连续管钻井循环压耗的计算

钻井液常规计算公式

钻井液常用计算 一、水力参数计算：(p196-199) 1、地面管汇压耗： Psur=C×MW×(Q/100)1.86×C1 Psur---地面管汇压耗，Mpa（psi）； C----地面管汇的摩阻系数； MW----井内钻井液密度，g/cm3(ppg); Q----排量，l/s(gal/min); C1----与单位有关的系数，当采用法定法量单位时，C1＝9.818；当采用英制单位时，C1＝1； ①钻具内钻井液的平均流速： V1=C2×Q/2.448×d2 V1-------钻具内钻井液的平均流速，m/s(ft/s)； Q-------排量，l/s(gal/min); d-------钻具内径，mm(in)； C2------与单位有关的系数。当采用法定计量单位时，C2＝3117采用英制单位时，C2＝1。 ②钻具内钻井液的临界流速 V1c=(1.08×PV＋1.08(PV2＋12.34×d2×YP×MW×C3)0.5)/MW×d×C4 V1c -------钻具内钻井液的临界流速，m/s(ft/s)； PV----钻井液的塑性粘度，mPa.s(cps); d------钻具内径，mm(in) MW----钻井液密度，g/cm3(ppg); C3、C4------与单位有关的系数。采用法定计量单位时，C3＝0.006193，C4＝1.078；采用英制单位时，C3＝1、C4＝1。 ③如果≤V1c，则流态为层流，钻具内的循环压耗为 P p=C5×L×YP/225×d＋C6×V1×L×PV/1500×d2 ④如果V1>V1c，则流态为紊流，钻具内的循环压耗为 P p=0.0000765×PV0.18×MW0.82×Q1.82×L＋C7/d4.82 P p---钻具内的循环压耗，Mpa(psi); L----某一相同内径的钻具的长度，m(ft)； V1-------钻具内钻井液的平均流速，m/s(ft/s)； d------钻具内径，mm(in) MW----钻井液密度，g/cm3(ppg); Q-------排量，l/s(gal/min);

连续油管钻井技术

新兴的连续油管钻井技术 发布时间：2010-04-09 11:39:17 连续油管起初作为经济有效的井筒清理工具，在市场上赢得了立足之地。传统的修井和完井作业的经济收入占连续油管作业总收入的四分之三以上。随着连续油管设备在油气田上的应用范围持续扩大，近年来，连续油管钻井技术和连续油管压裂技术成为发展最快的两项技术。 连续油管钻井技术的发展 连续油管钻井（CTD）研究始于上世纪六十年代。在上世纪七十年代中期，利用连续油管进行了钻井作业。当时的连续油管装置包括16英尺直径的滚筒、6150FPM注入头、3000psi防喷器以及由40英尺长的管子经端面焊接而成的3000英尺长的连续油管。利用该装置和转速为300rpm的5″容积式马达、三牙轮钻头等钻井工具，钻6-1/4″井眼的浅井。钻了10口井后不再使用该装置。 在上世纪八十年代，传统钻井在浅油气藏钻井市场有很强的竞争力，连续油管钻井则不景气。这不仅是因为传统的钻井设备更为便宜，而且由于人们当时没有认识到连续油管钻井在改善钻井工艺或降低钻井成本上的优势。 从上世纪九十年代初开始，连续油管钻井技术进入了发展和应用时期。1991年，在巴黎盆地成功地进行了连续油管钻井先导性试验，同年在德克萨斯利用连续油管进行了3井次的重钻井作业。此后，连续油管钻井技术迅速发展，至1997年，共完成了4000个连续油管

钻井项目（见图1）。 连续油管钻井技术的迅速发展归功于以下几个因素：连续油管行业已经发展到能提供必要的设备和基本技术的成熟阶段；连续油管钻井技术在市场上具有竞争力，有时甚至占上风；在定向钻井和欠平衡钻井方面处于技术优势地位；油气工业界对于连续油管钻井的能力和局限性有了更多的理解，能更合理地选择钻井对象，最终使连续油管钻井的成功率更高。 近年来，连续油管钻井每年达到900～1000口，其中，老井侧钻钻定向井约120口，新钻浅直井约800口。连续油管钻井技术已经成为经济高效地在各种油气藏进行加深钻井、老井侧钻、钻浅井的重要技术，在钻井市场，特别在欠平衡水平钻井市场赢得了地位。 连续油管 钻井系统的优缺点 连续油管钻井系统的优点，包括：一、控制压力能力强，能在欠平衡条件下安全、高效地钻井。二、适合于现有井的加深钻井和侧钻作业，与用常规钻井设备或修井设备达到同样的目标相比，用连续油管可以节约费用25%～40%。三、容易提高钻井工艺自动化水平，操作人员少。四、装备的机动性好，安装、拆卸容易，节约时间。五、起下钻快，钻进快，钻井作业周期短。六、地面设备占地少，适合于地面条件受限制的地区或海上平台作业。七、连续油管的挠性好，能钻短弯曲半径的水平井。八、地面设备少，噪音低，污物溢出量少，对环境影响小。

反循环钻井技术

反循环钻井 【摘 要】 钻井液从井筒环空流入，经钻头、钻具内眼返出为反循环钻井。反循环钻井技术具有减少地层漏失、保护油气层、岩样代表清晰等优点。反循环钻井分为气举反循环、空气反循环、泵吸反循环等。气举反循环钻井技术从装备上需要空气压缩机、储气罐、气盒子、双壁钻具、混气器、反循环钻头等，现场利用原钻机连接上述设备进行作业，应用结束拆走设备后不影响正常钻井作业，利用反循环钻井原理，进行了捞砂工艺的研究及工具的研制。通过试验及现场应用，设备配套实用，漏层连续钻进400余米，效果良好。 1 气举反循环钻井概述 气举反循环钻井，是将压缩空气通过气水龙头 或其它注气接头（气盒子），注入双层钻具内管与外 管的环空，气体流到双层钻杆底部，经混气器处喷 入内管，形成无数小气泡，气泡一面沿内管迅速上 升，一面膨胀，其所产生的膨胀功变为水的位能， 推动液体流动；压缩空气不断进入内管，在混合器 上部形成低比重的气液混合液，钻杆外和混气器下 部是比重大的钻井液。如图1所示，h 1为钻具内混 合钻井液高度，密度为ρ1；h 2为钻具内未混合的钻 井液高度，密度为ρ2；H 为环空钻井液高度，密度 为ρ，由于ρg H ＞ρ1g h 1+ρ2g h 2，环空钻井液进入钻 具水眼内，形成反循环流动，并把井底岩屑连续不 断的带到地表，排入沉砂池。沉淀后的泥浆再注入 井眼内，如此不断循环形成连续钻进过程。 钻井液循环流程见图2：沉砂池—环空—钻头 —钻具内水眼—混气器（与注入空气混合）—双壁 钻具内水眼—水龙带—排液管线—沉砂池。 优点及用途 （1）能实现地质捞砂目的 气举反循环钻井液流在钻具内直接上返，携带 岩屑能力强，岩样清晰，在漏失地层钻进时能实现 捞砂等地质目的。 （2）提高漏层钻井效率 气举反循环钻井时，钻头处的钻井液对井底产 生抽汲作用，岩屑被及时带走，减少压实效应，在 漏层钻井时，可减少岩屑重复破碎、能提高机械钻 速，增加钻井效率。 （3）可减少或消除钻井液的漏失，保护储层 由于反循环钻井时环空压耗小，作用于地层的压力小，所以在易漏地层钻进时，可减少或消除钻井液的漏失，保护储层，并节约大量钻井液材消耗。 图1 反循环钻井驱动原理 图2 反循环钻井循环示意图

钻井液组成及作用

钻井液（drilling fluid） 钻井液是钻探过程中，孔内使用的循环冲洗介质。钻井液是钻井的血液，又称钻孔冲洗液。钻井液按组成成分可分为清水、泥浆、无粘土相冲洗液、乳状液、泡沫和压缩空气等。清水是使用最早的钻井液，无需处理，使用方便，适用于完整岩层和水源充足的地区。泥浆是广泛使用的钻井液，主要适用于松散、裂隙发育、易坍塌掉块、遇水膨胀剥落等孔壁不稳定岩层。 旋转钻井初期，钻井液的主要作用是把岩屑从井底携带至地面。目前，钻井液被公认为至少有以下十种作用： （1）清洁井底，携带岩屑。保持井底清洁，避免钻头重复切削，减少磨损，提高效率。 （2）冷却和润滑钻头及钻柱。降低钻头温度，减少钻具磨损，提高钻具的使用寿命。 （3）平衡井壁岩石侧压力，在井壁形成滤饼，封闭和稳定井壁。防止对油气层的污染和井壁坍塌。 （4）平衡（控制）地层压力。防止井喷，井漏，防止地层流体对钻井液的污染。 （5）悬浮岩屑和加重剂。降低岩屑沉降速度，避免沉沙卡钻。 （6）在地面能沉除砂子和岩屑。 （7）有效传递水力功率。传递井下动力钻具所需动力和钻头水力功率。 （8）承受钻杆和套管的部分重力。钻井液对钻具和套管的浮力，可减小起下钻时起升系统的载荷。 （9）提供所钻地层的大量资料。利用钻井液可进行电法测井，岩屑录井等获取井下资料。 （10）水力破碎岩石。钻井液通过喷嘴所形成的高速射流能够直接破碎或辅助破碎岩石。 钻井液的运用历史 很久以前，人们钻井通常是为了寻找水源，而不是石油。实际上，他们偶然间发现石油时很懊恼，因为它把水污染了！最初，钻井是为了获得淡水和海水，前者用于饮用、洗涤和灌溉；后者用作制盐的原料。直到19 世纪早期，由于工业化增加了对石油产品的需求，钻井采油才逐渐普及。 有记载的最早的钻井要追溯到公元前三世纪的中国。他们使用一种叫做绳式顿钻钻井的技术，实现方式是先使巨大的金属钻具下落，然后用一种管状容器收集岩石的碎片。中国人在这项技术上比较领先，中国也被公认为是第一个在钻探过程中有意使用流体的国家。此处所讲的流体是指水。它能软化岩石，从而使钻具更容易穿透岩石，同时有助于清除被称作钻屑的岩石碎片。（从钻孔中清除钻屑这一点非常重要，因为只有这样，钻头才能没有阻碍地继续深钻。）

未来的全自动钻井技术

未来的全自动钻井技术 挪威国家石油公司正在致力于各个子系统的研发，以便加装到总系 统中。他们相信通过一系列的技术努力，一种新的、全自动的钻井系统会在不久的将来成为现实。两种解决方案是Dri11tronics 和 econtrol/eDrilling（电子控制/ 电子钻井）概念。 该技术是一种技术集合，是技术综合应用的问题。设计自动钻井系统是大势所趋，因为它可加快钻井进程。未来钻井概念的基础是采用高速遥测钻杆，高速遥测钻杆正处在形成商业化产品的阶段。自动钻井系统应当具备优化钻井作业的功能，具体包括：能够加快钻进/ 起下钻的作业速度；能够放慢钻进/ 起下钻的作业速度；能够更容易监测溢流，有利于井控；实现自动开泵/ 停泵；实现自动钻井液监测；能够高效应用遥测钻杆，即实时采集井下数据；实现钻井过程的自动化，始终正确地处理井眼问题，减少人为失误，使非生产时间降低到最低程度。 1.Drilltronics 该系统采用动态过程模型模拟井内流动与钻柱动力学，采用先进的粘性恒温物理流变动力学模型模拟固相输送与状态方程，扭矩与摩阻模拟则是基于“软绳”模型，采用预先开发的钻井数据完善系统对动力学测量数据进行预处理，从而筛选并导出模型需要的输入数据。流动模型解是一个半隐含矩阵解，明显与水体转移有关，从而可实时获得复杂流动的解，通过采用卡尔曼滤波技术完成模拟计算，其中压力校正采用了 相似流动摩擦系数。 2.现场测试

挪威国家石油公司于2008年1月对一套用于优化钻进控制的 新系统进行了一次全尺寸的现场测试，该试验是在挪威国家石油 公司位于挪威大陆架的Statfjord 地区的C平台上进行的，此次测试则使用了主动式的。该系统的工作情况令人满意，达到了预期的效果，在主动控制模式测试期间没有发生HSE事故。同时表 明，该系统的人-机界面需要进行一些改进。此后，对其它的主动控制模块也进行了测试。 （1）摩阻测试模块 该模块由许多编程的井内摩阻自动测试组成，井内摩阻与钻柱上提、下放以及是否旋转有关，对该模块进行编程还可使其具备自动扩划眼功能。对动力学测量数据的自动分析会给出井内摩阻情况，摩阻变化趋势分析则会表明钻屑的聚集情况、井眼稳定情况和井眼质量状况。该模块在钻进期间的每次接单根时都得到了应用。 （2）起下钻/扩划眼控制 该模块用来限制钻柱起下的速度与加速度，以避免产生过高 的激动压力与抽汲压力，即“跑出”孔隙/破裂压力窗口，起下钻 控制有助于避免溢流、地层破裂与井漏发生；扩划眼控制可限制钻柱的旋转速度从而避免倒扣/卡钻，将操纵杆“开到家”。该模块便会将起下钻/扩划眼的速度控制在安全的范围内。该模块在裸 眼起下钻过程中和摩阻自动测试期间得到了应用。 (3)开泵 该模块可控制泵排量由小到大逐渐增加到合适的值，以免井内压力

石油钻井连续循环系统

---------------------------------------------------------------最新资料推荐------------------------------------------------------ 石油钻井连续循环系统 连续循环系统是在钻井过程中，起下钻或接单根时，可以不停泵而保持井眼处于连续循环状态的系统，它以钻台为基础，适用于任何带有顶部驱动钻井装置的井架。 该系统主要包括连续循环连接器、钻井液分流及输送装置、顶部驱动连接工具、控制系统和液压动力系统。 常规钻井过程中，钻杆上卸扣时 IJ一由于泥浆循环通道中断，被迫停止泥浆的循环. 造成不利影响： 一是造成环空中产生动态压差，导致泥浆循环漏失。 二是造成井底压力下降，有时会引起井涌。 三是循环恢复时井底压力剧增对敏感性地层可能引起循环漏失。 四是钻屑的沉降会减小有效井径并增加钻柱的扭矩和阻力。 五是欠平衡钻井时气体连续循环，会导致环空内的压力极不稳定。 上述影响会产生诸如井眼不稳定、井壁坍塌、卡钻、地层裂缝以及泥浆漏失等问题。 严重时会造成巨大的经济损失，甚至是人员伤亡。 而采用连续循环系统，以上的问题都可以得到很好的解决。 连续循环系统解决了井底压力控制、孔隙压力与破裂压力窄小、井眼鼓胀、油气意外入侵井眼等问题。 主要是在保持钻井液连续循环和压井的条件下，使井下由于泥 1 / 5

浆的中断而产生的许多问题得到解决。 ，连续衙环系统的纰成与原理连续循环系统是 sheIuK、 BP、Siafoll、 BG、 TOIa 以及 En 共同合作开发的。 首台连续循环系统在意大利和埃及海上已成功地完成 2 次独立的钻井作业。 在 2005年的海洋技术会议上，介绍了连续循环系统（获世界石油杂志 2004 年新视野奖）商业性应用情况。 迄今为止，该系统在钻进和起下钻过程中已在 600 次连接中保持连续循环。 这项新技术是谢非尔公司与 BP 公司、英国天然气公司、壳牌商业公司和道达尔公司合资开发的。 连续循环系统把 3 个闸板防喷器与类似于铁钻工的设备和整体钻杆卡瓦结合在一起，在接单根时保持连续循环。 该系统利用光导纤维在系统内传递信号并带有操作者控制的触感屏幕用户界面。 在接单根期间，连续循环系统不用停泵来保持恒压。 这就使我们很容易地在孔隙压力与破裂压力窗口很窄的条件下钻进，而在此之前在这些地区钻进是困难的或用常规钻井技术是无法钻进的。 连续循环系统还减少了卡钻事故。 连续循环减轻了井眼的鼓胀效应并可避免油气意外侵入井眼的可能性。

钻井过程(图文并茂)a

https://www.sodocs.net/doc/e57768577.html,
https://www.sodocs.net/doc/e57768577.html,
钻井分直井和定向井。定向井可分为：普通定向井、大斜度井、丛式井、多底井、斜直井、水平井等。 普通定向井：在一个井场内仅有一口最大井斜角小于 60°的定向井。大斜度井：在一个井场内仅有一口最 大井斜角在 60°～86°范围内的定向井。丛式井：在一个井场内有计划地钻出的两口或两口以上的定向井 组，其中可含一口直井。多底井：一个井口下面有两个或两个以上井底的定向井。斜直井:用倾斜钻机或倾 斜井架完成的，自井口开始井眼轨道一直是一段斜直井段的定向井。动画 3-1
一、钻井过程
1、准备工作 定井位：地质师根据地质上或生产上的需要确定井身轴线或井底的位置。 修公路：主要保障能通行重车，有的满载车总重可达 39～40 吨或更多。 平井场：在井口周围平整出一块场地以供施工之用。井场面积因钻机而异，大型钻机约需 120×90m2， 中型钻机可为 100×60m2。 打基础：为了保证施工过程中各设备不因下陷不均匀而歪斜，要打基础。小些的基础用预制件，大的基 础则在现场用混凝土浇灌。 安装：立井架，安装钻井设备。 2、钻进 当前世界各地普遍使用的打井方法是旋转钻井法，此法始于 1900 年。 钻进：钻进直接破碎岩石的工具叫钻头。钻进时用足够的压力把钻头压到井底岩石上，使钻头的刃部吃 入岩石中。钻头上边接钻柱，用钻柱带动钻头旋转以破碎并底岩石广井就会逐渐加深。加到钻头上的压力 叫钻压，是靠钻柱在洗井液中的重量(即减去浮力后的重量)的一部分产生的。 钻柱把地面的动力传给钻头，所以，钻柱是从地面一直延伸到井底的，井有多深，钻柱就有多长。随着 井的加深，钻柱重量将逐渐加大，以致于将超过钻压的需要。过大的钻压将会引起钻头、钻柱、设备的损 坏，所以必需将大于钻压的那部分钻柱重量吊悬起来，不使作用到钻头上。钻柱在洗井液中的重量称为悬 重，大于钻压需要而吊悬起来的那部分重量称为钻重。亦即钻压=悬重一钻重。 井加深的快慢，即钻进的速度，用机械钻速或钻时表示。机械钻速是每小时破碎井底岩石的米数，即每 小时进尺数。钻时是每进尺 1m 所需时间，以分钟表示。此二者互成倒数。 洗井：井底岩石被钻头破碎以后形成小的碎块，称为岩屑。岩屑积多了会妨碍钻头钻切新的井底，引起 机械钻速下降。所以必需在岩屑形成以后及时地把它们从井底上清除掉，并携出地面，这就是洗井。 洗井用洗井液进行。洗井液可以是水、油等液体或空气、天然气等气体。当前用得最多的是水基泥浆， 即粘土分散于水中所形成的悬浮液。也有人称洗井液为钻井液，但多数人则把各种洗井液统称之为泥浆。 钻柱是中空的管柱，把洗井液经钻柱内孔柱入井中，从钻头水眼中流出而冲向井底，将岩屑冲离井底， 岩屑随同洗井液一同进入井眼与钻柱之间的环形空间，向地面返升，一直返出地面，见图 3-1。岩屑在地 面上从洗井液中分离出来井被清除掉，不含岩屑的洗井液再度被注入井内，重复使用。洗井液为气体时则 不再回收。

不间断循环钻井系统

!国外石油机械# 不间断循环钻井系统 3 马青芳 (中国石油集团钻井工程技术研究院钻井机械研究所) 摘要　不间断循环钻井系统是世界钻井界近年来出现的一项新技术,该系统可以在接单根或 立根期间保持钻井液的不间断循环,能够有效解决窄钻井液密度窗口的钻井问题。概述了不间断循环钻井系统的优点、作用及技术发展历程,论述了系统的结构组成及工作原理。不间断循环钻井系统为复杂井尤其是窄钻井液密度窗口井钻井提供了一种有效的解决方法,具有广阔的发展前景和市场空间。 关键词　不间断循环钻井系统　窄钻井液密度窗口　主体连接器 引 言 目前,复杂地层深井的钻井问题,已成为制约我国油气勘探开发事业发展的重要壁垒。如何解决复杂地层深井钻井的主要技术难题引起了油气勘探开发界的高度关注,成为钻井工程所面临的重大挑战,也是当前钻井工程技术发展的主要方向。其中复杂地层条件钻井中的漏、喷、塌、卡、斜、毒等井下复杂情况与事故仍是当前钻井技术壁垒最基础和最根本的问题。当漏、喷、塌、卡、斜位于同一裸眼井段时,则引发出多种复杂问题,主要归结为窄钻井液密度窗口的安全钻井问题,成为目前钻井工程亟待解决的重大技术难题。 不间断循环钻井系统技术和装备的出现,大大改变了钻井作业的方式。该系统可在接单根时保持钻井液的连续循环,可以有效避免接单根引起的压力波动,改善井眼质量和清洁度,降低循环漏失、地层破裂、井涌、卡钻等现象出现的几率,为复杂井尤其是窄钻井液密度窗口井钻井提供了一种有效的解决方法。 为解决复杂井钻井问题,中国石油集团钻井工程技术研究院钻井机械研究所已经开始不间断循环钻井系统的研制工作。笔者拟对不间断循环钻井系统作一介绍,希望有益于这一实用新技术在我国的研究与应用。 不间断循环钻井系统的优点及作用 不间断循环钻井系统(Continuous Circulati on Syste m -CCS )是世界钻井界近年来出现的一项新技术,该系统可以在接单根或立根期间保持钻井液的不间断循环,实现100多年来常规钻井中钻井液循环方式的重大变革,是一项有着巨大经济意义和发展潜力的新技术。 不间断循环钻井系统在接单根或立根期间保持钻井液的不间断循环,在整个钻进期间实现了稳定的当量循环密度和不间断的钻屑排出,全面改善了井眼条件,可最大限度地保证已经形成的井壁不发生垮塌,极大地降低了钻井事故的发生,减小了发生井涌的可能性,提高了钻井作业的安全性。不间断循环钻井系统具有以下优点。 (1)稳定的当量循环密度有助于消除接单根停泵和启泵引起的压力变化和压力波动;整个钻进期间建立了稳定的当量循环密度;是解决窄密度窗口安全钻井问题的有效方法。 (2)不间断钻屑的排出可减少接单根时卡钻的几率;在大位移井和水平井中,可有效防止井眼底边形成钻屑床;减少了接单根前清除下部钻具组合内岩屑所需的停钻时间;全面改善了井身质量。 (3)可全面改善井眼条件和钻井安全,提高总的机械钻速,节约钻井成本。据报道,使用不间 — 012— 石　油　机　械 CH I N A PETROLEUM MACH I N ERY 2008年　第36卷　第9期 3基金项目:中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目“不间断循环钻井系统”(06B2030502)。

连续油管钻井技术(总24页)

连续油管钻井技术(总 24页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1 -CAL-本页仅作为文档封面，使用请直接删除

新兴的连续油管钻井技术 发布时间：2010-04-09 11:39:17 连续油管起初作为经济有效的井筒清理工具，在市场上赢得了立足之地。传统的修井和完井作业的经济收入占连续油管作业总收入的四分之三以上。随着连续油管设备在油气田上的应用范围持续扩大，近年来，连续油管钻井技术和连续油管压裂技术成为发展最快的两项技术。 连续油管钻井技术的发展 连续油管钻井（CTD）研究始于上世纪六十年代。在上世纪七十年代中期，利用连续油管进行了钻井作业。当时的连续油管装置包括16英尺直径的滚筒、6150FPM注入头、3000psi防喷器以及由40英尺长的管子经端面焊接而成的3000英尺长的连续油管。利用该装置和转速为300rpm的5″容积式马达、三牙轮钻头等钻井工具，钻6-1/4″井眼的浅井。钻了10口井后不再使用该装置。 在上世纪八十年代，传统钻井在浅油气藏钻井市场有很强的竞争力，连续油管钻井则不景气。这不仅是因为传统的钻井设备更为便宜，而且由于人们当时没有认识到连续油管钻井在改善钻井工艺或降低钻井成本上的优势。 从上世纪九十年代初开始，连续油管钻井技术进入了发展和应用时期。1991年，在巴黎盆地成功地进行了连续油管钻井先导性试验，同年在德克萨斯利用连续油管进行了3井次的重钻井作

业。此后，连续油管钻井技术迅速发展，至1997年，共完成了4000个连续油管钻井项目（见图1）。 连续油管钻井技术的迅速发展归功于以下几个因素：连续油管行业已经发展到能提供必要的设备和基本技术的成熟阶段；连续油管钻井技术在市场上具有竞争力，有时甚至占上风；在定向钻井和欠平衡钻井方面处于技术优势地位；油气工业界对于连续油管钻井的能力和局限性有了更多的理解，能更合理地选择钻井对象，最终使连续油管钻井的成功率更高。 近年来，连续油管钻井每年达到900～1000口，其中，老井侧钻钻定向井约120口，新钻浅直井约800口。连续油管钻井技术已经成为经济高效地在各种油气藏进行加深钻井、老井侧钻、钻浅井的重要技术，在钻井市场，特别在欠平衡水平钻井市场赢得了地位。 连续油管 钻井系统的优缺点 连续油管钻井系统的优点，包括：一、控制压力能力强，能在欠平衡条件下安全、高效地钻井。二、适合于现有井的加深钻井和侧钻作业，与用常规钻井设备或修井设备达到同样的目标相比，用连续油管可以节约费用25%～40%。三、容易提高钻井工艺自动化水平，操作人员少。四、装备的机动性好，安装、拆卸容易，节约时间。五、起下钻快，钻进快，钻井作业周期短。六、地面设备占地少，适合于地面条件受限制的地区或海上平台作业。七、连

连续管钻井技术

连续管钻井技术 一．、连续管钻井的发展历程 连续管(Coiled Tubing)起源于第二次世界大战期间，自20世纪60年代开始用于石油工业。迄今已有40多年的历史，在20世纪，其发展过程大致分为3个阶段，即60年代初至70年代初的初期发展阶段、70年代至80年代的发展“停滞”阶段和80年代末以后的扩大发展阶段。连续管钻井(Coiled Tubing Drilling，简称CTD)技术的发展和应用始于90年代初，目前仍处于研究和开发的初期阶段。连续管强度由最初的屈服强度345 MPa，现已提高到758 MPa，2O世纪9O年代连续管用于钻井。随着连续管在钻井中的应用，连续管的尺寸由 60．3 mm，增大至88．9 mm。1995年连续管钻井已猛增至356口井，1996年超过了410口井，1997年大约有600多口井。用连续管所钻的定向井和水平井也比原来预计的要多得多。 美国和加拿大是连续管钻井最活跃的两个国家，占全世界用连续管所钻井的80 左右，另外，法国、荷兰等国家也有不少连续管钻井。目前，世界上的一些大的石油公司和服务公司都在开展或参与连续管钻井作业，其中，Halliburton、BJ Services、Baker Hughes等油田服务公司占据优势。人们最初预测连续管钻井技术将主要用于直井钻井，但是，它在定向井和水平井钻井中的应用大大超出了人们的想象。在低油价和作业成本增加的情况下，未来几年内连续管钻井数量可望有较大幅度的增长。事实上，连续管作业机早在上个世纪50年代末就已研制出来，连续管钻井工作也在上世纪70年代开始进行。但由于连续管技术对钻井的适应性、连续管钻井工具及技术的配套等原因，使得连续管钻井直至20世纪90年代才真正进入钻井行业应用。 二、连续管钻井的优缺点 1．优点 大多连续管用于侧钻井、小井眼钻井、欠平衡钻井及过油管作业等，具有较强的作业优势。与常规钻井相比，连续管钻井主要具有以下优点。 ①由于井场占地少，连续管钻井技术适合于地面条件受限制的地区和海上平台作业。 ②适用于小井眼钻井，降低钻井成本。 ③在老井重钻(加深钻井或侧钻井)作业中，因连续管直径小可进行过油管作业，无需取出老井中现有的生产设备，从而实现边钻边采的目的，可显著节约成本，适应老井重钻的这一潜在的大市场。 ④利用连续管进行欠平衡钻井作业，注入头下安装水力封隔进行边喷边钻，不仅可确保安全、提高机械钻速，而且可减少泥浆漏失、防止地层伤害和增加产量。 ⑤由于是钻小井眼，减少了设备和人力的投入，从而降低了作业成本。根据国外的经验，与用常规钻井或修井设备达到同样的目标相比，用连续管可以节约费用25 (挪威北海Ula油田)～40 9／5(阿科阿拉斯加公司在普鲁德霍湾)。在钻机搬迁费高的地区，用连续管进行无钻机过油管重钻甚至比常规重钻井节约 50 以上的成本。 ⑥其他优点：由于连续管不需接单根，因而在起下钻过程中能够连续循

连续油管钻井技术研究与应用进展

连续油管钻井技术研究与应用进展 连续油管钻井技术在钻井中的应用，拓宽了钻井的广度与深度，并且该技术同其它技术相比，在具体应用过程中，具有较强的经济性，能够使企业获得更好的经济效益。从其目前的具体应用情况来看，其将会成为未来钻井行业在具体施工中的一项常用手段，并且具有不错的应用前景。 标签：连续油管；钻井技术；研究 连续油管具有柔性刚度及自动化程度高、可带压作业等特性，目前几乎涉及到了所有的常规钻杆、油管作业，成为未来修井作业行业的主导技术之一，在油气勘探与开发中发挥越来越重要的作用。与此同时，随着勘探开发的不断深入，一批低压低渗井、煤层气井、水平井等陆续出现，对井下作业及连续油管技术提出了更高的要求，迫切需要能够进行负压作业的新结构式的连续油管装置。双层连续油管负压作业工艺可有效解决这一技术难题。 1 连续油管钻井创新优势 ①具有很强的控制压强能力，而非平衡油井在具体应用过程中，因为自身存在一定压力，难以完成一些难度较大的作业，在钻井过程中利用连续油管进行作业，一方面能够完成所有压力作业，另一方面对油层也能够起到一定的保障作用，可以使钻井效率得到进一步提升。 ②该技术适合应用在老井侧钻和加深钻进作业中，与一般钻井设备相比，如果在钻井过程中，采用相同的技术参数，连续油管在具体作业过程中为连续油管作业，该方式能够降低约30%左右的成本，经济效益明显。 ③该项技术在具体作业中使用的继电设备小、设备少，噪音小、占地面积小，同时作业中只会出现少量的溢出物，对环境的破坏较小，与绿色发展理念相适宜，尤其适合在海上作业中应用。 ④该项技术提高工艺自动化较快，自动化施工一方面可以能够减少作业人员的劳动量，避免因为劳动人员操作上的失误引发施工故障，另一方面也可以减少企业在一项工作上的投入。此外，设备在具体应用中，装卸操作简单，钻井的作业速度较快，工程的施工周期短，同时油管还具有较强的挠性，能够再弯度半径较小的情况下，完成水平作业。 2 双层连续油管配套工具与功能 2.1 双层连续油管伸缩连接器 双层连续油管伸缩连接器主要应用在油气田用双层连续油管连接工具作业时管体与工具之间连接及内外两层连续油管伸缩量补偿调节。外层连续油管连接

【CN210003223U】一种简易的泥浆水循环系统【专利】

(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)实用新型专利 (10)授权公告号 (45)授权公告日 (21)申请号 201920546475.9 (22)申请日 2019.04.20 (73)专利权人 中国华西工程设计建设有限公司 地址 610031 四川省成都市金牛区沙湾东 二路一号世纪加州一幢一单元四至六 楼 (72)发明人 吴鑫泷　周益云　张斌　王永健　 刘选　 (51)Int.Cl. E21B 21/01(2006.01) (54)实用新型名称一种简易的泥浆水循环系统(57)摘要本实用新型涉及市政设备技术领域，尤其是涉及一种简易的泥浆水循环系统，包括泥浆池、回收池、回流管、冷却管、套管以及水泵，套管竖直设置在泥浆池内部，回收池设置在泥浆池的一侧，套管的侧壁与回收池之间通过回流管连通，套管的上端口与回收池之间通过冷却管连通，水泵设置在冷却管上，回流管与冷却管分别与回收池内部连通，回流管沿着从靠近到远离回收池逐渐向上倾斜，在回收池的底壁上均匀设置有多个分隔板，分隔板的上端面高度低于回流管靠近回收池的端头最低点的高度，在分隔板的两侧设置有用于对污泥进行收集的清理组件，达到了减少回收池内部泥浆水中的泥土量，保证系统持续运 行的效果。权利要求书1页 说明书5页 附图2页CN 210003223 U 2020.01.31 C N 210003223 U

权　利　要　求　书1/1页CN 210003223 U 1.一种简易的泥浆水循环系统，包括泥浆池(1)、回收池(2)、回流管(3)、冷却管(4)、套管(5)以及水泵(6)，套管(5)竖直设置在泥浆池(1)内部，回收池(2)设置在泥浆池(1)的一侧，套管(5)的侧壁与回收池(2)之间通过回流管(3)连通，套管(5)的上端口与回收池(2)之间通过冷却管(4)连通，水泵(6)设置在冷却管(4)上，其特征在于：回流管(3)与冷却管(4)分别在回收池(2)的两端面上与回收池(2)内部连通，回流管(3)沿着从靠近到远离回收池(2)逐渐向上倾斜，回流管(3)靠近回收池(2)的一端靠近回收池(2)的上表面设置，在回收池(2)的底壁上均匀设置有多个分隔板(21)，分隔板(21)所在平面与回收池(2)的两个端面平行，分隔板(21)的上端面高度低于回流管(3)靠近回收池(2)的端头最低点的高度，在分隔板(21)的两侧设置有用于对泥土进行收集的清理组件(7)。 2.根据权利要求1所述的一种简易的泥浆水循环系统，其特征在于：清理组件(7)包括收集箱(71)，收集箱(71)的两侧分别与两个分隔板(21)相抵接，收集箱(71)的一端面与回收池(2)的外表面相平齐。 3.根据权利要求2所述的一种简易的泥浆水循环系统，其特征在于：在收集箱(71)的端面上设置有拉手(72)，拉手(72)设置在回收池(2)的外侧。 4.根据权利要求3所述的一种简易的泥浆水循环系统，其特征在于：在收集箱(71)靠近分隔板(21)的两个侧面上设置有引导面(73)，引导面(73)的最高点与收集箱(71)的上表面相平齐，引导面(73)沿着从靠近到远离分隔板(21)逐渐向下倾斜。 5.根据权利要求1所述的一种简易的泥浆水循环系统，其特征在于：在回流管(3)的一侧设置有用于对回流管(3)进行清洗的清洗组件(8)。 6.根据权利要求5所述的一种简易的泥浆水循环系统，其特征在于：清洗组件(8)包括储水箱(81)、清洗管(82)、第二控制阀(83)以及清洗泵(84)，储水箱(81)设置在回流管(3)的一侧，清洗管(82)的两端分别与储水箱(81)以及回流管(3)内部连通，清洗泵(84)设置在清洗管(82)上，第二控制阀(83)设置在清洗管(82)上。 7.根据权利要求6所述的一种简易的泥浆水循环系统，其特征在于：在回流管(3)靠近套管(5)的一端设置有与回流管(3)相适配的过滤网(31)。 8.根据权利要求7所述的一种简易的泥浆水循环系统，其特征在于：在回流管(3)上设置有第一控制阀(32)，第一控制阀(32)设置在清洗管(82)靠近回收池(2)的一侧。 2

有关泵压计算的相关公式

有关泵压计算的相关公式（可供参考）为响应公司提速提效工作安排，发挥高压喷射钻井优势，特对钻井泵压计算的有关方法进行总结，供公司内部参考。此公式分为理论计算方法和实测方法，理论计算方法一般来说太繁琐，实测方法简单易行。 理论计算法 一、钻头压力降△P b △P b = K b×Q2 △P b—钻头（喷嘴）压力降，MPa Q—钻井液流量，即排量，L/S K b—钻头（喷嘴）压降系数，无因次量 K b=554.4ρ／A2J ρ—钻井液密度，g/cm3 A J—喷嘴截面积，mm2 可近似计算△P b =890ρQ2／（d21+ d22 + ……+d2n）2 d1、d2、……d n—喷嘴直径，mm 二、地面管汇压力损耗△P g △P g=K g×Q1.8 △P g—地面管汇压力损耗，MPa K g—地面管汇压力损耗系数 K g=3.767×ρ0.8×μ0.2pv μpv=θ600－θ300，mPa.s

其中，θ600、θ300分别为旋转粘度计600r/min，300r/min的读数。 三、循环压力损耗△P cs=△P pi +△P ci +△P pa +△P ca （一）管内循环压力损耗 1、钻杆内△P pi △P pi=K pi×L p×Q1.8 其中K pi =7628×ρ0.8×μ0.2pv／d4.8pi △P pi—钻杆内循环压力损耗，MPa K pi—钻杆内循环压力损耗系数，无因次量 L p—钻杆长度，m d pi—钻杆内径，mm 2、钻铤内△P ci △P ci=K ci×L c×Q1.8 其中K ci =7628×ρ0.8×μ0.2pv／d4.8ci △P ci—钻铤内循环压力损耗，MPa K ci—钻铤内循环压力损耗系数，无因次量 L c—钻铤长度，m d ci—钻铤内径，mm （二）管外循环压力损耗 1、钻杆外△P pa △P pa=K pa×L p×Q1.8 K pa =7628×ρ0.8×μ0.2pv／（d h- d p）3（d h+d p）1.8 △P pa—钻杆外循环压力损耗，MPa

模块钻机泥浆循环系统

海洋模块钻机培训材料 第二部分：泥浆循环工艺和固控系统

随着钻井技术的发展,钻井液的各项性能指标已成为科学钻井的重要标志。钻井液是钻井过程的血液，它的作用是：清除并悬浮井底岩屑，携带至地面使其进行沉降；冷却钻头及钻具；形成低渗透泥饼并覆盖井壁；控制地层压力；承受部分套管和钻具的重量；保护井眼并提供井下资料；减少油层损耗；将水功率传递给钻头；防止钻具腐蚀等。固相控制系统通过物理方法清除钻井液中有害固相，调整钻井液的各项性能，储备钻井液，它的合理配备与使用对提高钻井速度、保护油气层、调整钻井液性能和降低钻井成本起着重要的作用。 高压泥浆系统的设计能为钻井操作提供最佳的性能。各台高压泥浆泵既能同时运行，又能根据钻井和维修的需要单独运行。从高压泥浆泵安全阀引出的泥浆排放管应是自排式的，否则，泥浆容易在排放管内沉积、堵塞，导致高压泥浆泵超压。正常钻进时的泥浆来自泥浆储存罐，从高压泥浆泵将吸入的泥浆增压后输送到高压泥浆立管管汇，经水龙带进钻杆后至井底，携带岩屑再从环空返回至喇叭口，进井口返回泥浆槽，经分流盒分流，振动筛除掉大的岩屑后流入泥浆处理罐，除气、除砂、除泥后返回泥浆罐循环使用。同时高压泥浆管汇泵出口也与节流压井管汇连接，用于井控作业。 一、固相控制系统的构成及配置参数 固相控制系统的构成 固相控制系统（简称固控系统）是钻机钻井时用来贮存、配置、循环和净化钻井液的重要装备。一般由钻井液罐和振动筛、除气器、除砂清洁器、除泥清洁器、离心机等必要的五级净化设备以及高架管路（从井口至振动筛）、钻井泵吸入管路、混合泵抽吸及排出管路、海水管路、钻进水管路、基油管路、中压钻井液枪管路、剪切泵抽吸及排出管路、罐底连通管路、补给管路、排放管路等多种管路组成。系统还配有钻井液补给装置、加重漏斗、加重泵、除砂泵、除泥泵、剪切泵、补给泵、基油泵、搅拌器等辅助设备。另外，还配有走道、梯子、栏杆等安全防护装置。它可以有效地除去钻井液中大于5－15 m的有害固相，保留有用固相，为钻井作业提供优质的钻井液。 固控系统的主要配置参数 为了保障钻井工况对钻井液质与量的需要，不同型号的钻机在固控系统配备上（固控罐的容积、设备配置、流程布置等）有区别。 根据SY/T6223－2005《钻进液净化装置的使用和维护》中的内容，4000m——7000m

循环替液摩阻及节流压差计算

循环替液过程摩阻及节流压差计算 为了计算简便，假设泥浆和盐水都为牛顿流体，遵守以下公式。 1.管内流体摩阻公式： 2.环空流体摩阻公式： 3.节流压差公式： A(2ΔP/ ?)m Q=C d =0.8, 密度1.85 g/cm3，m取1. 流量系数C d 假设泥浆密度1.85g/cm3 , 井深4400m，排量0.3m3/min, 假设盐下泥浆摩擦系数f=0.00785,盐水摩擦系数为0.2*f. 3 1/2”油管内径76mm, 管外为7“生产套管，套管内径152.5mm，盐水密度1.18 g/cm3 状态1：用泥浆正循环顶替原井泥浆， 管内摩阻： ΔP=0.2*4400*1.12*0.00758*1.85/7.6=1.97Mpa. 管外摩阻： ΔP=0.2*4400*0.362*0.00758*1.85/0.8165（15.25-7.6）=0.26Mpa。 流体通过封隔器处形成的节流压差： 0.0050.8*0.0252*3.14（2ΔP/1.85） 所以ΔP=3.15 Mpa 由此得出：循环总压耗=1.97+0.26+3.15=5.38 Mpa。 状态2：用密度1.18的盐水正循环顶替密度1.85的泥浆， 初始总压耗等于5.38 Mpa 状态3：当盐水到达管鞋处时，

管内摩阻 ΔP=0.2*4400*1.12*0.00758*0.2*1.18/7.6=0.25 Mpa 管外摩阻： ΔP=0.2*4400*0.362*0.00758*1.85/0.8165（15.25-7.6）=0.26Mpa。 流体通过封隔器处形成的节流压差： 0.0050.8*0.0252*3.14（2ΔP/1.85） 所以ΔP=3.15 Mpa 循环总压耗等于3.66 Mpa 状态4：全井筒替成盐水时， 管内摩阻 ΔP=0.2*4400*1.12*0.00758*0.2*1.18/7.6=0.25 Mpa 管外摩阻： ΔP=0.2*4400*0.362*0.00758*0.2*1..18/0.8165（15.25-7.6）=0.03Mpa。流体通过封隔器处形成的节流压差： 0.0050.8*0.0252*3.14（2ΔP/1.18） 所以ΔP=2.01 Mpa 循环总压耗等于2.29 Mpa

连续油管钻井技术

连续油管钻井技术 连续油管钻井技术的发展 连续管起源于二次世界大战期间，自六十年代开始用于石油工业。全世界的连续管作业设备，1962年第1台，七十年代中期有约200多台， 1993年有约561台；2001年2月有约850台；2004年1月有约1050台，主要分布在北美、南美和欧洲等地。目前，在国际市场上的连续管服务队伍拥有450多台连续管设备，加拿大有239台，美国有253台。我国已经引进了大约16套连续管作业设备，主要用于修井作业，还未用于钻井。 连续管起初作为经济有效的井筒清理工具而在市场上赢得了立足之地。传统的修井和完井作业的经济收入占连续管作业总收入的四分之三以上。连续管设备在油气田上的应用范围持续扩大，连续管钻井技术和连续管压裂技术成为近年来发展最快的两项技术。 连续管钻井（CTD）研究始于六十年代。在七十年代中期，利用连续油管进行了钻井作业。当时的连续管装置包括16英尺直径的滚筒、6150FPM注入头、3000psi防喷器以及由40英尺长的管子经端面焊接而成的3000英尺长的连续管。利用该装置和转速为300rpm的5″容积式马达、三牙轮钻头等钻井工具，钻6-1/4″井眼的浅井。钻了10口井后不再使用该装置。 在八十年代，传统钻井在浅油气藏钻井市场有很强的竞争力，连续管钻井则不景气。这不仅是由于传统的钻井设备更为便宜，而且是由于人们认识到的连续油管钻井的好处还没有转化成改善钻井工艺技术或降低钻井成本的方法。 从九十年代初开始，连续管钻井技术进入了发展和应用时期。1991年，在巴黎盆地成功地进行了连续管钻井先导性试验，同年在德克萨斯利用连续管进行了3井次的重钻井作业。此后，连续管钻井技术迅速发展，至1997年，共完成了4000个连续管钻井项目（见图1 ）。 图1 CTD钻井数 近年来，每年连续管钻井数900—1000口，其中，老井侧钻钻定向井约120口，新钻浅直井约800口。 连续管钻井技术已经成为经济高效地在各种油气藏进行加深钻井、老井侧钻、钻浅井的重要技术，在钻井市场，特别在欠平衡水平钻井市场赢得了地位。 连续管钻井技术的迅速发展归功于以下几个因素： ●连续管行业已经发展到能提供必要的设备和基本技术的成熟阶段； ●连续管钻井技术在市场上具有竞争力，有时甚至占上风； ●在定向钻井和欠平衡钻井方面处于技术优势地位； ●油气工业界对于连续管钻井的能力和局限性有了更多的理解，能更合理地选择钻 井对象，最终使连续管钻井的成功率更高。

常用计算公式

常用计算公式 一、喷射钻井计算公式 1、射流喷射速度计算： 100A Q v ?= （1）对相同直径喷嘴：4 02 d n A ??= π 则 2 73.120d n Q v ??= （2）对不同直径喷嘴： 2 73.120e d Q v ?= 式中：v 0——射流喷速，米/秒； Q ——通过喷嘴的液体排量，升/秒； A 0——喷嘴出口截面积，厘米2； n ——喷嘴个数； d 0——喷嘴的直径，厘米； d e ——喷嘴的当量直径，厘米。 2、当量直径的计算 （1）等喷嘴直径时：0d n d e ?= （2）不等径喷嘴时：???+++= 2 32 22 1)()()(d d d d e 式中：n ——喷嘴个数； d 0——喷嘴的直径，厘米； d 1,d 2,d 3，——分别为不相等的喷嘴直径，厘米。 3、射流冲击力计算 2 2.10A Q j F ?? =ρ 式中：Q ——钻井液泵排量，升/秒； A 0————喷嘴出口截面积，厘米2； ρ——钻井液密度，克/厘米3； F j ————射流冲击力，牛。

4、钻头压力降计算 2 02 24 2 2) () (051.0)(0827.0A C Q b d C Q b P P e ????? =? =ρρ或 式中：Q ——钻井液泵排量，升/秒； A 0————喷嘴出口截面积，厘米2； ρ——钻井液密度，克/厘米3； d e ——喷嘴的当量直径，厘米。 C ——喷嘴流量系数，取0.98； P b ——钻头压力降，兆帕。 5、钻头水功率计算 Q p N b b ?= 式中：Q ——钻井液泵排量，升/秒； P b ——钻头压力降，兆帕； N b ——钻头水功率，千瓦。 6、钻头比水功率计算 2 785.0D N c b N ?= 式中：D ——钻头直径，毫米； N C ——钻头比水功率，瓦/厘米2； N b ——钻头水功率，瓦。 7、射流水功率计算 2 034 3) () (051.0(082.0A Q j d Q j N N e ??? =? =ρρ或） 式中：Q ——钻井液泵排量，升/秒； A 0————喷嘴出口截面积，厘米2； ρ——钻井液密度，克/厘米3； d e ——喷嘴的当量直径，厘米。 Nj ——射流水功率，千瓦。 8、循环压耗计算 （1）、钻铤压耗计算