钻井实用技术必备Word格式.docx
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钻杆接头是钻杆的组成部分，分公接头和母接头，连接在钻杆管体的两端。
接头上车有丝扣（粗扣）用以连接各单根钻杆。
在钻井过程中，接头处要经常拆卸，接头表面受到相当大的大钳咬合力的作用，所以钻杆接头壁厚较大，接头外径大于管体外径，并采用强度更高的合金钢。
国产钻杆接头一般都采用35CrMo合金钢。
丝扣的连接必须满足三个条件，即尺寸相等，丝扣类型相同，公母扣相匹。
不同尺寸钻杆的接头尺寸不同。
同一尺寸钻杆的丝扣类型也不尽相同。
各钻杆生产厂家的钻杆采用的接头类型也很难完全一致因此，为便于区分钻杆接头和工程应用，API对钻杆接头的类型作了统一的规定，形成了石油工业普遍采用的API钻杆接头。
API钻杆接头有新旧两种标准。
旧API钻杆接头是对早期使用的有细扣钻杆提出来的，分为内平式（IF）、贯眼式（FH）和正规式（REG）三种类型。
△旧API标准钻杆
∙内平式接头主要用于外加厚钻杆,其特点是钻杆内径与管体加厚处内径、接头内径相等，钻井液流动阻力小，有利于提高钻头水功率，但接头外径较大，易磨损。
∙贯眼式接头适用于内加厚钻杆，其特点是钻杆有两个内径，接头内径等于管体加厚处内径，但小于管体部分内径。
钻井液流经这种接头时的阻力大于内平式接头，但其外径小于内平式接头。
∙正规式接头适用于内加厚钻杆。
这种接头的内径比较小，小于钻杆加厚处的内径。
所以正规接头连接的钻杆有三种不同的内径。
钻井液流过这种接头时的阻力最大，但它的外径最小、强度较大。
正规接头常用于小直径钻杆和反扣钻杆，以及钻头、打捞工具等。
三种类型接头均采用“V”形螺纹，但扣型（用螺纹顶切平宽度表示）扣距、锥度及尺寸等都有很大的差别。
△接头丝扣尺寸符号
随着对焊钻杆的迅速发展，有细扣钻杆逐渐被对焊钻杆所取代，旧API钻杆接头由于规范繁多，使用起来很不方便，因此，美国石油学会又提出了一种新的NC型系列接头（有人称之为数字型接头），NC型接头以字母NC和两位数字表示，如NC50，NC26，NC31等。
NC（NationalCoarseThread）意为（美国）国家标准粗牙螺纹，两位数字表示丝扣基面节圆直径的大小（取节圆直径的前两位数字）。
例如NC26表示接头为NC型，基面丝扣节圆直径为2.668in，NC螺纹也为“V”形螺纹，具有0.065in平螺纹顶和0.038圆螺纹底，用V-0.038R表示扣型，可与V-0.065型螺纹连接。
旧API标准中的全部内平（IF）及贯眼（FH）均为V-0.065型螺纹，故现已考虑将旧标准废除而统一采用）NC型接头。
NC型接头在石油工业中应用越来越普遍，但目前现场仍使用部分旧API标准接头（内平、贯眼、正规），NC型接头与旧API标准接头有相同的节圆直径、锥度、螺距和螺纹长度，可以互换使用。
在钻柱中，除了钻杆接头外，还有各种配合接头（用来连接不同尺寸或不同扣型的管柱）、保护接头（保护管柱上经常拆卸处的丝扣）等。
此外，方钻杆、钻铤、钻头及其他井下工具，也都靠丝扣连接（需要说明的是：
上述各种接头及工具的丝扣类型都与钻杆接头的标准相一致。
2、钻铤
钻铤处在钻柱的最下部，是下部钻具组合的主要组成部分。
其主要特点是壁厚大（一般为38~53mm，相当于钻杆壁厚的4~6倍）具有较大的重力和刚度。
它在钻井过程中主要起到以下几方面的作用：
∙给钻头施加钻压
∙保证压缩条件下的必要强度
∙减轻钻头的振动、摆动和跳动等，使钻头工作平稳；
∙控制井斜
△可以互换的接头
钻铤有许多不同的形状，如圆的、方的、三角形和螺旋形的。
最常用的是圆形（平滑的）钻铤和螺旋形钻铤两种。
螺旋形钻铤上有浅而宽的螺旋槽，可减少其与井壁的接触面积的40%~50%，而其重力只减少>
7%~10%。
接触面积少，可减少发生压差卡钻的可能性。
钻铤的连接丝扣（公扣、母扣）是在钻铤两端管体上直接车制的，不另加接头。
钻铤有许多种规格，API标准钻铤类型代号由两部分组成，第一部分为NC型螺纹代号，第二部分的数字（取外径的前两位数字乘以10）表示钻铤外径（英寸）中间用短线分开。
3、方钻杆
方钻杆位于钻柱的最上端，有四方形和六方形两种。
钻进时，方钻杆与方补心、转盘补心配合，将地面转盘扭矩传递给钻杆，以带动钻头旋转。
标准方钻杆全长12.19m，驱动部分长11.25m。
为了适应钻柱配合的需要，方钻杆也有多种尺寸和接头类型。
方钻杆的壁厚一般比钻杆大三倍左右，并用高强度合金钢制造，故具有较大的抗拉强度及抗扭强度，可以承受整个钻柱的重量和旋转钻柱及钻头所需要的扭矩。
方钻杆旋转时，上端始终处于转盘面以上、下部则处在转盘面以下。
方钻杆上端至水龙头的连接部位的丝扣均为左旋丝扣（反扣）以防止方钻杆转动时卸扣。
方钻杆下端至钻头的所有连接丝扣均为右旋转扣（正扣），在方钻杆带动钻柱旋转时，丝扣越上越紧。
为减轻方钻杆下部接头丝扣（经常拆卸部位）的磨损，常在该部位装一保护接头。
△四方方钻杆的强度
4、稳定器（扶正器）
在钻铤柱的适当位置安装一定数量的稳定器，组成各种类型的下部钻具组合，可以满足钻直井时防止井斜的要求，钻定向井时可起到控制井眼轨迹的作用。
此外，稳定器的使用还可以提高钻头工作的稳定性，从而延长使用寿命，这对金刚石钻头尤为重要。
稳定器的三种基本类型：
刚性稳定器、不转动橡胶套稳定器和滚轮稳定器。
∙刚性稳定器包括螺旋、直棱两种，均可做成长型或短型，以适应各种地层和工艺要求，它是使用最广泛的稳定器。
∙不转动橡胶套稳定器的主要优点是不会破坏井壁、使用安全，但它不具备修整井壁的能力。
加上受井下温度的限制，使用寿命低，所以应用范围很小。
∙滚轮稳定器（也称牙轮铰孔器）的主要优点是有较强的修整井壁的能力，可保持井眼规则，主要用于研磨性地层。
△扶正器的基本类型
此外，在下部钻具组合中常装有减震器，用于吸收井下钻具的纵向震动和扭转震动。
在深井、海上钻井、尤其是定向钻井中，时常在下部组合中安放随钻震击器，以便一旦下部组合或钻头被卡，即可操纵震击器，通过向上或向下的震击作用解卡。
在下部组合或钻杆柱中还可装置随钻测量（MWD）工具，钻柱测试工具和打捞篮、扩眼器等特殊工具进行随钻测量、地层测试、打捞、扩眼等特殊作业。
==旋转导向钻井技术==
概述
钻井技术发展的最高阶段是自动化钻井。
所谓自动化钻井就是：
钻井全部过程依靠传感器测量各种参数，并采用计算机采集，进行综合解释与处理，然后再发出指令，最后由各相关设备自动执行，使整个钻井过程变成一个无人操作的自动控制过程。
在钻井自动控制过程当中，井下随钻测量和井下自动控制是关键环节，同时也是关键技术，二者结合起来实际上是井眼轨迹自动控制技术—导向钻井技术。
导向钻井技术
导向钻井技术是钻井工程领域的高新技术，代表着世界最先进的钻井发展方向。
目前，在世界范围内水平井、大位移井，分支井等高难度的复杂井蓬勃发展，并得到大规模应用，传统的钻井技术难以适应这些高难度井的作业需要，必须依靠先进的导向技术才能保证井眼轨迹的准确无误。
钻井导向方式
导向方式主要有两种：
1）几何导向：
由井下随钻测量工具（MWD/LWD）测量几何参数，井斜、方位和工具面的数值传给控制系统，由控制系统及时纠正和控制井眼轨迹。
2）地质导向：
地质导向是在拥有几何导向能力的同时又能根据随钻测井（LWD）得出的地质参数（地层岩性、地层层面、油层特点等），实时控制井眼轨迹，使钻头沿着地层的最优位置钻进。
这样可在预先不掌握地层特性的情况下实现最优控制。
地质导向可利用近钻头处实时采集的地质地层参数，超前预测和识别油气层，并根据需要调整井眼轨迹，引导钻头准确钻达油气富集区域。
地质导向的技术关键是近钻头处地层参数、井眼轨迹参数和钻头工作参数的实时测量。
导向工具
导向钻井的实现主要靠导向工具，导向工具分两大类：
1）滑动式导向工具
滑动式导向工具的特征是导向作业时钻柱不旋转
，钻柱随钻头向前推进，沿井壁滑动。
滑动式导向存在许多缺点：
钻柱的扭矩、摩阻大；
井眼清洗不彻底；
械钻速慢等等，但目前仍占主导地位。
定向钻井大多使用井下动力钻具，主要的滑动式导向工具有：
弯外壳马达、可调弯接头、可变径稳定器等。
滑动式导向工具组合方式：
钻柱+MWD/LWD+动力钻具+钻头。
2）旋转式导向系统（RSS）
旋转式导向工具直接引导钻头沿期望的轨迹钻进，从而避免钻柱躺在井壁上滑动，使井眼得到很好的清洗，同时允许根据地层选择合适的钻头。
这样可显著地减轻或消除滑动式导向工具的不足。
目前旋转式导向工具主要有：
VDS自动垂直直井钻井系统、SDD自动直井钻井系统、ADD自动定向钻井系统、RSD旋转导向钻井系统，RCLS旋转闭环钻井系统等。
旋转导向钻井特点
1）在钻柱旋转的情况下，具有导向能力；
2）可以与井下马达一起使用；
3）配有全系列标准的地层参数及钻井参数检测仪器；
4）配有地面&
井下双向通讯系统，可根据井下传来的数据，在不起钻的情况下从地面发出指令改变井眼轨迹；
5）工具设计制造模块化、集成化；
6）可以在150℃以上的高温井中使用；
7）不需要特殊的钻井参数，就可以保证最优的钻井过程；
8）导向自动控制，以保证准确光滑的井眼轨迹。
旋转导向主要技术参数
1）测量井深：
指井口至测点间的井眼实际长度。
2）垂直井深：
通过井眼轨迹上某点的水平面到井口的距离。
3）造斜点：
从垂直井段开始倾斜的起点。
4）井斜角：
测点处的井眼方向线与重力线之间的夹角。
5）方位角：
以正北方向线为始边，顺时针旋转至方位线所转过的角度，该方向线是指在水平面上，方位角可在0—360°
之间变化。
6）井斜变化率：
井斜变化率是指单位长度内的井斜角度变化情况。
以度／100米来表示也可使用度／30米或度等）。
7）方位变化率：
方位变化率是指单位长度内的方位角变化情况，以度／100米来表示（也可使用度／30米等）。
8）狗腿严重度：
狗腿严重是用来测量井眼弯曲程度或变化快慢的参数（以度／30米表示），狗腿严重度既包括了井斜角的变化也包括了方位角的变化，是钻进过程当中需要重点关注的数据
9）GR-自然伽马：
GR是测量地层里面的放射性含量，岩石里粘土含放射性物质最多。
通常，泥岩GR高，砂岩GR低。
10）CAL-井径井径就是测量井眼尺寸的大小。
比如用八寸半的钻头钻的井眼，测量的井径或为八寸半，或大于八寸半（称扩径），或小于八寸半（称缩径）。
测量的井径是对所钻井眼尺寸大小的直观认识。
11）AC-声波
常说人所说的声波即是声波时差，单位为毫秒每英尺，声波时差小，也就是声波在地层传播的时间少，说明地层比较致密和坚硬。
反之地层比较疏松。
12）CN-中子：
用放射源向地层发射高能粒子轰击地层的原子来测量中子，我们也叫中子孔隙度，也叫总孔隙度，测量的是流体体积占整个岩石的百分比。
13）电阻率resistivity：
电阻率分为微侧向和双侧向（包括浅侧向和深侧向），它们的区别就在于探测深度不一样，深侧向探测深度最大，浅侧向次之，微侧向最小。
由于泥浆对地层的侵入不同，井眼为圆心在不同的半径范围内，地层有完全被泥浆侵入、部分被泥浆侵入、未被泥浆侵入，这分别对应微侧向、浅侧向、深侧向探测的地层。
发展方向
随着技术的发展和应用，旋转导向钻井系统逐渐形成了两大发展方向：
一个是以BakerHughesInteq公司的AutoTrakRClS系统为代表的不旋转外筒式闭环自动导向钻井系统，它以其精确的轨迹控制精度和完善的地质导向技术为特点，非常适用于开发难度高的特殊油藏的导向钻井作业，HulliboIton公司的Geo—Pi1ot系统也属于这一类导向钻井系统；
另外一个是以SchlumbergerAnadri11公司的PowerDriverSRD系统为代表的全旋转自动导向钻井系统，它以其同样精确的轨迹控制精度和特有的位移延伸钻井能力为特点，非常适用于超深、边缘油藏的开发方案中的深井、大位移井的导向钻井作业。
==钻进屏幕==
从事钻井工作的人都知道封面图代表的是什么？
可是对于初学者来说，要充分理解并利用这些简写的英文参数，是非常有难度的。
下面一点石油为您大致介绍一下每个英文代表的具体参数是什么！
钻进状态屏幕
1.BitDepth钻头位置
2.TVDDepth垂深
3.TotDepth井深
4.LAGDepth迟到深度
5.WOH悬重
吨
6.HKHght大钩高度
7.WOB钻压
8.HKspd大钩速度
9.RPM转盘转速
rpm
10.ROPins瞬时钻时
11.TORQUE扭矩
千牛*米
12.ROPm/h机械转速
米／小时
13.SPP泵压
兆帕
14.ROP钻时
分钟／米
15.FLWPMPS泵排量
升／分钟
16.Bitrun钻头累计进尺
米
17.PUMP1一号泥浆泵
spm
18.PUMP2二号泥浆泵
spm
19.Bittim钻头累计纯钻时间
小时
20.LAGtim迟到时间
分钟
21.Pit1一号泥浆池
立方米
22.Pit2二号泥浆池
23.Pit3三号泥浆池
24.TripTK计量罐
25.SUM1泥浆总量
26.Vol+/-泥浆变化量
27.MWOUT泥浆出口比重
千克／升
28.C1main甲烷
ppm
29.C2main乙烷
30.C3main丙烷
31.iC4main正丁烷
32.nC4main乙丁烷
33.TGASmain气体全量ppm
34.H2SDril硫化氢钻台
35.H2Sline硫化氢气测房
起下钻状态屏幕
1.
BitDepth钻头位置
2.
TVDDepth垂深
3.
TotDepth井深
4.
LAGDepth迟到深度
5.
WOH悬重（瞬时）
6.
WOH悬重（最大）
7.
WOH悬重（最小）
8.
HKHght大钩高度
米
9.
HKspd大钩速度
米／秒
11.ROPm/h机械转速
12.ROP钻时
13.CMPWGHT钢体重量
14.OVERPULL阻卡值
15.FLWPMPS扭矩最大值
17.STDIQHT立柱长度
米
18.Bittim钻头累计纯钻时间
19.STDCNTR立柱号
分钟
==卡钻事故及预防==
钻井过程中，由于各种原因造成的钻具陷在井内不能自由活动的现象，称为卡钻。
卡钻在钻井过程中是常见事故。
在定向井、水平井钻井过程中不仅要确保钻井效率和井眼轨迹，还要确保钻井过程中井下安全，因此必须针对具体情况进行分析，以便有效解卡。
卡钻的概念
钻井过程中，由于各种原因造成的钻具陷在井内不能自由活动的现象，称为卡钻。
主要有键槽卡钻、沉砂卡钻、井塌卡钻、压差卡钻、缩径卡钻、落物卡钻、砂桥卡钻、泥包卡钻及钻具脱落下顿卡钻等。
地层构造情况、钻井液性能不良、操作不当等都可能造成卡钻，必须针对具体情况进行分析，以便有效的解卡。
卡钻的类型及预防措施
1）键槽卡钻
键槽卡钻多发生在硬地层中，井斜或方位变化大，形成了狗腿的地方。
钻进时，钻柱紧靠狗腿段旋转，起下钻时钻柱在狗腿井段上下拉刮，在井壁上磨出一条键槽，起钻时钻头拉入键槽底部被卡住。
键槽卡钻特征是下钻不遇阻，钻进正常，泵压也正常，但起钻到狗腿处常遇卡。
随着井深的增加而愈加严重；
能下放但不能上提，严重时可能卡死。
预防键槽卡钻的发生，首先得确保井眼质量，避免出现大斜度狗腿段；
起钻时或再次下钻时应在键槽井段反复划眼，及时破坏键槽，并在起钻到键槽井段时要低速慢起，平稳操作，严禁使用高速起钻。
2）沉砂卡钻
在使用粘度小、切力小的钻井液钻进时，由于其悬浮携带岩屑的能力差，稍一停泵岩屑就会沉下来，停泵时间越长，沉砂就越多，严重时可能造成下沉的岩砂堵死环空，埋住钻头与部分钻柱，形成卡钻。
此时若开泵过猛还会憋漏地层，或卡的更紧。
沉砂卡钻的表现是：
重新开泵循环，泵压很高或憋泵；
上提遇卡，下放遇阻且钻具的上提下放越来越困难，转动时阻力很大甚至不能转动。
其表现是接单根或起钻卸开立柱后，钻井液喷势很大。
为了预防沉砂卡钻，应确保钻井液的性能满足清岩和悬浮岩屑的要求，随时做好设备和循环系统的检查维护，在因故停止钻进时，避免停止井内循环；
缩短接单根时间，在发现泵压升高及岩屑返出量较小时要控制钻速，加大排量洗井，停泵前要将钻具提离井底并随时活动钻具。
3）井塌卡钻
在吸水膨胀的泥、页岩，胶结不好的砾岩砂岩等地层，在钻进或划眼过程中发生较多。
主要原因是由于钻井液的失水量较大，浸泡地层的时间较长；
钻井液密度小，或起钻未及时灌钻井液以及抽吸作用使井壁产生坍塌而造成卡钻。
一般在严重井塌之前，先有大块泥饼和小块地层脱落，换钻头后下钻不能到底；
有时在钻井液中携带出大块未切削的上部岩石；
在钻进中突然发生憋钻，上提遇阻泵压上升，憋泵甚至钻具不能转动等现象，都说明可能是井塌卡钻。
预防井塌卡钻的主要措施有：
使用低失水，高矿化度和适当粘度的防塌钻井液，在破碎易塌地层适当增大钻井液密度，随时保证钻井液柱的高度；
避免钻头泥包和抽吸作用引起的井壁坍塌。
4）压差卡钻（粘附卡钻）
水平井钻井中井下钻具由重力作用靠近下井壁，在井下压差作用下，钻柱的一些部位会贴于井壁，钻柱与井壁泥饼粘合在一起，静止时间越长则钻具与泥饼的接触面积就越大，由此而产生的卡钻，称为压差卡钻。
产生压差卡钻的原因主要是钻井液性能不好，密度过高造成井内压差太大；
失水量大，泥饼厚，粘附系数大，一旦停止循环，不活动钻具，钻具就会与井壁泥饼接触，时间增加则会使接触面积和深度加大，泥饼对钻具的粘附力增加，导致钻具无法上下活动和转动，但能够开泵循环，且泵压正常稳定。
压差卡钻的预防措施主要是调节好钻井液性能，尽可能的降低钻井液的密度，提高钻井液的润滑性能，降低泥饼的粘附系数；
并要加强活动钻具或采用加扶正器的方法使钻具居中。
在钻井过程使用欠平衡钻井可以避免井漏，有效防止粘附卡钻。
5）缩径卡钻
缩径卡钻常发生在膨胀性地层和渗透性孔隙度良好的井段。
由于钻井液性能不好，失水量大，在井壁易形成胶状疏松的泥饼，当泵排量小，钻井液上返速度低时，易在泥饼上面沉淀较多的粘土颗粒岩屑及加重剂，致使井径缩小。
缩径卡钻的主要表现是：
遇阻的位置固定，循环时泵压增大，上提困难，下放容易，起出的钻杆接头的上部经常有松软的泥饼。
采用低密度低固相低失水的优质钻井液，或混油其中，并在下钻遇阻井段划眼以扩大缩径处的直径，常活动钻具则可有效的预防缩径卡钻。
在塑性蠕变地层包括盐层、膏层或含膏岩层、塑性泥岩地层在一定的应力和温度作用下，具有明显的塑性蠕变能力。
钻井中如钻井液形成的液柱压力不足以抵抗其塑性变形时，容易迅速产生严重的缩径卡钻。
6）落物卡钻
由于操作不小心，将油抹布、卡瓦牙、吊钳牙或其他小工具掉落井内，卡在井壁与钻具或套管与钻具之间而造成落物卡钻。
这种卡钻是显而易见的，只要严格执行操作规程，加强责任心就可避免的。
7）砂桥卡钻
由于在地层或井筒内砂粒的堆积而形成的砂拱或砂塞卡住钻柱的现象称为砂桥卡钻。
预防的措施是及时清除“大肚子”井段，对“大肚子”井段加强循环。
此外，还有泥包卡钻、钻具脱落卜顿卡钻等类型，由此可以看出卡钻的原因很多，因此，除积极预防卡钻发生外，还要在一旦发生卡钻时进行正确的判断分析，找出卡钻的真正的原因，正确地采取有效措施及时解卡，避免事故进一步恶化。
卡钻事故的处理方法
卡钻事故发生后，首先要根据上提，下放，转动，开泵循环情况，以及了解到的井眼情况和卡钻前的各种现象进行分析，准确判断出卡钻的原因，再采取相应的措施。
但不
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