斯伦贝谢 钻井工具介绍
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LandingtheBigone-打捞的艺术-斯伦贝谢
Landing the Big one - 打捞的艺术司钻通常将遗留在井下的工具及设备称为“落鱼” 。
实际上，这 些物体被错误地遗失于地表以下几千英尺。
自油田开发早期， 从井筒 移除这些物体对司钻而言一直是一个极大的挑战。
Enos Johnson美国新墨西哥州 HobbsJimmy Land Mark Lee在油田上，落鱼指留在井筒并且阻 碍后续作业的任何物体。
这个定义广义 上涵盖了各种钻井、测井和生产设备， 包括钻头、钻柱、测井工具、手动工具 或可能会丢失、损坏、卡住或遗落于井 眼中的任何其他废弃物。
当废弃物或硬 件阻塞了后续作业的通路，这些落物必 须首先通过称为打捞的作业从井眼中移 除。
打捞这个词起源于早期的绳式顿钻 钻井时代，这种方式通过连接着弹簧钻 杆上的缆绳上下反复升降一个比较重的 钻头去凿开岩石，以钻出新井筒。
当缆 绳断裂时，司钻在弹簧钻杆上挂一段新 缆绳，下入一个临时准备的大钩，试图 从井底收回断裂的缆绳和钻头。
从事地 下废弃物回收工艺的专家被称为落鱼打 捞者。
多年来，他们的工作已经备受追 捧，并且打捞工艺已经填补了油井服务 业的空白。
所有设备都可能会故障、遇卡、待 在一口井生命周期内的任何时间都可能 需要打捞作业。
钻井阶段，大多数打捞 工作是意想不到的，通常是由机械故障 或钻柱遇卡造成的。
卡钻也可能在电缆 测井、试井作业期间发生。
随后，在完 包括射孔枪遇卡、过早坐封封隔器或砾 石充填筛管失败。
井投产后，在修井、弃井过程中， 打捞作业可能被规划为 修井、 更换或回收井下设备及管柱整 个过程的有机组成。
在许多油田， 修 井过程需要清洗或收回常年产油而 砂塞的油管， 因此在作业一开始就需 要实施打捞工作。
弃井过程中， 作业 公司们封堵油井前， 往往试图打捞井 下管柱、 泵和完井设备。
甚至打捞设 备也可能遇卡， 那么就需要改进原打 捞策略。
似乎油田上没有哪项作业能 免除打捞的可能性。
美国斯伦贝谢随钻声波测井新技术
根 据 所 需 的 物 理 记 录， 可 将 声
波信号中识别出来 [1]。
波测井仪设计成一组发射器（声源），
很 多 物 质 都 有 各 自 具 体 的 声 波 用于产生特定形式的压力脉冲。最基
慢度（下表）。例如纵波通过钢材的 本 的 方 式， 也 是 各 种 声 波 测 井 仪 常
慢度是 187 微秒 / 米（57 微秒 / 英尺）。 用 的 类 型 是 单 极 子 声 源。 单 极 子 声
波快。
于快地层这种情况。
声源的测井仪记录的资料中提取。在
临界折射的纵波在井筒中产生的
如果地层的横波慢度大于井筒流 非常需要这些资料的井段通常也无法
头波以地层纵波速度传播 [3]。根据惠 体的纵波慢度（这种情况被称为慢地 获得。
更斯原理，井壁上每一点上的纵波都 层），纵波在到达井筒时仍然会发生折
单极子声源在测量慢地层横波资
偶极子声源也具有定向性，利用
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定向接收器阵列和两个互成 90°的声 源，工程师能够得到井筒周围的定向 横波资料。这种交叉偶极测井方法提 供了最大、最小应力方位，径向速度
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分布和各向异性横波资料的方向。 上世纪 80 年代引入了将快地层中
使用的单极子声源纵波和横波数据与
Jeff Alford Matt Blyth Ed Tollefsen 美国得克萨斯州休斯敦
John Crowe 雪佛龙卡宾达海湾石油有限公司 安哥拉罗安达
Julio Loreto 得克萨斯州Sugar Land
Saeed Mohammed 沙特阿拉伯宰赫兰
随钻声波测井新技术
工程师根据声波测井仪记录的声波资料以更高的安全系数提 高钻井效率，优化完井方式。LWD 声波测井仪是在上世纪 90 年 代中期问世的，能够记录纵波资料，但不能记录所有地层的横波 资料。新型 LWD 声波测井仪能记录以前无法得到的横波资料，工 程师正在利用横波资料优化钻井作业，确定最佳钻进方向，识别 具有更好完井特征的岩层。
垂直钻井技术
5. 由于PowerV钻具组合一直在旋转，特别有利于水平井、大斜度 井和3000米以下深井中钻压的传递，可以使用更高的钻压和转 盘转速，有利于提高机械钻速。而使用泥浆马达在大井斜的长 裸眼段滑动钻进时送钻特别困难，经常是上部的钻杆已经被压 弯了，而钻压还没有传递到钻头上，还常常引发随钻震击器下 击，损害钻头寿命。
涡轮
涡 轮
ห้องสมุดไป่ตู้
Steering Actuator Pad
Control Unit
Extension Sub
Bias Unit
二、典型的垂直钻井工具
电子控制部分CU：
CU是PowerV的指挥中枢，它内部有泥浆驱动的发电机，还有陀螺、钻柱 转速传感器、流量变化传感器、震动传感器、温度传感器以及电池控制的时钟 等等。它可以独立于外面的钻铤而旋转或者静止不转。
系统工作模式：
钻进工作模式(SteerMode) ，钻进工作模式工作下有1~2个肋板在液压的作用下 伸出； 划眼工作模式(Ribs~off Mode)，划眼工作模式工作下三个肋板全部收回。 此两种工作模式可以很方便地通过控制开泵后2 min内的排量来进行设定。
二、典型的垂直钻井工具 导向肋板：
二、典型的垂直钻井工具 VertiTrak 的优势：
降低了扭转振动 减低了脱扣掉钻具的风险 降低了扭矩和磨阻 避免憋钻 钻具与套管的磨损最小 减少了总的机械损耗 释放钻压，提高机械钻速，缩 短钻井周期 降低成本 较少的钻井时间 减少了井场面积 较小的站地面积 最小的环境影响 ”瘦”井眼比大井眼 降低了破岩量 较低的泥浆费用和环保费 用 较低的钻头费用 固井效率提高 可减少套管层数
二、典型的垂直钻井工具 PowerV实物图
二、典型的垂直钻井工具
斯伦贝谢StingBlade钻头专克坚硬地层
斯伦贝谢StingBlade钻头专克坚硬地层作者：张德凯，张领宇来源：《石油知识》 2016年第6期编译｜张德凯张领宇斯伦贝谢旗下的Smith Bits钻头公司拥有多款技术领先的钻头，StingBlade就是其中的佼佼者。
StingBlade钻头的Stinger锥形金刚石切削齿采用了独特的3D设计，加之钻头表面切削齿的新型布局方式，StingBlade的钻井性能和稳定性都上升到了新的高度。
实际应用表明，StingBlade在多种地层条件、不同的操作参数下均能保持高效稳定钻进表现。
相对于常规P D C 钻头，StingBlade具有诸多优势：（1）显著提高钻进尺寸和ROP（钻进速率）；（2）造斜率更高，工具面控制更优；（3）降低BHA（底部钻具组合）震动，稳定性更强；（4）钻屑尺寸更大，有利于地面测量工作进行。
切削齿的圆锥形设计使钻进载荷能够高度集中于岩石上，进一步提高钻进效率（尤其是对坚硬岩层）；同时切削齿金刚石胎体的升级也提高了钻头的抗冲击和抗磨损性能。
胎体和切削齿的改造提高了StingBlade在复杂地层中的钻进尺寸和ROP，即使在常规PDC钻头难以应付的坚硬地层、过度地层和砾石地层中，钻井工作也毫无压力。
目前，StingBlade钻头已经在全球14个国家进行了超过250次的应用，与常规钻头相比，平均提高钻进尺寸55%，提高ROP30%。
钻进能力升级Smith Bits的工程师运用FEA分析模型重新设计了PDC切削齿的几何形状，同时还对切削齿在钻头表面的布局进行了精确分析和优化。
这些改造使StingBlade钻头切削齿上的钻进载荷更加集中，坚硬地层的钻进效率更高。
冲击力更强相对于PDC切削齿，Stinger切削齿的胎体更耐用，StingBlade钻头的冲击力也随之增强。
这一点在冲击测试中也得到了证明：在钻头上施加18000lbf的冲击力来冲击硬化钢，以此模拟ROP为60ft/h时钻头在碳酸盐层的作业。
斯伦贝谢-高级完井技术
井下安全阀
特点
• 5,000-20,000 psi 工作压力； • 被现场应用证明的可靠的阀瓣设计，本体只有 两到密封面和连接扣； – 瓣阀３０年的不断革新（３３，０００个）
– 金属和金属密封，用镍铬合金制成In-718,二次密 封 – 被测试证明密封性甚至要好于API漏失标准的1%
• 杆式活塞设计； • 如果安全阀失效时可使用特定的锁将其常开， 并可下入备用式钢丝作业安全阀工作。
– 整体的桶状卡瓦，有效分散应力，减少对套管的破 坏，非常适合Cr铬金属不锈钢套管； – 10,000 psi(70MPa)，325华氏度（163摄氏度）； – 一趟管柱下,液压坐封； – 适合在斜井和水平井（封隔器长度短2.5m）； – ISO 14310 V3 qualified级别； – 优质的胶筒材料和合金材料；
Artificial-lift alternative deployments ESP surface controls § Variable speed drives § Kelectronics advanced motor control § Phoenix Integrated Surface Panel
•重度腐蚀 H2S, CO2, up to 300° F(150c) •925/718 (Ni-Cr) alloys合金 •严重腐蚀 + 温度高于300° F •725, C-276, 合金等.
Environment
Materials Selection Guide
Alloy Recommended
–流动控制阀 –Sensa光纤分布式温度系统
•多分支井技术
先进的完井技术
•简介斯伦贝谢完井与采油部 •基本的完井技术
斯伦贝谢随钻测井高清
成果与效益
项目成功发现了潜在的油藏，提高了油田的开采效率，为投资者带来 了可观的经济回报。
案例二：某页岩气开发项目
案例概述
某页岩气开发项目面临复杂的地质条件和储层特性，需要精确的 地质信息以指导开发。
技术应用
采用斯伦贝谢随钻测井高清技术，实时监测地层变化，获取高分 辨率的地质数据，为制定开发方案提供依据。
特点
该技术具有高分辨率、高精度、实时性强等特点，能够提供准确的地下信息， 帮助石油工程师更好地了解地下情况，优化钻井设计和提高石油产量。
技术发展历程
起源
斯伦贝谢随钻测井高清技术起源于20世纪90年代，当时石 油工业面临勘探难度不断增加的问题，需要更先进的技术 来提高钻井效率和石油产量。
发展历程
经过多年的研发和技术改进，斯伦贝谢随钻测井高清技术 逐渐成熟，并开始广泛应用于全球范围内的石油勘探和开 发项目。
高清成像技术
利用高分辨率传感器和信 号处理技术，获取高清晰 度的井下图像。
图像增强处理
通过数字图像处理技术， 对井下图像进行增强、去 噪、锐化等处理，提高图 像质量。
实时传输
利用高速数据传输技术， 将井下高清图像实时传输 到地面，为现场作业提供 及时、准确的井下信息。
随钻测井技术原理
1 2 3
随钻测井定义
油田开发
在油田开发过程中，该技术可以实时监测油藏动态，了解油藏分布和储 量情况，为油田开发提供重要的决策依据。
03
矿产资源勘探
除了石油勘探和开发领域，斯伦贝谢随钻测井高清技术还可以应用于矿
产资源勘探领域，如煤、天然气等矿产资源的勘探和开发。
02
斯伦贝谢随钻测井高清技术原理
高清成像原理
01
项目成功发现了潜在的油藏，提高了油田的开采效率，为投资者带来 了可观的经济回报。
案例二：某页岩气开发项目
案例概述
某页岩气开发项目面临复杂的地质条件和储层特性，需要精确的 地质信息以指导开发。
技术应用
采用斯伦贝谢随钻测井高清技术，实时监测地层变化，获取高分 辨率的地质数据，为制定开发方案提供依据。
特点
该技术具有高分辨率、高精度、实时性强等特点，能够提供准确的地下信息， 帮助石油工程师更好地了解地下情况，优化钻井设计和提高石油产量。
技术发展历程
起源
斯伦贝谢随钻测井高清技术起源于20世纪90年代，当时石 油工业面临勘探难度不断增加的问题，需要更先进的技术 来提高钻井效率和石油产量。
发展历程
经过多年的研发和技术改进，斯伦贝谢随钻测井高清技术 逐渐成熟，并开始广泛应用于全球范围内的石油勘探和开 发项目。
高清成像技术
利用高分辨率传感器和信 号处理技术，获取高清晰 度的井下图像。
图像增强处理
通过数字图像处理技术， 对井下图像进行增强、去 噪、锐化等处理，提高图 像质量。
实时传输
利用高速数据传输技术， 将井下高清图像实时传输 到地面，为现场作业提供 及时、准确的井下信息。
随钻测井技术原理
1 2 3
随钻测井定义
油田开发
在油田开发过程中，该技术可以实时监测油藏动态，了解油藏分布和储 量情况，为油田开发提供重要的决策依据。
03
矿产资源勘探
除了石油勘探和开发领域，斯伦贝谢随钻测井高清技术还可以应用于矿
产资源勘探领域，如煤、天然气等矿产资源的勘探和开发。
02
斯伦贝谢随钻测井高清技术原理
高清成像原理
01
斯伦贝谢钻井新技术
PowerDrive X6 – Push the bit
Direct side force
PowerDrive Xceed – Point the bit
Drive shaft @offset angle to the collar Drilling tendency
26
382 575
716
1145 0
Inclination (deg)
Schlumberger Private
实际钻井中遇到的难点实例
Build Angle from 40 to 60 deg with Mud Motor 60
55
50
45
40
1150
1200
1250
1300
1350
Depth (m)
马达滑动/复合钻进中，井壁不光滑
TeleScope
EcoScope
滑动钻进中不能获取成像资料
Motor
D&I 20.40m
测量点距离钻头很远
GR/Res 12.80m
5
Inclination (deg) Inclination (deg)
Footage/day (m/day)
为什么选择旋转导向系统
TeleScope TeleScope
Schlumberger Private
17
Schlumberger Private
PowerDrive Xceed工作原理
所有部件全旋转，优化井 眼状况
近钻头井斜 方位测量，更 好保证井眼轨迹的准确度
井眼轨迹光滑，完井管柱 入井易
造斜率稳定 适合于高研磨或具有挑战
的环境 自动巡航模式
斯伦贝谢水平分支井介绍1_GAOQS
• 连接处机械支持 - Junction mechanically supported
• 侧向衬管悬挂到主井眼, 但无固井 - Lateral liner anchored to mainbore with a liner hanger but not cemented
• 重进入主井眼与分枝皆可能 - Mainbore and lateral reentry access
---
Schlumberger Private
TAML Level 2 Definition - 二级
Cemented Mainbore and Openhole Lateral 主井眼固井，分枝裸眼
^_^
• 无困难再入主井眼 - Full mainbore access • 连接处无机械支持 - No support at Junction • 可能再入分枝 - Lateral reentry potential • 稳固的地层 - Consolidated formations • 可下衬管, 但无法回接到主井眼 - Liner is
该主井眼
A well in which there is more than one horizontal or near horizontal lateral well drilled from a single mainbore and connected back to the
same mainbore
• 稳固的地层 - Consolidated formations
• 连接处无水力密封 - No hydraulic integrity at the junction
---
Schlumberger Private
• 侧向衬管悬挂到主井眼, 但无固井 - Lateral liner anchored to mainbore with a liner hanger but not cemented
• 重进入主井眼与分枝皆可能 - Mainbore and lateral reentry access
---
Schlumberger Private
TAML Level 2 Definition - 二级
Cemented Mainbore and Openhole Lateral 主井眼固井，分枝裸眼
^_^
• 无困难再入主井眼 - Full mainbore access • 连接处无机械支持 - No support at Junction • 可能再入分枝 - Lateral reentry potential • 稳固的地层 - Consolidated formations • 可下衬管, 但无法回接到主井眼 - Liner is
该主井眼
A well in which there is more than one horizontal or near horizontal lateral well drilled from a single mainbore and connected back to the
same mainbore
• 稳固的地层 - Consolidated formations
• 连接处无水力密封 - No hydraulic integrity at the junction
---
Schlumberger Private
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Note: It is quite possible that you will have various thread connections in your BHA (ie. 4 ½ IF, 4 ½ XH, etc…)
The Connection
Use a Tool Joint identifier
The Drill String
The drill string is commonly considered in two parts: g y p The Bottom Hole Assembly or BHA The Drill Pipe
Why do we need a BHA?
The traditional BHA was derived for drilling vertical and low inclination wells. It provided the following features. Weight
Iron roughnecks
− check that the make/break jaws are similar to the manual tong requirement − if not, see rig mechanic and try to get them altered make-up − if they pinch the box connection specifically the make up torque may not be correct, put a manual tong on and nip up.
The Connection
Objectives
On completion of this module you will be able to: Identify a Connection / Tool Joint Find the correct torque value for your connection Ensure the correct procedure is used in torquing Know the effects of over torquing a connection K th ff t f t i ti Know the effects of under torquing a connection The major components found in a BHA
− (ie. Vertical well vs Horizontal, Rotating vs Sliding)
Mud Principles & Types
The mud has two principles:
1) Carries the cuttings from the bottom of the hole to the surface 2) Cool the bit
− Basic Collar − MWD or NMDC
Spiral Drill Collar
The BHA
The table shows the typical collar sizes for each hole section
Hole Size 22" - 36" 16" - 17 1/2" 12" - 12 1/4" 8" - 9 7/8" 5 7/8" - 6 1/4" 4" - 5 1/2" Collar Size 9 1/2" - 14" 8" - 9 1/2" 7 3/4" - 8 1/4" 6 1/2" - 6 3/4" 4 3/4" 3 1/2"
The Connection
Threaded connections are used to join the drill string together. together Special fishing assemblies have a right hand thread. For Collars we simply call it a “Connection” For Drill Pipe it is called a “Tool Joint Tool Joint”
Common Mud Types:
Water / Polymer Air / Nitrogen (with a misting agent for lubrication) Oil / Synthetic OBM S th ti
The Drill String
A well is drilled by the destruction and removal of rock from the bottom of the hole. hole To achieve this we need to transmit energy from where it is generated on surface to the place where it is to be generated, surface, used, on bottom. The Drill String forms the conduit. Rock is destroyed by two mechanisms
Torque required Torq e is req ired to join drill collars together and m st be must sufficient to make the shoulders a pressure tight seal under bending load g
Torsional Failures
Torsional stress limit is exceeded. Failures occur in form of stretched pin or belled box. Torsional failures usually occur in the tool joint.
The Drill String
The Drill String must be able to perform the following things:
Carry a fluid, under pressure, without leaking Transmit torque from surface to the bit Handle tensile loads in various applications
Connections
A connection is required to join Drill String components:
Simple & Reliable Rapid make / break Oilfield threaded connections are TAPERED
− Tapered connections require less turns to make up than a parallel thread form
Combination of Tension/Torsion Failures
These failures are most likely to happen while fishing or pulling on stuck pipe. pipe
Making a Connection at the Rig site
Ready to Torque
Joint Torque
Line Pull
Line Pull Gauge
Load Cell
Iron Roughneck
Iron Roughneck
Connection
Drill String
The Connection
Make-up torque: Ensure Connection is well doped (seal face and threads) Check Torque Gauge & Load Cell Check Length of Tongs (rig tongs) Calculate required line pull ( g tongs) q p read when Tong & line form 90°(rig tongs) g
− P i i f required WOB Provision for i d
Stiffness
− To provide stability − To run in compression − To facilitate directional control
The BHA
The Drill Collar is the component that is most commonly used to p y provide weight g in the BHA. They are available as: Slick Collars
Summary
On completion of this module you will be able to: Identify a Connection / Tool Joint Find the correct torque value for your connection Ensure the correct procedure is used in torquing Know the effects of over torquing a connection Know the effects of under torquing a connection K h ff f d i i The major components found in a BHA j p
The Connection
Use a Tool Joint identifier
The Drill String
The drill string is commonly considered in two parts: g y p The Bottom Hole Assembly or BHA The Drill Pipe
Why do we need a BHA?
The traditional BHA was derived for drilling vertical and low inclination wells. It provided the following features. Weight
Iron roughnecks
− check that the make/break jaws are similar to the manual tong requirement − if not, see rig mechanic and try to get them altered make-up − if they pinch the box connection specifically the make up torque may not be correct, put a manual tong on and nip up.
The Connection
Objectives
On completion of this module you will be able to: Identify a Connection / Tool Joint Find the correct torque value for your connection Ensure the correct procedure is used in torquing Know the effects of over torquing a connection K th ff t f t i ti Know the effects of under torquing a connection The major components found in a BHA
− (ie. Vertical well vs Horizontal, Rotating vs Sliding)
Mud Principles & Types
The mud has two principles:
1) Carries the cuttings from the bottom of the hole to the surface 2) Cool the bit
− Basic Collar − MWD or NMDC
Spiral Drill Collar
The BHA
The table shows the typical collar sizes for each hole section
Hole Size 22" - 36" 16" - 17 1/2" 12" - 12 1/4" 8" - 9 7/8" 5 7/8" - 6 1/4" 4" - 5 1/2" Collar Size 9 1/2" - 14" 8" - 9 1/2" 7 3/4" - 8 1/4" 6 1/2" - 6 3/4" 4 3/4" 3 1/2"
The Connection
Threaded connections are used to join the drill string together. together Special fishing assemblies have a right hand thread. For Collars we simply call it a “Connection” For Drill Pipe it is called a “Tool Joint Tool Joint”
Common Mud Types:
Water / Polymer Air / Nitrogen (with a misting agent for lubrication) Oil / Synthetic OBM S th ti
The Drill String
A well is drilled by the destruction and removal of rock from the bottom of the hole. hole To achieve this we need to transmit energy from where it is generated on surface to the place where it is to be generated, surface, used, on bottom. The Drill String forms the conduit. Rock is destroyed by two mechanisms
Torque required Torq e is req ired to join drill collars together and m st be must sufficient to make the shoulders a pressure tight seal under bending load g
Torsional Failures
Torsional stress limit is exceeded. Failures occur in form of stretched pin or belled box. Torsional failures usually occur in the tool joint.
The Drill String
The Drill String must be able to perform the following things:
Carry a fluid, under pressure, without leaking Transmit torque from surface to the bit Handle tensile loads in various applications
Connections
A connection is required to join Drill String components:
Simple & Reliable Rapid make / break Oilfield threaded connections are TAPERED
− Tapered connections require less turns to make up than a parallel thread form
Combination of Tension/Torsion Failures
These failures are most likely to happen while fishing or pulling on stuck pipe. pipe
Making a Connection at the Rig site
Ready to Torque
Joint Torque
Line Pull
Line Pull Gauge
Load Cell
Iron Roughneck
Iron Roughneck
Connection
Drill String
The Connection
Make-up torque: Ensure Connection is well doped (seal face and threads) Check Torque Gauge & Load Cell Check Length of Tongs (rig tongs) Calculate required line pull ( g tongs) q p read when Tong & line form 90°(rig tongs) g
− P i i f required WOB Provision for i d
Stiffness
− To provide stability − To run in compression − To facilitate directional control
The BHA
The Drill Collar is the component that is most commonly used to p y provide weight g in the BHA. They are available as: Slick Collars
Summary
On completion of this module you will be able to: Identify a Connection / Tool Joint Find the correct torque value for your connection Ensure the correct procedure is used in torquing Know the effects of over torquing a connection Know the effects of under torquing a connection K h ff f d i i The major components found in a BHA j p