摘要：针对钻杆耐磨带偏磨后无法修复到规定尺寸这一难题,设计开发了一套包含激光测量、数据分析、工艺参数自动控制等模块的耐磨带偏磨自动修复系统,并在已有的DP-500喷焊机上进行了改造,取得了很好的效果,实现了钻杆耐磨带偏磨的自动修复,解决了现场因钻杆耐磨带偏磨导致的降级、停用等问题,为企业创造了可观的经济效益。

摘要：长庆油田陇东地区部分天然气井深度约为5000 m,相应的地层温度会超过130℃。然而随着该地区对深层油气、非常规油气以及页岩气等资源的不断开发,高温已成为钻井作业的重要制约因素。为了防范井下高温可能引发的工程事故,构建了一个二维钻井循环温度预测模型,对井筒温度特性进行了分析,并为钻井液和钻井工具的选择提供了理论支持。研究结果表明:1)在开始泵送循环的初期,井口温度迅速升高,井底温度迅速下降,之后的1.5 h内,井口和井底温度变化逐渐趋缓;2)在相同的井深下,随着循环时间的增加,井筒内的钻柱内钻井液温度和环空内钻井液温度逐渐下降,同时相应位置的环空内钻井液温度和钻柱内钻井液温度也下降;3)在预测的温度范围内,对该井的3种钻井液体系进行了表观黏度和塑性黏度实验,结果显示黏度的变化受温度影响较大;4)在预测的温度范围内,以三元乙橡胶为研究对象,随着老化时间的增加以及温度的升高,橡胶密封圈的厚度逐渐减小,硬度逐渐增加,压缩永久变化率也逐渐增加。该预测模型的预测结果与实际生产相符,为设计和选型提供了有价值的指导,具有重要的研究意义。

摘要：为了保护生态环境,提高单井产量,长庆气田部署了多口水平段超过3 000 m的井。针对超长水平段井裸眼段长,存在井下摩阻大、扭矩大的问题,选取了S135钢级钻柱和清砂钻杆减阻工具,采用旋转导向井眼轨迹控制技术,优化了钻进参数:最佳钻井液环空返速为1.20~1.30 m/s、最低钻柱转速为60 r/min,选用氯化钾、石灰石和高性能润滑剂提高钻井液及其所形成滤饼的润滑性,控制钻井液有害固相含量,其动塑比提高至0.5 Pa/(mPa·s),最终形成了一套长庆致密气田超长水平段降摩减阻技术。将该技术应用于水平段长度为5 256 m的靖51-X井,其水平段平均全角变化率为0.74 (°)/30 m,钻井液固相含量最高为16%,完钻后最大起钻摩阻为380 kN,下钻最大摩阻为280 kN。实践表明在超长水平段应用该技术具有良好的降摩减阻效果。

摘要：为了提高长庆气田致密气开发效益,加大部署水平段长超4000 m的水平井,但随着水平段长度增加,面临井眼轨迹控制困难、钻井液携岩难度大、钻具起下钻摩阻大、泥页岩井壁易失稳和尾管难以下至设计井深等技术难点。为此,应用优化钻具组合及强度校核技术,以保证施工的安全性;研发高性能水基环保钻井液体系并配合井眼清洁监测技术,以实现超长水平段的安全钻进;采用破裂板悬浮器下套管技术,以确保套管下入顺利;并结合该油田的实际情况提出了具体的技术措施,形成了长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术。长庆油田3口致密气水平井的超长水平段应用该技术后,均顺利完井,表明其可以保证超长水平段的安全施工。长庆油田致密气水平井超长水平段安全钻井完井技术为长庆油田致密气高效开发提供了技术途径。

摘要：鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫储层主要为奥陶系马家沟组,其碳酸盐岩-膏盐岩互层发育,存在破碎屑岩层、大段膏盐层及压力异常地层,钻井过程中易出现井壁垮塌、井眼缩径、含H2S高压天然气侵、井漏及卡钻等井下故障及复杂情况,导致机械钻速低、安全高效钻进难度较大。为此,开展了“储层专打”井身结构设计,集成高抗H2S井控装备、防喷工具及工具的标准配套,研究应用了“高效PDC钻头+大扭矩单弯螺杆+MWD+随钻震击器”的储层复合钻井防斜防卡打快技术,探索性应用了精细控压钻井技术,优选复配出具有强“抗盐、抗钙、抗泥”能力的高密度饱和盐水钻井液,形成了鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫井储层安全高效钻井技术。鄂尔多斯盆地东部气田的5口井应用了该技术,平均钻井周期54.3 d,平均机械钻速8.35 m/h,其中三开储层段平均钻井周期11.67 d,较前期完钻的MT1井缩短了52.03%,储层段平均机械钻速6.85 m/h,较MT1井提高了69.97%,平均井径扩大率6.16%,电测一次成功率100%,未发生井下故障和复杂情况。该技术为鄂尔多斯盆地东部气田盐下高含硫气藏安全高效勘探开发提供了技术支撑。

摘要：针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入等技术研究,形成了苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术。现场试验2口井,平均井深7 027 m,平均水平段长3 719.5 m,钻井周期50.93 d,取得了很好的效果。其中,靖50-26H1井完钻井深7 388 m,水平段长4 118 m,创造了当时长庆油田井深最深和国内陆上油气井水平段最长2项纪录。研究与试验结果表明,该技术可为苏里格致密气藏高效勘探开发提供技术支撑,也可为国内致密气超长水平段水平井安全高效钻井完井提供借鉴。

摘要：为降低陇东大偏移距页岩油长水平段钻井中管柱摩阻,提高钻井时效,在前期井眼轨道优化设计、钻井液体系优化的基础上,强化了基于轨道优化的钻具组合优选、钻柱扭摆滑动钻进,应用自研的钻井液信息技术智能分析系统实现了事故复杂预警和实时钻井液性能快速调整辅助决策,形成了陇东大偏移距页岩油水平井特色的减摩降阻配套技术。理论分析和现场实测摩阻对比分析表明,系列配套技术的实施,减摩降阻效果明显,提高了钻井时效。

摘要：为提高通井作业中井壁光滑性和有效性,设计了一种新型井下螺旋式动力修整工具。旋铣引鞋是该动力修整工具的重要部件,具有井壁修整和通井双重功能。根据旋铣引鞋的工作环境,利用数值模拟方法分析了其在不同钻压、扭矩、排量、转速下的强度及液流特征。分析结果表明:旋铣引鞋的最大应力和最大变形量均随扭矩和钻压的增加而增加,最大变形位置分布于后切削刃和叶轮上,最大应力在旋铣引鞋腰部与后座连接处;旋铣引鞋通过流体在其内部形成的高强度涡流对井壁形成的切削修整能力随转速和流量的增加而增强;钻头处所受压力最大并且随流量的增加而增加;在流量从25 L/s增加到35 L/s的过程中,旋铣引鞋的压降、扭矩和效率均有所增加,其中压降增加77.14%,扭矩增加40.00%,效率增加42.10%;其最优工况点时的转速为75 r/min,流量为35 L/s,压降最大为0.124 MPa,效率最高为47.25%,扭矩最大达11.86 kN·m。研究结果可为旋铣引鞋的结构优化与改进提供技术指导。

摘要：石油钻井行业建立数据集成系统是钻井信息化发展的必然趋势,而钻井工程设计文档是其重要组成部分。文档识别作为一种新兴的科学研究项目,有着广泛的应用前景,随着计算机技术的更新发展,其科学研究价值越发凸显。本文将对基于机器学习的钻井工程设计文档的识别及数据集成系统的搭建作详细探讨和总结。

摘要：为了提高水力喷砂射孔技术的射流压力,加快水力喷砂射孔技术对非常规油气层和深层地层油气的开采速度,结合井下增压技术与水力喷砂射孔技术,研制井下水力增压器。为确保增压器安全有效地工作,防止活塞因受阻而卡死,根据该装置的结构和工作原理建立了活塞腔正反行程的流体域模型,分析增压器在工作过程中的增压特性和增压器自身工作频率与固有频率之间的关系,并开展井下水力增压器地面功能性试验,试验结果证实了该装置的可行性。研究结果表明:在活塞运动单一行程中,活塞运动速度、流体出射速度以及活塞腔流体压力均随时间呈现出先增大后逐渐趋于稳定的规律;增压器工作频率与固有频率不重合,不会引起共振现象。该研究结果为后期井下水力增压器二代设计与优化提供了参考。