可以进行扩眼作业了。不需额外的起下钻来改变工具, 节省了资金和时间。
2.3 Under reamer扩孔工具
A n d e rg a u g e公司的U n d e r r e a m e r扩孔工具, A n d e rg a u g e公司根据其主导产品A n d e r g a u g变径稳定器的原理改型设计了Anderreamer扩孔工具, 该工具采用独特的机械和水力结构外推扩眼总成来达到套管下随钻扩眼的作业目的, 扩眼总成使用PDC切削刃, 并能在起钻前主动收回扩眼总成。全尺寸的领眼钻头和正排量启动楔形的刀翼/驱动轴配合确保扩眼总成主动收回, 三点刚性支承:更好的井斜控制可换喷嘴优化排量配置, 地面的泵压降低显示工具的工作状态, A n d e r g a u g e变径稳定器的原理改型设计了Anderreamer扩眼工具, 该工具采用独特的机械和水力结构外推扩眼总成来达到套管下随钻扩眼的作业目的, 扩眼总成使用PDC切削刃, 并能在起钻前主动收回扩眼总成。
3 国内井下扩孔工具及应用
胜利油田钻井院工具所根据新疆塔河油田深井扩眼的技术要求, 设计了KKQ型系列水力扩张式PDC扩眼器:采用了水力活塞式结构, 利用喷嘴产生的压降推动活塞外张扩眼刀翼扩眼刀翼仍然为三角形结构设计, 有利于初始的造台阶作业;采用PDC复合片作为切削刃, 各扩眼刀翼增设了保径齿, 保证扩眼刀翼外张时不受严重磨损;并重新设计了钻井液流道和壳体保径, 内部钻井液冲管使得钻井液全部从钻头处循环, 不会发生中间泄露。
在海洋钻井公司9号平台埕北古5井施工中, 专门设计的该类型工具7“套管下扩眼直径达到Ø220mm, 并连续随钻扩眼钻进水泥塞100余m, 开创国内此类施工的先例。
4 扩孔工具的选取
一般来讲, 松软、破碎地层可选用专用钻具和侧喷、底喷钻头或内管超前式、压入式钻头;特别坚硬岩层可选用细粒表镶钻头和特殊设计的孕镶钻头。扩孔器与钻头的级配要合理, 否则起不到修整孔壁、保持钻孔直径合乎标准尺寸以及扶正和稳定钻头的作用, 并且要像使用钻头一样进行排队使用。
5 结论
(1) 石油钻井扩孔技术具有十分广阔的应用领域, 随着石油钻井工艺技术的不断发展, 它的作用和地位将变得越来越重要。
(2) 通过借鉴国外的扩孔钻井工具的设计和特点, 使我国的扩孔工具研究快速发展, 并取得了良好的应用效果。
参考文献
[1]许俊良.JK215-237型随钻扩眼工具的研制[J].石油机械, 2004, 32 (10) :42-43[1]许俊良.JK215-237型随钻扩眼工具的研制[J].石油机械, 2004, 32 (10) :42-43
[2]马清明, 王瑞和.随钻扩眼工具与岩石摩擦接触的数值模拟研究[J].机械科学与技术, 2006, 25 (8) :909-912[2]马清明, 王瑞和.随钻扩眼工具与岩石摩擦接触的数值模拟研究[J].机械科学与技术, 2006, 25 (8) :909-912
[3]王国杰, 樊玉光, 王宏来, 等.石油钻井扩孔工具研究及应用[J].石油矿场机械, 2006, 25 (8) :909-912[3]王国杰, 樊玉光, 王宏来, 等.石油钻井扩孔工具研究及应用[J].石油矿场机械, 2006, 25 (8) :909-912
[4]李润, 李黔.双向随钻扩眼器刀翼设计研究及应用[J].石油矿场机械, 2009, 38 (4) :74-76[4]李润, 李黔.双向随钻扩眼器刀翼设计研究及应用[J].石油矿场机械, 2009, 38 (4) :74-76
[5]剪树旭, 文均红, 王向东, 等.国产扩孔器研究应用现状及展望[J].石油钻探技术, 2003, 12[5]剪树旭, 文均红, 王向东, 等.国产扩孔器研究应用现状及展望[J].石油钻探技术, 2003, 12
钻井工具 篇3
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.
钻井工具 篇4
1 事故概况
番禺35-2-1井是一口预探气井, 完钻井深4864米, 垂深4395.14米, 井斜22.3°, 水深302米, 由某半潜式钻井平台承担作业, 实测井底温度高达160℃。井身结构为:36"井眼×30"导管+16"井眼×13-3/8"套管+121/4"井眼×9-5/8"套管+8-1/2"井眼×7"尾管。
该井在下完7"尾管后使用某外国公司的大满贯电测仪器进行电测, 在3780米~3700米之间多次遇阻遇卡, 测完主曲线后, 下放仪器串到4080米处补测重复曲线, 仪器出套管鞋后失去信号通讯。起仪器, 当上提至2500米处, 发现总张力突然下降2000磅。仪器取出后, 发现电测工具电缆琵琶头严重变形, 且橡皮马龙头断裂, 仅剩下4m左右的长度, 落鱼长度36.8米、重量0.9吨、鱼顶最大外径85.8mm, 鱼顶带23米的电缆。
2 事故分析
胶皮电缆断口有5根钢丝断面比较平滑且没有拉伸变形, 判断为切痕, 剩余电缆钢丝断口为拉断。本井是一口斜井, 仪器在井下不居中。井底160℃的高温导致胶皮电缆的胶皮性能变差;电测过程几次遇阻的拉力足够压碎胶皮扶正器, 使得电测仪器贴近井壁, 仪器过套管鞋时, 胶皮电缆的胶皮刮到套管鞋处, 造成部分钢丝被刮断, 导致仪器失去信号通讯;剩余部分钢丝由于受力集中相继被拉断, 上提至2500米时, 电缆的剩余钢丝不能支持仪器本身重量而全部被拉断。
电测仪器打捞存在以下难点:a、本井井斜30度, 井深4864米、井眼轨迹不规则, 钻进过程中摩阻30吨。b、受南海东部冬季风影响, 平台升沉达2m, 落鱼在泥浆中的重
3 打捞过程
鉴于鱼顶有23米电缆的存在, 首先使用带有内捞绳器的钻具进行打捞, 从3732m开始至4307m钻具多次遇阻, 分析认为钻具将落鱼从3732m推至4307m, 遇到井壁的台阶后被卡死。当旋转钻具并确认有效圈数后起钻, 内捞绳器上无落鱼, 打捞工具前端的侧面被磨的光滑, 判断内捞绳器坡口挤进落鱼与井壁之间所致。根据外捞绳器结构, 能打捞电缆, 同时不会挤进落鱼和井壁之间, 选用外捞绳器进行第二次打捞, 外捞绳器上无落鱼, 外捞绳器锥状前端无碰痕。根据两次打捞过程分析, 落鱼在4307米处的可能性不大, 但井下仪器带有中子源, 为避免损坏仪器第三次打捞选用卡瓦打捞筒。卡瓦打捞筒下放到4308.6米进行打捞, 卡瓦打捞筒上无落鱼;打捞筒外壁无碰撞痕迹, 引鞋无磨损, 基本认定落鱼没有在此井段。考虑到落鱼带放射源, 第四次下冲洗头探落鱼位置, 冲洗头慢慢下探至4800米基本无遇阻, 断定落鱼已经在井底。第五次打捞使用三球打捞器, 下探至4837.8m, 泵压开始上升, 下压10吨后起钻, 打捞工具捞获12.15米长的落鱼。出井落鱼底部断裂, 断口变形, 变形部位长度0.58米, 遗留井底落鱼长24.65米, 其中带有一个密度源, 离断裂面0.73米。第六次下冲洗头探鱼顶4850.7m, 而理论鱼顶为4839m, 判断井底未出井落鱼已经断裂为至少两段。落鱼鱼头不规整且断口以下73厘米带有密度源头, 考虑到密度源的保护, 无法进行磨铣或套铣, 给下步打捞作业带来相当困难。下钻至4840米监测放射性含量无异常, 打水泥弃井。
4 总结及建议
螺旋井眼在裸眼井段普遍存在, 打捞工具刚性过大易导致打捞失败, 这是前3次打捞失败的主要原因;
对于温度较高、裸眼较长的井, 慎用胶皮电缆进行测井, 推荐使用绝缘棒替代胶皮电缆。
对于类似大满贯电测仪器且鱼顶以上带有电缆的落鱼, 推荐使用带铣鞋的卡瓦打捞筒而非采用捞钩的方式打捞。
对于此类电测仪器打捞, 有必要下一趟柔性较好的钻具探明鱼顶位置, 以便有的放矢地打捞。
参考文献
[1]蒋希文.钻井事故与复杂处理[M].北京:石油工业出版社, 2001[1]蒋希文.钻井事故与复杂处理[M].北京:石油工业出版社, 2001
钻井工具 篇5
关键词：雪姆钻机,潜孔锤工艺,空巷,砾岩
T200车载钻机, 采用伸缩桅杆和顶驱动力头装置, 可无极调速, 液压传动均匀稳定, 动力功率大, 配套泥浆泵排量大, 浆液输送压力较大, 输送管路可以随时完成气、水互换, 钻具拧卸机械化程度强, 起放钻具灵活, 劳动强度低, 适合大口径钻进多种碎岩工具随时转换。
针对老区空巷多, 漏失严重, 砾岩、辉绿岩坚硬, 仅采用雪姆机械常规钻进对砾岩只能疲劳碎岩, 而使用潜孔锤空气钻进如果没有相应的机械设备, 明显辅助时间增多, 劳动强度增大, 不能发挥最佳效果。因此, 采用雪姆T200车载钻机, 辅以潜孔锤空气钻进, 既满足空气钻进无水作业, 穿越采空区、强漏失、贫水区, 又取得砾岩地层高频冲击碎岩效果。同时, 顶驱式动力、机械手又使常规设备接、提钻具的作业高强、笨拙变得简单、灵活, 且改换相应工艺简单方便, 遗弃传统碎岩方式开孔至终孔不变, 硬岩层笨磨、慢碾的作业方式。
使用T200钻机潜孔锤钻进, 先后在山西、贵州、鹤岗等地区成功地完成多个煤层气实验井, 平均机械钻速达到12m/h, 效率高, 质量好, 施工中未出现孔内事故。
1 空气钻井的前景及优越性
针对坚硬、裂隙、多断层地区, 浅部空巷较多层位, 常规钻探只能慢慢研磨, 机械钻速低, 强漏失处理手段投各类堵漏剂、801胶、锯末、黄土、砂石、豆秸、树枝等效果均不明显, 直至全部充填才能继续施工, 消耗大量人力、物力、作业时间, 对砾岩几乎没有办法, 孕镶金刚石钻头也只能是疲劳破碎, 造成施工周期长, 相应的孔内事故也增多, 材料消耗较大。
潜孔锤钻井不需要施工用水、高频冲击, 它的机械钻速高, 环状间隙大, 需要转速低, 空气压力大, 上返流度高达900~1 000m/min, 且气态循环介质黏度小, 高速携带岩粉, 孔底净化好, 孔壁受击打频率降低, 利于孔壁维护, 穿过复杂地层较常规钻进容易得多, 且坚硬地层对潜孔锤钻速影响不大, 地层越坚硬潜孔锤钻进反而越平稳, 平均钻进速度可达到12m/h, 效率高, 钻速提高幅度较大。
2 潜孔锤空气钻井技术的应用
2.1 潜孔锤空气钻井工艺技术原理
潜孔锤空气钻井是以空气为循环介质, 针对地层倾角大, 钻头压力要适当控制, 防止钻头随地层倾角方向钻进造成孔斜超限, 用900XHH/1150XH (排气量25.5或32.6 m3/min对应排气压力500或350psi) 寿力空压机对空气进行加压, 增压为高压气体, 高压空气经立管三通压入钻具内, 钻头切削地层时空气对钻头进行冷却, 空气上返同时完成携带岩屑, 空气和岩屑经井口进入排砂管线, 最后经水化降尘排泄到岩屑池, 井口排砂管线上各安装一个岩屑取样器及气样取样器, 便于录井截获岩样和气样, 利用除尘器消除钻屑粉尘, 流程见图1。
2.2 潜孔锤空气泡沫 (雾化) 钻井工艺原理
空气泡沫 (雾化) 钻井的空气流程与纯空气钻井流程一致, 但需要使用一台雾化泵 (泡沫泵) , 在立管三通处泵入泡沫基液, 与进入立管中的空气混合发泡, 其他设备与纯空气钻井相同, 空气泡沫钻井的空气需求量只是纯空气钻井空气量的1/3。
3 潜孔锤空气钻进钻具级配
第一, 需要在钻头附近加装一个浮阀, 其目的是防止钻具在泄压时造成钻具内壁环空的空气倒流形成真空, 将岩屑倒灌堵塞钻头, 影响正常的空气钻进。第二, 在连接方钻杆的钻杆顶部装1只单向阀, 其目的是接单根时, 泄压时间短, 缩短接余尺时间, 避免接单根时间过长造成井下异常, 实际作业一般在空气钻井过程中每钻进100~200m左右加装单流阀1只, 减少辅助时间, 有效防止接单根时孔内事故的发生概率。针对井身要求加装扶正器, 合理防斜, 实践应用钻具组合较为合理, 如表1所示。
4 结语
钻井工具 篇6
1 工作原理
图1和图2为CCV接头的结构,图1为上部分,图2为工具下部分。
从图1、图2中的CCV接头结构图中可以看出,图1和图2实为一整体,只因标注需要才把他们分2图,顶部接头和下部公扣扣型一致,扣型为168.28mm(6讙讌″)REG或114.3mm(4讓讈″)IF,长度约3m,外带一组不绣钢球(投球时用),接头中部有4个直径25mm的旁通循环孔,具体的内部结构和工作原理如下:
(1)钻具组合,下到预定位置,此时钻具组合处于正常的工作状态,相当于一个接头。投球后,泥浆运送球到达球座后,压力升高,憋压,打开泥浆循环孔,继续憋压,使球通过上球座而进入球篮,
此时泥浆循环孔处于开的位置,可以提高泥浆泵的泵冲,以提高环空返速,在工具内部仍有部分泥浆通过钻头进行循环,保证冷却和润滑的作用。
(2)在这个位置,CCV接头可以用来打堵漏剂,如果堵漏剂会损坏井下工具,例如CCV接头下接有MWD,为了不损坏MWD,我们可以再投入一个球,把流向钻头的泥浆关闭,此时100%的排量经过环空。
(3)如果想使钻井液再次全部从钻头通过,则再投一个球,泥浆运送球到达球座后,压力升高,憋压,使球能过球座,压力下降,工作球和用于关循环孔的球将一起被泥浆送到球篮,而CCV接头上的循环孔也同时被关闭,开和关能够使用多少回,主要取决于接头里的球篮容量,可以容纳8个或12个不等。
2 应用情况分析
2.1 DIFFRA-2R井
中原油田钻井一公司757钻井队2004年3月所钻进的DIFFRA-2R井是DIFFRA-2井的重钻井,既是一口探井也是定向井,长城钻井公司打的DIFFRA-2井由于钻遇裂缝性漏层而最终报废,所以施工难度非常大,我们同样钻遇到该漏层,最后我们下CCV接头,采取边漏边钻法在井口一直不返泥浆的情况下连续用清水钻井3d,可以说创造了一个奇迹,穿过漏层后顺利下入244.48mm(9讙讌″)技术套管。
(1)首先,加强对DIFFRA-2井及其邻井进行研究分析,发现该井和邻井都在钻进AMAL地层中钻遇漏层,且漏失量都在15～20m3/d,例如DIFFA SOUTH-1井的漏失量如表1所示,而DIFFA-2井直接由于井漏导致卡钻,原井眼报废。
(2)打完二开后,钻具组合为:钻头+螺杆+MWD+CCV接头+钻铤+加重钻杆+钻杆。2004年3月10日,工况为正常钻进,钻井参数:钻压为2～3t,顶驱转数为60r/min,泵冲双泵75,泵压20MPa,钻时28m/h,当钻进至1 847.65m时,司钻发现钻具突然放空,泥浆工程师和井架工发现泥冰浆槽不返泥浆。立即起钻至套管鞋1 497m,同时不停地向环空灌浆,环空泥浆不能灌满,接方钻杆,小排量泵冲25进行循环,泥浆不返,泥浆工程师准备堵漏剂,堵漏剂主要是云母片和果壳,颗粒比较大。
(3)下钻至1 820m,打开CCV接头,打7 950L(50bbl)的堵漏剂,成份为MICA,NUT SHELL(果壳),CaCl2,泥浆不返,没有立压;起钻5柱,往环空灌浆5m3,不返;再次下至1 820m,再打12 720L(80bbl)堵漏剂,泥浆不返,没有立压;起8柱,往环空灌浆5m3,泥浆不返;起钻至1 495m(套管鞋在1 497m),当天累计漏失225.5×104L(1 465bbl),约23m3。
(4)起钻,下光钻杆打水泥塞,再起钻,组合钻具,钻具组合为:钻头+钻铤+CCV接头+钻铤+加重钻杆+钻杆。打水泥塞,泥浆不返。
准备好清水和高黏堵漏剂,打开CCV接头,用清水和高黏堵漏剂继续钻进,在钻进的过程中,活动钻具,没有遇阻和多拨的现象,钻至1 995m,钻时1～2m/h,三开完钻,循环井眼,再次打开CCV接头,打19 500L(100bbl)高黏堵漏剂,短起下,到井底后,再打29 250L(150bbl)高黏堵漏剂,起钻,并成功下套管至1 986m,开泵冲到1 995m井底,固完井。该井顺利穿过漏层,为该井下一步施工奠定了坚实的基础。
注:1bbl=159L;1ppg=0.1198g·cm3
2.2 NEEM-11井
2.2.1 该井发生井漏的原因和事故处理过程中的难点
2006年12月,757钻井队施工的NEEM-11井发生严重的井漏井下复杂事故,该井在事故的处理过程中难点和发生的原因主要有以下几个方面:(1)漏层在2 213～2 250m之间,为裂缝性漏失;(2)井眼在800～700m之间为易缩径井段;(3)1 350～1450m之间有流沙层,井壁垮塌严重,井径很大;(4)井壁已经彻底破坏,井眼状况不好;(5)处理过程中,泥浆已经漏完,新配泥浆性能达不到处理复杂的要求;(6)漏失越来越严重,泥浆液面在什么位置不得而知,套管以下地层垮塌、缩径在所难免,施工难度非常大。
2.2.2 事故发生的经过和前期处理情况
2006年12月11日10:00在钻至井深2 217m后进行随钻测斜,测斜完循环过程中发现井漏。(钻具组合为:250.8mm(9讙讎″)PDC+Motor+MWD+247.65mm(9讕變″)STB+177.8mm(7″)DC)
灌泥浆,但无返出。测得泥浆漏速为95m3/h,共计漏失243m3。发现井漏后队上组织人员快速起钻,同时配高黏堵漏泥浆。起钻至1 700m,泥浆准备完毕,下钻至井底堵漏,使用19 500L(100bbl)堵漏泥浆,泥浆返出。5min后再次漏失,继续灌入堵漏泥浆至返出后起钻至套管鞋(700m)静止1.5h,泥浆漏失轻微。
下钻至2 215m,下钻泥浆返出正常,开泵后发现泥浆继续漏失。泵入堵漏泥浆15m3,同时发现泥浆返出。鉴于井下钻具组合复杂而贵重的事实,起钻更换牙轮钻头,甩掉螺杆、MWD和扶正器后下钻。下钻到底后,我们边漏边打,强穿漏层,钻进至2 220m,井内不返泥浆。又泵入15m3高黏泥浆堵漏后起出套管鞋,静止1.5h后再次下钻至井底,循环过程中发现漏速没有减小,泵冲稍有提高井眼不返泥浆,随即起钻。
下光钻杆准备堵漏,下钻到2 213m沉沙遇阻,由于下不到漏失层位,决定起钻。组合18m钟摆钻具,下入井底后发现轻微漏失,按指令钻进至2 225m,泥浆无返出。起至2 213m,重新建立循环。在井中泵入9.5m3堵漏泥浆,起钻下光钻杆到井底,用斯伦贝谢水泥车泵入20m3堵漏剂。起钻至1 800m循环,无漏失。
2.2.3 使用ccv(可多次开关式循环分水接头)处理井漏事故过程
起钻并组合18m钟摆钻具带CCV工具下钻。
下钻到井深2 170m遇阻,划眼到井底,泥浆一直有漏失,钻进至2 228m,不返泥浆,停泵投球,泥浆不经过钻头从CCV接头旁通建立循环,泵入堵漏剂到漏失层位后起钻至井深1 820m,关封井器在1.7MPa(250psi)蹩压10min,将堵漏剂挤入漏层,继续起钻配堵漏泥浆,泥浆到位后下钻至2 219m遇阻,泵入较大颗粒堵漏剂后起钻。
起钻至792m后上提遇阻,多次活动无法起出,接方钻杆,投球建立钻头循环,循环期间多次采用上提钻具、坐卡瓦倒划眼的方法依然无法起出,下钻至1 800m后起钻至792m依旧遇阻,多次开泵,上提活动数次起出,起出钻具后发现分水接头损坏,泥浆从离钻头3.2m旁通阀处短路循环,钻头水眼、钻头接头全部被堵漏剂填死。
更换新的牙轮钻头、分水接头(CCV)、震击器,组合钻具下钻,鉴于井下复杂的事实,分段循环下钻至井深2 162m遇阻,划眼至井深2 218m时发现不返泥浆,泵入堵漏剂提高泵冲后泥浆返出,边漏边划到井底2 228m,钻进至井深2 232m时再次不返泥浆,循环配堵漏剂,由于漏速太快,立即起钻,起钻到井深834m开始遇阻,同时755～756m之间遇阻严重,上提下放都有遇阻现象。起至737m时,井底钻具无法起出,循环开泵下放转动都正常采取了反复倒划眼的办法后,遇阻钻具顺利提离遇阻点。起钻过程平稳。
钻具起出后,扶正器泥包。钻头及CCV良好。
简化钻具组合,甩掉扶正器分段循环下钻处理泥浆,循环下钻期间无漏失。下钻到2 202m在循环划眼时开始缓慢漏失。为了保证最大限度地揭开漏层,利用CCV打堵漏泥浆,采取边漏边打的办法,强行穿越漏层。期间钻具放空2次,漏速加快,泵压下降,在钻进至2 250m时泥浆消耗完了起钻。
下钻至1 057m,遇阻,划眼至1 111m。下钻至1 422m,遇阻,划眼。划眼过程中,钻具上提遇阻,钻具无法提出,阻点井深2 151m。采取了通过下放钻具循环的办法,在震击器的作用下多次上提解卡。在划眼至漏层顶部2 200m时,下划至2 225m时开始不返泥浆,强划到井底,漏速比前几次更快,泵压很低,下钻进2m后因泥浆数量不充足,起钻。起至2 232～2 222m遇阻,上提下放在震击器的作用下解卡,上部井段起钻正常,但一直灌不满泥浆。
起钻,换牙轮通井,下光钻杆固井,井眼恢复正常后组合螺杆+MWD+CCV接头钻具下钻钻进。
2.2.4 从该井使用的情况得到的结论
从该井的处理过程中可以看出CCV在处理井下漏失及漏失后的遇阻有以下3大优点:
(1)下钻分段循环,打堵漏剂,特别是大颗粒的堵漏剂,避免堵水眼,为边漏边钻提供了技术保障。
(2)在发生重大漏失以后,泵入大颗粒的堵漏材料后,造成水眼和井下动力工具堵死,仍可通过CCV进行旁通循环,避免了在起钻过程中遇阻无法开泵而导致井下更复杂更难处理的现象。
(3)CCV接头可以用来分段打堵漏剂,对深井、超深井的承压试验打入大小不同、类型不同的堵漏剂提高很好的技术保障。
3 结论
用CCV接头进行堵漏,在井漏发生时能够及时地进行堵漏或预堵漏,提高环空排量等方面技术有着极大的优点,而其最大的钻井工艺就是进行边漏边钻,成功的边漏边钻技术大大地降低了钻井成本,节省了泥浆材料,缩短了钻井时间,由于漏失后井底的压持效应降低,机械钻速得到了大幅度的提高,节省了大量的堵漏时间和堵漏材料。
CCV接头的其它功能也在其它的区块和井队生产中得到了广泛地应用,但也有一些缺点,例如,在边钻边漏的钻井过程中,还没有考虑对生态环境的破坏。CCV接头在我国的使用具有广泛的前景。例如,在新疆塔地区,该区块在石炭系下统巴楚组5 000～5 500m这个范围含有上百米厚的盐膏层,所以上部地层就需要进行预堵漏,为提高井液密度穿盐进行试压试验,且封堵的层位不同,堵漏剂要求也不一样,其中T726井在承压试验中就花了15d的时间,如果使用CCV接头,则能够节约好多起下钻的时间,从而提高效益。
摘要：在油气勘探开发中,研究先进的钻井工具、新工艺、新技术对降低钻井成本、降低事故发生率、提高钻井效率有着重要意义。钻井过程中发生的轻微的漏失会使钻井工作中断,如井漏得不到及时处理,还会引起井喷和卡钻等事故,CCV(Centurioncirculate valve(可多次开关式循环分水接头))接头的出现,对处理井漏事故复杂提供了工具保证和技术支持。
关键词：井下工具,井漏,分水接头
参考文献
[1]徐同台.井壁稳定技术研究现状及发展方向[J].钻井液与完井液,1997,14(4).
[2]赵辉.加快深井钻井速度的几点建议[J].民营科技,2008(3).