制约勘探开发效益的钻柱技术因素

制约勘探开发效益的钻杆技术因素和管理体制探讨

1前言（1）我国目前在山前构造带和复杂地区深井钻井速度和处理井下复杂事故在一定程度上受钻杆技术水平的制约，提高钻速要靠强化钻井技术措施，但强化钻井措施将导致钻柱事故。本文提出了解决这一问题的战略措施是：

规划和采用57/8”特殊扣钻杆，用于钻26”至81/2”的井眼，这在国外己是成熟技术，国内在南海钻井中己成功使用过。

内加厚过渡带刺穿仍是钻杆失效的主要形式，解决这一问题的关键是设计新结构内加厚过渡带。但涉及到非API标准的认可问题。

2前言提高钻杆质量的另一问题是钢材机械性质指标和有害元素含量控制。在机械性质指标中，应尽量降低材料性能的各向异性，特别是纵向和横向冲击韧性相差较大的现象。大量失效试件分析表明，纵向的夏比冲击功值都远高于API标准和国标，但横向夏比冲击功值很低，后者未列入检验标准。制定高于API和国标的行业标准在国际上是通行的作法。

3前言（2）讨论了在深井6”井眼中用4”无摩擦焊整体接头钻杆替代31/2”钻杆提高钻井效益，这在国外也是成熟技术。（3）针对低效气田开发提出了小井眼套管钻井的管柱结构，预计钻井成本降低30%。这可能是今后大量低效气田开发需要发展的重要技术。

42.15”系列钻杆不适应强化钻井技术

我国准噶尔南沿山前构造带、天山南山前构造带及南方海相地层地区深井上部井段钻速低，这己引起普遍关注。特别是天山南北山前构造带上部大井径段还普遍存在巨厚砾石层，导致扭矩大和钻具振动严重。5”系列钻杆不适应强化钻井（强化钻井主要指高转速、高泵压和高钻压下进行钻井作业），表现在：52.15”系列钻杆不适应强化钻井技术

在大钻压下，扭矩将大幅度增加，导致断扣、胀扣和刺扣频繁发生，在大井眼中表现得十分突出。曾经出现过一套新钻杆钻完1500m171/2”井眼后就需修扣或降级使用的情况。高转速损坏钻具严重。目前PDC钻头要求150--200转/分以上转速。引进的高转速牙轮钻头，国产高转速牙轮钻头等可适应120-180转/分的转速，但大部分情况下转速只能开到60-80转/分，深井小井眼只能开到40-60转/分。高转速的钻柱损坏严重制约机械钻速提高。国外在中上部井段转速普遍高于120转/分。

在高泵压下钻速可显著提高，并可改善井眼净化和减少起下钻阻卡。但是高泵压下钻杆螺纹刺扣和加厚过渡带刺漏严重。目前由于泵压多在15MPa左右工作，少数达到20MPa，能在25MPa连续工作的更少。5”钻杆内水眼水力损失大，限制了在深部井段或重泥桨时井底动力钻具的使用。

62.15”系列钻杆不适应强化钻井技术

在复杂地层深井中，卡钻几乎不可避免。5”钻杆在处理卡钻时的扭转和轴向拉压极限载有限，常常因不能果断处理使事故或井下复杂恶化。综上所述，目前牺牲钻速保钻杆的问题制约钻速提高，并带有普遍性。适应强化钻井的钻杆肯定会得到市场的认可，价格可能就是一个次要问题。

72.2钻柱不适应高转速的现场实例

钻杆刺漏统计资料，高转速是导致钻柱刺漏的主要操作因素。由于钻杆的刺漏失效，给塔指油田造成了较大的经济损失。表1和表2列举了典型的钻杆刺穿与转速的相关性。

82.2钻柱不适应高转速的现场实例

表1xxx(高转速)与xxxxx(较高转速)刺穿比较(相邻井)

井号次号刺孔尺寸mm×mm钻井参数钻具规格钻压(吨)转速(r/min)泵压(MPa)xxx160×10814019一级钻杆(相同区块)235×56-814019360×56-814020450×56-814020530×56-814019625×58-1214019740×151013019890×108-1013019.5930×108-10130191025×58-1013020116×68-1013020125×58-1013020xxxxx

无刺漏4-6902092.2钻柱不适应高转速的现场实例

表2aaa与aaaaa钻杆刺穿比较(相邻井)

井号次号刺孔尺寸mm×mm钻井参数钻具规格钻压(吨)转速(r/min)泵压(MPa)aaa170×84-612015同样台架钻杆。同样地质因素。转速降到80RPM后不再刺穿。220×74-612018.5330×104-612018420×104-6120-14018.553010614018715×10614018820×5612018920×54-614018aaaaa

无刺漏4-680-9018102.2钻柱不适应高转速的现场实例

API失效数据库统计及揭示的问题包括：确定API5D规定的内锥面长度与刺穿、断事故率的相关性。

证实钻杆过早破坏及发生的原因。

112.2钻柱不适应高转速的现场实例

失效数据库统计及揭示的问题包括：1785例失效中的84%发生在加厚过渡带加厚过渡带指加厚段、锥面、一段非加厚本体，从接头起约1.5m内。由于只有剖开才能测加厚过渡带，84%的失效说明不了与内加厚尺寸的相关性。只有16%剖开检查。剖面轨道仪检测说明不了问题。很难测量加厚过渡带起点和终点。热镦粗过程造成内加厚尺寸剖面随机性，应力集中也有随机性，失效位置随机性。内加厚热挤压精度难保证，金属流变性及流动与温度、热挤时强度、热金属流等有关。

122.2钻柱不适应高转速的现场实例

图1钻杆失效位置统计

13加厚过渡带刺穿3钻柱失效案例失效规律14钻柱失效案例失效规律加厚过渡带刺穿15钻柱失效案例失效规律加厚过渡带刺穿16钻柱失效案例失效率高1718载荷性质与热轧钢管机械性质各向异性大部分的钻柱失效属应力疲劳或应力腐蚀疲劳。但是目前的API标准或国标中的钢材性能指标体系和指标值并不能全面的表征应力疲劳或应力腐蚀疲劳抗力.一个值得关注的问题是，与疲劳失效直接相关的是纵向和横向冲击韧性值差异。API和国标规定了纵向取样的夏比冲击功值，对横问冲击功值未作规定。如果钻杆只承受确定的轴向拉压或拉压交变载荷，那么只规定纵向冲击功是合理的，即纵向冲击功反映了力与裂纹平面相垂直时，材料抵抗裂纹延伸的能力。但是钻杆或下部组合受力的性质和裂纹取向之间的组合关系复杂，仅用纵向冲击功不能全面表征材料的应力疲劳抗力。现在的问题是不宜追求过高的纵向冲击功值，但是要减小横向冲击功与纵向冲击功的差，即降低材料性质各向异性。19加厚过渡带刺穿的钻柱运动学、动力学和材料动态断裂力学

在研究钻杆刺穿过程中发现了一个十分重要的现象，高转速导致钻杆刺穿主要发生在95/8”技术套管内。实际上在南方海相硬地层中，高转速引起钻杆刺穿等损环问题也比较严重。这一问题与钻杆在套管内或硬地层井眼内刚性井壁的碰撞运动有关，同时碰撞状态下材料的失效涉及材料动态断裂特性和动态止裂理论。引用现代断裂力学的研究成果可以得到以下认识：20加厚过渡带刺穿的钻柱运动学、动力学和材料动态断裂力学

对材料研究较多，其成果已列入钻柱材料设计准则的是用夏比冲击功表示材料的止裂韧性。当夏比冲击功大于54焦尔时，就可实现“washoutbeforebreak”(即“刺而不断”)准则。这一理论己为大量实践证明，并被广泛接受。从表1看出加厚带刺穿横向宽度达90mm也设有断裂。因此54焦尔的判据可防止断裂，但不能防止刺穿。21材料动态断裂理论带有裂纹的钻杆在碰撞工况下，惯性作用及应力波对裂纹的快速传播起主导作用。在碰撞作用下，材料的塑性、静态断裂韧性降低，即抗断裂阻力降低，或裂纹易起始扩展。因此按前述静态或准静态断裂和止裂研究结论不能防止钻杆在高速旋转下与刚性井壁碰撞造成的高应力集中处刺穿或断裂。事实上很多刺穿钻杆的钢材检测夏比冲击功己高达90焦尔以上。22综合措施解决动态断问题在钻杆接头上装非旋转保护器、弹性结构保护套既有利保护套管，又可降低碰撞和保护钻杆，但成本增加。改进钻杆结构，最好不要有内加厚过渡带，或把应力集中点从内加厚消失点转移到其它位置。但这又涉及到非API标准和认可问题。塔指、西南石油学院和宝钢正在联合解决这一问题。23

防止刺穿的研究进展

在钻杆接头上装非旋转保护器、弹性结构保护套既有利保护套管，又可降低碰撞和保护钻杆，但成本增加。改进钻杆结构，最好不要有内加厚过渡带，或把应力集中点从内加厚消失点转移到其它位置。但这又涉及到非API标准和认可问题。塔指、西南石油学院和宝钢正在联合解决这一问题。(3)提高钢材纯净度、降低钢材有害元素含量(3)应用有限元方法研究内加厚过渡带内锥面长度和园角半径与应力集中和应力水平的相关性。研究结论为：应力集中系数降低20%，寿命可提高一倍。增加内锥面长度可降低应力集中和应力水平，但降低值有限。园角半径对应力集中和应力水平的影响十分显著，但由于受壁厚限制，增大到两个园弧相切，实际上已变为曲面，锥面已不存在。2425

制定高于API标准的行业标准和积极采用非API标准

API标准是用户与厂家相互妥协的产物，它是一个最低标准。目前国标基本是参照API标准制定的。但是随着制造技术的进步，几乎所有国外钢管公司都制定和采用了比API标准更高的技术条件。尽管他们公布的和订货技术条件仍然以API标准为依据，但他们内控的指标体系比API标准要高得多。大量钻柱失效分析表明，按API或国标规定的指标体系或指标值，钢材性能是合格的，即责任不在厂家。钻柱失效造成的经济损失基本只能由油田单位承担。因此油田单位与工厂合作，制定自己的行业标准，工厂制定更高的内控标准，这样才能提高质量和水平。26扶正器，配合接头、震击器

结构和材质标准低

扶正器，配合接头、震击器结构和材质标准低，造成井下断落事故。下部钻柱仍是低标准的选用和管理。27最小冲击功标准太低现行国标中最小冲击功为20℃，平均54焦耳，最小47焦耳的标准太低。没有规定横向最小冲击功。建议部分控制指标∶屈服强度∶125—140Ksi。必需控制区间，上限太大，而冲击韧性又不相应提高，对疲劳应力和应力腐蚀会更敏感。夏比冲击功∶纵向大于70焦耳，横向大于55焦耳晶粒度∶大于9级28配合接头长度

配合接头长度对螺纹应力值有一定影响，短配合接头螺纹应力值高于长配合接头。国标SY5200-93规定可用两类长度的接头，即短型和长型。此规定对深井、大井眼欠妥。宜只采用长型。即：

A型两端同径：0.915m，B型两端异径：1.22mB型配合接头大小端长度分配∶国标SY5200-93中规定大小端各二分之一长度。欠妥，应改为大端1/3总长，小端2/3长度总长。增长小端长度有利于降低小端应力集中和减少失效。29扶正器长度钻柱型∶国标短型∶1.3—1.5m。宜加长为2.2—2.5m。两端车扣处特殊材质要求。结构参数30钻柱静力学分析31钟摆钻具有限元计算结果钟摆钻具弯矩和弯曲应力图32稳斜钻具有限元计算结果稳斜钻具弯矩和弯曲应力图33增斜钻具有限元计算结果增斜钻具弯矩和弯曲应力图34钻柱动力学（1）钻柱动力学分类及其控制技术（2）下部钻柱有限元分析（3）非线性动力学分析（4）减振和振动解耦的动力学研究35钻柱振动分类自由振动：弹性系统偏离平衡状态后，若外界激励不再作用于系统所发生的振动强迫振动：被外界激励控制的振动自激振动：系统本身与外界相互作用，自动激发的振动参数振动：随机或周期地改变系统的输入参数，由参数激励引起的振动36下部钻具运动学分析下部钻具组合的运动方程［Ｍ］—系统的质量矩阵［Ｃ］—系统的阻尼矩阵［Ｋ］—系统的刚度矩阵｛δ(t)｝—系统的节点位移列阵—系统的节点广义速度—系统的节点广义加速度｛Ｒ｝—系统的等效节点载荷37下部钻具运动学计算结果满眼钻具组合运动轨迹图（钻压：200KN，转速：60rpm，扶正器间隙：6mm）38下部钻具运动学计算结果增斜钻具组合运动轨迹图（钻压：200KN，转速：90rpm，扶正器间隙：6mm）39下部钻具运动学计算结果稳斜钻具组合运动轨迹图（钻压：200KN，转速：60rpm，扶正器间隙：6mm）40下部钻具运动学计算结果降斜钻具组合运动轨迹图（钻压：200KN，转速：60rpm，扶正器间隙：6mm）41非线形钻柱动力学分析非线形动力学方程该方程与线形动力学钻柱方程一样，只是刚度矩阵、阻尼矩阵和外力包括非线形项，求解方法也有所不同。42井钻具组合和井眼尺寸171/2″(442.5mm)井眼，双扶正器钟摆钻具钻压：8-12吨，转速：50-60rpm，钻头：171/2″J22三牙轮钻头，泥浆密度1.15g/cm3直井钻进至井深876.08米时，1#扶正器(距钻头18.8m)公扣断。43井非线形钻柱动力学计算结果转速（频率）与最大相对位移关系图转速（频率）与最大相对弯曲应力关系图44井非线形钻柱动力学计算结果转速（频率）与最大相对弯矩关系图转速（频率）与最大相对复合应力关系图45井非线形钻柱动力学计算结果转速为50、100和158rpm时出现较强烈的动力响应，说明在实际操作中应避开这些临界转速。该井的实际转速比较接近50rpm，因此造成钻具共振，导致1#扶正器公扣断。46井非线形钻柱动力学计算结果临界转速为50rpm时的相对位移临界转速为50rpm时的相对弯曲应力47井非线形钻柱动力学计算结果临界转速为50rpm时的相对横向弯矩临界转速为50rpm时的相对复合应力48井非线形钻柱动力学计算结果在钻头与1#扶正器之间的钻铤联接处，1#扶正器公扣处和2#扶正器公扣部位以及2#扶正器后等4个位置出现应力峰值，是容易失效的位置。这与第一章的实际统计规律相符。大井眼钟摆钻具钻铤跨距长，井眼间隙大，过大的不平衡力导致强烈的横向弯曲振动，在横向位移较小的地方对应着较大的弯曲应力和弯距，因而横向弯曲振动是钟摆钻具失效的主要原因。在整个钻柱中，下部钻具组合的动力响应明显比钻铤至井口部分的钻柱强烈，因此下部钻具组合更易发生失效。49减振和振动解耦的研究意义为了减轻钻柱纵振、横振、扭振、冲击对下部钻具组合的损坏，须设计减振工具，并改进下部钻具的结构设计；针对振动耦合，研究振动解耦技术，设计合理的下部钻具组合，逐渐实现强化钻井措施，提高机械钻速。50水力加压器原理

水力加压器原理是靠钻头喷嘴压降或井底动力钻具与喷嘴的压降之和作用在活塞上产生钻压。设活塞面积为S，压降为△P，则产生的钻压为

WOB=S

△P根据钻井需要，已经研制出系列的单行程和双行程水力加压器51单行程水力加压器所有活塞的行程都一样，流量和喷嘴参数设定后，其钻压不能更改。1——上接头；2——上喷嘴；3——变流元件；4——一级活塞；

5——副缸体；6——二级活塞；7——主缸体；8——六方钻杆。单行程水力加压器结构示意图52双行程水力加压器结构、原理与单行程水力加压器相同，只是活