A Managed Pressure Balance Method for Wellbore Pressure Fluctuation during Downlink Communication while Drilling
-
摘要:
针对旋转导向钻井中负脉冲下行通讯引发的井筒压力波动对井控安全不利的问题，根据负脉冲下行通讯系统的工作原理和特征，建立了以立压为参照的控压平衡方法和井筒瞬态流动模型，分析了负脉冲下行通讯过程中井筒中钻井液的流动规律，并验证了以立压为参照控压平衡方法的效果。数值模拟发现：负脉冲下行通讯过程中，信号从立管向井口传播，流量波动显著畸变，压力波动显著减小，且都具有时滞效应；立压与井底压力的变化趋势基本一致，证明了立压可以作为调节回压的参照数据；控压下行通讯过程中，井底压力负波动降低了80.9%，且井底流量波动形态与恒定井口回压下行通讯的井底流量波动形态基本一致。研究结果表明，以立压为参照的控压平衡方法可以有效抑制负脉冲下行通讯过程中井底压力的波动，有利于保持井底压力稳定，且不会对负脉冲下行通讯流量信号造成干扰，为现场作业提供了理论指导。
Abstract:The wellbore pressure fluctuation caused by negative pulse downlink communication in rotary steerable drilling is unfavorable to well control safety. Therefore, based on the operating principle and characteristics of the negative pulse downlink communication system, a managed pressure balance method with standpipe pressure as the reference and a wellbore transient flow model were established. The flow law of drilling fluid in the wellbore during negative pulse downlink communication was analyzed, and the effect of the managed pressure balance method based on standpipe pressure was verified. The numerical simulation results show that the signal propagates from the standpipe to the wellhead during the negative pulse downlink communication, and the flow rate fluctuation is significantly distorted; the pressure fluctuation is significantly reduced, both of which have time delay effects. The variation pattern of standpipe pressure and bottom hole pressure is basically consistent, proving that standpipe pressure can be used as reference data for regulating back pressure. The negative fluctuation of bottom hole pressure is decreased by 80.9% during downlink communication under managed pressure, and the fluctuation pattern of the bottom hole flow rate is basically consistent with that under constant wellhead back pressure. The research results indicate that this managed pressure balance method with standpipe pressure as the reference can effectively suppress the fluctuation of bottom hole pressure during negative pulse downlink communication and maintain stable bottom hole pressure, and it does not interfere with the flow signal of the negative pulse downlink communication, providing theoretical guidance for on-site operations.
-
塔深5井是部署在塔河油田主体老区的一口预探井，位于塔里木盆地塔北隆起阿克库勒凸起。该井所在区块奥陶系油藏开发经验较为成熟[1]，但对寒武系沙依里克组、肖尔布拉克组及震旦系奇格布拉克组的储层发育特征及含油气性还不甚了解，需要钻探、分析[2]。根据相关资料，塔深5井存在寒武系下丘里塔格组被走滑断层贯穿易井漏，鹰山组下部、蓬莱坝组和下丘里塔格组局部地层倾角大易井斜，奥陶系蓬莱坝组中下部、寒武系下丘里塔格组中上部含大段白云岩、硅质云岩导致可钻性差等钻井技术难点。因此，为应对井漏问题，笔者研究了渐进式承压堵漏技术和高温超深层断裂带堵漏技术；为应对地层倾角大的问题，研究了垂直钻井工具配合大扭矩直螺杆防斜提速技术；为应对硅质云岩、巨厚白云岩可钻性差的问题，优选了六刀翼、七刀翼、八刀翼PDC钻头，配合使用扭力冲击器与等壁厚大扭矩螺杆，PDC钻头抗研磨效果好，等壁厚大扭矩螺杆输出功率大，扭力冲击器能减少粘滑振动。采用上述钻井关键技术后，塔深5井顺利钻至完钻井深9 017 m，刷新了中国石化直井最深纪录，也成为亚洲陆上最深直井。该井成功完钻，对国内外超深井安全钻井和提速提效具有借鉴意义。
1. 塔深5井概况及钻井技术难点
1.1 塔深5井概况
塔深5井目的层为寒武系沙依里克组、肖尔布拉克组及震旦系奇格布拉克组，根据地层情况，设计为五开制直井，设计井深8 890 m，其钻遇地层和各层的厚度见表1。根据设计的井身结构，该井一开、二开主要封隔奥陶系鹰山组以上地层，三开主要封隔奥陶系及寒武系下丘里塔格组等易漏、易垮地层，四开封隔寒武系地层，为完井和分层评价创造条件，五开钻进震旦系奇格布拉克组45 m完钻（见图1）。
表 1 塔深5井设计的钻遇地层及各层厚度Table 1. Formations encountered and corresponding thickness for the designed drilling of Well Tashen 5设计钻遇地层 井深/m 厚度/m 界 系 统 组 新生界 第四系 85 新近系 上新统 库车组 1 815 1 730 中新统 康村组 2 879 1 064 吉迪克组 3 449 570 古近系 渐–古新统 苏维依组 3 484 35 3 549 65 中生界 白垩系 下统 巴什基奇克组 4 198 649 巴西盖组 4 253 55 舒善河组 4 541 288 亚格列木组 4 576 35 侏罗系 下统 4 636 60 三叠系 上统 哈拉哈塘组 4 840 204 中统 阿克库勒组 4 985 145 下统 柯吐尔组 5 050 65 古生界 石炭系 下统 卡拉沙依组 5 427 377 巴楚组 5 465 38 奥陶系 中–下统 鹰山组 6 455 990 蓬莱坝组 6 765 310 寒武系 上统 下丘里塔格组 7 725 960 中统 阿瓦塔格组 8 015 290 沙依里克组 8 105 90 下统 吾松格尔组 8 275 170 肖尔布拉克组 8 785 510 玉尔吐斯组 8 845 60 元古界 震旦系 上统 奇格布拉克组 8 890 45 1.2 钻井技术难点
塔深5井钻遇的鹰山组以上地层已经过多年开发，对其认识已较为深入，钻井方面的问题不多；鹰山组以下地层存在钻井技术难点较多。在分析塔深5井地质特征和岩性的基础上[3-5]，结合井身结构设计结果、邻井调研情况，认为该井主要存在以下钻井技术难点：
1）井漏概率大。塔深5井附近存在断层，地质资料显示下丘里塔格组被走滑断层贯穿，地层破碎且破碎程度极不均匀，断层裂缝体系的封闭性、充填程度及强度不均匀。如邻井塔深2井采用密度1.45～1.52 kg/L的钻井液钻进6 747～6 930 m井段（下丘里塔格组），发生7次井漏，累计漏失钻井液1 036.04 m3，漏层埋藏深，井下温度高（140～160 ℃），常用的植物果壳类堵漏材料易碳化失效；初始漏速快，堵漏后漏速明显降低，堵漏成功后有时复漏；漏速不均匀，随着揭开新地层，漏速时大时小，时漏时不漏；井漏受控于继承发育的断裂强烈情况及岩性，所有井漏段岩性均为白云岩，漏点多，且无规律。
2）井斜难控制。奥陶系鹰山组底部、蓬莱坝组和寒武系下丘里塔格组中下部地层倾角约7°，局部发育倾角大于80°的高角度裂缝，易发生井斜。如轮探1井使用常规钻具组合钻进鹰山组下部和下丘里塔格组下部时井斜角难以控制，井斜角最大达到7.0°；塔深1井使用常规钻具组合钻进蓬莱坝组时井斜角持续增大，后期井斜角最大达26.47°；塔深2井使用常规钻具组合钻至蓬莱坝与鹰山组交界处井斜角突然增大，井斜角最大达到12.41°。
3）机械钻速低。白云岩抗压强度大（250 MPa以上）、地层厚，蓬莱坝组和下丘里塔格组发育硅质结核，研磨性高，可钻性差，机械钻速低。如邻井轮探1井三开该井段应用双摆提速工具后，平均机械钻速只有1.38 m/h。
4）卡钻风险高。断层贯穿下丘里塔格组–玉尔吐斯组，地层破碎且破碎程度极为不均匀，断层裂缝体系的封闭性和充填程度及强度不均匀，掉块多且大，形成不规则井眼。例如，邻井轮探1井7 500～8 870 m井段的平均井径扩大率为10.26%，最大井径扩大率为50.93%。
2. 钻井关键技术研究
为解决超深层高温堵漏困难的问题，优选抗温堵漏材料，优化材料配比和粒径，辅以随钻堵漏和渐进式堵漏方法逐步提高地层的承压能力；为解决井身质量控制和提速的矛盾，应用了垂直钻井工具+大扭矩螺杆的防斜提速技术，兼顾防斜和提速；为解决白云岩地层可钻性差、研磨性强的问题，选用减振耐磨PDC钻头，配合扭力冲击器与大扭矩螺杆进行钻进。
2.1 高温超深层断裂带堵漏技术
1）优选云母、蛭石及矿物纤维GT-MF、GT-1等矿物类堵漏材料，提高堵漏材料的抗温性。纤维类材料在堵漏浆中占比达到约30%，确保堵漏浆进入孔隙后能够形成团聚滞留效果，达到快速封堵目的。刚性颗粒类堵漏材料粒径配比为粗∶中粗∶细=1∶1∶2，达到大颗粒架桥，中、细颗粒递进封堵形成致密桥塞隔绝漏层的效果[6]。
2）由于钻具组合中带有螺杆和随钻监测仪器（MWD），现场不断探索堵漏材料粒径配比，可适当加入中粗云母（5%～6%）和粗云母（2%～5%），堵漏材料的质量分数最高可达到31%～37%；顶替过程中堵漏浆要全部替出钻头，避免滞留在钻具内部间隙较小的位置，造成堵塞水眼的严重后果，给下部施工带来风险。
3）根据“随钻封堵和渐进式承压堵漏”的理念逐步提高钻井液密度，全裸眼强化钻井液随钻封堵，以优质护胶膨润土浆、微裂缝随钻封堵剂MFP-1、高软化点沥青和超微细超细碳酸钙（800目、1 250目、2 500目）提高井浆屏蔽暂堵能力。井深5 876，5 876和6 419 m处起钻前泵入10%～16%堵漏浆，起至套管内适度憋压1.0～2.5 MPa，使封堵材料进入地层微裂缝孔喉，渐进式提高地层承压能力。
4）不同漏速的处理措施。针对钻进期间漏速8 m3/h以下的渗漏，可更换低目数筛布（20目），全井补充细颗粒堵漏材料，其含量保持在6%～8%，以达到随漏随堵的目的；漏速为8～16 m3/h的漏层，连续多次泵入10～15 m3堵漏浆，待堵漏浆出钻头后，漏速会明显降低，能达到强钻并揭开大段漏层的目的；针对漏速大于16 m3/h的连通性好的漏层，一次性泵入长400～500 m井筒容积的高浓度堵漏浆，然后起钻至堵漏浆上部，静置一段时间，再循环逐步提高排量，让堵漏浆充分进入漏层，形成稳定的桥塞，提高承压能力，下钻验漏，如堵漏成功，则恢复钻进。
2.2 垂直钻井工具+大扭矩螺杆防斜提速技术
邻井轮探1井在6 386～6 552 m井段采用垂直钻井工具+双摆钻具组合纠斜，未带螺杆，机械钻速仅1.17 m/h；邻井塔深1井钻进奥陶系蓬莱坝组时发生井斜，使用弯螺杆+MWD纠斜，受施工工艺限制，效果不理想，后期采用常规钻具组合钻进，井斜角最大达26.47°，未达到纠斜目的。
结合上述2口邻井的施工经验，为兼顾防斜和提速[7-10]，在监测到井斜角有增大趋势后，随即起钻并采用垂直钻井工具+大扭矩直螺杆钻进，钻具组合为ϕ311.1 mm PDC钻头+垂直钻井工具+双公接头+ϕ244.5 mm大扭矩直螺杆（螺杆上部带ϕ310.0 mm螺旋稳定器）+ϕ228.6 mm浮阀+ϕ228.6 mm无磁钻铤+ϕ228.6 mm无磁悬挂器+ϕ228.6 mm配合接头+ϕ308.0 mm稳定器+ϕ228.6 mm螺旋钻铤+ϕ203.2 mm螺旋钻铤+ϕ203.2 mm随钻震击器+ϕ139.7 mm无磁加重钻杆+ϕ139.7 mm钻杆+ϕ152.4 mm钻杆。主要钻井参数：钻压100～120 kN，转速40 r/min，排量51 L/s，泵压31 MPa，扭矩13.5～17.0 kN·m。
2.3 白云岩地层减振提速技术
寒武系巨厚白云岩使用常规PDC钻头+螺杆钻具组合复合钻进时，易出现跳钻、蹩钻和粘滑振动等问题，加之硅质结核造成岩层不均质，极易损坏钻头，钻头重复切削、粘滑，造成机械钻速较低。在调研邻井资料和国内钻井减振提速工具的基础上[11-18]，为减轻恶性振动（横向、纵向和扭向）、提高钻头切削效率和破岩效率，选用了强化减振耐磨PDC钻头，配合DeepDrill扭力冲击器与大扭矩螺杆钻具进行钻进。
根据调研结果选择史密斯钻头，并针对性优化设计了减振构型，在主切削齿后布置了尖锥齿。不同岩性选用不同数量刀翼的PDC钻头：在泥质灰岩、灰质云岩、泥质云岩等地层，选用Z616型六刀翼PDC钻头；在较纯的白云岩地层，选用Z716型七刀翼PDC钻头；在含硅云岩（蓝灰色不透明硅质岩块为主）地层，选用减振抗研磨效果最好的XZ816型八刀翼PDC钻头。Z616型六刀翼、Z716型七刀翼和XZ816型八刀翼PDC钻头的形貌如图2所示。
针对塔深5井随钻堵漏和间断进行承压堵漏的技术需求，经调研对比后选用了扭力冲击器。扭力冲击器结构简单，无涡轮、螺杆和叶轮等复杂零件，可靠性高，水眼通过性高。扭力冲击器的工作原理是，利用液力驱动，使内部摆锤在圆周方向上产生高频率（800～1 800次/min）的冲击扭矩，将原来的“剪切”破岩转变为“剪切+高频冲击”破岩，增加了破岩能量，能够缓解钻头剪切不均质岩屑时蹩卡带来的不规律振动，稳定钻头工作面。实践表明，扭力冲击器可以很好地应对硬地层，钻井提速效果显著[19-23]。
3. 塔深5井实钻效果
3.1 钻井施工简况
塔深5井采用ZJ90D型钻机进行全井钻井作业，钻井过程较为顺利，完钻井深9 017 m（比设计井深多127 m），实际钻井周期299.81 d（比设计钻井周期缩短19.19 d），提速提效明显。塔深5井实钻地层及各层厚度见表2，实钻井身结构如图3所示。
表 2 塔深5井实钻地层及各层厚度Table 2. Formations encountered and corresponding thickness during the drilling of Well Tashen 5实际钻遇地层 井深/m 厚度/m 界 系 统 组 新生界 第四系 85 85 新近系 上新统 库车组 1 915 1 830 中新统 康村组 2 834 919 吉迪克组 3 386 552 古近系 渐–古新统 苏维依组 3 478 92 3 556 78 中生界 白垩系 下统 巴什基奇克组 4 206 650 巴西盖组 4 276 70 舒善河组 4 552 276 亚格列木组 4 582 30 侏罗系 下统 4 644 62 三叠系 上统 哈拉哈塘组 4 774 130 中统 阿克库勒组 4 994 220 下统 柯吐尔组 5 006 12 古生界 石炭系 下统 卡拉沙依组 5 411 405 巴楚组 5 446 35 奥陶系 中–下统 鹰山组 6 330 884 蓬莱坝组 6 707 377 寒武系 上统 下丘里塔格组 7 615 908 中统 阿瓦塔格组 7 995 380 沙依里克组 8 029 34 下统 吾松格尔组 8 230 201 肖尔布拉克组 8 704 474 玉尔吐斯组 8 784 80 元古界 震旦系 上统 奇格布拉克组 8 943 159 苏盖特布拉克组 9 017 74（未穿） 3.2 钻井关键技术应用效果
塔深5井应用前述钻井关键技术后，总体较为顺利，但也发生了井漏、锁紧座下部套管脱扣等井下故障。因此，三开中完后采取了ϕ244.5 mm套管开窗侧钻、将设计的四开和五开合并等措施。
3.2.1 高温超深层断裂带堵漏技术
塔深5井钻井过程中，下丘里塔格组共发生8次井漏。
第1次（井深6 773.08 m）、第2次（井深6 869.69 m）井漏，裂缝较小，漏失量不大。采用配方为7.5%SQD-98（中粗）+5.0%SQD-98（细）+5.0%微裂缝封堵剂+2.5%超细碳酸钙（400目）的堵漏浆，通过降低井浆密度、降低漏层液柱压力和使用粒径小于1 mm的颗粒堵漏材料，有效封堵了漏层。
第3次（井深7 225.15 m）井漏，因井浆密度提高至1.30 kg/L而漏失，降至1.28 kg/L后正常。
第4次（井深7 259.04 m）井漏，钻遇裂缝较大，采用配方为6%SQD-98（细）+7%SQD-98（中粗）+3%云母（细）+6%微裂缝封堵剂+4%超细碳酸钙（400目）+3%云母（中粗）的堵漏浆进行堵漏，实际堵漏效果较好。
第5次（井深7 271.09 m）井漏，先期漏层暴露较少，采取静止堵漏方法，漏速降低；逐步揭开漏层，漏速明显增大，采用配方为3%SQD-98（细）+5%SQD-98（中粗）+5%SQD-98（粗）+3%云母（细）+3%云母（中粗）+5%云母（粗）+5%微裂缝封堵剂+5%超细碳酸钙（400目）的堵漏浆进行堵漏，有效封堵了裂缝性漏失。
第6次（井深7 366.10 m）井漏，因揭开了新地层而漏失，出口流量持续下降直至失返，漏速明显增大，表明钻遇新断裂带，其附近发育裂缝性漏层，采用配方为4% SQD-98（细）+5% SQD-98（中粗）+5%云母（细）+5%云母（中粗）+2%云母（粗）+5%微裂缝封堵剂+2% GT-MF +3% GT-1的堵漏浆进行堵漏。该堵漏浆中加大了中粗、粗云母的加量，堵漏浆进入裂缝过程中可以快速架桥，堵塞漏失通道，形成更为稳定的封堵塞，提高漏层承压能力。
第7次（井深7 439.34～7 478.00 m）井漏，漏速极不均匀，随着揭开新地层，漏速时大时小，时漏时不漏，说明该段地层破碎且破碎程度极为不均匀，断层裂缝体系的封闭性和充填程度及强度亦不均匀，为此，采用配方为4% SQD-98（细）+5% SQD-98（中粗）+4%云母（细）+5%云母（中粗）+4%云母（粗）+5%微裂缝封堵剂+2%GT-MF+2% GT-1+3%NTBASE的堵漏浆进行堵漏。
第8次（井深7 521.89 m）井漏，因新揭开漏层而漏失，注入堵漏浆后漏速降低。堵漏浆配方为4% SQD-98（细）+5% SQD-98（中粗）+5%云母（细）+6%云母（中粗）+5%云母（粗）+5%微裂缝封堵剂+2% GT-MF +2% GT-1 +3%NTBASE。
3.2.2 垂直钻井工具+大扭矩螺杆防斜提速技术
塔深5井5 876～6 114 m井段使用PDC钻头+垂直钻井工具+
ϕ 244.5 mm等壁厚大扭矩螺杆，进尺238 m，平均机械钻速6.25 m/h，井斜角由1.74°减小至0.40°。对比轮探1井同井段，提速约29%，井身质量达到优质。应用表明，垂直钻井工具+大扭矩螺杆防斜提速技术一方面可解放钻压，另一方面因使用了螺杆钻具可兼顾防斜和提速要求。对比分析认为，垂直钻井工具+大扭矩直螺杆钻具组合适合该地层特性，较单纯使用垂直钻井工具或使用单弯螺杆在纠斜方面有一定优势。3.2.3 减振提速技术
塔深5井6 738.00～7 144.00 和7 257.00～7 628.00 m井段钻进白云岩地层时，应用了减振提速技术，使用4只PDC钻头顺利钻至三开中完，累计进尺777 m，纯钻时间375.4 h，平均机械钻速2.07 m/h；与邻井轮探1井相比，机械钻速提高约35%（见表3）。
表 3 塔深5井与轮探1井在不同工艺下的机械钻速对比Table 3. Comparison of the ROP between Well Tashen 5 and Well Luntan 1 with different drilling technologies井号 钻头型号 钻头外径/mm 钻头生产厂家 钻进井段/m 机械钻速/（m·h−1） 提速工艺 塔深5 XZ816 311.1 史密斯 6 738.00～6 977.00 1.74 扭冲 Z716 311.1 史密斯 6 977.00～7 144.00 2.00 扭冲 XZ816 311.1 史密斯 7 257.00～7 520.00 2.36 扭冲 Z716 311.1 史密斯 7 520.00～7 628.00 2.44 扭冲 轮探1 KPM1333DST 311.1 江汉 6 716.77～6 790.00 1.09 KPM1333DST 311.1 江汉 6 790.00～6 953.00 1.57 双摆 KPM1333DST 311.1 江汉 6 953.00～7 102.00 1.49 双摆 X616 311.1 史密斯 7 102.00～7 424.00 1.40 双摆 X616 311.1 史密斯 7 424.00～7 475.67 1.64 双摆 4. 结论与建议
1）高温超深层断裂带堵漏技术现场应用效果较好，能够解决井壁物理支撑需求与断裂带实际存在的矛盾，能实现原有钻具迅速堵漏、承压何恢复钻进，缩短处理井下故障的时间。
2）垂直钻井工具+大扭矩螺杆防斜提速技术在一定程度上达到了易斜井段的防斜提速目的，但传动轴下部增加了垂直钻井工具，对螺杆的寿命和可靠性有一定影响，可考虑应用大扭矩金属螺杆，也建议螺杆钻具生产厂家强化螺杆轴承和进一步提高螺杆的输出功率。
3）减振提速技术是超硬地层提高钻头切削效率的理想选择，该技术也可减少钻头无序的弹跳、蹩钻和粘滑振动。
4）制约塔河油田超深层进一步提速的因素包括地层高温、高压和地层压实程度高等，应用的提速工具需满足井下复杂环境的要求，国内成熟的仪器、工具较少，建议进一步提高大扭矩螺杆钻具的输出功率、寿命和可靠性。
-
![]()
图 1 负脉冲随钻下行通讯系统和MPD系统的主要组成
Figure 1. Main components of negative pulse downlink communication system while drilling and MPD system
![]()
图 2 负脉冲下行通讯信息编码
Figure 2. Information encoding of negative pulse downlink communication
![]()
图 3 控压下行通讯执行流程
Figure 3. Execution process of managed pressure for downlink communication
![]()
图 4 恒定井口回压下行通讯过程中井筒内钻井液流量的变化
Figure 4. Variation of flow rate of drilling fluid in wellbore during downlink communication under constant wellhead back pressure
![]()
图 5 恒定井口回压下行通讯过程中立压与井底压力的变化
Figure 5. Variation of standpipe pressure and bottom hole pressure during downlink communication under constant wellhead back pressure
![]()
图 6 归一化立压和井底压力的变化
Figure 6. Normalization of standpipe pressure and bottom hole pressure
![]()
图 7 控压下行通讯过程中井口回压的变化
Figure 7. Variation of wellhead back pressure during downlink communication under managed pressure
![]()
图 8 控压下行通讯过程中井筒流量的变化
Figure 8. Variation of flow rate in wellbore during downlink communication under managed pressure
![]()
图 9 控压下行通讯过程中立压与井底压力的变化
Figure 9. Variation of standpipe pressure and bottom hole pressure during downlink communication under managed pressure
![]()
图 10 恒定井口回压与控压下行通讯的井底压力对比
Figure 10. Comparison of bottom hole pressures under constant wellhead back pressure and managed pressure during downlink communication
-
[1] 周英操,崔猛,查永进. 控压钻井技术探讨与展望[J]. 石油钻探技术,2008,36(4):1–4. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2008.04.001 ZHOU Yingcao, CUI Meng, ZHA Yongjin. Discussion and prospect of managed pressure drilling technology[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2008, 36(4): 1–4. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2008.04.001
[2] 周英操,杨雄文,方世良,等. PCDS-Ⅰ精细控压钻井系统研制与现场试验[J]. 石油钻探技术,2011,39(4):7–12. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2011.04.002 ZHOU Yingcao, YANG Xiongwen, FANG Shiliang, et al. Development and field test of PCDS-Ⅰ precise managed pressure drilling system[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2011, 39(4): 7–12. doi: 10.3969/j.issn.1001-0890.2011.04.002
[3] 韩烈祥. CQMPD精细控压钻井技术应用与思考[J]. 石油钻采工艺,2018,40(5):559–562. HAN Liexiang. Application and thinking of CQMPD fine pressure controlling drilling technology[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2018, 40(5): 559–562.
[4] 黄熠,杨进,施山山,等. 控压钻井技术在海上超高温高压井中的应用[J]. 石油钻采工艺,2018,40(6):699–705. HUANG Yi, YANG Jin, SHI Shanshan, et al. Applications of MPD technology in offshore ultra-HTHP wells[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2018, 40(6): 699–705.
[5] 刘伟,付加胜,郭庆丰,等. 智能控压钻井关键技术研究进展与展望[J]. 石油钻探技术,2024,52(5):42–50. LIU Wei, FU Jiasheng, GUO Qingfeng, et al. Research progress and prospects of key technologies for intelligent managed pressure drilling[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2024, 52(5): 42–50.
[6] 刘彪,潘丽娟,王沫. 顺北油气田二区断控体油气藏井身结构设计及配套技术[J]. 断块油气田,2023,30(4):692–697. LIU Biao, PAN Lijuan, WANG Mo. Well structure design and supporting technology of fault-controlled reservoir of No.2 Block in Shunbei oil- gas field [J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2023, 30(4): 692–697.
[7] 田野,王成龙,柳亚亚,等. 深水钻井中控压响应时间及其影响因素分析[J]. 石油机械,2023,51(4):61–67. TIAN Ye, WANG Chenglong, LIU Yaya, et al. Analysis on managed pressure response time and its influential factors in deepwater drilling[[J]. China Petroleum Machinery, 2023, 51(4): 61–67.
[8] 张绍槐. 现代导向钻井技术的新进展及发展方向[J]. 石油学报,2003,24(3):82–85. doi: 10.3321/j.issn:0253-2697.2003.03.018 ZHANG Shaohuai. New progress and development direction of modern steering drilling techniques[J]. Acta Petrolei Sinica, 2003, 24(3): 82–85. doi: 10.3321/j.issn:0253-2697.2003.03.018
[9] 刘建华,佀洁茹,耿艳峰,等. 动态指向式旋转导向钻井工具测控系统设计与性能分析[J]. 石油钻探技术,2018,46(6):59–64. LIU Jianhua, SI Jieru, GENG Yanfeng, et al. Design and performance analysis of the measurement and control systems of the dynamic point-the-bit rotary steerable drilling tool[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(6): 59–64.
[10] 王学明. Power Drive Xceed旋转导向钻井系统在澳大利亚Puffin-12井的应用[J]. 石油钻探技术,2010,38(5):90–94. WANG Xueming. The application of power drive Xceed rotary steerable drilling system in well Puffin-12 of Australia[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2010, 38(5): 90–94.
[11] 秦永和. 滑动导向与旋转导向钻井技术进展及发展对策[J]. 石油钻探技术,2024,52(6):1–9. QIN Yonghe. Progress and development strategies of sliding and rotary steerable drilling technologies [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2024, 52(6): 1–9.
[12] VIRALLY S J, REED C P, THOMAS J A, et al. Automatic downlink system: US 7380616 B2[P]. 2008−06−03.
[13] FINKE M D, WARREN D R II, SUN C, et al. Downlink telemetry system: US 6920085 B2[P]. 2005−07−19.
[14] KRUEGER S, KELCH T, TREVIRANUS J, et al. Method and apparatus for downlink communication using dynamic threshold values for detecting transmitted signals: US 7983113 B2[P]. 2011−07−19.
[15] 尚海燕,周静,付鑫生. 泥浆液脉宽调制方法实现下行通道[J]. 石油仪器,2003,17(1):10–12. SHANG Haiyan, ZHOU Jing, FU Xinsheng. Downlink realized by the mud-pulse width modulation[J]. Petroleum Instruments, 2003, 17(1): 10–12.
[16] 汤楠,霍爱清,汪跃龙,等. 旋转导向钻井系统下行通讯接收功能的开发[J]. 石油学报,2010,31(1):157–160. doi: 10.7623/syxb201001030 TANG Nan, HUO Aiqing, WANG Yuelong, et al. Development of downward communication receiving function in rotary steerable drilling system[J]. Acta Petrolei Sinica, 2010, 31(1): 157–160. doi: 10.7623/syxb201001030
[17] 刘景超,党瑞荣,马认琦. 导向钻井命令下传的实现方法及参数分析[J]. 电气应用,2016,35(5):38–41. LIU Jingchao, DANG Ruirong, MA Renqi. Implementation method and parameter analysis of downward transmission of steerable drilling command[J]. Electrotechnical Application, 2016, 35(5): 38–41.
[18] 左星,万昕,苏立飞. 精细控压钻井技术在四川盆地安岳气田震旦系灯影组气藏开发中的应用[J]. 天然气勘探与开发,2017,40(4):105–109. ZUO Xing, WAN Xin, SU Lifei. Application of precise managed pressure drilling technology in Sinian Dengying Formation in Anyue Gas Field, the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Exploration and Development, 2017, 40(4): 105–109.
[19] 左星,杨玻,海显贵. 精细控压钻井技术在磨溪−高石梯海相地层应用可行性分析[J]. 钻采工艺,2015,38(4):15–17. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2015.04.04 ZUO Xing, YANG Bo, HAI Xiangui. Feasibility analysis of precise managed pressure drilling technology in Moxi–Gaoshiti Formation[J]. Drilling & Production Technology, 2015, 38(4): 15–17. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2015.04.04
[20] 周英操,刘伟. PCDS精细控压钻井技术新进展[J]. 石油钻探技术,2019,47(3):68–74. doi: 10.11911/syztjs.2019071 ZHOU Yingcao, LIU Wei. New progress on PCDS precise pressure management drilling technology[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(3): 68–74. doi: 10.11911/syztjs.2019071
[21] 霍爱清,戴晨. 导向钻井下行通讯地面监控系统设计[J]. 西安石油大学学报(自然科学版),2013,28(4):73–77. doi: 10.3969/j.issn.1673-064X.2013.04.014 HUO Aiqing, DAI Chen. Design of steering drilling downward communication ground monitoring system[J]. Journal of Xi’an Shiyou University(Natural Science Edition), 2013, 28(4): 73–77. doi: 10.3969/j.issn.1673-064X.2013.04.014
[22] 刘庆龙. 旋转导向钻井系统下行通讯技术研究[D]. 青岛:中国石油大学(华东),2017. LIU Qinglong. Study on downlink system technology for rotary steering drilling system[D]. Qingdao: China University of Petroleum(East China), 2017.
[23] 李旭,宋少博,高立军,等. 贝克休斯AutoTrak旋转导向指令成功率与涡轮转数配比研究[J]. 西部探矿工程,2022,34(9):90–91. doi: 10.3969/j.issn.1004-5716.2022.09.032 LI Xu, SONG Shaobo, GAO Lijun, et al. Research on the ratio between the success rate of Baker Hughes AutoTrak rotation steerable command and the number of turbine revolutions[J]. West-China Exploration Engineering, 2022, 34(9): 90–91. doi: 10.3969/j.issn.1004-5716.2022.09.032
[24] 徐朝阳,孟英峰,魏纳,等. 气侵过程井筒压力演变规律实验和模型[J]. 石油学报,2015,36(1):120–126. doi: 10.7623/syxb201501015 XU Chaoyang, MENG Yingfeng, WEI Na, et al. Experimental simulation and numerical modeling of dynamic variations in wellbore pressure during gas-kicks[J]. Acta Petrolei Sinica, 2015, 36(1): 120–126. doi: 10.7623/syxb201501015
[25] 史肖燕,周英操,赵莉萍,等. 精细控压钻井过程中溢流的模拟和控制[J]. 石油机械,2019,47(5):24–30. SHI Xiaoyan, ZHOU Yingcao, ZHAO Liping, et al. Influx simulation and control during managed pressure drilling[J]. China Petroleum Machinery, 2019, 47(5): 24–30.
[26] 吴鹏程,徐朝阳,孟英峰,等. 窄安全密度窗口地层钻井起下钻井底压力瞬态波动规律[J]. 钻采工艺,2016,39(4):22–25. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2016.04.07 WU Pengcheng, XU Chaoyang, MENG Yingfeng, et al. Laws of bottomhole transient pressure fluctuation during tripping in narrow safety density window formation[J]. Drilling & Production Technology, 2016, 39(4): 22–25. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2016.04.07
-
期刊类型引用(15)
1. 姚军，王春起，黄朝琴，杨永飞，孙海，张磊. 深层超深层油气藏高应力下数字岩心构建方法. 石油钻探技术. 2024(02): 38-47 . 
本站查看
2. 狄勤丰，尤明铭，李田心，周星，杨赫源，王文昌. 特深井钻柱动力学特性模拟与分析. 石油钻探技术. 2024(02): 108-117 . 本站查看
3. 李军，杨宏伟，陈旺，龙震宇，张更. 超深井自动控制压井室内物理模拟试验及结果分析. 石油钻探技术. 2024(02): 31-37 . 本站查看
4. 王春生，冯少波，张志，周波，吕晓钢，周宝. 深地塔科1井钻井设计关键技术. 石油钻探技术. 2024(02): 78-86 . 本站查看
5. 曲豪，陈锋，陈家磊，张豪，明传中，李吉荣. 特深井井下等效冲击扭矩作用下钻铤接头三维力学特征分析. 石油钻探技术. 2024(02): 211-217 . 本站查看
6. 黎然，李文哲，张佳寅，刘阳. 万米深井SDCK1井上部超大尺寸井眼钻井液技术. 石油钻探技术. 2024(02): 93-99 . 本站查看
7. 傅超，杨进，刘华清，殷启帅，王磊，胡志强. 多维度深水浅层建井方式优选方法研究. 石油钻探技术. 2024(03): 40-46 . 本站查看
8. 王大勇，马红滨，李欣龙，熊超，史怀忠，黄中伟，赫文豪. 高压水射流辅助锥形PDC齿破碎花岗岩试验研究. 石油机械. 2024(07): 36-44 . 百度学术
9. 纪照生，袁国栋，晁文学，蒋金宝，白旺东. 塔里木盆地超深小井眼定向钻井提速提效关键技术. 石油钻探技术. 2024(04): 8-14 . 本站查看
10. 徐忠正，赵明伟，刘佳伟，戴彩丽. 超深层耐高温压裂液研究进展与展望. 化工进展. 2024(09): 4845-4858 . 百度学术
11. 崔海波. 深井底部钻具组合选型及防斜性能评价指标分析. 石油矿场机械. 2023(01): 9-14 . 百度学术
12. 李涛，苏强，杨哲，徐卫强，胡锡辉. 川西地区超深井钻井完井技术现状及攻关方向. 石油钻探技术. 2023(02): 7-15 . 本站查看
13. 马英文，杨进，李文龙，徐鲲，谢涛，杨保健. 渤中26-6油田发现井钻井设计与施工. 石油钻探技术. 2023(03): 9-15 . 本站查看
14. 路保平，陈会年. 《石油钻探技术》50年与未来发展建议. 石油钻探技术. 2023(04): 3-10 . 本站查看
15. 许华明，丛海月，侯平舒，王惠勇. 我国深层—超深层油气资源探矿权管理存在的问题及政策建议. 中国石油勘探. 2023(06): 70-77 . 百度学术
其他类型引用(1)
下载:
计量
- 文章访问数: 79
- HTML全文浏览量: 7
- PDF下载量: 27
- 被引次数: 16
