1、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。
2、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
3、 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 9001000 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
4、 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。连续油管钻井系统的缺点，包括：一、连续油管直径较小，限制了能钻的井眼尺寸和泥浆流量。二、连续油管不能象
5、常规钻杆那样旋转，钻头的旋转动力只能来自井下马达，使其水平位移受到限制。三、连续油管的寿命比常规钻杆的寿命短。四、用通常的连续油管装置还不能完成从开钻到完钻的所有作业，需要借助于常规钻机或修井机做钻井前的准备工作，例如起出生产油管和封隔器、清洗井眼等，以及下入长段套管或尾管柱。连续油管钻井系统的组成许多连续油管钻井作业能使用常规修井作业使用的连续油管设备。然而，随着 CTD 实践的增加和 CTD 作业的复杂性增加，逐渐趋向于制造 CTD 专用设备。后来也发展了特殊的混合式设备，它可以起下连续油管，也可以起下常规连接管。这类设备也允许 CTU 做更多的钻井相关工作，例如起下完井管柱等。钻井作业的
6、类型、地点和作业的复杂性将决定需要装备哪些地面设备。完成大部分 CTD 作业所需的主要设备有：一、基本连续油管设备：滚筒；连续油管；连续油管注入头；动力系统、液压系统、控制系统；起重机和支座。二、管子操作设备。三、压力控制设备（防喷器组） 。四、辅助地面设备。五、监测和记录设备。六、安全和应急设备。七、钻井流体混合、储存、循环和处理设备。八、钻井、测量底部工具组合。下期，将着重介绍一些重要设备。应用范围及技术水平连续油管钻井的应用领域为：钻小井眼井、现有井侧钻定向井、现有井加深钻井、钻浅井、欠平衡（负压）条件下钻井、在 3-1/2（8809 毫米）或更大直径油管中过油管钻井、在不用永久性安装钻
7、井设备的海上平台或浮动生产设施上钻井、钻救援井、环境敏感区（降底噪音、场地限制、防止漫溅、光学干扰）钻井。 常用的连续油管钻井按钻井类型分类，有现有井定向重钻和直井钻井两类；按工艺方式分类，有欠平衡钻井、平衡钻井和过平衡钻井。目前连续油管钻井广泛用于钻浅直井、现有井侧钻定向井、欠平衡钻井。在钻井过程中连续油管的其它应用有取心、安放造斜器、伽码射线测量、导向工具的有线测量、下尾管和悬挂器、泡沫或液体钻井、空气雾化钻井等几个方面。在早期的技术水平方面，大部分井是用 2英寸连续油管和 2-7/8底部钻具组合钻成的。随后出现了 2-3/8连续油管和 3-1/2底部钻具组合钻 4-3/4井眼。后来发展到
8、采用 2-7/8连续油管和 4-3/4底部钻具组合钻 6-1/4井眼。井眼通常小于 7，但已经成功钻过井眼达到 13-3/4的井。1991 年至 1997 年初，ARCO 公司在德克萨斯、阿拉斯加、加里福尼亚和新墨西哥用连续油管共钻了 70 多口井，其中，约 58%的井为套管开窗侧钻，42%的井为套管鞋下方钻的延伸井（包括加深井和定向水平井） ，在世界上用连续油管所钻的定向水平井中占了很大比例。ARCO 公司用连续油管在阿拉斯加普鲁德霍湾钻的井，垂深（造斜点）大约在 27003000 米，总井深在 3350 米左右，连续官钻井长度为 360 米左右。这些井通常是通过 4-1/2或 5-1/2生
9、产油管钻的，也有通过 3-1/2油管钻的，其中有 3 口多分支井。1995 年至 1997 年， ARCO 公司在普鲁德霍湾用连续油管钻的定向水平井的平均成本是每口井大约 100 万美元，而用修井机完成类似的井需要大约 200 万美元。连续油管所钻的井平均单井日产量为1500 桶左右，平均投资回收期为 85 天。这一连续油管钻井计划，大约 90%的钻井目标与 5%的经济目标获得了成功。1997 年 5 月，壳牌英国勘探与生产公司在北海的北CORMORANT 油田 CN30 井中用连续油管在 5和 7尾管中开窗侧钻，窗口深度为 38623866 米，总井深为 4137 米。该井中，用连续油管开窗
10、、钻 3-7/8井眼，测井，下 2-7/8尾管，射孔，日产油 1780 吨。19942000 年，BP 阿拉斯加勘探公司在阿拉斯加的北坡油田，采用连续油管设备侧钻了 250 口井，2001 年侧钻 62 口井，2002年计划侧钻 46 口井。大部分的侧钻井是通过 4-1/2的油管钻 3-3/4井眼，偶尔也通过 3-1/2油管钻 3井眼。这些井的总深度为33003700 米，侧钻水平井长度为 450720 米。连续油管钻井已经成为该油田的常规钻井作业。据报道，2004 年 3 月，BP 公司在阿拉斯加的 Niakuk 油田的一口井中钻至 17515 英尺，创造了连续油管钻井的世界记录。计算机模拟
11、技术已经成为进行连续油管钻井工艺设计、确定技术可行性、现场监控钻井作业、钻后评价钻井技术效果等不可缺少的手段。随着连续油管钻井技术应用日益增多，它的技术水平在不断发展提高。连续油管钻井的基本设备大多数连续油管钻井作业者所用的连续油管基本设备与修井服务很相似（图 1 ） 。在某些情况下，个别设备或许要加以改进或更换，以便适应特殊用途。连续油管钻井中使用较大直径连续油管的趋势导致钻井设备的尺寸与修井设备尺寸很不相同。主要基本设备简介如下。连续油管滚筒 连续油管滚筒的主要功能是安全地保护和储存连续油管（图 2 ） 。这通过避免管柱疲劳（弯曲）或机械损伤造成的过分损坏而实现。滚筒上通常连接活动弯头，使
12、得滚筒在转动过程中能通过连续油管泵送流体。对于 CTD 作业，需要内部装有电缆的连续油管、接管板和收集器总成，使得连续油管柱中的电缆通过转动的滚筒（电缆弯头/收集器）连接至地面。除了操作驱动马达、刹车和缠绕管子的导向装置（排管器）系统的液压管件外，CTD 作业用的滚筒上通常安装检测设备和连接器（例如 MWD 泥浆脉冲技术用的压力检测传感器，或连续油管柱检测设备如直径和椭圆度检测装置） 。滚筒的连续油管理论容量（图 3）能利用下式计算。其假设条件是管子在整个滚筒上缠绕得很好。实际上难以达到这种程度，必须留有余量，以便保持滚筒的容量在实际的限度内。L = (A+C) A B K 式中，L 管子容量
13、（英尺） ；A管子堆叠高度（英寸） ；B滚筒两端法兰之间宽度（英寸） ；C滚筒芯轴直径（英寸） ；K不同管子尺寸的 K 值 (英尺/英寸 3) 。不同管子尺寸的 K 值为（见表 1）：利用驱动马达和排管器可将连续油管合适地排布在滚筒上。采用半径较大的滚筒能显著增加连续油管的寿命。推荐的滚筒芯轴半径见表 2。连续油管 即便基本的 CTD 作业也需要高性能连续油管柱。例如，若钻井作业需要在同一井眼中多次起、下连续油管柱，那么连续油管柱的疲劳便会快速积累。另外，CTD 作业过程中卡住管柱的可能性比大多数常规修井作业更大。这不仅意味着连续油管柱的性能必须最佳，而且操作人员任何时候都必须知道钻井连续油管
14、柱的工作条件限度。人们总是希望改善连续油管的屈服应力以及可能使用新奇的材料如象钛合金、合成材料和陶瓷制品等，目的在于拓宽钻井深度限度，更好地监测和了解连续油管在不同的压力和温度下循环使用的疲劳寿命。计算机模型已用于分析管子疲劳寿命，并在钻井中用作连续油管监测系统。钻新井和定向井通常使用 2-3/8或 2-7/8连续油管。近年来，大部分垂直井加深钻井使用 2连续油管，大部分垂直新井钻井使用 2-7/8连续油管。钻井作业使用的连续油管的最大外径为 3-1/2，新型的混合式钻井系统使用 3-1/4外径的连续油管作为标准配置。对于几乎所有钻井作业，推荐的管柱壁厚至少 0.156，采用屈服强度为 700
15、00psi 或 80000psi 的材料制造。然而，对于钻较深的垂直井或延伸较长的水平井，或许需要屈服强度为 100000psi 或110000psi 的材料制造。对于有些井，可能需要使用管壁厚度从0.190逐渐减薄至 0.125的锥形管柱。通常，对于给定的钻井作业，连续油管的尺寸是在管子寿命（较小尺寸的管子具有较长的循环寿命，但具有较低的强度和有限的流量）和流通截面（较大尺寸的管子具有较高的强度和较大的流通截面，但具有较短的循环寿命）之间采取折衷。其结果，CTD 通常使用 2-3/8或 2-7/8连续油管。另外，需要考虑的是，在一个给定的滚筒上能缠绕的达到所需深度的连续油管的数量或起重机能支
16、撑的最大重量。在钻井设计阶段，连续油管的最佳尺寸、壁厚和屈服强度是利用连续油管模拟软件以及打算要钻的井的相关井的资料确定的。如果不能利用计算机模型选择确定连续油管参数，可以考虑下列推荐参数：1.内部压力限度：续管运行过程中的最大泵压为 4000psi；连续油管处于静止时的最大泵压为 5000psi。2.最大破坏压差为 1500psi。3.最大推荐井口压力为 1500 psi。4. 连续油管最大拉力限度为制造厂公布的屈服强度的 80%。5. 连续油管直径和椭圆度：最大外径为连续油管公称直径的 106%；最小外径为连续油管公称直径的 96%。业界已经投入了大量的时间和精力来研究连续油管钻水平井的侧
17、向长度限度问题。控制连续油管能钻的井眼的长度的主要因素是连续油管的弯曲。细长的管子在大斜度井眼或水平井眼中，在一定的正弦力的作用下将会变成正弦弯曲：Fcrs 2 （ E I W ）1/2 Dh Dp式中，Fcrs 为临界力（ lbf） ；E 为扬氏模数，30106（psi） ；I 为惯性矩（in4） ；W 为油管在泥浆中的重量（lb/ft） ；DhDp 为径向间隙（in） 。在正弦弯曲情况下，只有少量的重量能传递到钻头上。当轴向力达到第二个更大的临界值 Fcriu（大约比 Fcrs 大 1.4 倍）时，将出现螺旋状弯曲。在最后阶段，发生螺旋锁定，没有任何作用力能传递到钻头上，此时，连续油管不再
18、沿水平井眼推进了。为了使连续油管钻出的水平井眼最长，应尽力做到：保持井眼干净，不要沉积岩屑；使钻井液的密度达到最大；使狗腿严重度（井眼曲率）降至最小。控制水平井段长度的第二个因素是不能在连续油管钻井的造斜点以上部位安装加重管（钻铤/加重钻杆） 。克服这些限制因素的一种选择是采用锥型连续油管柱。注入头 注入头（图 5）提供井筒中起、下连续油管所需的动力和牵引力。注入头有两条运转方向相反的牵引链条，由液压驱动。牵引链条上安装夹块，用于将连续油管下入井中，以及将它从井中起出来。当连续油管在井中时，注入头支撑连续油管的全部重量。CTU 操作者要能利用几个液压系统完全控制连续油管柱的移动这个特性很重要，
19、因为 CTD 过程中必须仔细控制钻头负荷。钻井用的注入头的拉力至少为 60000 磅。常用的 Hydra Rig 注入头的主要技术性能参数列入表 3。鹅颈架的半径大小对连续油管的寿命有很大的影响。大约 75%的连续油管疲劳和变形与鹅颈架相关。鹅颈架的半径大有利于延长连续油管的寿命。推荐的鹅颈架半径列如表 2。动力装置 动力装置的功能是给操作 CTU 和一次/ 二次压力控制系统(例如防喷盒和 BOP 系统 )提供动力。动力装置除在设备运行时提供液压动力外，它装有储能设备，能在发动机停机后在一定限度操作压力控制设备。在钻井过程中，如果非标准设备或辅助设备要由CTD 动力装置提供动力，应当确认动力装
20、置的输出功率是合适的，压力和流动速率是匹配的。大多数 CTD 作业持续时间长，因此需要规定在钻井过程中要适当地检查和维护动力装置，例如添加燃料油、检查润滑情况等。起重机 所有 CTD 作业均需要某些吊升、移动和安放钻井工具（BHA）的设备。当地条件以及设备构型将决定起重机的尺寸（高度）和起重能力。起重机常用于将注入头安放在 BOP 的顶部，然后就地吊着注入头。吊臂应足够长，要能在支座之上处理 40 英尺长的BHA（钻直井 /磨铣套管）或 65 英尺长的 BHA（钻定向井） 。支座 针对具体的钻井项目，CTD 工程师必须确定是否需要基座以及其规格和类型。基座（图 5）用于加大井口设备的稳定性。它
21、的主要特点是：1.将工作面升至高于井口设备，以便容易接近井口；2.在没有起重机的情况下用于支撑注入头，升高/降低注入头位置以便于安装。3.当安装 BHA 时，允许注入头平移离开 /返回井口；4.在吊装注入头或 BHA 时给操作人员提供安全的工作平台；5.在安装操作时，可以支撑 BHA/管子。支座要设计得能在一定限度内调节其高度，以适应特殊的井口和周围条件。通常，支座的支腿在调节至合适高度后加以固定。一种比较复杂的 CTD 基座是混合型装置，或千斤顶支座。其结构是在底座上有一个利用液缸升高/降低的平台。这种基座的特点是工作台高度可自由调节，并可用来起下管子，减少对于大载荷起重机或井架的依赖。确保
22、安全的管子上卸设备管子上卸设备用于帮助确保安全和正确上卸管子和工具例如钻铤、油管接箍、套管接箍等。常规钻井使用的管子上卸设备要用于 CTD作业，需要做一些小的改进，或者减小尺寸，以便于有效地操作。用于井控的防喷器（BOP）系统 CTD 作业所需的 BOP 设备，其结构很大程度上取决于作业类型和预料作业可能遇到的“最恶劣情形”的条件。有组合型式很不相同的几种 BOP 系统。下述的一种或几种情景会在大多数 CTD 作业中遇到：1.低压分流系统在含有害气体的浅层钻新井眼时使用。2.钻头小于 CT 四闸板 BOP 内径 钻头能通过四闸板 BOP。若钻斜井，弯壳马达会进一步限制钻头外径。一般情况下，钻定
23、向井的钻头的最大外径为 3-7/8。3.钻头大于 CT 四闸板 BOP 内径钻头不能通过四闸板 BOP。4. 混合型起/下管操作需要 BOP 适合要操作的油管/套管的尺寸。5.欠平衡条件下操作 BHA需要特殊结构的 BOP 以适应充气井条件并能控制井筒压力。对基本井控设备的要求如下：抑制井筒压力和流体，例如提供初级封闭（防喷盒） ；能在控制条件下进行循环，例如经由钻井管柱或节流管汇循环；将井筒返出流体或分离产物引流到安全区域进行处理或储存；连续监测钻井液的性能、流速和压力。大部分 CTD 作业，BOP 的压力等级为 5000psi 是合适的。然而，操作压力等级必须超过预计的井底压力。BOP 尺
24、寸（或通径）取决于井眼或计划完井尺寸。通常使用的连续油管 BOP 系统为 4（内径）四闸板结构。更大的 BOP 尺寸（例如 57-1/16）不常用；若用，通常使用单闸板或双闸板结构的防喷器。大多数情况下，至少需要半封闸板和剪切/全封闸板 BOP，并且常常包括环形 BOP 以提供对多种作业的适用性。环形 BOP 能封闭任何直径的管子或工具，从全封状态到全开状态。大多数 CTD 作业使用的井控设备与修井作业所用的井控设备很相似。在某些情况下，个别组件可以加以改进或更换以适合特殊应用，但通常不同应用的设备可以互换使用。BOP 的主要组件如下：防喷盒 侧门防喷盒是 CTD 作业最常用的防喷盒。它的封闭
25、性能好，而且能在连续油管作业过程中容易更换其密封件。四闸板 BOP 如果内径合适，标准的四闸板 BOP（图 6）提供了合适的功能，并且安装和操作方便。较大的井眼通常需要使用 7-1/16BOP。单闸板/双闸板 BOP 当钻井作业需要通径大于 5-1/8时，BOP 组可以由 6-1/8或 7-1/16的单闸板或双闸板装配而成。环形 BOP 环形 BOP 的适用性极强，能适应的工具尺寸的范围宽。其它 BOP 设备 用于连接、监测或操作压力控制设备组的其它 BOP设备包括：压井管汇、节流管汇、反循环管汇、BOP 控制器和仪表、泥浆四通/立管。连续油管在井中运移时由位于防喷器顶部的防喷盒加以密封。在钻
26、井过程中和在井筒中起下管柱过程中，防喷盒一直保持着环形空间的密封。为了便于使用井底工具组合，防喷器与注入头之间有必要安装防喷管和立管。新兴的连续油管钻井技术（三）作者： 发布时间：2010-08-27 15:30:28 上期文章重点介绍了连续油管钻井技术的一些重要设备。本期文章介绍一下连续油管钻井的辅助设备、检测设备、底部钻具组合（BHA）。辅助设备及检测设备需要何种辅助设备取决于许多因素，如地点、预期的作业期限、可利用的井场设施等。下列设备用于支持 CTD 作业，通常认为它们不属于 CT 设备：1.发电机给办公设备、照明灯、离心机、检测设备、泥浆设备（搅拌机、振动筛、循环泵）等提供电力；2.
27、配电板提供发电机与各种用电设备之间的电路连接；3.照明灯为夜间安全、高效作业提供灯光；4.空气压缩机为 CTU 发动机启动提供空气或为气动绞车和动力工具提供压缩空气；5.其它维修 CTU 所需工具和设备（包括焊机）。监测和记录设备 需要将钻机作业关键参数加以监测和记录，用于编写钻井报告或用于为邻井选择钻井工艺技术和设备。CTU 监测设备 CTD 作业用的大多数 CTU 配置了监测和记录系统，用于提供 CTU 和相关设备的高度可靠的数据：1.CT 深度和移动CT 循环疲劳监督和钻井进度速率评价所需的数据；2.CT 管柱循环压力和流速CT 循环疲劳监督和井控所需的数据；3.井口压力井控所需的数据；
28、4.CT 管重CT 管柱监督和 BHA 受力（如钻头载荷）监督所需的数据；5.管子监测确认 CT 管柱的完整性和几何形态的变化。钻井流体监测设备 通常在 CTU 操作室实时显示和记录关键钻井参数（如压力、泥浆密度）。对不正常的作业条件发出报警（例如流入量/流出量对比报警）。通常监测和记录的参数如下：泵压和井口压力、泵流量、流入量/流出量、钻井液密度、循环罐液面收获量/损失量测量。井眼控制和导向 CTD 定向井测量通常直接使用常规定向钻井和井眼测量技术。通常要监测和记录下列定向数据：井眼斜度、工具面角、方位、地层评价、伽马射线、电阻率、环空压力。安全和应急设备 这些设备的存放地点和“随时起作用”
29、是关键问题，例如：仅仅有防 H2S 设备是不够的，此类设备必须处于操作条件下，并放置于井场周围的方便之处。钻井过程中应定期检查安全和应急设备，并在相关的日报表中记录其状态。通常支持 CTD 作业的安全和应急设备如下：1.发动机紧急停车系统位于井口周围指定的危险区域内的 CTU 发动机和泵发动机常常需要该系统。2.灭火设备至少在 CTU 的动力装置、泵送设备的动力装置、操作室或办公室附近以及燃料油罐附近要有灭火设备。3.防 H2S 设备和气体检测设备防 H2S 设备的类型、数量和安置应符合法规或企业规定。4.眼睛清洗器具通常位于钻井液配制设备附近。5.人员防护器具钻井流体安全配制设备，包括防护服
30、、护目镜、长袖手套。如果使用腐蚀性化学剂，则需要有化学清洗剂。底部钻具组合（BHA）任何钻井所需的 BHA 很大程度上取决于钻井作业的类型和复杂程度。选择 BHA 时，通常考虑技术要求、当地可得到的工具（这或许十分重要）、人员经验、各种工具的历史和声誉。钻井 BHA 由几种组件组成，能在具有挑战性的环境中发挥多种功能。每个组件或工具的操作、工作限度和可靠性将影响钻井 BHA的整体性能。同其它 BHA 选择方法一样，在先进性（适用性）同简单性（可靠性）之间存在一个折中。通常，BHA 按钻井类型配备。目前钻新的垂直井，BHA 外径尺寸一般 34-3/4，取决于井下马达尺寸。钻定向井，定向工具和总成
31、的标准尺寸为 2-3/43（注意：实际尺寸可能在 7/83-1/8范围内变化，马达为3-3/8）。这些尺寸看作为 3公称尺寸。钻小井眼，BHA 实际尺寸可能在 2-1/43范围内，马达为 2-3/8。在欠平衡条件下钻定向井和垂直井，最常用的马达是 3-1/4。钻 66-3/4井眼正处于计划阶段。目前有几个钻较大井眼的项目已经在浅地层实施，需要更多的试验以及 CT 发展后才能钻更深的大井眼井。不同应用需要的钻井 BHA 或其功能会有变化。因此，针对每种应用设计的 BHA 的组件和结构将会不同。BHA（图 8、图 9）主要组件为：CT 连接器 连续油管连接器在连续油管和底部钻具组合之间提供了能承受
32、大的拉力/扭矩载荷的机械连接。有许多种结构和规格的CT 连接器常用三种连接器：卡瓦式连接器（推荐使用双作用双向结构的 CT 连接器）平头螺钉/凹穴式连接器（这种连接器的抗拉、抗扭、抗震能力较强）、压接式连接器。止回阀 用于防止井筒流体返回到连续油管中。常用双瓣止回阀。释放器 投球启动的液力释放器安装在止回阀下面。当底部钻具组合遇卡时，释放器可以使连续油管与底部钻具组合脱离。如果使用电缆工具，则不能使用液力释放器，而要使用电控释放器或直接拉动/剪切释放器。循环接头 落球启动循环接头安装在脱离器下面。将一个球循环至接头的球座上即可打开循环接头，钻井液从 MWD 工具和泥浆马达上方经过径向分布的 6
33、 个孔眼流入连续油管外的环形空间，这样就通过消除钻井液流经底部钻具组合的压力损失和流速限制而增大循环速率。这是一种一次性打开的工具（一旦打开，则不能再投球堵上）。非转动连接器 底部钻具组合相当长，有时需要将它分段操作。利用非转动的花键连接器可以将两段或更多段钻具连接起来。定向器和均衡接头 井下定向器用于调节马达工具面而控制井眼方向。用泥浆泵将一个压力脉冲输通过连续油管输送至钻具组合，定向器内部同外部环形空间之间的压差驱动一个活塞使工具顺时针方向转动 20。压差越大，定向器产生的扭矩越大。均衡接头安装在定向器下面、井下马达上面以增加钻井液通过工具串的压降，增大定向器产生的扭矩。均衡接头还能均衡泥
34、浆泵停泵时井下泥浆马达捕集泥浆而造成的压力。钻铤 通常钻垂直井用。使用定向工具时用无磁钻铤。泥浆马达 最常用的泥浆马达的外径为 2-7/8，7 :8 瓣数比，具有可调节弯外壳。它们通常是高流速、中转速马达。推荐的流量为 60120GPM，转速为 200400rpm。也可以用更大的马达，这取决于要通过的环空和待钻的井眼尺寸。在钻穿油层时，推荐使用无磁转子/定子组合马达，这可减少磁干扰，允许导向工具安装于距马达 2 英尺范围内，从而改善井眼轨迹的控制。钻头 选择合适的钻头对于确保最佳的钻井结果十分关键。常用的钻头有聚晶金刚石复合片钻头、热稳定金刚石钻头或三牙轮钻头。选择钻头时要考虑下列因素：一是地
35、层类型、硬度和研磨性；二是马达扭矩（推荐使用大扭矩马达）；三是马达转速；四是钻头的载荷；五是钻井液类型和流速（制订钻井计划的一个重要内容是确定最佳钻井参数，即确定能产生最好成本效益的钻井特性的钻头设计、钻头载荷和钻进速率的组合。以最简单的方式而言，达到最佳钻井特性是两种极端情况的折中）；六是最快的钻进速率，尽可能长的钻头延续时间（钻进速率优先），最长的钻头寿命和最小的非钻进时间例如起下管柱更换钻头（钻头寿命优先），需要确定两种极端情况的最佳点，该点能产生最小单位进尺成本。单位进尺成本是以下参数的函数：钻头成本、起下管柱成本、设备操作成本。随钻测量（MWD）系统 随钻测量系统是连续油管钻井 BH
36、A 的重要组成部分，用于在钻进条件下实现定向数据、地层参数和井下钻井参数的测量与传输。由井底向上传递测量数据，通常利用两种方法。如果钻井作业采用单相钻井液，则利用泥浆脉冲系统传递测量数据；如果钻井作业采用两相钻井液（含有可压缩性气体），则利用连续油管电缆系统传递测量数据。对于欠平衡钻井，后者很理想，因为它不受钻井液类型（可压缩性压裂液或不可压性压裂液）的影响。测量仪器安装在无磁钻铤中，构成 MWD 系统。其中的伽马传感器用于地质跟踪和深度控制，电阻率传感器用于避开水层。BP 阿拉斯加勘探公司等三家公司合作在阿拉斯加的北坡油田进行了泥浆脉冲系统 BHA 和电缆系统 BHA 应用性能的对比工作。1
37、9942000 年，在阿拉斯加的北坡油田，采用连续油管设备侧钻了 250 口井，其中绝大多数井是采用泥浆脉冲 MWD 和液压定向工具钻成的。鉴于电缆底部工具组合比常规泥浆脉冲系统具有数据传送快、更易操纵和减少定向时间的优点，在 2001 年，采用电缆底部工具组合侧钻 15 口井，用来证明电缆底部工具组合在该油田的适用性。两种工具组合的钻井效果对比，如下所述：一、泥浆脉冲系统底部钻具组合该油田通常采用的连续油管钻裸眼井段的底部工具组合大约 60英尺长，其主要组件包括：连续油管连接器、双瓣止回阀、循环接头、非转动连接器、定向器、MWD 传感器、泥浆马达和钻头。无线随钻测量工具（MWD）是正泥浆脉冲
38、系统，由涡轮发电机或锂电池提供电力。定向数据、自然伽马、电阻率等数据通过连续油管内由脉冲发生器产生的泥浆脉冲传送至地面。方向探测器和伽马射线探测器安装在蒙耐尔合金钢无磁钻铤中。底部马达采用 2-7/8，3.5 级， 7:8 瓣数比的容积式泥浆马达。无磁转子/定子组合用于泥浆马达以减少磁性干扰，允许 MWD 工具放置于泥浆马达中。二、电缆系统底部钻具组合在阿拉斯加使用的电缆系统是模块式钻井与评价底部钻具组合。它与泥浆脉冲系统不同的是连续油管中有一根双向电缆同底部钻具组合连接在一起。通过电缆，数据可以从底部钻具组合快速传至地面，并且控制信号和动力可以快速传至定向器。标准的电缆底部钻具组合的组成为连
39、续油管连接器、一个上部快速连接器、一个电控循环与脱离器、一个包含电液定向器和井下探测器的操纵系统、机械释放工具以及容积式马达。上部快速连接器为连续油管/连续油管连接器、电缆以及其余的底部钻具组合之间提供机械的和电的连接。在上部快速连接器内安装电缆锚，它提供了一个“弱接点”，当连续油管或底部钻具组合遇卡时，可以借助于“弱接点”从连续油管中拉出电缆。上部快速连接器包含一个瓣阀用以制止井筒中的流体进入连续油管。上部快速连接器的下面是电控循环与脱离器。该工具包含电控循环旁通阀和电控释放工具。利用地面信号可以在任何时候打开或关闭电控循环与脱离器，允许流体绕过泥浆马达而增加流速。在电控循环与脱离器同机械释
40、放工具之间是操纵系统，它包含电控液力定向器和井下探测传感器。钻头上的重量、环空压力、内部压力、方向参数、伽马射线都是通过电缆传至地面的标准参数。该系统通过地面计算机操作。在钻头在井底钻进的过程中，定向器可以连续地向左手方向或右手方向转动。定向器可以从左到右 400度的范围内转动，它的转动速度为每秒 0.51。马达上面是 2 级机械释放工具，在钻头或马达卡住的情况下，该释放工具允许对底部钻具组合施加大的拉力。在比较严重卡管的情况下，该释放工具利用剪切销钉和液压动力加以释放。一种新设计的容积式马达与电缆底部钻具组合一起使用。同样是 2-7/8外径，新设计的马达提供的扭矩和动力输出是通常的连续油管钻
41、井马达的 2 倍。电缆底部钻具组合的其它可选择的特点包括：具有套管接箍定位器的上部快速连接器用于深度校正，3-1/8LWD 电阻率工具，双球阀用于安全压力控制，挠性短节允许 45/100井眼曲率。三、两种底部钻具组合的使用效果比较阿拉斯加北坡油田的绝大多数侧钻井是采用泥浆脉冲 MWD 和液压定向工具钻成的，仅在 2001 年，采用电缆底部工具组合侧钻了15 口井。为使对比充分，在 2001 年用同一套连续油管钻井装备，在同一个油藏，分别采用电缆底部钻具组合和泥浆脉冲底部钻具组合侧钻的井中，选择了 6 口相似的井，其中每种钻具组合所钻的井各 3 口。这些井的基本参数见表 3。对于钻井过程中的每步
42、作业花费的时间做了对比。由于各井的长度不同，把数据折算为钻每千英尺井花费的小时数。两种钻具组合的时间对比见图 10 。总的钻井时间：泥浆脉冲工具钻的 3 口井的进尺速度范围是345396 英尺/日，平均为 373 英尺/日。电缆工具的进尺速度范围大一些，为 455638 英尺/日，平均为 566 英尺/日。后者比前者增加 50%多。底部钻具组合的处理时间：钻井作业的第一步是钻具组合的地面处理，包括装配和拆卸钻具组合。有点令人惊奇的是，处理电缆工具所需时间为处理泥浆脉冲工具所需时间的一半。泥浆脉冲工具需要拆卸开来更换一部分工具，而电缆工具不需要这样做。起下管柱时间：起下管柱的时间对于两种工具基本
43、上没有差别。测量/测井时间：钻头上的重量、环空压力、内部压力、伽马射线和电阻率均每 5 秒钟通过电缆传至地面。用泥浆脉冲工具钻井时，在通常的钻井速度下，每隔 30 分钟将测量数据利用脉冲传至地面，或者每 11/22 分钟记录数据，每 1012 分钟测量全部数据。为获得有确定的足够数据的测量资料，对于泥浆脉冲系统，进尺速度要限制到 200 英尺/小时。对于电缆系统，测量时间比泥浆脉冲系统减少 30%。定向时间：电缆定向工具具有在井底钻井时改变工具面的能力。泥浆脉冲系统用的传统液力定向器需要钻头离开井底，并利用泵循环压力启动定向器。该工艺有两点危害。其一，每次调节工具面都要使连续油管通过鹅颈架来回
44、移动，这会增加连续油管的疲劳而减少它的使用寿命。其二，泵循环压力会使页岩处于波动的超平衡条件，加重页岩的不稳定性，促使发生井筒问题。此项研究证明，使用电缆系统，完全不需要额外的定向时间，钻井时间减少 2.6 小时/1000 英尺。电缆系统在钻头处于井底的情况下进行定向操作，使得井眼轨道平滑，不存在急剧的方向变化。钻井时间：无可争辩的事实是电缆系统钻裸眼井耗时比泥浆系统优越。连续油管电缆系统钻井进尺速度比泥浆系统高 52%。非钻井作业：1.磨铣开窗。电缆底部钻具组合中的电控循环与脱离器具有旁通循环器，它可以使循环流速增加 19%。在磨铣开窗作业中，增加流速有助于移去金属屑。重要的是，电控循环与脱
45、离器的旁通阀能够根据需要反复开关。当在井眼中起下工具时，利用旁通阀进行循环，不会损坏磨铣工具或套管，能减轻泥浆马达的磨损。在使用通常的循环器的情况下，通过连续油管将一个球泵送到循环器中的球座上，才能使流体进入环形空间。这样，流体就不能进入 MWD 或泥浆马达而继续进行磨铣作业了。利用电缆系统提供钻头上的载荷和井底工作面对于磨铣开窗作业很有效已经被证明。磨铣开窗作业过程中，对钻头上的载荷进行管理非常重要，采用水泥坡面体作为造斜器时尤其如此。电缆系统提供实时信息用于控制磨铣作业，能减少徒劳无益的磨铣操作。同样，电缆系统的定向器能在磨铣工具保持磨铣的条件下调整工具面。其最终结果是窗口比较平滑，造成窗口麻烦的可能性小。2.完井/注水泥。连续油管中有电缆对完井和注水泥作业不利。目前该油田采用的完井系统与连续油管电缆钻井管柱尚不匹配。完井时需要用没有装电缆的连续油管。在侧钻作业中需要打水泥塞时，也需要用没有装电缆的连续油管。由上述可见，电缆钻具组合明显优于泥浆钻井组合。【完】
