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钻头新技术
2002美国钻头新技术概览(三)
三、金刚石产品国际公司(DPI)的新型PDC钻头系列
金刚石产品国际公司(DPI)推出了一个新型系列的PDC钻头,该公司称之为SpeedDrillPDC钻头系列,该钻头系列集SpeedReamer双中心钻头的优点和LoTorque可操纵钻头系列的特殊功能于一身,产生出一种革命性的钻头结构,既有高的机械钻速、长的使用寿命、更好的定向控制,又经久耐用。
这种SpeedDrill钻头的设计是,先在井中打出一个初始领眼,留下已释放了应力的岩层再由扩眼器进行钻进。
该钻头使用了两处保径结构来稳定钻头,从而减小钻头振动的阻力和钻头回旋。
在这种钻头的领眼和扩眼器部分各有一个螺旋形保径结构,这样便加大了与井壁的有效接触而不会影响钻头的清洗效果,同时也在一定程度上减小了钻头排屑槽的跳动现象。
为了钻得更快且效率更高,SpeedDrill钻头采用了SpeedReamer的切削齿技术,随着领眼钻头对地层的钻进,它能使岩石释放应力,这样便可以使扩眼器以较小的能量有效地钻出较大的井眼,这不但能提高机械钻速,同时还能使钻出的井眼更为光滑平缓。
该公司的LoTorque技术能够在不影响钻头清洗能力的基础上实现钻头对井壁的有效接触。
通过减小排屑槽的跳动,SpeedDrill钻头在钻进时能够减少切削齿的损坏并提高机械钻速。
其领眼钻头和扩眼器部分上的切削齿都是经过特别成形处理的,可以提高钻头的定中力并产生平缓的切削动作。
这些稳定元素的有机结合使得SpeedDrill钻头在定向井钻进过程中的效率更高。
自这种产品被推出以后,其优良的钻井性能已在300多次钻井应用中得到了证实,应用范围涉及到了从美国阿拉斯加北坡地区到得克萨斯州南部、从南美到北海和中东等广范围的地区。
在泰国湾的钻井中,该钻头在许多井中的机械钻速都超过了152米/小时,在这些钻井中都不同程度地涉及到了复杂的水平井段。
在委内瑞拉的一次钻井中,一只8.5英寸的SD944型SpeedDrill钻头在63.5小时内钻进了271米,平均机械钻速为4.3米/小时。
而某竞争对手的一只8.5英寸的PDC钻头在附近邻井中钻进271米却用了81个小时,平均机械钻速仅为3.35米/小时。
因此,SpeedDrill钻头使钻井时间缩短了17.5个小时,将每英尺(约0.3米)钻井成本从167美元降低到了102美元。
这只SpeedDrill钻头从井中起出后几乎没有什么损坏,且其性能评价优良。
DPI公司于去年10月份又对一种新型的具有特殊设计功能的SpeedDrill钻头原型进行了试验,中东地区的一家钻井作业公司使用标准的SpeedDrill钻头已成功地完成了多次钻井作业,这家公司提供给DPI公司一个12.25英寸的井眼井段以供该公司试验其新型结构的第一个原型产品。
DPI公司的新型SD546SSpeedDrill钻头成功地钻穿了水泥塞、套管鞋和整个1387米长的井段,其机械钻速比邻井其它钻头的最佳钻头性能提高70%,为用户节省了21.3万美元的钻井费用和4.4天的钻井时间。
(完)
四、联合金刚石公司的新型PDC钻头结构设计
美国精密钻井公司的联合金刚石分公司推出了一种新型PDC钻头。
该公司称,这种新型钻头重新定义了PDC钻头的设计原理和应用。
这种新系列的钻头为UD513,它是在破岩动力学和分析工程学的基础上设计出来的,从而最大程度地优化了钻头性能及其钻井效率。
该公司的首只UD513钻头曾于2000年10月份被用于在加拿大的班夫地层中钻井,该钻头在27个小时内共钻了1454米,平均机械钻速为47米/小时,仅在两天内便钻到了总深。
自此以后,这种钻头已成功地钻进了1600多次,其中有560次为定向井。
据使用过这种钻头的用户称,UD513钻头的主要优点是其具有恒定的扭矩值,因而可使钻头的井下性能更为稳定。
而该钻头的坚固特性又使其可以在过去PDC钻头使用不是很成功的较硬地层中钻进。
使用UD513钻头,钻井作业商能够用一只钻头在硬地层中一次钻到总深,从而节约了因起下钻更换钻头所需的钻机时间。
另外,这种钻头还能在整个钻井过程中保持一致的井径,进而可节省大量的注水泥费用。
这种UD513钻头在加拿大西部典型的胶结砂岩和深而致密的碳酸盐地层中都取得了成功的钻进效果,这类地层在世界上算是较为难钻的地层。
以这些钻井经验为基础,联合金刚石公司目前在全球市场范围内推广这种钻头,最大程度为钻井作业者带来高质量井眼效益并节省钻井时间,目前这种钻头已被用于美国和中东地区的钻井。
UD513PDC钻头的尺寸范围为从37/8~143/4英寸,其结构特点是刀翼数目少(5刮刀),并采用了13毫米的非平面型PDC齿。
其5个刀翼皆为螺旋型非对称刀翼,加之其最耐用的切削齿尺寸,使得这种钻头能够实现最优的切削深度,并有助于延长钻头寿命。
这些设计特征的基础是基于这样一种观点,即破碎地层所需的金刚石有一个最优的量,如果超过该量则钻头便实现不了其最有效的工作性能。
该钻头设计还采用了力平衡技术,即其切削力成分在径向平面上被中性化以使钻头工作更为稳定。
另外,其抗回旋特征也有助于钻头更为稳定而保证其高效的切削结构。
UD513钻头在技术方面的另一个先进之处体现在:
它是世界上第一只无接头(即柄部)的PDC钻头。
其超短的一体式钢体结构使其不需要钻头柄,而在该钻头上所采用的专利硬质合金敷焊技术又减小了通常对钢体的冲蚀影响。
由于这些设计原理的应用,使得这种钻头性能稳定,可以钻更硬的地层,钻速更快而且进尺更深。
这种钻头已在多种类型的井中为钻井作业者节省了大量的钻井时间。
比如在加拿大的比洛伊地层中,一只77/8英寸的UD513钻头在一口S形井中定向钻进到1155米的测量深度,其自表层钻套管开始的位移达到了358米,在不到4天的时间内便钻到了总深。
在墨西哥的伯哥斯盆地的直井钻井中,UD513钻头钻到610米总深的平均时间缩短到了大约39小时,而在邻井中一只其他公司的PDC钻头钻610米深却用了76个小时。
在委内瑞拉,一只81/2英寸的UD513钻头被用于定向钻进2774米,该井造斜率高达10度,这只钻头仅用了180个小时便打到了总深,而在邻井中所用的一只镶齿钻头钻同样深的井段却用了220个小时。
据该公司称,如上所述仅列出了这种钻头大量成功例子的一小部分。
而实际上,UD513钻头革命性的创新结构开创了PDC钻头技术的新思路,并大大推动了该钻头技术的向前发展。
五、史密斯钻头公司的新型钢齿牙轮钻头
美国史密斯钻头公司推出的新型Twist&Shout钢齿钻头系列是应用IDEAS(集成动态工程分析系统)设计环境及其最新的多轴加工能力设计制造的,以便在传统钢齿钻头的基础上实现钻头性能的大幅度提高。
应用IDEAS系统设计的钻头应用了钻井方面最新的软、硬件技术,而且,用这种技术所设计制造的钻头在用户实际使用之前便可以得知其实际性能能力。
该公司认为,传统的钢齿钻头钻进时几乎是同时以齿顶全长吃入地层,这样便会使齿顶承受较大的冲击载荷,致使切削齿敷焊层产生角部掉块使齿早期失效。
而“扭曲”型钢齿钻头则是以齿的角部开始吃入地层,然后逐渐给齿顶加载,最后以滚动方式退出地层,大大减小了齿顶的冲击载荷。
使钻头牙轮钢齿呈扭曲状能使其齿顶加长并使齿的表面积更大,这样便可对其施加更多的表面硬敷焊材料,从而大大提高其耐磨能力。
另外,通过提高钻头的刮削能力,可以使钻出的岩屑较大,进而提高钻头的机械钻速。
因此,这类优化的刮削作用、较长的齿顶、对齿顶逐渐加载的有机结合使钻头的性能和可靠性大为改进。
对所有的牙轮钻头而言,钻头齿的位置和几何形状决定了齿通过地层时的运动方式,钻头上的每一排齿都有其自身独特的切削动作,我们必须正确理解和利用这些原理才能提高整个钻头的整体效率。
所有的Twist&Shout钻头都采用了史密斯钻头公司的新型MIC2硬面敷焊材料,这种材料是一种极为耐磨的材料,将其敷焊到独特的弓形齿顶钢质基体几何形状上,可实现切削齿表面的全敷焊且每个齿上所接受的敷焊材料要比传统钢齿钻头多35%~60%。
由于这种钻头上的齿是呈扭曲状的,所以每一排齿都能拥有其最佳的刮削方向,这样就使齿对地层的剪切作用和接触面积都达到了最大化。
另外,为每一排齿设计特定的扭曲角度意味着为整个钻头优化了齿和齿排的受力分布、机械钻速、齿的磨损及其刮削距离。
这种优化的结果可能是某些内排齿的扭曲方向与外排齿的扭曲方向呈相对状态,这样便会设计出更为智能和更具进攻性的钢齿切削结构。
另外,该公司的Twist&Shout钻头还采用了微加长喷嘴,与常规喷嘴相比,这种喷嘴进一步提高了水力的冲击力,提供了更强的漫流冲洗作用,使得不用提高流速和泵压便能获得更好的井底清洗效果。
Twist&Shout钻头的另一个特点是其在井壁和井底交界处能形成X形的钻凿齿坑。
用带有传统钢齿保径齿排的钻头钻井时,常常会出现钻头齿痕的重复研磨现象,即钻头齿落入已经切削过的地层,这样便会降低切削效率、导致机械钻速降低并加大齿的磨损。
而如果使至少一排保径齿朝着相对于其他牙轮的方向扭曲的话,则这排齿便会以另一个方向去切削地层从而形成X形的破碎模式并钻掉所有的重复研磨模式,这种切削方式对于在深井、高静水压力和过平衡钻井应用中尤为有效。
清除大斜度井井底岩屑的新方法
在一口大井斜井眼中,由于有限的泵速、钻杆的偏心度、急剧的造斜率、高井底温度和椭圆形井筒,都会使井底岩屑得不到良好清除,导致井底岩屑床的堆积,使钻头的扭矩和阻力过大,从而降低钻头的机械钻速。
在向外延伸井的钻井中,由于钻杆的偏心度波动较大,特别容易出现事故。
过去已经证实,用高密度液体来清除大斜度井井底岩屑是一种行之有效的方法,但这些岩屑一旦进入在用泥浆体系中,就必须花费昂贵的稀释费用。
为了解决这个问题,哈里伯顿能源服务公司通过其白劳德钻井液产品服务线,引进了一种叫做Sweep-Wate的新产品,用于代替大斜度井中高密度液体清扫时所用的常规重晶石。
Sweep-Wate用像常规重晶石那样的方法混合,既可用作段塞又可用于清扫井底。
当清扫开始时,它就会搅动岩屑床,并借助其增加的浮力使岩屑床上升并清除出井眼。
泥浆振动筛清除去加重材料,既无需付出昂贵的稀释费用,实际上也不影响在用钻井液体系的长期性能。
(陈山俊)
套管钻井技术运用成功
BP公司在美国南怀俄明州为调查套管钻井潜力,实施了15口套管钻井,全面审视了德士古套管系统。
BP使用德士古套管钻井工艺来钻15口井的表层和生产井段,井深为2530—2926米。
套管钻井系统
德士古使用通常的油田套管作为钻具同时钻井和下套管。
套管将水力和机械能传送到一个能用钢丝绳回收的钻具总成。
该总成悬挂在位于套管底部附近的一个异形接头上。
该钻井总成顶上的一个锁钻总成提供对套管的机械(轴向和扭转的)联接和水力密封。
它提供了一种便于插入和从套管柱取出的装置。
钻具总成的终端是锁钻总成下的领眼钻头,但可能包括其他的常规钻具组成部分,如管下扩眼器﹑泥浆马达﹑取心或定向总成等。
在大多数套管钻井实践中,领眼钻头上方用一个扩眼器来将钻的孔径扩大到最终的井眼直径。
该领眼钻头的大小要能从套管通过,而扩眼器将井眼扩大到通常下套管的大小。
例如,当用1077千克/米的套管钻井时,使用61/4英寸的领眼钻头和81/2英寸扩眼器。
该系统使用顶驱来旋转套管。
单根套管从管架上取出﹑放到鼠洞中,顶驱伸到鼠洞上与单根顶相连,然后将其提起,插入转盘中套管柱的顶上。
该单根用顶驱按通常的方式钻下去。
除定向钻井时用马达和弯套总成滑动钻进外,套管柱在钻进时一直在旋转。
沃姆萨特项目
怀俄明州中南部大绿河盆地的沃姆萨特的天然气产量主要来自深度为2438~3048米的阿尔蒙德砂岩。
这种砂岩坚硬﹑致密,原有压力相当于1.32千克/升的泥浆重量。
其上覆盖着第三系和白垩系砂岩和页岩,以及夹层煤和膨润土夹层。
生产井段的上部用清水作为钻井液钻进很快,但产层段相当硬,有很大的磨蚀性。
常规钻井用常规方法钻生产井段时,可能会遇到出水,在枯竭带和裂缝区发生井漏,以及在页岩和膨润土层出现钻头泥包等问题。
通常的设计是下12米16英寸导管,钻11英寸的孔,下85/8英寸的套管到351米,然后钻77/8英寸的孔到阿尔蒙德砂岩顶之下122米,在那里下入31/2英寸的油管,并作为生产套管固井。
用清水作为钻井液钻到产层之上几百英尺,然后换成稠化泥浆,重量约1.20千克/升。
在钻入产层前安装一个旋转头。
尽管该产层通常致密,但当钻进稍欠平衡时,它仍可能释放出足够维持一个巨大火炬的天然气。
目前,通过使用泥浆马达PDC钻头和欠平衡技术已将钻一口典型3048米垂直井的平均时间减少到15.7天。
一只PDC钻头可以从表层套管深度钻到阿尔蒙德砂岩顶部,然后用一个2型镶硬合金齿的牙轮钻头旋转钻产层段。
项目目的对套管钻井技术评价中优先考虑的是安全和环保。
一旦确认该项目能够安全地进行,下一个目标是获取关键的知识和最好的方法来改进随后要钻的井的性能,消除非计划的套管起下,钻一口有用的生产井来证明这种新技术可以作为常规钻井的一种选择。
套管钻井钻机德士古一号钻机专门为套管钻井设计,用于该项目。
该钻机使用计算机控制系统﹑液压动力系统﹑旋转系统和泵系统。
最近开发出的德士古套管夹具使套管钻井更简便,效率更高。
该夹具使得不需要在套管顶和顶驱之间进行丝扣连接。
它包括有外卡瓦(41/2~95/8英寸),以便轴向握住套管,并传送旋转扭矩。
顶驱和套管夹具使得套管的操纵更加简便,很少需要人在钻台上使用大钳。
该夹具用来使接头接近丝扣制造者的规格,并旋转套管钻井。
表层井段这15口井的表层井段都用套管钻井系统钻到大约366米。
在每个表层井段都装了底部钻具组合,当达到套管点时用钢丝绳回收。
在套管点达到之前就通知固井服务公司。
并在下钢丝绳提取底部钻具组合之前开始固井作业的安装。
15口井都用管下扩眼器和领眼钻头总成来钻表层井段。
在其中两口井用领眼牙轮钻头,而其余13口井用PDC钻头。
最初的8口井用同样的扩眼器和扩孔器牙轮伸展臂。
清水直接从储水池以1325升/分钟的排量作为钻井液循环。
套管钻井与常规井的机械钻速差不多,井下和地面工具都证明是可靠的。
表层井段时间的节省是由于不用操纵钻铤,也不用组建套管队和下套管。
典型的常规邻井通常要花8~12小时来钻表层井段。
从开钻到固井完成总计要19小时。
套管钻井让钻表层井段﹑下套管和固井总共用13~14小时,最快的时间是11.3小时。
底部钻具组合在15口井的14口井中成功地取出,而没有起套管。
通常底部钻具组合回收要45分钟,包括调查时间。
有一口表层井段的底部钻具组合未能用钢丝绳回收,因为有砂聚集在封隔器皮碗上。
锁钻总成顶部设计上的改进防止了这个问题再次发生。
生产层段钻进
最初几口井生产层段钻进的情况显然比常规钻井差,但随着问题的解决和钻井设计的改变,逐渐显示出套管钻井的速度更具优势。
图3展示了套管钻井总的钻井时间与最近90口常规钻的邻井时间的对比。
第一口井选用了一种楔形连接,用41/2英寸、11.6PPF的套管来钻生产层段。
硬质钢体外扶正器用于该套管作方向控制,以控制弯曲和防止磨损,同时提供固井间隙。
使用37/8×61/4英寸的PDC钻井鞋,将孔眼从领眼孔直径从37/8英寸扩大到61/4英寸(该钻井鞋类似一个大内径取心钻头)。
早期的经验教训前两口井分别在2355米和1489米的深度由于套管接头的疲劳导致了打捞作业。
故障是由于套管横向震动引起周期性的高应力和楔形扣的抗疲劳性有限两种因素造成的。
于是改变套管接头和套管设计,接下来两口井用套管钻到总深度,没有发生套管问题。
这种耦合接头专门为套管钻井设计,实验室试验确认它有很好的抗疲劳性。
套管柱设计也做了修改,在最下端包括了约457米23PPF的5英寸套管。
这种套管用一种平式接头,附加重量使转向点更低,在附加点有防弯作用。
井3的套管在钻产层段前被特意起出检查,其5英寸管柱上没有明显的磨损,但在管柱上方有约11个接头的联接器被磨损并更换。
井4加了平滑的硬面耐磨带来解决这种情况。
这些井41/2英寸锁钻总成的情况很好,在以高达1098升/分钟的排量旋转191小时后没有什么腐蚀。
可靠性的改进使得锁钻总成能放心地回收和重置。
改用全井眼钻头 尽管在井3和井4没有“麻烦”,但钻井时间与常规的邻井相比并没有优势。
钻井鞋不能避免泥包,这样导致了总体机械钻速不高。
这种套管鞋/领眼钻头组合在井5被废弃。
其余的井用常规的61/4英寸PDC钻头直接接在套管下接头来钻进,而且都钻到总深度,生产套管被就地固井,未将PDC钻头取出。
异形接头仍在钻头之上运行,以便在钻井浮筒失效时泵下一个注水泥浮筒。
使用全井眼钻头立即大大减少了钻井时间,使其与常规钻井相比具有竞争优势,尽管套管是从地面旋转。
井5与井6分别用了12.7和11.2天完钻。
一个试验性抗裂接头在井7下入,采用更小的喷嘴,从而改进钻头水力参数。
井5到井7紧接钻头的上方无稳定器。
尽管倾斜不大,但扭矩较高。
井8到井15钻进时使用综合固体稳定器满眼钻具组合,这使得倾斜、井眼曲折和离开井底扭矩大大减小。
井8仅用8.1天完钻,在BP钻的好几百口沃姆萨特井中完钻速度排名第三。
正如图4中所示,前1829米的机械转速与其他井相近,而最大的不同是井眼下部的机械钻速要快得多。
图上展示的常规井是在同一时期相当近的两口邻井的平均值。
该井在95个旋转小时完钻,一般的套管钻井通常为150~170个小时。
这口井钻这么快的原因未能确定,但人们认为是由于钻头上的一些不同。
项目完成 随后的井中有两口没能用单只PDC钻头钻到总深度,曾起下套管更换钻头。
套管钻井计划在钻了15口井后终止。
用PDC钻头钻的11口井平均完钻时间为14.0天(从开钻到钻机拆卸)。
项目开始时,预计井眼的稳定性、井漏和气流是大问题,而实际上套管钻井井眼保持稳定,甚至是用比常规钻井轻的约0.75PPG的泥浆钻到总深度,也没有大的泥浆漏失或井控事故发生。
从有限的操作经验来看,显然套管钻井工艺可以帮助在井壁上建立和维持一种不渗透的“滤饼”。
沃姆萨特钻井情况表明,套管能够起到钻具的作用。
结论
沃姆萨特套管钻井试点项目中钻的15口井,证明该工艺能够被成功地使用。
这种工艺改进了井眼的稳定性,减少了井漏,并使气体浸入减到最低限度,即使在用比常规钻井更轻的泥浆钻进时也是这样。
总之,在沃姆萨特地区,套管钻井的性能可与最好的常规钻井媲美,但在总体成本上并没有优势。
如果钻头的性能更加稳定,套管钻井工艺本可以在10天的时间里交井,应能显示出经济上的优势。
套管钻井系统目前处于开发阶段,很适合用7英寸以上的套管钻较软的地层。
在这些情况下,机械钻速完全可以和常规钻井媲美。
减少起下钻具可能是它的优势。
这种时间上节省对成本较高的钻井作业来说意义重大
解决油田压差卡钻问题的新方法
卡钻是在钻井作业中遭遇的井下复杂问题,一般应用油基定点注入流体来解卡,但其效果不总是令人满意。
根据实验室试验获得的有关卡钻的严重程度,压差卡钻被分成两大类:
普通压差卡钻和极端压差卡钻。
可以通过使用常规油基定点注入技术对第一类卡钻进行解卡,但无法对第二类卡钻进行解卡。
这类卡钻通常需要进行震击、洗井和侧钻等作业,这样就造成大量钻机时间的浪费和昂贵的钻柱和油井损失。
为了解决极端压差卡钻问题,目前开发出一种新型酸基配方,称作配方A。
配方A与泥饼瞬时发生化学反应,并破坏泥饼。
泥饼的化学破坏使上述两类压差卡钻解卡。
这种解卡方法对钻井液性能没有不良影响,对钻柱也没有破坏作用。
配方A用于格莱基油田和艾哈迈德巴德油田,取得了良好的效果。
格莱基油田是一个有着25年开发历史的油田,其储集层已经衰竭,泥浆比重要求已经降到0.6~0.8。
GGG油井总深2900米,水平位移660米。
从1842米到总钻深是81/2英寸井段,其初始角为7度,到2000米时已接近垂直。
在测井前进行钻柱短起下时,在2580米处,由泥岩向砂岩转变的岩性序列出现压差卡钻。
首先定点注入三次油基段塞(12立方米的柴油、12立方米的柴油和22立方米的原油与3%的Pipelax解卡剂)为钻杆解卡,没有任何效果。
钻柱震击也无效。
在这种情况下决定采用配方A,作为最后的解决方法。
这时卡钻已经历时7天。
注入配方A的总量为6立方米,其中5.5立方米注入钻头和井底钻具组合周围,0.5立方米在钻柱内。
在配方A之前和之后注入4.5立方米的柴油作为缓冲液。
经过30分钟的浸泡,为了保证钻头喷嘴通畅,置换出大约150升的配方液。
钻柱工作大约10分钟后,突然获得钻压,表明钻杆已经解卡,首先转动,随后上下往复运动钻柱。
用过的配方液在地面用熟石灰进行处理,生成沉淀物氟化钙。
艾哈迈德巴德油田的AAA油井总深1835米,水平位移904米,卡钻部位在1832米处。
经过10天的努力,使用多种方法均未奏效。
因此决定使用配方A。
在卡钻井段定点注入14立方米配方A,注入4立方米的柴油作为隔离液以避免与钻井液接触。
浸泡1.5小时后,钻柱工作不到半小时,钻柱卡钻已经解开。
通过上述两个解卡成功的实例可以看出,使用配方A进行极端压差卡钻的解卡作业是一种快速有效的方法。
与常规油基定点注入技术相比,在时间和成本方面均具有良好效果。
随钻确定套管鞋深度的先进技术
漏失—增多现象
在接单根期间观察到钻井液回流,通常可认为是井筒吞吐。
当开泵运行通时,施加于地层的压力能压开裂缝,地层使它吸入钻井液。
将泵关停时井下压力减小,使裂缝闭合,迫使相同量的流体回到井筒内。
这种井筒吞吐或呼吸的现象常会引起误解,把正在吞吐的井错误地判断为发生溢流。
在这种情况下,一项不恰当的压井措施能使问题恶化并导致井漏。
当使用油基或合成基钻井液时,其可压缩性也会导致进一步的错觉。
钻井液回流现象能由于以下原因引起:
海面钻井泵停泵、钻井液可压缩性、热膨胀、井筒吞吐、或一次实际溢流。
在接单根时熟悉这些因素的作用,对于成功地钻井是关键性的。
在深水钻井中,热膨胀和收缩可能是钻井液回流的一个重要因素,虽然在深水区域的井中由于隔水管中钻井液的体积大,钻井液在静止时应该是收缩的。
在考虑钻井液回流的原因时,往往过分强调了可压缩性。
在考虑井口密度和井下密度的关系时,钻井液的可压缩性肯定是个问题,但是它在循环密度和静止密度的差值中的作用往往是较不重要的。
起着最大作用的因素之一是海面钻井泵的开关。
在钻穿套管鞋水泥塞时,应该估计热膨胀和收缩、可压缩性及海面钻井泵开关的复合作用,作出一条参考曲线,记录下作为时间函数的钻井液回流体积。
这种曲线能够作为一项指南,用来确定吞吐的突然开始,或者钻进裸眼井段时一次溢流的突然开始。
这种方法已经被证实是早期溢流检测的一种快速而且精确的方法。
钻杆、套管防磨损综合技术
在油气田勘探开发钻井中,尤其是在深井、大位移井、水平井、大斜度井中,钻杆和套管的磨损严重,给油气田带来重大损失。
因此,钻井过程中钻杆和套管的磨损及防磨问题,已引起钻井界的密切关注。
磨损的危害
钻井过程中的磨损问题主要是指套管和钻杆的磨损。
套管磨损———它以95/8”和133/8”技术套管最为典型,在这两层技术套管之下81/2”和121/4”井段裸眼段很长,起下钻次数多,旋转小时多,加上井斜和“狗腿”的作用,套管磨损严重。
套管磨损的主要形式为偏磨,偏磨后的套管横截面呈月牙型。
一方面套管圆周上呈月牙型部位壁厚最薄,导致抗挤强度大大降低。
在高地层压力作用下,如果设计的套管安全系数没有足够大,容易导致套管挤毁,造
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