2014年  42卷  第4期

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涪陵页岩气田钻井技术难点及对策
牛新明
2014, 42(4): 1-6. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.001
摘要:
涪陵页岩气田是我国第一个投入商业化开发的页岩气田,其地表和地下地质情况均十分复杂,与常规油气藏和国外页岩气田相比,其开发过程中钻井施工难度较大。根据大量翔实的资料,从井壁稳定、轨迹控制、固完井质量以及降本增效等方面论述了涪陵地区页岩气田钻井工程中存在的主要技术难点,并对其主要原因进行了分析。在此基础上,针对性地提出了解决上述钻井技术难点的技术思路和方法,并在涪陵地区页岩气钻井技术研究成果的基础上,指出下一步应深化钻井地质特征精细描述、开展三维井眼轨道优化设计及控制、强化钻井提速技术攻关、完善钻井液与完井工艺配套等研究,以持续提高涪陵页岩气田的钻井效益。
中国石化页岩气油基钻井液技术进展与思考
林永学, 王显光
2014, 42(4): 7-13. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.002
摘要:
围绕着页岩油气资源和复杂地层常规油气资源勘探开发对钻井液技术的需求,介绍了中国石化近年来油基钻井液技术研究进展与应用情况,包括油基钻井液技术难点、关键处理剂的研发、柴油基和矿物油基等多套油基钻井液体系的研制、配套工艺技术及现场应用等多个方面。同时根据国内外油基钻井液技术的对比和技术发展的需求,探讨了中国石化页岩油气资源钻井液技术的发展方向。
关于内外压力对油井管柱稳定性影响问题的再讨论
韩志勇
2014, 42(4): 14-20. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.003
摘要:
文献[1](李子丰.内外压力对油井管柱等效轴向力及稳定性的影响[J].中国石油大学学报:自然科学版,2011,35(1):65-67.)的结论可分为2部分:其一,否定传统理论,文献[2](韩志勇.关于内外压力对油井管柱轴向力和稳定性影响问题的讨论[J].石油钻探技术,2013,41(6):12-18.)已经对此进行了详细的分析和讨论;其二,给出了内外压力对油井管柱稳定性是否有影响的结论,认为“内外压力对悬挂油井管柱的稳定性没有影响;内外压力本身对两端固定油井管柱的稳定性没有影响;两端固定后内外压力的变化对油井管柱的稳定性有影响”。本文重点讨论第二部分结论。通过4个例题的计算,证明文献[1]关于悬挂管柱的结论仅仅适用于非梯度压力,而对液柱压力或液柱压力与非梯度压力的组合,则是不正确的。通过逻辑关系分析,认为文献[1]关于两端固定管柱的结论是自相矛盾的,“内外压力本身对固定管柱的稳定性没有影响”的结论是不正确的。研究发现,文献[1]在公式推导中有严重错误,认为两端固定管柱的下端仍然存在液压力,而且推导出的公式在应用中存在很大的局限性。文献[1]在公式推导中出现严重错误的根源在于不承认虚力的存在。
彭水区块页岩气生产井排采方式研究与应用
夏海帮, 袁航, 岑涛
2014, 42(4): 21-26. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.004
摘要:
为了实现彭水区块页岩气井快速排液,降低压裂液对储层的污染,提高返排率,促进页岩气快速解吸,在分析彭水区块页岩气藏基本特征和生产特点基础上,分析了低压页岩气井不同生产阶段的生产特点,并从工艺上提出了不同的解决方法,形成了彭水区块页岩气井压裂后快速排液、稳定降压和自喷生产的“三段式”排采方式。该排采方式在彭水区块3口已投产页岩气水平井现场应用后,取得了较好的开发效果,为彭水区块低压页岩气井的有效勘探和开发提供了新的技术支持。
遇水膨胀封隔器关键技术研究
马兰荣, 王德国, 韩峰, 刘阳
2014, 42(4): 27-31. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.005
摘要:
针对常规封隔器在大尺寸及不规则井眼中使用可靠性较差的问题,开展了遇水膨胀封隔器技术研究。采用了测试遇水膨胀橡胶膨胀率和封隔能力等的方法,优选了遇水膨胀橡胶的配方:橡胶D1+70%吸水聚合物+20%补强剂A+40%补强剂C。通过室内试验分析了温度及盐溶液对遇水膨胀橡胶的影响规律,结果表明:随着温度的升高,遇水膨胀橡胶的膨胀率增大,但当温度高于120 ℃时,其膨胀率随温度升高而降低;盐溶液的离子强度越高,遇水膨胀橡胶的膨胀率越低。分析了遇水膨胀封隔器的膨胀密封机理,并采用有限元方法分析了遇水膨胀橡胶不同膨胀率下的封隔能力,发现遇水膨胀橡胶的膨胀率越大,封隔能力越强。现场应用表明,遇水膨胀封隔器能解决常规封隔器在大尺寸及不规则井眼中使用可靠性较差的问题。
层状页岩水力压裂裂缝与岩体弱面的干扰机理研究
彭春耀
2014, 42(4): 32-36. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.006
摘要:
为了进一步认识水力压裂裂缝在层状页岩中的扩展行为,以四川盆地龙马溪组页岩为研究对象,根据Mohr-Coulomb准则,研究了水力压裂过程中层状页岩压裂裂缝与弱面的干扰机理,以及基质破坏、弱面剪切破坏、弱面张开破坏所对应的临界液压;根据断裂力学,研究了弱面在张开和剪切破坏下的剪切滑移量,建立了水力压裂裂缝与岩体弱面干扰理论模型,并对其进行了应用分析。实例计算分析表明:0° α 20°时(α为弱面法向矢量与最大水平主应力方向的夹角),水力压裂裂缝中的液压容易促使岩石基质发生破坏;25° α 75°时,水力压裂裂缝中的液压容易促使页岩沿弱面剪切破坏;80° α 90°时,水力压裂裂缝的液压容易促使页岩沿弱面张开;剪切滑移量受弱面上摩擦系数、剪应力、正应力的共同影响,其中剪应力是剪切滑移的驱动因素。研究认为,当弱面发生张开或剪切破坏后,弱面滑移量与裂缝长度成正比,与弹性模量成反比;建立的理论模型与现场压裂微地震监测结果基本吻合,可用来预测水力裂缝与弱面的干扰行为。
基于矿物组分与断裂韧度的页岩地层脆性指数评价模型
廖东良, 肖立志, 张元春
2014, 42(4): 37-41. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.007
摘要:
利用岩石力学参数计算页岩地层脆性指数其结果存在不确定性,而由矿物组成得到的结果不能反映地层的实际脆性。为此,在用矿物组分计算地层脆性的基础上,引入断裂韧度作为每种矿物的加权系数,建立了页岩地层脆性指数评价新模型。用页岩地层的岩石力学模型、脆性矿物模型和建立的新模型分别计算了某井页岩地层的脆性指数,并对其结果进行了对比。结果发现,在岩石力学参数异常段,新模型的评价结果比岩石力学模型高10%左右,且评价结果与压裂效果一致。研究表明,新模型的脆性指数与断裂韧度之间呈负线性关系,地层断裂韧度越大,则脆性指数越小,反之亦然。分析认为,该模型有效避免了单一矿物含量模型带来的缺陷,同时新模型与页岩地层的含气量和有机质含量无关,对页岩地层来说是一种高效的模型。
川东南页岩气井压裂降压技术
周成香, 周玉仓, 李双明, 胡圆圆
2014, 42(4): 42-47. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.008
摘要:
为实现川东南超深页岩储层有效改造,并最大限度地降低压裂施工压力,提出了优选射孔参数、进行压前酸液预处理、设计降阻率高的滑溜水体系及采用前置粉砂段塞技术等技术对策。通过分析和计算,采用φ89 mm射孔枪配合 SDP40HMX28-8 射孔弹,60°相位和18孔/m的孔密进行射孔。利用川东南超深页岩储层的岩心进行了溶蚀试验,根据试验结果结合地层特点确定了15.0%HCl+1.5%HF+2.0%高温缓蚀剂+1.5%铁离子稳定剂的酸液配方。根据地层特征,通过室内试验优选了配方为0.2%高效减阻剂SRFR-1+0.3%复合防膨剂+0.1%复合增效剂+0.02%消泡剂的滑溜水,其性能稳定,易返排,黏度约9~12 mPa·s,降阻率大于75%,对地层的伤害率小于10%。现场应用表明:采用优化后的射孔参数进行射孔,可以满足降低孔眼摩阻的要求;应用优选的酸液进行压前预处理,施工压力降低10~15 MPa;采用前置粉砂段塞技术,可以有效降低裂缝弯曲摩阻,达到降低施工压力的目的。这表明,采用提出的技术对策可以降低川东南超深页岩气井压裂施工压力。
托甫台区块含盐膏层深井井身结构优化设计
刘彪, 白彬珍, 潘丽娟, 牛丽霞, 樊艳芳
2014, 42(4): 48-52. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.009
摘要:
为解决托甫台区块深井钻井过程中长裸眼穿过盐膏层时火成岩地层易漏、易塌及盐膏层易卡的问题,确保安全快速成井,将地应力分析软件Drillworks对测井资料的反演结果与实钻、测试资料结合,分析了托甫台区块地层的三压力剖面;利用巴西劈裂法与应力-应变试验评价了火成岩地层的强度;根据成像测井资料和电镜扫描结果分析了火成岩裂缝分布特征,分析了桥堵技术难以提高火成岩地层承压能力的原因。通过以上分析,确定了托甫台区块含盐膏层深井的3个必封点与1个风险点,并据此设计了“专封盐膏层”井身结构。实钻效果表明,“专封盐膏层”井身结构可以解决托甫台区块深井长裸眼钻穿盐膏层过程中的井漏、坍塌和卡钻等井下故障。
Macondo深水井漏油事故防喷器系统失效原因分析
金业权, 胡满, 吴谦, 纪永强
2014, 42(4): 53-58. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.010
摘要:
深水防喷器系统是深水井控的核心设备,它的失效是导致Macondo深水井漏油事故的重要原因之一。为了识别Macondo井防喷器系统的主要失效原因,采用故障树分析法结合其防喷器失效过程进行分析,建立了具有14个基本事件的系统失效故障树。通过求解故障树的最小割集和径集,分别找出了系统失效的10种模式,对基本事件进行结构重要度计算,结果表明,剪切面有钻杆接头、内BOP阀门未关闭、水下蓄能器漏失等是导致系统失效的主要原因。对Macondo井防喷器系统失效概率的近似计算与实际情况相符,验证了失效原因分析的正确性。该研究有助于对Macondo深水井漏油事故的进一步分析,对深水防喷器的设计和选用也具有一定的理论指导作用和参考价值。
定向滑动钻进控制新方法研究
李智鹏, 易先中, 陶瑞东, 尤军, 张建荣, 许京国
2014, 42(4): 59-63. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.011
摘要:
在用螺杆钻具进行定向钻井时,由于井眼摩阻大,常导致工具面调整困难和滑动钻进托压。针对该问题,研究了有效结合了顶驱可编程控制器和传感器的滑动钻进控制新方法。首先,分析研究了钻具滑动前后摩擦力的变化规律和控制扭矩旋转钻具减小井眼摩阻的方法。然后,通过5个传感器的实时数据采集,依据现场技术人员的经验和操作方法,将其转换为计算机可以执行的控制程序,建立了以可编程控制器为核心的人机控制界面,用可编程控制器计算了调整工具面所需的旋转角度,并将工具面准确调整到设计的角度;根据大钩悬重和压差Δp判断是否出现托压,出现托压时用可编程控制器计算不改变工具面的旋转扭矩,以计算的扭矩为限值左右旋转钻具减小井眼摩阻,直到压差Δp0,解决滑动托压。相关应用表明,新方法能大幅减小井眼摩阻,提高机械钻速,是目前螺杆钻具滑动钻进中最有效的控制方法。
元坝气田大尺寸非标准尾管固井技术
蒲洪江, 张林海, 侯跃全, 周小飞, 刘建
2014, 42(4): 64-68. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.012
摘要:
为解决元坝气田开发井三开技术尾管安全下入和提高封固质量的技术难点,在分析总结元坝气田陆相地层固井技术难点的基础上,根据套管悬重与悬挂器坐挂后的过流面积选择合理的非标准尾管悬挂器,确定了尾管悬挂器的性能参数;根据固井防气窜与提高固井质量的要求,选择了合适的水泥浆与前置液体系;为保证套管安全下入和提高水泥环胶结质量,制定了针对性的通井、承压及循环洗井等井眼准备措施;为提高水泥浆顶替效率,设计了合理的入井管串结构与固井工艺措施,形成了可以提高陆相复杂地层固井质量的综合固井技术。该技术在元坝气田现场应用后,固井质量合格率达100%,优质率达54.5%。研究结果表明,大尺寸非标准尾管固井技术可以解决元坝气田陆相地层的固井技术难点。
可循环强抑制性稳定泡沫钻井液研究
舒小波, 孟英峰, 万里平, 李皋, 刘厚彬, 张宇睿
2014, 42(4): 69-74. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.013
摘要:
针对泡沫钻井过程中一次性泡沫使用量大、耗材多以及井壁易失稳的问题,从泡沫循环以及泥页岩抑制机理出发,通过评价不同处理剂的性能,研制了可循环强抑制性稳定泡沫钻井液。采用常规泡沫性能评价方法、泡沫循环性能测试以及泥页岩抑制性能测试对其综合性能进行了评价。结果表明:NaCl质量分数、岩屑含量以及煤油加量分别达15%时,该泡沫钻井液在130 ℃下滚动16 h后,发泡体积维持在400 mL以上,说明其具有较好的抗温、抗污染能力;调节pH值进行8次循环以后其发泡体积仍维持在500 mL以上;泥页岩在该泡沫钻井液中的一次、二次滚动回收率达96%以上,泥页岩经其处理后的硬度与经白油处理后的硬度相近。研究结果表明,应用可循环强抑制性稳定泡沫钻井液进行钻井,可以避免地面泡沫大量堆积,降低钻井成本,同时能有效抑制黏土水化膨胀,且抑制性能持久,有利于维持泥页岩地层的稳定。
鄂尔多斯盆地伊陕构造单通道井完井固井技术
郭文猛, 党冬红, 朱泽鑫, 徐明会, 陈光, 黄霞
2014, 42(4): 75-78. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.014
摘要:
为提高鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造单通道井完井固井水泥环的封固质量及界面胶结强度,选用剪切稀释性良好的隔离液体系,有效隔离钻井液与水泥浆;采用微珠低密度水泥浆封固非产层,降低薄弱地层发生漏失的风险;采用胶乳水泥浆封固产层,保证产层水泥环具有良好的抗高温、防气窜性能;通过选择合适的固井工具,设计合理的完井管串,制定固井技术措施,有效解决了管内水泥塞长、替空、顶替效率差等问题,形成了单通道井完井固井技术。伊陕斜坡构造15口单通道井应用了该技术,固井质量优良率100%,优质率达到66.7%。这表明,单通道井完井固井技术能有效提高伊陕斜坡构造单通道井的固井质量。
丛式水平井井组压裂工艺技术研究及试验
何青, 李国锋, 陈作, 李月丽, 刘世华
2014, 42(4): 79-85. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.015
摘要:
为提高致密砂岩气藏的开发效益,基于储层工程地质特征、单井测录井、随钻伽马等资料,采用三维两相模型气藏数值模拟和全三维网络模型裂缝数值模拟相结合的方法,优化了丛式水平井井组的裂缝整体布局、裂缝参数和施工参数。盒1层、山1层和太2层的参数优化结果为:裂缝采用等间距交错布局,缝间距150 m,裂缝数量7~9条,裂缝半长150~200 m,裂缝导流能力30 D·cm;施工排量4.0~5.0 m3/min,前置液体积分数35%~40%,平均砂比21%~25%,单段加砂量35~45 m3。DP43H和 DPT-27 丛式水平井井组压裂后无阻流量分别达到77.6×104和73.2×104 m3/d,平均单井无阻流量分别为12.9×104和18.3×104 m3/d,比同层位邻井分别提高1.5和2.2倍,压裂施工时间比单井累计施工时间分别缩短11和17 d。研究结果表明,丛式水平井井组压裂技术是致密砂岩气藏提高单井产量、缩短施工周期、降低施工成本的有效手段。
矿物纤维增强覆膜砂的界面力学模型研究
陈诚, 姚晓, 武明鸣, 宋金波
2014, 42(4): 86-90. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.016
摘要:
为深入了解纤维复合防砂技术中纤维复合砂体的增强作用机理,对纤维与覆膜砂表面树脂层的界面性质进行了研究。基于纤维增强复合材料的剪滞理论模型,对单纤维-树脂层微元体进行了界面力学分析;根据矿物纤维覆膜砂体的特征,对剪滞理论模型进行了修正,建立了可定量计算纤维覆膜砂体抗压强度的剪滞理论力学模型。研究发现,覆膜砂体具有宏观颗粒多孔特征和树脂反应收缩产生的大量微裂缝和微孔隙,使砂体应力集中,导致其在60和80 ℃温度下的抗压强度分别为2.75和8.88 MPa;矿物纤维与覆膜砂体为点接触,每个接触点的有效粘结长度为0.3 mm左右;覆膜砂体中加入0.2%矿物纤维后,纤维复合砂体的抗压强度比空白砂体提高了0.92 MPa。研究结果表明,最大剪应力与纤维有效粘结长度呈双曲正切函数关系,纤维有效粘结长度等于所用覆膜砂粒的半径,修正模型从界面力学的角度解释了纤维增强覆膜砂的作用机理,并可在较小误差范围内定量计算适当纤维掺量下纤维复合砂体的抗压强度。
双基团二次交联调剖体系试验研究
陈东明
2014, 42(4): 91-96. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.017
摘要:
针对裂缝性油藏调剖堵水措施成功率低、效果差,堵剂在注入过程中漏失严重等问题,研制了一种利用部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)的2个不同基团分别和2种交联剂反应形成高强度的聚合物调剖体系。经过组分用量分析,确定适用配方为:5 000~7 000 mg/L HPAM+125 mg/L有机铬交联剂+80 mg/L苯酚+120 mg/L乌洛托品+80 mg/L增强剂,考察了温度、pH值、矿化度对该调剖体系性能的影响,对比了双基团二次交联调剖体系与2种交联剂单独使用时调剖体系的成胶性能。采用单管和双管并联岩心封堵试验模拟调剖体系的调剖过程,试验结果表明,调剖体系对单管岩心的封堵率高于99%,突破压力大于36 MPa/m;对双管并联岩心中高渗岩心的封堵率在98%以上,对低渗岩心的封堵率低于15%。研究表明,双基团二次交联调剖体系可以降低在裂缝中的漏失,减轻进入微裂缝对油流通道造成的堵塞,在裂缝性油藏调剖堵水中具有良好的应用前景。
非对称裂缝压裂气井稳态产能研究
任俊杰, 郭平, 彭松, 姜凯凯
2014, 42(4): 97-101. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.018
摘要:
为了准确预测非对称裂缝压裂气井的产能,指导和优化气井压裂,根据保角变换原理,通过引入气体压力函数,建立了裂缝内气体流动的微分方程组,最后通过求解微分方程组得到了非对称裂缝压裂气井的产量计算公式。利用某油田非对称裂缝压裂气井的数据,验证了推导出的非对称裂缝压裂气井产量计算公式的准确性。利用该计算公式分析了裂缝的非对称性对压裂气井产能的影响,结果表明:在其他参数相同的条件下,裂缝的非对称性越严重,压裂气井的产量越低;当井底流压较高时,裂缝的非对称性对压裂气井产量的影响较小;当井底流压较低时,裂缝的非对称性对压裂气井产量的影响较大。因此为获得较高的产能,应尽可能保证压裂裂缝沿井筒对称分布。
基于电参数的螺杆泵杆管偏磨预判研究
黄伟, 甘庆明, 张磊, 辛宏, 杨海涛
2014, 42(4): 102-106. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.019
摘要:
针对螺杆泵采油中存在的杆管偏磨问题,建立了基于电参数的抽油杆偏磨分析模型。通过模型分析发现:抽油杆扭矩和轴向力的变化都能反映工况的变化;抽油杆扭矩与沉没度正相关,与油管半径负相关;当扭矩和轴向力发生变化时,抽油杆的偏磨程度就会发生变化,该变化会在电流和有功功率参数中反映出来。结合现场故障井数据分析得出:有功功率对工况变化的敏感性强,尤其对中小驱动装置或电机轻载情况,比电流具有更强的反映工况变化的能力;当抽油杆磨断时,电流会有一定程度降低,而有功功率则产生明显突变;含蜡量、转速和沉没度偏高所引起的杆管偏磨监测曲线的变化趋势与基于电参数的抽油杆偏磨模型的分析结果一致。根据研究结果,提出用自动调速功能控制沉没度波动;通过控制系统自动调整螺杆泵转速的方法改变液面深度,使杆管磨损程度大幅度降低;应用自动连续监测方法确定螺杆泵井的合理热洗周期,从而预防含蜡量偏高所引起的杆管偏磨。
厚层底水油藏油井临界产量计算方法
涂彬, 韩洁, 孙键
2014, 42(4): 107-110. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.020
摘要:
为了更有效地开发厚层底水油藏,针对厚层底水油藏存在立体渗流的特点,将厚层底水油藏内近井区的流动近似为三维球形向心流,基于稳定渗流理论推导了考虑近井区空间渗流影响的厚油层临界产量计算公式,并通过实例验证了其正确性。利用推导的临界产量计算公式,分析了油层厚度、射开厚度和垂向渗透率对临界产量的影响,结果表明,厚层底水油藏的临界产量随着油层厚度、垂向渗透率的增大而增大,随着射孔厚度的增厚先增大后减小。该研究结果可为厚层底水油藏开发合理控制油井产量提供参考。
基于UG/OPEN的PDC钻头切削参数仿真方法
况雨春, 陈玉中, 屠俊文, 张智
2014, 42(4): 111-115. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.021
摘要:
采用仿真方法进行PDC钻头切削参数的量化是钻头个性化设计的重要技术手段。为提高PDC钻头钻进仿真的效率及精度,并与钻头三维设计系统实现无缝连接,在PDC钻头切削参数理论及切削量计算方法的基础上,利用UG软件的布尔运算功能进行了二次开发,基于UG/OPEN快速获取切削量的原理建立了PDC钻头井底模型,将钻头的切削过程等效为几何结构的布尔减运算,通过数值运算获取切削体积、接触面积、切削力等参数。研究结果表明,切削参数仿真结果与既有数值方法仿真结果的变化趋势相同,并且具有更高的精度和仿真效率。基于UG/OPEN的PDC钻头切削参数仿真方法为切削参数获取提供了一种新的方法,可以为个性化PDC钻头的快速设计提供参考。
改进膨胀尾管悬挂器悬挂力技术研究
谷磊, 韩峰, 刘明, 赵晨熙, 李夯, 邵志香
2014, 42(4): 116-119. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.022
摘要:
为提高膨胀尾管悬挂器的悬挂力和膨胀过程中膨胀锥与膨胀本体的润滑性能,对膨胀尾管悬挂器的膨胀结构进行了改进,在膨胀本体外壁镶嵌金属块提高其悬挂能力;通过在膨胀本体内表面和膨胀锥表面预涂固体润滑涂层,提高其润滑性能,降低膨胀力。膨胀尾管悬挂器膨胀试验表明:膨胀本体镶嵌单组金属块的悬挂力达到200 kN,与未镶嵌金属块相比提高了3倍;预涂固体润滑涂层后膨胀力为268 kN,与未经过润滑相比降低了21%。这表明,在膨胀本体外壁镶嵌金属块可以提高膨胀尾管悬管挂器的悬挂润滑性能,在膨胀本体内表面和膨胀锥表面预涂固体润滑涂层的方法可以改善悬挂器的润滑性能。
一种适用于普通PDC钻头的新型超高压流道设计
韩立国, 周龙昌, 徐依吉, 吴琪
2014, 42(4): 120-124. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.023
摘要:
为了突破井下水力增压器只能与特制钻头配套使用的局限性,进行了适用于普通PDC钻头的新型超高压流道设计。根据高压管压力损耗计算,设计了新型分流结构,确定了导流管直径和长度;通过超高压水射流分析,优化了喷嘴结构、喷嘴圆锥段收缩角、喷嘴尺寸参数;通过室内系统测试,验证了不同压力下各部件及连接处的密封性能。由理论分析得知,分流机构上端的理论壁厚下限为3.1 mm,综合考虑施工流量和压力影响,设计超高压管道直径8 mm,配合高压软管长度400 mm,高压水射流喷嘴最大流量系数下的收缩角为13°,高压喷嘴出口段圆柱段的长度选取喷嘴出口直径的2~4倍。现场试验表明,新型超高压流道使平均机械钻速提高71.95%。研究得出,超高压双流道直联式流道系统的分流装置、导流装置、超高压喷嘴满足了现场作业要求,井下增压器直接与普通PDC钻头配合使用拓宽了其应用范围。
丁页2HF页岩气水平井钻井技术
何龙, 胡大梁, 朱弘
2014, 42(4): 125-130. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2014.04.024
摘要:
丁页2HF井是部署在川东南丁山构造的一口页岩气水平井,目的层为志留系龙马溪组,设计井深5 655.00 m。该井钻进中面临陆相地层厚度大、上部地层出水、气体钻井应用井段受限、地层可钻性差、钻头选型困难、长水平段托压严重、斜井段泥页岩井壁稳定性差等技术难点。为此,首先分析了丁山构造的工程地质特征;然后,结合邻区实钻资料,在钻进中综合应用了气体钻井、高效钻头优选、PDC钻头配合螺杆复合钻井、强封堵油基钻井液和漂浮下套管、三凝水泥浆体系等技术。实钻表明,这些技术的应用效果良好,不但使丁页2HF井顺利钻达目的层,而且完钻井深达到5 700.00 m,创造当时国内页岩气水平井最深纪录。对该井应用的钻井技术和工艺及具体实施效果进行了分析,认为形成的丁页2HF页岩气水平井钻井技术,可为丁山构造页岩气水平井钻井提供参考。