[来源：石 油 钻 采 工 艺]作者：史杰青1、刘贤文 2 、马金山 2、王福合 3 、马 龙 1、郁燕飞 3（1. 长江大学石油工程学院， 湖北武汉 430100；2. 渤海钻探钻井技术服务公司， 天津 300280；3. 渤海钻探第三钻井公司， 天津 300280）
摘要：
苏里格小井眼水平井钻井中使用 ?88.9 mm 钻具出现“两小一高” （排量小、 扭矩小、 压耗高） 的问题， 使得螺杆在水平段钻进中动力不足， 影响了提速提效。通过 API REG 7G 计算了钻杆管体的抗扭强度， 通过有限元软件分析了接头尺寸与抗扭性能的关系， 并根据特殊钻井工艺参数对 API 钻具接头扣型的要求， 提出使用双台肩接头， 解决了苏里格水平井钻井中无法在 ?177.8 mm 技术套管内使用 ?101.6 mm 钻具的技术难题， 实现了钻井过程中的大排量、 高螺杆输出扭矩、 低循环压耗， 满足了苏里格小井眼水平井钻井的需要。
正文:
在苏里格地区小井眼水平段钻井过程中， 由于采用 ?88.9 mm 钻具组合， 存在“两小一高” （循环排量小、 马达输出扭矩小、 循环压耗高）的问题， 使得马达输出动力不足， 易出现钻柱转动与上提下放阻力大、 滑动钻进时机械钻速慢、 在复杂井况时易发生钻具涨扣或扭断事故。为了解决这一问题， 从API 5DP《钻杆规范》 中选择使用 ?101.6 mm 钻杆，但是， 该钻杆接头外径 ?152.4 mm， 再加上接头焊接耐磨带厚度 6 mm， 使得钻杆的接头最大外径达到了 ?158.4 mm， 而设计的 ?177.8 mm 套管内径为?157.08 mm， 这就使得 API ?101.6 mm 钻杆无法在?177.8 mm 技术套管中使用。为了满足小井眼水平井钻井施工要求， 必须开发和应用钻具新技术（非API 钻具） ， 科学合理地选择钻具的种类、 规格及优化
钻具组合。
1 非 API 钻具结构
1.1 非 API 钻具螺纹与端面
非 API 钻具螺纹结构见图 1， 其螺纹部分与 API螺纹相同， 不同之处在 API 外螺纹接头端部增加一段鼻端部， 端面为第二外扭矩端面， 该部分为含内孔光滑锥体， 锥度与外螺纹相同 1∶6。减小 API 内螺纹长度， 内螺纹后端部为光滑圆柱面， 在其顶头增加第二内扭矩台肩。在外螺纹接头小端增加一个内台肩， 外台肩提供密封和承受较大扭矩， 内台肩承受部分扭矩， 起到过载保护的作用， 而 API 钻具螺纹与端面无此要求。
1.2 非 API 钻具螺纹应力
从 API 接头与双台肩接头螺纹各个牙上的 FEA（主要指周向拉伸应力与扭矩） 应力与应力分布情况可以看出， API 接头螺纹的应力集中在 1~3 扣上， 峰值较高， 由于接头结构上的改变， 与单台肩的 API 接头相比， 双台肩钻杆接头的应力集中程度有所减少。上扣后扭矩由螺纹、 主扭矩台肩、 副扭矩台肩共同承担， 改善了接头的应力分布， 如采用新型的高抗扭接头设计， 副扭矩台肩将会承受更大的扭矩， 且使得螺纹面上的应力分布更为合理。这样， 不仅延长了钻杆接头的使用寿命， 同时提高了钻具接头的可靠性。
2 技术特点
（1） 可减小接头外径， 选用大尺寸管体， 满足小井眼钻井工艺要求；增大接头内径， 可以增加钻头水马力， 有利于水力破岩和降低钻杆内压耗。
（2） 上扣后扭矩由螺纹、 内扭矩台肩、 外扭矩台肩共同承担， 优化了接头的应力分布， 提高了接头的抗疲劳能力， 不容易发生疲劳、 应力腐蚀开裂。
（3） 可采用平滑内径， 减少紊流， 降低钻井液对接头内壁的冲蚀。
（4）接头主台肩提供抗扭及密封双重作用， 辅助台肩仅提供抗扭作用， 因此辅助台肩允许轻微的损坏。
（5）内、 外接头螺纹均可与 API 接头螺纹互换。除了需检测外螺纹长度与内螺纹深度外， 其他参数测量都遵守 API 标准， 测量工具也用 API 标准螺纹规等工具， 不需要制造专门螺纹量规及建立量值传递系统。
3 技术指标
分析了 API 钻具接头扣型与特殊钻井工艺的参数要求， 提出了使用双台肩接头螺纹， 通过有限元软件分析优化了接头尺寸与抗扭性能的关系。双台肩接头的抗扭能力比 API 钻具接头大， 双台肩接头与单台肩相比， 能够降低钻具螺纹根部的应力集中， 防止发生钻具螺纹疲劳断裂事故。
双台肩钻具有 3 种接头螺纹可以选择， 见图 2，通过研究及分析发现它们各有不同的特点， 高扭矩接头（HT） 和超高扭矩接头（XT） 与 API 接头（NC）相比， 抗扭性能提高很多， 但是， 它的螺纹锥度发生变化， 不能够同 API 螺纹互换；同时， 由于锥度小，上扣时要使用对扣器， 修理难度大。双台肩接头 （DS）与 API 接头比提高了抗扭性能， 同时， 可以与 API 接头螺纹互换， 修理难度小， 并且， 已经解决了修理工艺。最终选择双台肩接头螺纹（DS40） ， 满足了小井眼钻井工艺的需要。
101.6 mm 双台肩接头最大扭矩比 API ?88.9mm 钻杆接头增加了 53%， 拉伸载荷增加了 21%，可以增大接头外径至 133.4 mm， 同时增大接头水眼至 68.3 mm， ?101.6 mm 双台肩接头扭矩比 API?101.6 mm 螺纹接头增加了 13%， 见表 2。
4 应用实例
4.1 苏 20-15-22H 井概况
苏 20-15-22H 井为一口三开水平井， ?177.8 mm技术套管下深3 444 m， 三开井眼尺寸为?152.4 mm，环空空间小， 因此选择非API ?101.6 mm钻杆和加重钻杆。 三开?152.4 mm水平井段3 447~4 445 m， 钻井参数：钻压30~50 kN， 排量12~16 L/s， 泵压18~24 MPa。该井造斜点 2 770 m， 垂深 3 191.74 m， 最大井斜角90.86° ， 方位 4.62° ， 最大位移 1 447.36 m。钻具组合：?152.4 mm PDC+ ?120 mm螺杆+ ?120.7 mm浮阀+?146 mm 稳定器 + ?88.9 mm 无磁加重钻杆 +| ?120mmLWD + ?88.9 mm无磁加重钻杆×3根+ ?10.1.6mm 钻杆 ×154 根 +?101.6 mm 加重钻杆 ×30 根 +?101.6 mm钻杆+若干。 苏20-15-22H井井身结构为：?273.05 mm套管×500 m+ ?177.8 mm套管×3 444 m。
4.2 施工过程分析
4.2.1 扭矩 从水平段开始钻进直到钻至完钻井深， 扭矩由 7 000 N · m 逐渐增高为 13 000 N · m， 非API ?101.6 mm 钻具额定扭矩为 29 000 N · m， 扭矩余量较大， 有利于处置阻、 卡等复杂情况。而使用 ?88.9 mm 钻具， 以相近井身结构和井眼轨迹的苏 76-2-3H 为例， 该井完钻时水平段总长 693 m， 从水平段开始钻进至最后完钻， 扭矩由 7 000 N · m 逐渐增高为 12 000 N · m， ?88.9 mm 钻具额定扭矩为13 500 N · m， 扭矩余量小。
4.2.2 泵压 开始钻进时， 排量为 18 L/s， 泵压为 18MPa。随着井深的增加， 排量改用 16 L/s， 至完钻时泵压为 23~24 MPa。而苏 76-2-3H 井在水平段刚开始钻进时排量为 18 L/s， 泵压为 19 MPa。随着井深的增加， 最后排量改用 13 L/s（110 mm 缸套） ， 完钻时泵压为 25~26 MPa。两口井相比， 采用非 API?101.6 mm 钻具后， 在排量增加 23.08% 的情况下泵压降低 8.33%。
4.2.3 排量 由于使用 ?88.9 mm 钻具在水平段施工后期受泵压的限制， 排量为 12~14 L/s， 环空返速为 1.08 m/s， 而使用非 API ?101.6 mm 钻具由于压耗降低， 排量可达到 16 L/s， 环空返速为 1.58 m/s， 提高 0.50 m/s。
4.2.4 设备 使用 ?88.9 mm 钻具时由于泵压逐渐升高， 为控制泵压， 将柴油机转速由 1 100 r/min 逐渐减至 950 r/min， 甚至低。一方面会导致排量减少，环空返速更低， 携砂效果不好。另外， 柴油机在带负荷低转速长期运转时， 损害较大， 已经出现三支钻井队的 8 台柴油机提前大修现象。使用非 API ?101.6mm 钻具后， 在三开水平段施工时， 柴油机带负荷转速 1 100 r/min， 每分钟 95 冲， 直至完井处于正常运转状态， 降低了对柴油机的损害。
4.3 应用效果
该井实现了钻井周期26.54 d， 建井周期32.63 d，其中水平段钻井不到 6.85 d， 钻机月速 5 022.47 m/台月， 机械钻速 14.03 m/h， 实现了渤海钻探公司提出的苏里格区块水平井钻井周期控制在 30 d 以内的目标， 目前在苏里格区块已经累计使用42口水平井，满足了苏里格区块小井眼水平井施工需要。
5 结论与建议
（1） 非 API ?101.6 mm 钻具的使用， 在泵压不增加的条件下提高了钻进排量， 从而提高了清洁井眼的能力和螺杆输出动力， 有利于预防事故复杂的发生和提高滑动时的机械钻速， 减少短起下钻次数， 提高时效。
（2） 非API ?101.6 mm 钻具已经替代了API ?88.9mm 钻具在 ?152.4 mm 井眼及 ?177.8 mm 技术套管中使用， 满足了钻井生产的需要， 下一步可以根据不同的井身结构， 开发出不同种类、 规格的双台肩钻具， 满足大位移井、 复杂工况井钻井工艺需要。
（3） 非API ?101.6 mm钻具在?152.4 mm井眼及177.8 mm 技术套管环空间隙小， 容易发生沉砂卡钻， 且增加了事故处理的难度。
〔编辑 景 暖〕
[来源：石 油 钻 采 工 艺]作者：史杰青1、刘贤文 2 、马金山 2、王福合 3 、马 龙 1、郁燕飞 3（1. 长江大学石油工程学院， 湖北武汉 430100；2. 渤海钻探钻井技术服务公司， 天津 300280；3. 渤海钻探第三钻井公司， 天津 300280）
摘要：
苏里格小井眼水平井钻井中使用 ?88.9 mm 钻具出现“两小一高” （排量小、 扭矩小、 压耗高） 的问题， 使得螺杆在水平段钻进中动力不足， 影响了提速提效。通过 API REG 7G 计算了钻杆管体的抗扭强度， 通过有限元软件分析了接头尺寸与抗扭性能的关系， 并根据特殊钻井工艺参数对 API 钻具接头扣型的要求， 提出使用双台肩接头， 解决了苏里格水平井钻井中无法在 ?177.8 mm 技术套管内使用 ?101.6 mm 钻具的技术难题， 实现了钻井过程中的大排量、 高螺杆输出扭矩、 低循环压耗， 满足了苏里格小井眼水平井钻井的需要。
正文:
在苏里格地区小井眼水平段钻井过程中， 由于采用 ?88.9 mm 钻具组合， 存在“两小一高” （循环排量小、 马达输出扭矩小、 循环压耗高）的问题， 使得马达输出动力不足， 易出现钻柱转动与上提下放阻力大、 滑动钻进时机械钻速慢、 在复杂井况时易发生钻具涨扣或扭断事故。为了解决这一问题， 从API 5DP《钻杆规范》 中选择使用 ?101.6 mm 钻杆，但是， 该钻杆接头外径 ?152.4 mm， 再加上接头焊接耐磨带厚度 6 mm， 使得钻杆的接头最大外径达到了 ?158.4 mm， 而设计的 ?177.8 mm 套管内径为?157.08 mm， 这就使得 API ?101.6 mm 钻杆无法在?177.8 mm 技术套管中使用。为了满足小井眼水平井钻井施工要求， 必须开发和应用钻具新技术（非API 钻具） ， 科学合理地选择钻具的种类、 规格及优化
钻具组合。
1 非 API 钻具结构
1.1 非 API 钻具螺纹与端面
非 API 钻具螺纹结构见图 1， 其螺纹部分与 API螺纹相同， 不同之处在 API 外螺纹接头端部增加一段鼻端部， 端面为第二外扭矩端面， 该部分为含内孔光滑锥体， 锥度与外螺纹相同 1∶6。减小 API 内螺纹长度， 内螺纹后端部为光滑圆柱面， 在其顶头增加第二内扭矩台肩。在外螺纹接头小端增加一个内台肩， 外台肩提供密封和承受较大扭矩， 内台肩承受部分扭矩， 起到过载保护的作用， 而 API 钻具螺纹与端面无此要求。
1.2 非 API 钻具螺纹应力
从 API 接头与双台肩接头螺纹各个牙上的 FEA（主要指周向拉伸应力与扭矩） 应力与应力分布情况可以看出， API 接头螺纹的应力集中在 1~3 扣上， 峰值较高， 由于接头结构上的改变， 与单台肩的 API 接头相比， 双台肩钻杆接头的应力集中程度有所减少。上扣后扭矩由螺纹、 主扭矩台肩、 副扭矩台肩共同承担， 改善了接头的应力分布， 如采用新型的高抗扭接头设计， 副扭矩台肩将会承受更大的扭矩， 且使得螺纹面上的应力分布更为合理。这样， 不仅延长了钻杆接头的使用寿命， 同时提高了钻具接头的可靠性。
2 技术特点
（1） 可减小接头外径， 选用大尺寸管体， 满足小井眼钻井工艺要求；增大接头内径， 可以增加钻头水马力， 有利于水力破岩和降低钻杆内压耗。
（2） 上扣后扭矩由螺纹、 内扭矩台肩、 外扭矩台肩共同承担， 优化了接头的应力分布， 提高了接头的抗疲劳能力， 不容易发生疲劳、 应力腐蚀开裂。
（3） 可采用平滑内径， 减少紊流， 降低钻井液对接头内壁的冲蚀。
（4）接头主台肩提供抗扭及密封双重作用， 辅助台肩仅提供抗扭作用， 因此辅助台肩允许轻微的损坏。
（5）内、 外接头螺纹均可与 API 接头螺纹互换。除了需检测外螺纹长度与内螺纹深度外， 其他参数测量都遵守 API 标准， 测量工具也用 API 标准螺纹规等工具， 不需要制造专门螺纹量规及建立量值传递系统。
3 技术指标
分析了 API 钻具接头扣型与特殊钻井工艺的参数要求， 提出了使用双台肩接头螺纹， 通过有限元软件分析优化了接头尺寸与抗扭性能的关系。双台肩接头的抗扭能力比 API 钻具接头大， 双台肩接头与单台肩相比， 能够降低钻具螺纹根部的应力集中， 防止发生钻具螺纹疲劳断裂事故。
双台肩钻具有 3 种接头螺纹可以选择， 见图 2，通过研究及分析发现它们各有不同的特点， 高扭矩接头（HT） 和超高扭矩接头（XT） 与 API 接头（NC）相比， 抗扭性能提高很多， 但是， 它的螺纹锥度发生变化， 不能够同 API 螺纹互换；同时， 由于锥度小，上扣时要使用对扣器， 修理难度大。双台肩接头 （DS）与 API 接头比提高了抗扭性能， 同时， 可以与 API 接头螺纹互换， 修理难度小， 并且， 已经解决了修理工艺。最终选择双台肩接头螺纹（DS40） ， 满足了小井眼钻井工艺的需要。
101.6 mm 双台肩接头最大扭矩比 API ?88.9mm 钻杆接头增加了 53%， 拉伸载荷增加了 21%，可以增大接头外径至 133.4 mm， 同时增大接头水眼至 68.3 mm， ?101.6 mm 双台肩接头扭矩比 API?101.6 mm 螺纹接头增加了 13%， 见表 2。
4 应用实例
4.1 苏 20-15-22H 井概况
苏 20-15-22H 井为一口三开水平井， ?177.8 mm技术套管下深3 444 m， 三开井眼尺寸为?152.4 mm，环空空间小， 因此选择非API ?101.6 mm钻杆和加重钻杆。 三开?152.4 mm水平井段3 447~4 445 m， 钻井参数：钻压30~50 kN， 排量12~16 L/s， 泵压18~24 MPa。该井造斜点 2 770 m， 垂深 3 191.74 m， 最大井斜角90.86° ， 方位 4.62° ， 最大位移 1 447.36 m。钻具组合：?152.4 mm PDC+ ?120 mm螺杆+ ?120.7 mm浮阀+?146 mm 稳定器 + ?88.9 mm 无磁加重钻杆 +| ?120mmLWD + ?88.9 mm无磁加重钻杆×3根+ ?10.1.6mm 钻杆 ×154 根 +?101.6 mm 加重钻杆 ×30 根 +?101.6 mm钻杆+若干。 苏20-15-22H井井身结构为：?273.05 mm套管×500 m+ ?177.8 mm套管×3 444 m。
4.2 施工过程分析
4.2.1 扭矩 从水平段开始钻进直到钻至完钻井深， 扭矩由 7 000 N · m 逐渐增高为 13 000 N · m， 非API ?101.6 mm 钻具额定扭矩为 29 000 N · m， 扭矩余量较大， 有利于处置阻、 卡等复杂情况。而使用 ?88.9 mm 钻具， 以相近井身结构和井眼轨迹的苏 76-2-3H 为例， 该井完钻时水平段总长 693 m， 从水平段开始钻进至最后完钻， 扭矩由 7 000 N · m 逐渐增高为 12 000 N · m， ?88.9 mm 钻具额定扭矩为13 500 N · m， 扭矩余量小。
4.2.2 泵压 开始钻进时， 排量为 18 L/s， 泵压为 18MPa。随着井深的增加， 排量改用 16 L/s， 至完钻时泵压为 23~24 MPa。而苏 76-2-3H 井在水平段刚开始钻进时排量为 18 L/s， 泵压为 19 MPa。随着井深的增加， 最后排量改用 13 L/s（110 mm 缸套） ， 完钻时泵压为 25~26 MPa。两口井相比， 采用非 API?101.6 mm 钻具后， 在排量增加 23.08% 的情况下泵压降低 8.33%。
4.2.3 排量 由于使用 ?88.9 mm 钻具在水平段施工后期受泵压的限制， 排量为 12~14 L/s， 环空返速为 1.08 m/s， 而使用非 API ?101.6 mm 钻具由于压耗降低， 排量可达到 16 L/s， 环空返速为 1.58 m/s， 提高 0.50 m/s。
4.2.4 设备 使用 ?88.9 mm 钻具时由于泵压逐渐升高， 为控制泵压， 将柴油机转速由 1 100 r/min 逐渐减至 950 r/min， 甚至低。一方面会导致排量减少，环空返速更低， 携砂效果不好。另外， 柴油机在带负荷低转速长期运转时， 损害较大， 已经出现三支钻井队的 8 台柴油机提前大修现象。使用非 API ?101.6mm 钻具后， 在三开水平段施工时， 柴油机带负荷转速 1 100 r/min， 每分钟 95 冲， 直至完井处于正常运转状态， 降低了对柴油机的损害。
4.3 应用效果
该井实现了钻井周期26.54 d， 建井周期32.63 d，其中水平段钻井不到 6.85 d， 钻机月速 5 022.47 m/台月， 机械钻速 14.03 m/h， 实现了渤海钻探公司提出的苏里格区块水平井钻井周期控制在 30 d 以内的目标， 目前在苏里格区块已经累计使用42口水平井，满足了苏里格区块小井眼水平井施工需要。
5 结论与建议
（1） 非 API ?101.6 mm 钻具的使用， 在泵压不增加的条件下提高了钻进排量， 从而提高了清洁井眼的能力和螺杆输出动力， 有利于预防事故复杂的发生和提高滑动时的机械钻速， 减少短起下钻次数， 提高时效。
（2） 非API ?101.6 mm 钻具已经替代了API ?88.9mm 钻具在 ?152.4 mm 井眼及 ?177.8 mm 技术套管中使用， 满足了钻井生产的需要， 下一步可以根据不同的井身结构， 开发出不同种类、 规格的双台肩钻具， 满足大位移井、 复杂工况井钻井工艺需要。
（3） 非API ?101.6 mm钻具在?152.4 mm井眼及177.8 mm 技术套管环空间隙小， 容易发生沉砂卡钻， 且增加了事故处理的难度。
〔编辑 景 暖〕