液控随钻扩眼器球座冲蚀规律及结构优化

在随钻扩眼的过程中,扩眼器球座的冲蚀较为严重,尤其是球座旁通孔附近。基于冲蚀理论与固液两相流理论,结合DPM离散相模型对扩眼器球座进行冲蚀模拟分析,研究不同因素对扩眼器球座冲蚀的影响规律。此外,利用正交试验方法,研究各参数对冲蚀磨损的影响程度,并优化扩眼器球座结构。通过极差和方差分析可知:影响球座冲蚀磨损的因素依次为流量>含砂比>颗粒直径,最优工艺参数组合为:流量35 L/s、含砂比3%、黏度0.028 Pa·s、颗粒直径0.25 mm、颗粒密度1 500 kg/m~3,此时球座的冲蚀率最小,为4.52×10^(-6) kg/(m~2·s)。为了减少扩眼器球座的冲蚀,对球座进行结构优化,优化后球座旁通孔角度为顺时针倾斜45°、圆角半径为7 mm、个数为6,相比优化前的球座冲蚀率降低了24%。

双向随钻扩眼器刀翼设计研究及应用

借鉴金刚石钻头的设计理论,针对随钻扩眼器切削刀翼的特殊性,提出了一套专门适用于液压控制式双向随钻扩眼器刀翼冠部形状设计与布齿的理论及方法。应用该理论方法设计的扩眼刀翼既能满足扩眼作业的需要,又易于刀翼的加工制造。

推力可控的投球式液压随钻扩眼器

随着我国油气勘探开发向地球深部进军,由深井超深井环空间隙小及大段盐膏层的存在带来的塑性地层卡钻、钻井液安全密度窗口窄等钻井工程难题对井身结构设计、钻井施工和固井质量提升带来了严峻挑战。为此,在分析国产扩眼器结构和功能局限性的基础上,通过结构设计、安全性模拟、流场分析及室内实验,研发了一种投球激活液压式可控随钻扩眼器并开展了现场试验。研究结果表明:①工具在极限钻压、极限扭矩、极限提拉工况下的安全系数分别为2.42、1.70、1.23,安全性能满足现场需求;②工具通过调节钻井液排量来控制刀翼推力,可以满足不同地层的扩眼需求;③工具在小排量时压耗变化更为明显,可通过投球后小排量憋压以判断工具在井下的工作状态;④室内及现场试验表明,工具投球后能够稳定执行刀翼展开和收回动作,试验井段目标扩眼井径241.30 mm,实际平均扩眼井径241.49 mm,相比扩眼前井径平均扩大14.53 mm,扩大率6.4%,与预定目标吻合。结论认为,可控随钻扩眼器有效缓解了地层缩颈导致的电测遇阻、挂卡等问题,为解决盐膏层缩颈、非常规套管作业提供了重要技术手段。

多级变径随钻扩眼器研制及刀翼受力与钻压分配分析

深层小井眼采用随钻扩眼器进行扩眼作业时存在井眼缩径、固井质量差和卡钻频繁等问题。为解决该问题,基于随钻扩眼器基本结构和工作原理,采用新型变径结构,研制了一种多级变径随钻扩眼器;建立了随钻扩眼尺寸与主动活塞轴向位移之间的函数关系,并分析了扩眼器刀翼的受力情况;采用双因素计算方法分析了该扩眼器的钻压分配情况,得到了随钻扩眼器钻压分配比对扩眼尺寸、钻具锐度及地层抗压强度的影响规律。分析得知,随钻扩眼器的钻压分配比与钻遇地层抗压强度、扩眼尺寸呈正比,与扩眼器锐度呈反比,该扩眼器的理论井径扩大率为7%~20%。研究认为:对随钻扩眼器进行钻压分配分析,可以指导扩眼器的设计及领眼钻头的选型;研制的多级变径随钻扩眼器为提高扩眼效率提供了技术支撑。

机械偏心式随钻扩眼器在渤海油田大位移钻井中的应用

渤海油田相关区块的首批开发井作业过程中普遍存在着下尾管困难等情况,直接影响了钻井时效,对海上油气开发带来了不利影响。介绍了渤海油田相关区块的首批开发井作业过程中尾管下入困难的原因,分析了机械偏心式随钻扩眼器技术应用的可能性。实践表明,机械偏心式随钻扩眼器的应用可以有效确保海上油田大位移钻井作业中的安全。

新型多级可变径随钻扩眼器结构设计

设计了一种利用钻井液作用在芯轴上的压差推动扩眼刀翼伸出的新型液压式多级可变径随钻扩眼器,以实现一次起下钻完成多种井眼尺寸的扩大,同时通过投球憋压的方式解决刀翼的卡阻问题。为确保扩眼刀翼能够在扩眼井段顺利伸出完成作业,建立了钻井液在井下钻具组合以及井眼环空中的流动模型,得到芯轴尺寸对芯轴所受钻井液作用力的影响规律以及钻井液流量对芯轴所受钻井液作用力的影响规律,确定了芯轴的直径和钻井液的流量;依据平面轴对称理论扩眼器的投球解卡原理进行了分析,得到了投球座与芯轴间的过盈量对接触压力的影响规律,确定了投球座与芯轴之间的过盈量和投球座高度;以动量定理和质量守恒为基础,提出了投球憋压钻井液冲击压强的计算方法,得到了钻井液初始速度对冲击压强的影响规律。

随钻微扩眼器研制及应用

弯螺杆钻具组合在水平井钻进中会形成螺旋状井眼,井壁上微台阶、微狗腿现象突出,导致实际井径比预期井眼小,易造成起下钻困难,划眼、电测和下套管时间长。在调研国内外随钻微扩眼器相关技术的基础上,研制了一种适用于Φ215.9 mm水平井的偏心式随钻微扩眼器,采用上、下两组螺旋刀翼清除井壁上微台阶、修整井壁改善井身质量,同时对岩屑床具有扰动破坏作用。现场应用表明,随钻微扩眼器微扩井眼效果好,应用井段的井径扩大最高9.53%;有助于减少划眼作业时间,提高起下钻时效,应用井段电测、下套管期间无遇阻现象。

随钻水力扩眼工具在渤海自营油田的成功应用

渤海自营油田QHD32-6-D29H2井Ф152.4 mm井眼下完井防砂管柱遇阻,扩眼钻进面临地层松软易产生新井眼、井壁稳定性差易发生井下复杂情况、井身结构复杂对扩眼工具强度要求高等难题。优选了可动翼液压式扩眼器进行扩眼作业,总结了一套随钻水力扩眼器使用流程和关键技术点,同时提出了钻井液性能控制技术、预防新井眼技术等关键配套技术措施,并在QHD32-6-D29H2井成功实施扩眼钻进作业,为类似随钻扩眼工具处理井下复杂情况提供了新思路,具有推广应用价值。

小间隙套管程序使用的底部钻具组合

减小分层套管柱之间的间隙能有效降低钻井成本。在海上深井钻井作业中 ,为维持表层套管和防喷器足够的额定压力 ,需要使用小间隙套管程序。小间隙套管程序采用的井底钻具组合主要有随钻扩眼器和可膨胀稳定器。详细介绍了新型随钻扩眼器和可膨胀稳定器的结构特点 ,并重点阐述了随钻扩眼器上反向喷嘴的功能。最后用实例说明了随钻扩眼器及可膨胀稳定器在墨西哥湾的应用情况 。

表层套管钻井技术在红山嘴油田的应用

为了降低钻井成本、减少井下事故,实现油气储量经济有效的开采,克拉玛依油田开展了表层套管钻井技术的试验研究,针对油田地质特点,立足于工艺及工具设备的自主研发,进行了套管钻井工艺及工具配套技术的研究,研制出套管悬挂器及随钻扩眼器,并在新疆准噶尔盆地红山嘴油田进行了4口井的现场试验,取得了较好的效果,平均机械钻速相对于常规钻井提高了92.2%。证明套管钻井技术经过完善后,可望达到降低钻井成本、提高效益的目的,具有广阔的发展前景。

浅部大位移超长水平段I38H井轨迹控制技术

I38H井是渤海某油田调整井中的一口先期排液水平井,后期转入注水作业,为满足周边3口井的注采关系,设计水平段长达827.0 m,同时该井为一口目的层位于明化镇、水垂比达2.47的浅层大位移井,为安全、顺利实现钻井作业,通过对I38H井井身结构的优化、井眼轨迹的合理设计以及贝克旋转导向工具和随钻扩眼器等工具的使用,最终成功完成钻井作业。