油田钻、修井系列螺杆钻具
使
用
说
明
书
盐城市友泰石油机械有限公司
一、前言：
本说明书主要介绍了螺杆钻具的工作原理、结构、机械性能和正确使用及维护保养，便于用户更好地根据钻井、修井的需要进行选用，使其发挥应有的机械及技术性能，提高钻井、修井的工作效率。
二、螺杆钻具的工作原理：
螺杆钻具是一种以钻井液为动力，把液压能量转为机械能的一种容积式井下动力钻具。当泥浆泵泵出的压力泥浆流经旁通阀，流压使旁通阀关闭，进而流进马达，在马达的进出口形成一定的压力差，推动转子绕定子轴线公转和自转，并将转速和扭矩通过万向轴和传动轴传递给钻头，从而实现钻井、修井作业。
三、螺杆钻具的组成：
螺杆钻具主要由：旁通阀、液力马达、万向轴和传动轴等四大总成组成。在马达上部和传动轴下部还装有防掉装置等辅助设施。
万向轴总成 防掉总成
传动轴总成 马达总成
3.1旁通阀总成：
它是由：阀体、阀套、阀芯、弹簧、Ｏ形密封圈、挡圈等零件组成。它的作用是起下钻时，使钻柱和环空联通，泥浆不污染井台，当泥浆流量和压力达到标准设定值时，阀芯下移，关闭旁通阀孔，此时泥浆流量经马达，把压力能转
变为机械能。当泥浆流量压力过小或停泵时，所产生液体压力小于弹簧的弹力时，弹簧将阀
芯顶起，旁通阀孔处于开启位置，钻柱与环空联通。
3.2液力马达总成：
它是由单螺杆转子和定子组成。转子是一根经过机械加工，表面镀有抗腐耐磨镀层的Ｘ头螺杆。定子外壳是合金钢内腔壁压注粘牢的Ｘ＋１头的内螺旋橡胶衬套组成的。转子和定子的形状和尺寸应保证啮合关系，这些啮合点沿轴向导程形成马达的密封空腔，随着转子在定子中螺旋转动。当具有一定能量的钻井液通过时，空腔沿着轴向下移，
旁通阀总成
上部入口不断产生、下部出口逐步消失，完成其能量转换，从而推动转子沿定子螺旋内壁作偏心公转和自转，完成马达的作用。这就是螺杆马达的基本工作原理。马达转子的螺旋线有单头和多头之分（定子螺旋头数比转子多１个）。转子的头数越少，转速越高，扭矩越小；头数越多，转速越低，扭矩越大。
螺杆马达是钻具的重要部件，很多实践和理论分析，在现有条件下，如欲使马达正常有效地工作，每级马达所能承受的压降以不超过0.8Mpa为宜，（马达的一个导程为一级）最大压降为额定工作压力的1.3倍，如压降值超过此值则马达就有漏失，转速加快，磨损严重甚至发热胀死，造成马达损坏。用户应特别注意，现场使用的泥浆流量应在推荐的使用范围内，否则会加大定子的磨损，将影响马达的使用效率和寿命。
螺杆马达的性能参数是螺杆钻具的主要性能参数。马达的理论输出扭矩和马达压降成正比，输出转速与输入泥浆流量成正比，随着负荷的增加钻具转速降低，所以只有控制地面上的压力表的读数和泵的流量，就能控制井下钻具的扭矩和转速。
3.3万向轴总成：
它是由花瓣套、中间接头、钢球等零件组成，上连接转子，下接传动轴。它的作用是将马达的行星运动的机械性能传递给传动轴的一种专用连接件。
钻具使用后，应立即拆卸，检查万向轴的磨损情况，如超过维修标准要求，则应更换相关零件，否则会因万向轴的使用过度导致断裂使钻具无法正常工作。
3.4传动轴总成：
传动轴是将马达的旋转动力传递给钻头，同时承受钻压所产生的轴向和径向负荷而设置的部件，钻具传动轴总成有两种：
3.4.1钻头水眼压降为3.5Mpa，传动轴总成两端采用滚针轴承定向，中间推力球轴承承压的结构。
3.4.2钻头水眼压降为7.0Mpa，传动轴总成两端采用硬质合金的径向轴承定向，中间采用连串轴承组承压，提高了传动轴总成的耐磨性及承载能力，延长其使用寿命。
3.5防掉装置：
为避免由于异常因素导致的钻具壳体断裂或脱扣时防止部件落井，在钻具螺杆上端旁通阀下部加装防掉短节。短节壳体在螺杆马达上部不易损坏，短节中间有圆形大螺母和与螺杆相联的吊杆。正常工作时防掉装置不起作用（有点搅拌损失），一旦防掉短节以下壳体断、脱，带螺杆、吊杆下移，则短节中间大螺母落在短节壳体缩径上，即吊住螺杆等部件，又堵住泥浆通道，引起泥浆泵压升高，使地面及时发现问题，采取措施，避免扩大损失。
四、螺杆钻具的型号说明：
例：5LZ165×7.0表示为转子头数与定子头数为5：6的，外径为Φ165mm的螺杆钻具，钻头水眼压降为7.0Mpa。
五、螺杆钻具的主要性能参数：
钻具型号
外径
尺寸
Tool OD
Mm in
钻头
尺寸
Bit Size
Mm In
两端连接螺纹
Connected Thread
上端下端
up down
头数
Lobe
级数
Stage
排量
Flow Rate
Ipm gpm
转速
Rotory
Speed
rpm
工作
压力降
Working
Pressure Loss
MPa Psi
输出
扭矩
Output
Torque
N.m Ib-ft
最大
压力降
Max
Pressure Loss
MPa Psi
最大
扭矩
Max
Torque
N.m Ib-ft
工作
钻压
Working
Pressure
KN Ib
最大
钻压
Max
Pressure
KN Ib
输出
功率
Output
Power
Kw hp
5LZ43×7.0-4 43 111/16 48-7617/8-3NC12 NC12 5:6 4 48-96 13-26 435-870 3.2 466 56 42 4.52 655 79 58 3660 6 1320 6.5 9 5LZ45×7.0-3 45 13/4 48-7617/8-3NC12 NC12 5:6 3 57-170 15-45 228-680 2.4 350 85 62 3.39 495 125 90 3 660 6 1320 8 11 5LZ54×7.0-3 54 21/8 60-8923/8-31/2 11/2REG 11/2REG 5:6 3 106-240 28-64 282-638 2.4 350 130 96 3.39 495 182 135 4880 8 1760 11 15
5LZ60×7.0-3 60 23/8 79-11131/8-43/8 11/2REG 11/2REG 5:6 3 140-280 38-75 298-595 2.4 350 156 115 3.39 495 218 160 5 1100 10 2200 12 16 5LZ73×7.0-3 73 27/8 95-18133/4-43/4 23/8REG 23/8REG 5:6 3 162-578 43-153 121-432 2.4 350 460 339 3.39 495 650 479 122640 25 5500 27 36
7LZ79×7.0-4 79 31/8 95-121 33/4-43/4 23/8REG 23/8REG 7:8 4 140-479 37-126 138-413 3.2 466 465 342 4.52 655 617 455 122640 25 5500 24 32
5LZ89×7.0-3 89 31/2 114-14941/2-57/8 23/8REG 23/8REG 5:6 3 255-766 67-202 108-325 2.4 350 810 598 3.39 495 1145 845 224400 35 7700 35 47 5LZ95×7.0-3 95 33/4 118-14945/8-57/8 27/8REG 27/8REG 5:6 3 320-800 85-211 124-300 2.4 350 833 615 3.39 495 1177 868 306600 55 12100 32 43 9LZ95×7.0-4 95 33/4 118-14945/8-57/8 27/8REG 27/8REG 9:10 4 460-928 120-245 139-280 3.2 466 1426 1052 4.52 655 1895 1320 306600 55 12100 48 64 5LZ100×7.0-4 100 315/16 118-14945/8-57/8 27/8REG 27/8REG5:6 4 337-842 89-222 124-300 3.2 466 1169 862 4.52 655 1652 1218 306600 55 12100 45 60 9LZ100×7.0-4 100 315/16 118-14945/8-57/8 27/8REG 27/8REG9:10 4 484-977 126-258 139-280 3.2 466 1501 1107 4.52 655 1995 1852 306600 55 12100 50 67 9LZ105×7.0-4 105 41/8 121-15243/4-627/8REG 27/8REG 9:10 4 498-997 131-263 132-265 3.2 466 1630 1200 4.52 655 2165 1597 306600 55 12100 51 68 5LZ120×7.0-3 120 43/4 149-20057/8-77/8 31/2REG 31/2REG 5:6 3 694-1388 184-367 140-278 2.4 350 1620 1195 3.39 495 2288 1688 4910803 100 22000 57 76 5LZ120×7.0-4 120 43/4 149-20057/8-77/8 31/2REG 31/2REG 5:6 4 694-1388 184-367 140-278 3.2 466 2160 1593 4.52 655 2869 2116 4910803 100 22000 71 95 7LZ120×7.0-4 120 43/4 149-20057/8-77/8 31/2REG 31/2REG 7:8 4 745-1487 196-393 130-261 3.2 466 2468 1819 4.52 655 3277 2417 4910803 100 22000 75 102 5LZ140×7.0-4 140 51/2 171-22263/4-83/4 41/2REG 41/2REG 5:6 4 718-1436 190-379 111-202 3.2 466 2613 1927 4.52 655 3471 2560 4910803 100 22000 73 98 5LZ165×7.0-4 165 61/2 213-25183/8-97/8 41/2REG 41/2REG 5:6 4 862-1724 228-456 87-174 3.2 466 3673 2709 4.52 655 4878 3597 8017600 160 35200 88 119 5LZ165×7.0-5 165 61/2 213-25183/8-97/8 41/2REG 41/2REG 5:6 5 862-1724 228-456 87-174 4 585 4590 3377 5.65 824 6484 4783 8017600 160 35200 100 135 5LZ165×7.0-6 165 61/2 213-25183/8-97/8 41/2REG 41/2REG 5:6 6 862-1724 228-456 88-176 4.8 700 5509 4063 6.78 988 7781 5739 8017600 160 35200 121 162 9LZ165×7.0-4 165 61/2 213-25183/8-97/8 41/2REG 41/2REG 9:10 4 990-1979 262-523 93-187 3.2 466 4579 3377 4.52 655 6082 4485 8017600 160 35200 98 132 5LZ172×7.0-4 172 63/4 213-25183/8-97/8 41/2REG41/2REG 5:6 4 947-1894 250-500 78-154 3.2 466 4160 3068 4.52 655 5525 4075 100 22000 170 37400 126 170 5LZ172×7.0-5 172 63/4 213-25183/8-97/8 41/2REG41/2REG 5:6 5 947-1894 250-500 78-154 4 585 5200 3835 5.65 824 7345 5417 100 22000 170 37400 118 159 5LZ172×7.0-6 172 63/4 213-25183/8-97/8 41/2REG41/2REG 5:6 6 947-1894 250-500 78-154 4.8 700 6240 4600 6.78 988 8814 6500 100 22000 170 37400 142 190 7LZ172×7.0-5 172 63/4 213-25183/8-97/8 41/2REG41/2REG 7:8 5 1183-2366 312-625 84-168 4 585 7176 5293 5.65 824 10137 7476 100 22000 170 37400 150 200 9LZ172×7.0-2 172 63/4 213-25183/8-97/8 41/2REG41/2REG 9:10 2 1110-2220 293-586 48-96 1.6 233 3093 2320 2.26 330 4466 3279 100 22000 170 37400 61 82 9LZ172×7.0-4 172 63/4 213-25183/8-97/8 41/2REG41/2REG 9:10 4 1110-2220 293-586 84-169 3.2 466 5355 3949 4.52 655 7112 5245 100 22000 170 37400 78 105 5LZ185×7.0-5 185 71/4 222-25183/4-97/8 41/2REG65/8REG 5:6 5 985-1970 260-520 91-182 4 585 5548 4090 5.65 824 7836 5779 100 22000 170 37400 134 180 5LZ197×7.0-4 197 73/4 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 5:6 4 1113-2225 295-588 79-158 3.2 466 5022 3704 4.52 655 6700 4920 150 33000 200 44000 99 133 5LZ197×7.0-5 197 73/4 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 5:6 5 1113-2225 295-588 79-158 4 585 6277 4629 5.65 824 8866 6540 150 33000 200 44000 130 176 5LZ197×7.0-6 197 73/4 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 5:6 6 1113-2225 295-588 79-158 4.8 700 7533 5555 6.78 988 10640 7847 150 33000 200 44000 157 210 7LZ197×7.0-5 197 73/4 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 7:8 5 1230-2460 324-588 75-150 4 585 7220 5324 5.65 824 10197 7520 155 34100 250 55000 130 176 9LZ197×7.0-4 197 73/4 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 9:10 4 1510-3028 400-800 67-135 3.2 466 9035 6655 4.52 655 12743 9398 150 33000 200 44000 162 217 5LZ203×7.0-4 203 8 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 5:6 4 1113-2225 295-588 79-158 3.2 466 5022 3704 4.52 655 6700 4920 155 34100 250 55000 99 133 5LZ203×7.0-5 203 8 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 5:6 5 1113-2225 295-588 79-158 4 585 6277 4629 5.65 824 8866 6540 155 34100 250 55000 130 176 7LZ203×7.0-5 203 8 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 7:8 5 1230-2460 324-588 75-150 4 585 7220 5324 5.65 824 10197 7520 155 34100 250 55000 143 194 9LZ203×7.0-4 203 8 251-31197/8-121/4 51/2REG65/8REG 9:10 4 1267-2534 335-670 72-145 3.2 466 6260 4617 4.52 655 8315 6132 150 33000 200 44000 113 152 5LZ210×7.0-5 210 81/4 251-375 97/8-143/4 65/8REG65/8REG 5:6 5 1228-2455 325-650 75-150 4 585 7481 5517 5.65 824 10567 7793 180 39600 300 66000 149 200
六、使用须知：
6.1井场修井、钻井技术人员和司钻必须了解钻具的结构原理和使用参数。按使用说明书的要求合理使用钻具。
6.2对钻井液要求：螺杆钻具的马达为容积式，决定钻具性能的因数是马达的输入流量和作用于两端的压力降，而不是钻井液的类型。钻井液的物理化学性能除个别有损钻具的寿命外，一般不影响钻具的性能。但钻井液所含的各种硬颗粒必须予以限制，因为它会加速轴承、定子马达的磨损，而降低钻具的使用寿命。因此泥浆中含砂量必须控制在0.5%以下。
泥浆粘度和比重对钻具的影响很小，但对整个系统的压力有直接影响，如果推荐排量下的压力大于额定泵压值，就得减少泥浆排量，或者有必要降低通过钻具和钻头的压力降。每种型号的钻具都有自身的输入流量范围，只有在此范围内钻具才能有较高的效率，一般应取输入流量范围的中间值为最佳输入流量值。
6.3泥浆压力要求：
钻具悬空时，排量不变，则通过钻具的泥浆压力降也不变，随着钻头接触井底钻压增加时，泥浆循环压力增加，泵压也增加，司钻可用以下公式来控制操作：
打钻泵压＝循环泵压＋钻具负载压降
循环泵压就是钻具没有接触井底时泵压，也叫离底泵压，钻具加大扭矩，泵压就要上升，这时压力表的读数就叫打钻泵压。离底泵压不是一个常数，它随井深和泥浆的特性变化而变化，但实际操作中，无必要随时测取循环泵压的精度值，一般取每次接触后的离底泵压为近似值，这样做完全可以满足公式的精度要求。
钻具在工作中，打钻泵压达到最大推荐压力时，钻具产生最佳扭矩。继续增加钻压，当超过最大设计压力时，马达可能会制动，此时应立即降低钻压，以防钻具内部损坏。
6.4扭矩：
钻具的扭矩与泥浆流经马达产生的压力降成正比，转速与输入排量成正比。排量一定时，扭矩增加而转速基本保持不变，钻具从空载到满载速度降低一般不超过10%左右。
七、使用方法：
在选择钻具及其组合方案时，应制定修井、钻井的作业计划，充分考虑井眼轨迹、钻头类型、规格、地层结构和水力计算等细节。螺杆钻具在出厂前，各部件之间的螺纹均已涂厌氧胶，并按规定力矩上紧，使用前不需要重新紧扣。
7.1钻具下井前的地面检查：
7.1.1钻具除提升短节与旁通阀连接外，其它部分的壳体均涂以厌氧胶。
7.1.2用钻头装卸器把钻头装上，只允许用链钳转动钻具的传动轴头，而且只能逆时针旋转以防内部螺纹松扣。
7.1.3吊起提升短节，将钻具放入转盘卡瓦内，使旁通阀位于转盘之上，装上安全卡瓦，卸去提升短节。
7.1.4检查旁通阀的灵活性：用木棒压下阀芯，然后松开，阀芯在弹簧力的作用下，恢复正常，反复压下3-5次，阀芯无卡阻，运动灵活，接着将钻具旁通孔部位下到转盘以下开泵，旁通孔封闭，马达启动，驱动接头旋转；停泵后阀芯复位，泥浆从旁通阀孔泻出，钻具正常。
7.2钻具下放入井内：
7.2.1钻具下井时，严格控制下放速度，以防过快时马达倒转，使内部连接丝扣脱扣，同时防止在通过砂桥、套管鞋等处撞坏钻具。防止操作中移扣，装卸过程中应牢记：钻头接头相对于壳体的旋向为逆时针方向。违反此项规定，如反向转动转盘或用转盘旋紧马达以上的扣等，就会造成钻具内部零件的松扣或脱扣，请用户注意。
7.2.3当下入深井段或遇到高温井段时，以及经过砂层井段时，应定期循环泥浆冷却钻具，保护定子橡胶，防止砂堵。
7.2.4钻具接近井底时要放慢速度，提前循环后再继续下钻，循环先小排量，待井口返出泥浆后，再加大排量。
7.2.5不允许顿钻或将钻具坐在井底。
7.3钻具开动：
7.3.1如果处于井底必须提起0.3-0.6m，开动钻井泵。此时应记下压力表读数，与计算的压力值对比一下，如果超过水力计算的压力数值也是正常的，这是钻头侧钻引起的。
7.3.2清理井底，井底必须足够的“干净”，因为井底堆积或沉淀的岩屑影响转速。
7.4钻具的钻进：
7.4.1钻具钻进前应充分清洗井底，并测循环泵压。
7.4.2开始钻进时应缓慢加钻压，待正常钻进时，司钻可用下列公式控制操作：
打钻泵压＝循环泵压＋钻具负载压降
7.4.3开始钻进，钻进速度不宜太快，此时钻具和钻头都很紧，井底尚未清洗，易产生钻头泥包。
7.4.4钻具产生的扭矩与马达的压力降成正比，因此增大钻压就能增大扭矩。
7.4.5均匀送钻能保证井段的曲线光滑和定向经度。
7.5从井眼中起钻并检查钻具：
7.5.1起钻时，旁通阀处于打开位置，允许钻柱中的钻井液泻入环空，但是钻具本身不能排除井液，通常在起吊钻前在钻柱上部注入一段加重钻井液，使其顺利排出。
7.5.2起钻应注意起钻速度，以防卡钻损坏钻具。
7.5.3钻具提到旁通阀位置后，卸下旁通阀口上的各部件，先用清水冲洗旁通阀顶部，再用木棒或锤柄将阀芯按下、松开、使上、下活动无卡阻。清洗完毕，拧上提升短节，提出钻具。
7.5.4测量钻具的轴承间隙，如轴承间隙超过最大允差，应对钻具进行维修，更换新轴承（对于修井钻则应调整轴承的轴向间隙）。
7.5.5卸下钻具，从传动轴孔中冲洗钻头，将传动轴水帽及轴承清洗干净，然后平放钻具，
正常维护保养待用。
若暂停使用或长时间搁置不用，建议向钻具内注入少量矿物油防锈（不能加入柴油）。
八、钻具的故障分析：
如上所述，钻井液循环压力变化反映在立杆压力表上，它可以帮助现场人员辨别井底发生情况和问题。事实证明：正确的判断可以节省大量起下钻所耗费的时间和成本。综合钻具使用过程中的各种因素，归纳为下表，供用户参考。
钻具故障分析表：
异常现象可能原因判断及处理方法
压力表压力突然升高
马达失速
钻具上提0.5m左右，核对循环压力，逐步加钻
压，压力表逐步升高，均正常，说明马达曾有失
速。
马达、传动轴卡死，
钻头水眼被堵
钻具提离井底，压力表读数仍很高，应起出钻具
检查或更换钻头。
压力表压力慢慢地增高（不是随井深或井温正常增加的正常压降）钻头水眼被堵
钻具提离井底，检查压力，如果压力仍然高于正
常循环压力，可试着改变循环流量或上下移动钻
杆，如无效，只能起出钻具检查、维修。
钻头磨损
可以继续钻进，细心观察，仍无进尺，只能取出
更换。
地层变化
把钻具稍稍提起，如果压力与循环压力相同，则
可继续工作。
压力表压力缓慢降低循环压力损失变化检查泥浆（井液）流量
钻杆损坏
稍提钻具，压力表读数低于循环压力，适当加大
泵压后，仍无效果，起出井眼检查。
没有进尺
马达失效
压力表读数增高，钻具提离井底，检查循环压力，
由小钻压逐步增大钻压。
旁通阀处于“开位”
压力表读数偏低，稍提钻具，启、停泥浆泵两次
仍无效，则需检查或更换旁通阀。
万向节损坏
常伴有压力波动，稍提起钻具，压力波动范围小
些，起出钻具，检查更换。
钻头磨损重新更换新钻头。
九、钻具的维修保养：
钻具的使用寿命，除决定于精心设计、精密制造等因素外，正确的使用，加强维修保养也是一个很重要的环节。对于每用完一次井的钻具都应进行认真的井口保养，对于轴承间隙超过最大公差的，应送回维修站拆检。
9.1钻具拆卸
9.1.1使用后，经技术人员确定钻具发生故障，不能下井使用，送维修站应立即拆检维修。
9.1.2拆检时应先熟悉钻具结构，按顺序和要求拆卸。
9.1.3钻具的拆装，分壳体与内部传动联接两部分。因万向轴壳体和马达传动轴壳体螺纹联接处、万向轴和转子、传动轴水帽螺纹处，均涂有厌氧胶，拆卸时，不可随意加大扭矩卸扣，应把联接处用喷灯加热至250-300℃后，迅速卸开，并用钢丝刷及时清除螺纹处的残余粘
接剂。
9.1.4拆卸前，除准备好所用工具外，一定要做好记录，内容包括：钻具编号、使用单位、进尺数、运转时间、使用井深、井温、轴向间隙、送修原因等。
9.2旁通阀总成的维修保养：
9.2.1清洗检查每一个零部件，零件出现沟槽、咬伤、镀层剥落等应更换零件，更换所有“O”型密封圈。
9.2.2筛网孔出现冲蚀现象应更换旁通阀。
9.2.3弹簧使用100小时后应更换。
9.2.4装配零件表面应涂上黄油，装配后应活动阀芯数次，不得有卡阻现象。
9.3马达部件的维修保养：
9.3.1拆出转子、清洗定子内腔及螺纹表面。
9.3.2检查定子橡胶是否有脱胶、剥离等现象，若发现定子橡胶脱胶产生剥落并有较多沟槽时，应更换定子。
9.3.3检查转子表面镀层是否有剥落、生锈、起波、沟槽等现象，如发现应予更换。
9.3.4清洗检查后，应在转子表面涂上黄油，并装入定子内，将马达部件倾斜30°进行漏失量及转矩的试验，确定该马达是否需重新选配。
9.4传动轴部件的维修保养：
9.4.1经测量如轴承间隙超过规定值或滚道出现明显沟槽、麻点、边缘剥落或任何一排钢球碎裂，应更换整套多列推力向心球轴承组。
9.4.2严禁新旧钢球混用和使用未经筛选的钢球组。
9.4.3检查上、下径向轴承的内外圈，表面如有焊层产生剥落，合金块严重损坏或直径磨小1mm以上，应更换新的径向轴承。
9.4.4检查传动轴，如发现表面有沟槽、裂纹现象，应更换新的传动轴。
9.5钻具的组装：
将检修后的旁通阀、马达、万向轴、传动轴四大部件分别装配后，按顺序把外壳和内部传动件联接，再清洗螺纹、涂厌氧胶，保证传动轴间隙等工序完成后，再按规定扭矩旋紧。
十、定货需知：
如果您要使钻具取得良好的使用效果，不光要注意钻具本身的质量状况、技术性能，还与使用的目的、环境及介质条件、钻具组合等因素密切相关，因此定货时正确选择钻具型号和结构形式尤为重要。
如果在选择钻具型号存在疑问时，请及时与我公司联系。
为了能正确、及时地向您提供所需产品，请您在定货时确定以下几个问题：
10.1是否需要提供附件。（如提升短节等）。
10.2如有可能，定货时提供以下信息以便跟踪服务：
①钻具使用单位。
②钻具使用井位，使用的目的，预计使用时间。
③井身结构，使用钻具井段、泥浆条件等。
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
常规修井工艺 第一节清蜡 一、油井结蜡的原因 油井在生产过程中之所以结蜡，根本的原因是油井产出的原油中含有蜡。 油井结蜡有两个过程，首先是蜡从原油中析出，然后聚集、粘附在管壁上。原来溶解在原油中的蜡，在开采过程中凝析出来是由于原油对蜡的溶解能力下降所致。当原油的组分、温度、压力发生变化，使其溶解能力下降时，将一部分蜡从原油中析出。 二、油井结蜡的因素 1．原油的组分和温度 在同一温度条件下，轻质油对蜡的溶解能力大于重质油的溶解能力，原油中所含轻质组分越多，蜡的结晶温度越低，即蜡不易析出，保持溶解状态的蜡量就越多。任何一种石油对蜡的溶解量随着温度的下降而减少。因此．在高温时溶解的蜡量，在温度下降时将有一部分要凝析出来。在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻质油的结晶温度，可见轻质组分少的石油，蜡容易凝析出来。 2．压力和溶解气 在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而降低，在压力与饱和压力的条件下，由于压力降低时油中的气体不断分离出来，降低了对蜡的溶解能力，因而使初始结晶温度升高，压力越低，分离气体越多，结晶增加得越高，这是由于初期分出的是轻组分气体甲烷、乙烷等，后期分出的是丁烷等重组分气体，后者对蜡的溶解能力影响较大，因而使结晶温度明显增高。此外，溶解气从油中分出时还要膨胀吸热，促使油流温度降低，有利于蜡晶体的析出。 3．原油中的胶质和沥青质 实验结果表明，随着石油中胶质含量的增加，可使结晶温度降低。因为胶质为表面活性物质，可吸附于石蜡结晶表面上来阻止结晶的发展，沥青是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的微粒分散在油中，对石蜡晶体有分散作用。但是，当沉积在管壁的蜡中含有胶质、沥青质时将形成硬蜡，不易被油流冲走。 4．原油中的机械杂质和水 油中的细小颗粒和机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，使蜡晶体易于聚集长大，加速了结蜡的过程。油中含水量增高时，由于水的热溶量大于油，可减少液流温度的降低，另外，由于含水量的增加，容易在油管壁形成连续水膜，使蜡不容易沉积在管壁上。因此，随着油井含水的增加，结蜡程度有所减轻。但是含水量低时结蜡就比较严重，因为水中盐类析出沉积于管壁，有利于蜡晶体的聚集。 5．液流速度、管予表面粗糙程度 油井生产实际表明，高产井结蜡没有低产井严重，因为高产井的压力高，脱气少，初始结晶温度低，同时液流速度大，井筒中热损失小，油流温度高，蜡不易析出。即使有蜡晶体析出也被高速油流带走不易沉积在管壁上。如果管壁粗糙，蜡晶体容易粘附在上面形成结蜡，反之不容易结蜡。管壁表面亲水性愈强，愈不容易结蜡，反之，容易结蜡。 三、油井结蜡的危害 油井结蜡不仅造成大量的日常管理清蜡与修井清蜡工作量，还会对油井生产，甚至油田开发带来严重的影响。油井结蜡主要危害有以下几个方面： (1)油井结蜡给日常管理带来大量工作，增加了井下事故发生的可能性和机率。 (2)油井结蜡后，使出油通道内径逐渐缩小，增大油流阻力，降低了油井产能，甚至将油流通道堵死，造成油井减产或者停产。 (3)机械采油井结蜡后，不仅使油流通道减小，还会使抽油泵失灵，降低抽油效率，严重
第31卷第6期2009年12月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 31 No. 6 Dec. 2009 文章编号：1000 – 7393（ 2009 ） 06 – 0004 – 05 胜利油田水平井完井技术现状及研究展望 赵金洲1 赵金海2 杨海波2 魏新芳2 （1.胜利石油管理局，山东东营 257000；2.胜利油田钻井工艺研究院，山东东营 257017） 摘要：随着水平井在油田开发中应用越来越多，水平井完井技术也成为国内外研究的热点。胜利油田根据自身特点，先后开展了滤饼酸洗工艺、筛管分段技术、水平井砾石充填防砂技术、水平井提高固井质量和安全下入的工具技术、分支水平井完井技术、实体膨胀管和膨胀防砂筛管完井技术等方面的研究，形成了较为完善的水平井完井技术体系，为油田的持续生产奠定了坚实基础。 关键词：胜利油田；水平井完井；滤饼酸洗技术；分支水平井完井；膨胀管完井 中图分类号：TE243 文献标识码：A Research status and prospect of horizontal well completion technology in Shengli Oilfield ZHAO Jinzhou1, ZHAO Jinhai2, YANG Haibo2, WEI Xinfang2 （1. Shengli Petroleum Administration Bureau, Dongying 257000, China; 2. Drilling Technology Research Institute, SINOPEC Shengli Oil?eld, Dongying 257017, China） Abstract: Horizontal?wells?are?applied?widely?in?oilfield?development.?Completion?technology?of?horizontal?wells?is?becoming?hotspot?home?and?abroad.?According?to?characteristics?of?Shengli?Oilfield,?mud?cake?acid?pickling?process,?screen?segmentation?technol-ogy, gravel pack sand control technology for horizontal wells, cementing quality improvement and safe running-in-string technology for horizontal wells, multi-lateral horizontal well completion technology, solid expandable tubing and expandable sand screen are devel-oped,?on?the?basis?of?which?comprehensive?horizontal?well?completion?system?is?formed?and?continuous?production?in?Shengli?Oilfield?is maintained. Key words: Shengli?Oilfield;?horizontal?well?completion;?mud?cake?acid?cleanup;?multi-lateral?horizontal?well?completion;?expand-able completion 近几年，随着油气田开发向低渗透、稠油油藏方向发展，水平井钻井技术在胜利油田得到了广泛应用。随钻测量技术、钻井液技术及水平井完井技术成为推动水平井技术进步的三大支柱。其中，水平井完井技术逐渐受到重视，进入日新月异的发展阶段。国外公司相继研究开发如智能完井［1］、裸眼分段压裂［2］以及膨胀管完井［3］等完井新技术，取得了显著经济效益。国内完井技术［4-8］则立足国情，采取以独立筛管完井、筛管+管外封隔器完井、固井射孔完井为主的完井方式，降低施工风险，控制完井成 本，保证油气田开发效益。 胜利油田相继完成了“八五”、“九五”期间国家级课题“水平井、侧钻水平井完井技术研究”、“十五”期间中石化集团公司科技攻关项目“分支井、大位移井完井技术研究”等重大项目的研究攻关，形成了具有胜利特色的水平井完井技术——筛管完井系列技术、水平井提高固井质量特色技术、膨胀管完井技术等，为水平井完井提供了强有力的技术支撑，为胜利油田提高“两率”奠定了坚实的完井技术基础。 国家重大专项项目： “低渗油气田完井关键技术研究（编号：2008ZX05022-006）”的部分研究成果；国家863项目“膨胀管钻井技术（编号：2006AA06A105）”的部分研究成果。 作者简介： 赵金洲，1963年生。1983年毕业于江汉石油学院钻井工程专业，从事石油工程技术管理工作，现任副局长。电话：0546-8710317。
螺杆钻具排量的计算： 在井下动力钻具中 ，钻井液总是子上而下刘静马达的，而钻头的工作旋向有总是顺时针旋转，因此，单螺杆钻马达的的转子和定子的旋向是左旋的。钻头的转动来自转子的自转。转子自转r=h N N z )1(+2π，密封线下移z ，由此可求出转子的自转一周密封线的下移距离H ： H z r π2= 可求的 H=N(N+1)h （1-27） 或 H=NT s =（N+1）T r （1-28） 若以A s 表示定子线性包容的面积，A r 表示转子线型所包容的面积。择流过的面积A G 为 A G = A s -A r (1-29) 螺杆马达的每转排量q （即当钻头旋转一周，流过马达的液体量）为 q=A H （1-30） 将式子（1-28）（1-29）带入（1-30）可得到： q= A G NT s =（ A s -A r ）NT s 可见每转排量去、纯粹是一个几何量，它与马达的线型、头数和定子导程有关，式子（1-30）是一个通式。对单头马达，令N=1，结合图1-7.图图1-19、图2-22中的有关参数，可写出 A r = πR 2 A s = πR 2+4eD r =πR 2 A G = A s -A r =8eR= 4eD r T s =2h 可得出q=16eRh 螺杆马达理论扭矩和转速的计算： 若设钻头的输出转矩为M ，马达入口与出口的钻井液压力差为p ?，忽略马达及钻具传动轴等部件的摩擦，那么，由马达吸收的水马力与其输出功率相等，既 ??p q=M ·2 π 则 M=s r s NT A A p )(2-?π 由此同时很容易有每转排量q 和输入体积流量Q 求的无水利损失下的转速，即理论转速 q Q n t 60= 螺杆钻具轴向力的计算： 多线单螺杆钻具螺杆上作用的轴向力，是由于液压降所产生的轴向力和啮合力的轴 向分量之和，数值是很大的。精确的计算螺杆工作时所承受的轴向力以正确的选择支承， 是提高单螺杆钻具的使用寿命、工作可靠性及能量指标的重要条件之一。 图 1.3 中给出单螺杆钻具和螺杆上作用轴向力的简图(略去螺杆本身重量的影响)。
石油工程井下作业修井技术与工艺摘要：在我国石油行业快速发展过程中，社会对石油资源的需求越来越多，因此石油开采行业也需要提高开采质量，增加石油资源的供给。在石油开采中，因为是井下作业，因此需要开展修井工作。就石油工程井下作业修井技术及工艺进行了分析，并提出了建议，希望可以为修井工作更好的开展提供帮助。 关键词：石油工程；井下作业；修井技术；工艺 在石油井下开采过程中，一旦油井遭到了破坏，不仅会影响石油开采的量，同时还会存在安全隐患。所以在井下开采过程中，通过修井工作的开展来保证油井的稳定是非常有必要的。在修井工作落实中，修井技术与工艺的应用发挥了重要的作用，同时其影响力也比较大。 1石油工程井下修井技术及工艺发展现状 在对石油工程井下作业修井技术及工艺进行分析过程中，可以从其目前的发展现状进行分析。通过现状分析，可以了解修井技术及工艺存在的不足之处，可以对其未来发展进行展望，因此，做好具体的现状分析是非常有必要的。 1.1从修井工具入手进行分析 在石油工程井下修井工作开展过程中，修井工具是不能缺少的，就目前修井技术所使用的工具进行分析中可以看出，常见的工具有震击类工具、爆炸类工具以及侧钻类工具，此三种类型的工具在修井过程中发挥了重要的作用。但是，随着设备修井技术及工艺的进步，这些修井工具所能发挥的作用越来越小，因此在未来一段时间内，对修
井工具进行优化是不可避免的。 1.2从修井技术开展模式入手进行分析 在石油行业发展过程中，社会对石油资源的需求日益增多，但是油田的数量则在逐渐地减少，油田的储能消耗逐渐地降低。面对这样的情况，在石油开采过程中，开采难度增加，石油井被破坏问题较为常见。在修井工作开展中，主要采用的修井模式是先打捞，后修复，这样的修复方式较为落后，对油田的污染与破坏较为严重。所以面对这样的情况，在井下修复过程中，就必须要转变修井技术开展模式，对修井技术及工艺进行优化，以此来确保修井工作的有效落实。 2油田工程井下作业修井技术及工艺 在油田工程井下作业修井过程中，想要确保修井工作质量，不仅要对修井工作原则进行优化，同时还需要对具体的修井技术及工艺进行优化，只有这样才能保证修井工作的有效落实。 2.1对修井原则进行优化 在修井工作落实过程中，因为涉及到的内容较多，所使用到的修井技术及工艺较多，所以在提高修井质量的过程中，就应对修井原则进行优化。在优化修井原则中，需要坚持可持续发展原则。也就是说，在实际使用修井技术及工艺开展修井工作中，应对油田资源进行保护，避免油田遭到污染。同时还需要考虑成本问题，若是修井的成本投入较多，则会导致油田开采的经济效益下降，因此在选择修井技术及工艺过程中，应在保证修井质量的同时，选择成本较为低廉的修井技术及工艺，这样可以通过减少成本投入的方式来增加石油开采企业的经
修井工具与技术 第一章 检测工具 判断、证实井下状况是处理井下事故和油水井大修作业的首要前提，是选择应用修井工具的主要依据。因此，检测工具的作用是很重要的。 第一节 通径规 1．用途 检测套管、油管、钻杆以及其他井下管子的内通径是否符合标准，检查他们变形后能通过的最大几何尺寸。 2．结构 套管通径规如图1-1所示，使一个两端加工有连接螺纹的筒体；上端与钻具相连接，下端备用。 油管或钻杆通径的测量一般都在地面进行。通径规的形状为一长圆柱体。其中一种形式是两端无螺纹，如7-2图（a ）。可利用刺油管时的蒸汽作动力，将其从被测管子的一端推入，另一端顶出。另一种形式为两端有抽油杆螺纹，与抽油杆连接用人力进行痛径，如图1-2（b ） 3．参数系列标准和技术规范 表1-1 套管系列用通径规 表1-2油管系列用通径规 4．操作方法及注意事项 1）将套管通径规连接下井管柱下入井内通径规应 能顺利通过，若遇阻则说明井下套管有问题。 2）当下井的工具较长时，可以在通径规下端再连接另一个通径规，两通径规间距大于工具长度进行通井。 3)地面通径实验时,管内应没有任何外来物质,并应适当支撑,防止管子下垂,以便通径规自由通过. 图1-1 套管通径规 图1-2 油管、钻杆通径规
第二节 铅模 1．用途 用来探测井下落鱼鱼顶状态和套管情况。通过分析铅模同鱼顶接触留下的印记和深度，反映出鱼顶的位置、形状、状态、套管变形等初步情况，作为定性的依据，提供施工作业参考。 2．结构 铅模由接箍1、短节2、拉筋3及铅体4等组成，中心有水眼，以便冲洗鱼顶。如图1-3所示。 3．技术规范 技术规范见表1-3所列。 表1-3铅模技术规范 4.操作方法 1） 检查铅模柱体四周与底部，不能有影响印痕判断的 伤痕存在，如有轻微伤痕，应及时用锉刀将其修复平整。 2） 测量铅模的外形尺寸，如果是一次成型铅模，铅体 成锥形，应以铅模底部直径为下井直径，，并留草图。 3） 丝扣涂油，接上管柱，下入井中。 4） 下钻速度不宜过快，以免中途将铅模顿碰变形，影 响分析结果。 5） 下至鱼顶以上一单根时开泵冲洗，待鱼顶冲净后， 加压打印。 6） 打印钻压一般为30kN ，最大不能超过50kN. 7） 加压打印一次后即行起钻。 5．注意事项 1） 铅模在搬运过程中必须轻拿轻放，严禁甩碰。存放及车运时，应底部向上或横放，并 用软材料垫平。 2） 铅模水眼小易于堵塞，要求钻具清洁，无氧化铁宵。为防止堵塞，可下钻300~400m 后洗井一次。 3） 打印加压时，只能加压一次，不得二次打印，而使印痕重复，难于分析。 图1-3 铅模 图1-4 铅模制作工具示意图
修井工具与技术 第一章检测工具 判断、证实井下状况是处理井下事故和油水井大修作业的首要前提，是选择应用修井工具的主要依据。因此，检测工具的作用是很重要的。 第一节通径规 1．用途 检测套管、油管、钻杆以及其他井下管子的内通径是否符合标 准，检查他们变形后能通过的最大几何尺寸。 2．结构 套管通径规如图1-1所示，使一个两端加工有连接螺纹的筒 体；上端与钻具相连接，下端备用。 油管或钻杆通径的测量一般都在地面进行。通径规的形状为一 长圆柱体。其中一种形式是两端无螺纹，如7-2图（a）。可利用刺油管时的蒸汽作动力，将其从被测管子的一端推入，另一端顶出。另一种形式为两端有抽油杆螺纹，与抽油杆连接用人力进行痛径，如图1-2（b） 3．参数系列标准和技术规范 表1-1 套管系列用通径规 套管规格in 41/2 5 51/253/4 65/8 7 通径规外径mm 92~95 102~107 114~118 119~128 136~148 146~158 通径规长度mm 500 500 500 500 500 500 上接头螺纹NC26- 12E NC26-12E 2TBG NC31- 22E NC31-22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC38-32E 3TBG 图1-1 套管通径规 1
2TBG 2TBG 下接头螺纹NC26- 12E 2TBG NC26-12E 2TBG NC31- 22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC31-22E 2TBG NC38-32E 3TBG 油管规格in 11/2 2 21/2 3 31/2 4 径规外径mm 38 48 59 73 84 95 径规长度mm 500 500 500 500 600 600 4．操作方法及注意事项 1）将套管通径规连接下井管柱下入井内通径规应 能顺利通过，若遇阻则说明井下套管有问题。 2）当下井的工具较长时，可以在通径规下端再连 接另一个通径规，两通径规间距大于工具长度进行通 井。 3)地面通径实验时,管内应没有任何外来物质,并应适当支撑,防止管子下垂,以便通径规自由通过. 图1-2 油管、钻杆通径规 1
毕业论文 题目：侧钻技术在胜利油田中的应用所属系部：石油工程系 专业：油气开采 年级/班级：油气开采1班 作者：曹琛远 学号：071395002011140 指导教师： 评阅人：
目录 第1章绪论 (1) 1.1选题的背景 (1) 1.2选题意义 (1) 第2章侧钻技术及其概念 (3) 2.1侧钻技术概念 (3) 2.2侧钻工具 (4) 2.3使用范围 (4) 2.4开窗工具 (5) 2.5窗口位置选择 (5) 第3章井眼轨迹测量 (8) 3.1老井井眼轨迹测量 (8) 3.2定向侧钻 (8) 3.3随钻井眼轨迹监控 (8) 第4章侧钻技术发展趋势 (10) 4.1工程设计概况 (10) 4.2施工情况 (10) 4.3发展方向 (12) 4.4问题及对策 (12) 第5章结论 (13) 参考文献 (14) 致谢 (15)
摘要：根据套管开窗定向侧钻技术在胜利油田研究发展和实施的具体情况着重介绍了小眼井套管开窗侧钻定向井水平井的开窗侧钻井眼轨迹测量与控制等施工工艺和技术措施并结合66—37井和梁11—34侧井的具体施工情况对小眼井套管开窗定向侧钻技术方法和效果作了进一步说明。胜利油田大部分老井已处于生产的中后期油田产量下滑严重制约了油田的持续发展套管开窗侧钻技术是在老井或死井中通过套管开窗侧钻定向井对老油区进行二次或三次开采剩余油气资源提高油气资源采收率的一种行之有效的方法胜利油田从去年就开始进行套管开窗侧钻定向井技术的研究与应用至今已形成了包括套管开窗定向侧钻井眼轨迹控制钻井液技术固井技术等配套的工艺技术胜利油田已累计完成各种套管开窗井口小眼井套管开窗水平井口现在该技术已进入了大规模应用阶段并获得了良好的效果。 关键词：胜利小眼井侧钻定向钻井钻具组合钻井参数
第六章检修常用修井打捞工具 一、学习目标 掌握常用修井用公锥母锥、打捞矛、打捞筒的结构、工作原理和主要技术参数，能够识别常用修井打捞工具的规格,掌握常用修井打捞工具的用途和使用方法，并进行修井打捞工具的维修保养。 二、使用工具 (1)专用工作台和压力钳； (2)1200mm管钳； (3)扳手和螺丝刀各一套。 三、工作内容 注：（1）D应小于施工井套管内径6—8mm。 （2）δ一般为5—6mm。 （3）一般井长度为500mm，特殊井可按井下工具长度而定。
3)通井规的维修保养： ①清除通井规本体及螺纹部分的油污等杂质。 ②检查螺纹部分有无缺齿、滑扣及变形等现象，影响使用的应予以淘汰。 ③检查通井规本体有无损伤及变形等现象，影响使用的应予以淘汰。 ④检查通井规水眼有无堵塞。 ⑤螺纹部分涂抹黄油，带上护丝，油纸包裹，装箱于干燥处保存。 (二)检修公锥 1．公锥的用途 公锥是一种专门从油管、钻杆、封隔 器、配水器、配产器等有孔落物的内孔进行 造扣打捞的工具。对于带接箍的管类落物，打捞 成功率较高。公锥与正、反扣钻杆及其他工具配 ℃合使用，可实现不同的打捞工艺。 2．公锥的结构 公锥是长锥形整体结构。可分为接头 和打捞螺纹两部分，如图2-6-2所示。 接头上部有与钻杆相连接的螺纹。有 正、反扣标志槽，便于归类和识别。接头下 部有细牙螺纹，用以连接引鞋。公锥自上至下 有水眼。 公锥最重要的部分是打捞螺纹，按牙尖角分类有两种不同的规范。 (1)螺纹牙尖角为55，螺距为8牙／25．4。 这种打捞螺纹日前使用较多，其优点是螺纹牙尖角较小，易于吃人落鱼内壁，所需的造 扣扭矩也较小，但巾于牙尖角小，齿根断而也相应较小，螺纹强度较低，不适于打捞材质较硬、韧性较大的落物。如P110材质的落物，在造扣时可能造成螺纹崩扣挤毁，打捞部分螺纹损坏，导致打捞失败。 (2)螺纹牙尖角为89030/，螺距为5牙／25．4mm。 其优点是增大了牙尖角，加大了螺距，也相对的增加了螺纹根部的断面积，从而提高了打捞螺纹的强度，使之能承受较大的造扣扭矩及提拉负荷。但由于牙尖角的增大，在造扣吃人深度与550牙尖角相同的情况下则需要的造扣扭矩增大，因而增加了地面造扣扭矩。这种打捞螺纹对于材质较硬，韧性较大的落物，打捞成功率较高，建议选用。对于一般构·料落鱼的打捞，仍建议选用550牙尖角的打捞螺纹。 3．工作原理 当公锥进入打捞落物内孔之后加似适当的钻压，并转动钻具，迫使打捞螺纹挤压吃人落鱼内壁进行造扣，当所造扣能承受一定的拉力和扭矩时，则可采取上提或倒扣的办法将落物全部或部分捞出。 老式公锥多带有数条排屑槽，此槽原设汁意图足排㈩造扣切削时所产生的铁屑。实际造扣工况是挤压成型，并无铁屑生成。实践证明排屑槽末发生效用，而对某些造扣后需要憋压作业又极为不利，因它只能承受10MPa以下的泵压，再高则会由此槽窜通。
第二章 修井工艺设计技术 生产过程中，油、气、水井经常会发生一些故障，导致井的减产，甚至停产。为了维持 井的正常的生产必须对它进行修理。 修井是指为恢复井的正常生产或提高井的生产能力，对它所进行解除故障的作业和实施 措施。亦称为井下作业。修井的目的和任务就是要保证井的正常工作，完成各种井下作业，提高井的利用率和生产效率，以最大限度增加井的产量。 根据修井作业的难易程度，常将修井分为小修和大修。若只需要起下作业和冲洗作业就 能完成的修井范围，称为小修。如更换生产管柱、检泵、清蜡、冲砂、简易打捞等井下作业均属小修范围，亦称为油水井日常维修。而大修则指工艺复杂、动用工具和设备较多的一些井下作业，如油水井打捞、套管修复、电泵故障处理、侧钻及生产井报废等井下作业都属大修范围。 修井作业基本过程 1.搞清地质动态、井下现状、判明事故原因。 2.充分准备，慎重压井。 3.安装作业井口、起或换管柱。 4.精心设计作业方案，进行事故处理。 5.下完井管柱、替喷洗井交井试生产。 第一节 解卡打捞工艺技术 是－项综合性工艺技术。目前多指井内的落物难于打捞，常归打捞措施较难奏效，如配 产配注工艺管柱中的工具失灵卡阻、电潜泵井的电缆脱落堆积卡阻、套管损坏的套损卡阻等，需要采取切割、倒扣、震击、套铣、钻磨等综合措施处理。这种复杂井况的综合处理方法通称为解卡打捞工艺技术。 综合处理措施是指解卡打捞工艺拄术实施中，采取两种或两种以上不同方式方法，如活 动管柱法无效后采取的割出卡点以上管柱，然后打捞以下落鱼并采取震击解卡，或分段分部倒、捞解卡等。直到解除卡阻、全部捞出落鱼。综合处理措施主要由下列各项工艺方法组成，而某些单项工艺方法也可独立处理完成打捞解卡施工井。 一、检测探明鱼顶状态或套管技术状况 印模法即常用的机械检测技术，通常使用各种规格的铅模、胶模、蜡模或泥模等。机械 法检测技术已在第三章套管技术状况检测技术中详细介绍，本章不再重复。只是印模检测的对象不尽相同，用于打捞解卡施工中的印模法和测井法，重点在于核定落鱼深度，鱼顶几何形状和尺寸，为打捞措施的制定和打捞工具的选择及管柱结构的组合提供依据。印模使用方 法要求同第三章。 二、卡点预测 井下工艺管柱遇卡有各种原因，而准确地测得卡点深度，对于打捞解卡是非常重要的。本 节重点介绍两种方法以供选择。 1．计算法 （1）理论计算法 理论计算法需与现场施工结合，经一定的提拉载荷后，测得被卡管 柱在某一提拉负荷下的伸长量，然后再按下式进行计算： W L A H s z p bl E ??= （7－1）
浅析井下作业修井技术工艺措施 发表时间：2019-04-28T10:03:00.673Z 来源：《基层建设》2019年第4期作者：李娜 [导读] 摘要：随着我国石油领域的逐渐发展，石油开采技术也在不断的更新和进步。 胜利油田石油工程技术研究院山东省东营市 257000 摘要：随着我国石油领域的逐渐发展，石油开采技术也在不断的更新和进步。石油作为一种不可再生资源，在生产过程中怎样提升油井采油量是油井开采中的关键问题。在油井生产中遇到事故的可能性很高，问题和事故会影响石油的正常开采。在这种情况下就需要提升井下作业中修井技术的质量，确保石油开采工作的顺利进行。因此，对井下作业修井技术和新工艺优化进行分析有一定现实意义。 关键词：井下作业；修井技术；新工艺 1 井下作业修井技术现状 修井作业作为油田开发、采油等过程的关键环节，其作业时通常会次生过多诸如混合液以及落地油等废弃物。这类废弃物会使油井及其附近环境受到污染，而这便是源自修井技术未得到有效完善和管理失效等方面。而修井技术与采收率以及经济效益等密切相关。因此，对修井技术不断完善与研究对油田生产意义重大。企业管理者要紧紧围绕井下作业质量监督与生产管理协调发展的思路，创建并推行全程标准化质量监督机制，长期有效地实施现场质量监督的多元化管理，以确保井下作业质量的高效率和高质量，更大地促进企业声誉、管理水平、经济效益的提升，进而提高企业的竞争力和长远成功力。 2 石油井下修井作业的管理现状与现存问题 2.1技术水平相对较低 在石油井下作业的工作人员面临的工作环境较为恶劣，很难开展相对较高的技术操作，而且井下作业的施工人员需要进行强度较大的劳动，在高危险系数的环境下施工，对施工技术的限制较多。井下作业的人员一般由于工作强度大且危险系数高，很难长期留任，导致人员的流动性大。这样便会导致经验相对丰富的人才的流失，不利于井下作业质量的提升，难以形成稳固的人才根基。而且井下作业的修井人员大都缺乏对修井技术的认知，不能严格按照修井技术的要求进行施工，导致整体的修井技术水平较低，难以达到应有的技术标准。 2.2问题隐蔽性高 石油井下修井作业在完工以后并不能立刻的进行工程质量验证，这样便导致施工管理人员无法及时的发现修井作业中存在的问题。在进行工程质量检验时，发现问题已经处于较晚的时间段，这时进行问题处理和工程返工都会对修井作业质量产生不良的影响。 2.3影响因素多 修井作业的开展并不是一项静态性的工作，会受到诸多因素的影响。其中修井作业的环境会影响修井作业质量，由于修井的位置并不固定，会导致不能集中地进行修井作业。此外，修井作业有时会受到外界环境和天气条件的影响，一旦出现恶劣天气等，会阻碍修井作业的实施，并影响后期的修井作业质量。最后，对井下修井作业的管理活动也会影响井下修井作业的质量，对修井作业进行管理，需要及时的检验和评估修井作业质量，若检验和评估不到位，则会一定程度上影响修井作业质量。 2.4不能及时的进行完工后的评级工作 石油井下工程出现问题的部位并不集中在一处，往往较为分散，因此对修井作业进行质量评估就会存在无法跟进修井作业进度的问题。再加上井下修井作业在实施的过程中可能会出现很多不可控的因素，也会增大井下修井作业的随意性，导致修井作业质量的检验和评级人员无法及时的对完工后的工程进行评估和准确的评级，无法及时的发现施工过程中存在的安全隐患。 3施工准备阶段的质量控制 3.1严把人员关 要严格进行人员的资质管理。井下作业是危险岗位，必须要对关键岗位、特种岗位和特殊专业上的操作人员进行资质认定，只有由上级主管部门签发的上岗证，才允许上岗操作，且必须持有效上岗证件，这是确保施工质量和安全的第一个关口。 3.2严把材料关 作为修井施工企业要对修井所需的原材料、配件的质量控制。施工过程中所需要的各种原料、配件必须在检查合格后方可使用。 3.3严把环境关 加强施工环境和作业条件的准备工作质量控制。如安全通道、作业机的摆放、官桥的搭设等，这些环境条件是否良好，直接影响到施工能否顺利进行，直接影响施工质量能否得到保障。 3.4把好参数优选关 每一井的地层压力系数与井况都不样，所以，在选择包括压井液密度在内的各项参数的时候要仔细的查阅相关的资料，有针对性的计算出单井的各项参数，以达到最佳的效果。对施工方案、方法和工艺的控制。认真审查施工单位编报的施工组织设计，重点审查施工单位的质量保障体系是否键全；施工现场总体布置是否造合具体修井；施工技术措施是否具有针对性和有效性。 4优化石油井下修井技术的措施 4.1优化打捞工具 随着石油井下修井技术的发展，要提升修井技术水平，就需要不断对修井设备进行优化与创新。在井下修井作业中，打捞工具是最为主要的一种设备，因此，要确保修井作业的效率，就需要不断优化打捞工具。在实际工作中，要尽量实现打捞工具一体化。打捞工具一体化的原理是先对碎片进行打磨，然后在进行相对应的修井作业。一般目前比较常见的是首先采用母锥来进行打捞，如果母锥与落物互相套住，那么就要采用加压的方式转动套具，使落物能够及时向上提升。然后利用弹簧力的作用，进行内捞，另外再加上震击器与内割刀的配合，实现一体化打捞。但是在实际修井作业中，一体化打捞工具的组合应该要根据修井作业的实际需求进行选择与优化，这样才能达到优化打捞工具的效果。 4.2优化动力系统 在石油井下修井作业中，动力系统性能是否良好是影响修井作业质量的关键性因素，因此，要优化修井技术，必须要对动力系统进行优化。传统的油田开采一般是采用柴油机作为动力系统设备，要优化动力系统，可以对柴油机系统进行优化与升级。其次，可以为柴油机系统增加一些辅助配件，例如：减速箱与降矩箱。在柴油机系统运行过程中，当链条与齿轮、主筒之间分别连接之后，减速箱与驱动转盘
图片简介: 本技术涉及油田修井作业工艺技术领域，特别涉及一种实现抽油杆自动化的油田修井作业工艺，其技术方案是：整个作业系统由大钩和吊环、动力吊卡、动力卡瓦、吊卡导向机构、抽油杆上卸扣动力钳、翻转立式猫道和控制系统组成，大钩和吊环、动力吊卡、动力卡瓦、吊卡导向机构组成悬吊系统完成抽油杆起和下运动，抽油杆上卸扣动力钳实现抽油杆上扣和卸扣，翻转立式猫道完成抽油杆90°翻转输送，控制系统实现整机控制。本技术的有益效果是：可以实现协调配合作业，并控制各部件并行作业；本修井作业工艺可以实现井口作业自动化，整机操作减少12人，现场需要大班司机一人，井口工一人和管排工一人辅助即可完成作业工作，并逐步实现井口无人作业。 技术要求
1.一种实现抽油杆自动化的油田修井作业工艺，其特征是包括下放抽油杆工艺过程： 第一步，翻转立式猫道安装定位：翻转立式猫道安设猫道与井口连接定位机构，距离可调，高度可调，精准定位，确保翻转立式猫道可以90度翻转抽油杆至井口中心所在竖直线； 第二步，翻转立式猫道测量抽油杆长度：拨管机构将上抽油杆翻转至翻转立式猫道卡爪内，抽油杆测长液压缸推动上抽油杆贴紧起始位置定位块，根据起始尺寸减去位移传感器移动距离，得出上抽油杆实际尺寸； 第三步，翻转立式猫道进行90°翻转上料：翻转立式猫道卡爪夹紧，同时，翻转立式猫道防弯曲液压缸动作，通过两个翻转立式猫道卡爪拉紧上抽油杆，防止上抽油杆弯曲；翻转立式猫道完成90度翻转； 第四步，显示动力吊卡、动力卡瓦和抽油杆位置，准确控制立式接替过程：上抽油杆竖直状态，下部位置确定，长度确定，以翻转立式猫道上部初始位置为原点，构建可视 化坐标，准确显示动力吊卡、上抽油杆和动力卡瓦位置，从而准确控制确定动力吊卡与上抽油杆上部实时距离、上抽油杆下部与下抽油杆的接箍及动力吊卡实时距离，准确控制作业过程； 第五步，立式接替，浮动夹持：动力吊卡在吊卡导向机构作用下下移，动力吊卡打开，自上而下套入上抽油杆，动力吊卡闭合，逐步浮动夹紧上抽油杆的推承面台肩，上抽油杆处于可旋转和上下移动状态；翻转立式猫道卡爪微打开，上抽油杆处于能够旋转和上下移动且不能脱离翻转立式猫道卡爪的状态； 第六步，悬吊系统下放抽油杆并对正下抽油杆的接箍：动力吊卡下行，上抽油杆的接箍逐步靠近下抽油杆螺纹，减速，上抽油杆的接箍接触下抽油杆螺纹，动力吊卡继续下行，下行距离不超过扳手方长度，防止动力吊卡及其相连接机构重量承载在上抽油杆上，产生弯曲；上抽油杆位于翻转立式猫道卡爪内，下放，翻转立式猫道卡爪起到导向抽油杆作用；
1、螺杆钻具结构 螺杆钻具是一种把液体的压力能转换为机械能的能量转换装置,由旁通阀、马达、TC轴承、推力轴承、万向轴、传动轴和防掉装置等组成(如图1所示)。 当高压液体进入钻具时，迫使转子在定子中转动（定子和转子组成了马达），马达产生的扭矩和转速通过万向轴传递到传动轴和钻头上，达到钻井的目的。螺杆钻具作为井底动力装置，具有低转速、大扭矩、大排量等许多优点： 1．增加了钻头扭矩和功率，提高了进尺率。 2．减少了钻杆和套管的磨损和损坏。 3．可准确地进行定向、造斜、纠偏。 4．广泛应用于直井、水平井、丛式井和修井作业。 1.1旁通阀总成 旁通阀由阀体、阀套、阀芯及弹簧等部件组成(如图2所示)。
在压力作用下阀芯在阀套中滑动，阀芯的运动改变了液体的流向，使得旁通阀有旁通和关闭两个状态：在起、下钻作业过程中，阀套与阀体通孔未闭和，旁通阀处于旁通状态，使钻柱中泥浆绕过马达进入环空；当泥浆流量和压力达到标准设定值时，阀芯下移，关闭旁通阀孔，此时泥浆流经马达，把压力能转变成机械能。当泥浆流量值过小或停泵时，弹簧把阀芯顶起，旁通阀孔处于开启位置--处于旁通状态。 1.2马达总成 马达由定子、转子组成。定子是在钢管内壁上压注橡胶衬套而成，其内孔是具有一定几何参数的螺旋；转子 是一根有硬层的螺杆 (如图3所示) 。
转子与定子相互啮合，用两者的导程差而形成螺旋密封腔，以完成能量转换。 马达转子的螺旋线有单头和多头之分。转子的头数越少，转速越高，扭矩越小；头数越多，转速越低，扭矩 越大。仅以转子与定子啮合头数为5：6和9：10的截面参考。(如图4、图5所示)。 马达中一个定子导程组成一个密封腔（一级）。每级额定工作压降约0.8MPa～1.1MPa。压降超过最大压降值，马达就会产生泄漏，转速很快下降，对马达也会造成损坏。 为了确保密封效果，转子与定子之间的配合尺寸与不同井深、井温有关。 在选择钻具时应按不同井况选用不同型号马达。 现场使用的泥浆流量应在推荐的范围之内，否则将影响马达效率，甚至加快马达磨损。 马达的输出扭矩与马达的压降成正比，输出转速与输入泥浆量成正比，负载的增加，钻具的转速有所降低。 1.2.1中空转子马达 中空转子可增加钻头液压动力和泥浆上返速度，马达的总流量等于流经马达及转子喷嘴的总和，流经该马达 的液体流量过大，马达将停止转动。因此选择中空转子马达时，应确保马达密封腔流量在正常工况。 1.2.2喷嘴直径选取 在泥浆密度、喷嘴尺寸和马达流量一定时，起钻时马达负载近似为零，流经转子喷嘴流量最小，而流经马达
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/d26271057.html, 关于对油田水平井修井工艺技术的探讨 作者：陈伟金立堂 来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第17期 [摘要]随着我国经济的不断飞速发展和石油开采技术的提高，我国的油田事业也是得到了突飞猛进的发展，提高是有的产量，是油田开发从始至终的主要任务。但是我国油田一旦进入后期的开发阶段，油田大部呈现低渗透率和很高的含水性，出油率不断下降，水平井在长期不断使用中各种故障层出不穷，严重制约油田的持续发展之路，但现阶段水平井的使用是我国油田开发中用于提高开发效率的一个很重要的手段。因此，对我国油田水平井的修井工艺技术的探讨，是很有必要的，可以有效的解决我国油井存在的一些问题。 [关键词]水平井修井工艺技术井筒冲砂开采油田 1前言 水平井的开采可以有效的增加油气层的喷油面积，提高石油开采率，特别是开发一些低渗透油藏和重油，水平井开发技术日前已经是油田新区开发、老区挖潜、提高采收率的重要技术手段。随着我国科学技术的发展，水平井开发技术也得到了很大程度的发展，但随着水平井开发年限的增加，会出现如斜直井般的问题，井下落物、穿孔、套管变形、高含水以及出砂等等问题，加之，水平井修井费用高昂，风险系数大，工艺要求复杂，因此在发展上也受到一定的限制。 2水平井修井技术的难点和现状 2.1难点 水平井的典型井身结构一般包括直井段、造斜段和水平段。水平段、斜井段的管柱贴近井壁低边，再加上受钟摆力和磨擦力影响原油流动的方向和中重力的流动方向不能保持一致，加之接单根，作业管柱容易被卡。小井眼水平井内脏物如砂粒等容易形成砂床，修井的难度加大，风险也大。与直井相比，水平井由于井身结构的特殊性，井斜大、水平段长，导致水平井修井难度大，受井眼轨迹限制，工程的风险也非常大。直井常规井下工具，斜井段，管柱难以满足水平井修井要求，钻具组合受轴向、径向力和井眼曲率的影响大。水平井摩阻大，水平段常规可退式打捞工具，不能正常工作，拉力、扭矩和钻压传递损失大，遇卡不易退出落鱼。解卡打捞困难。打捞作业，打捞工具入鱼难，鱼头引入和修整困难。套、磨、钻工艺难度大，在套磨钻的作业中易损坏斜井段的套管。倒扣作业中和点掌握不准。设计的修井液，还要减少漏失保护油气层。这对低压中和特别是异常低压井，除了保证减少钻具摩阻和具有较好的携砂能力，防漏及油气层保护问题难度大。 2.2工艺技术现状
修井技术发展现状及新技术 摘要：随着油田开采时间的不断增加油水井在地下的工作条件也日益恶化,井下事故不断涌现使得修井工艺技术日趋成熟, 为了进一步降低油水井的事故率有效缩短处理油水井井下事故时间保证油水井正常平稳的运行, 修井技术的研究显得尤为重要。本文通过对常见的修井技术的研究,对提高修井技术水平具有重要的指导意义,也为油田的稳产长效开发莫定坚实基拙。 关键词：修井油藏开发发展现状新技术 前言 修井技术是一项现代化工程技术，工程规模非常庞大，在作业期间还会受到各种因素的影响，特别是在开采低渗透油藏和重油时，水平井开发技术已经成为一种重要的技术手段，但随着开发年限的增加，常会出现例如井下落物、出砂、套管变形、穿孔、高含水等问题，为了保证油水井的正常平稳运行，修井技术在油藏开发过程中日益重要。 1 修井作业的难点 水平井因为井身结构的特殊性，与直井相比，水平井修井难度大，工程风险大。主要体现为：(1)受井眼轨迹限制，直井常规井下工具、管柱难以满足水平井修井要求。(2)斜井段、水平段管柱贴近井壁低边，受钟摆力和磨擦力影响，加之流体流动方向与重力方向不一致和接单根，井内赃物如砂粒等容易形成砂床，作业管柱容易被卡。(3)打捞作业，鱼头引入和修整困难；斜井段水平段常规可退式打捞工具不能正常工作，遇卡不易退出落鱼。(4)水平井摩阻大，扭矩、拉力和钻压传递损失大，解卡打捞困难；倒扣作业中和点掌握不准。(5)打印过程中铅模易被挂磨损坏，井下准确判断难。(6)套、磨、钻工艺难度大，套管磨损问题突出，套管保护难度大。(7)设计的修井液除了保证减少钻具摩阻和具有较好的携砂能力还要减少漏失保护油气层。这对低压中和特别是异常低压井，防漏及油气层保护问题难度大。(8)小井眼水平井修井难度大、风险大。 2 现有常规修井技术 （1）水平井常规打捞 在石油开采和生产的作业过程中，水平井出现工具落井的情况将会延迟下一步流程，为了之后工艺的顺利进行，必须采取打捞措施。针对水平井的特点以及
流量： 1加仑/分（gpm）=0.063升/秒（l/s） 1升/秒（l/s）=15.873加仑/分（gpm） 压降： 1磅/平方英尺（PSI)=0.00689Mpa（兆帕） 1兆帕（Mpa）=145.14磅/平方英寸（PSI） 1Mpa=106 N/m21磅=453.59克 扭矩： 1牛.米（N.M）=0.7380磅.英尺（b.ft） 1磅.英尺(b.ft)=1.355牛.米（n.m） 功率 1英制马力（HP）=0.7457千瓦（KW） 1千瓦（KW）=1.341英制马力（HP） (1HP=550英尺.磅/秒) 1KW=102Kg.m/s 1英制马力（HP）=1.0139米制马力（已废除） 钻压：（lbf） 1磅力（lbf）=453.59X10-6吨（t） 1吨（t）=2.205X103磅力（lbf） 长度： 1英尺ft=0.3048米（m） 1米（m）=3.28英尺（ft） 重量 1磅（bm）=0.45359千克（Kg） 1千克（Kg）=2.205磅（bm） 密度 1磅/立方英尺（pcf）=0.016克/厘米3（g/cm3） 1克/厘米3（g/cm3）=62.5磅/立方英尺（pcf） 温度： 5（t°-50）=9（t℃-10） 1华式=9/5摄氏+32 1摄氏=（5华式-160）/9 冲数与排量的转换 已知：冲数N次/分 求排量= N X 3 X π/4 D2X H X 10-3 X 90% 60 单位为: l/s 其中：D为缸套直径（cm）H为缸套长度（cm）90%为功率系数（经验值）公式为三缸单作用泵的排量 材质的硬度单位：肖氏HS 布氏HB 洛氏HRC 维氏HV 里氏HL HRC=HB/10-3 HS=HB/10+12