钻井中钻柱剩余扭矩对BHA的损伤研究

全球最大的油田服务公司斯伦贝谢（Schlumberger），在2025年3月的国际石油钻井会议上，展示公司科研成果，即钻井作业中钻柱的剩余或称残存扭矩，对下部钻具组合（BHA）的瞬时损伤研究。这一成果引起与会专家高度关注。

在钻井作业中，每当作业人员进入接单根工序，经常遇到下部钻具组合（BHA）瞬时损伤事故。造成事故的主要原因，是按照工艺规程要求，当作业人员提起钻具后，应尽量避免钻头完全脱离井底，或者说应尽量使钻头留在井底。

此时，当作业人员进行钻柱单根连接时，会发生钻柱旋转的“失速”现象。从另一角度说，钻柱突然发生的“旋转失速”现象，是与作业人员提起钻具时，钻柱内部突然释放的残余扭矩有关。

从近代机械振动学原理来说，当钻机处于正常作业中，钻柱所受到的扭矩，应当理所当然地被“封闭”在井底钻柱与钻具组合中。然而此时，若是操作者，在钻柱并未完全脱离井底的情况下提起钻具，就会造成钻柱内部封闭的扭矩突然释放。

这一现象会形成钻柱高速旋转，可能会导致钻井井眼内，发生潜在的灾难性的钻柱“失速”事故。这与钻井人员在接单根作业中的操作习惯，即接单根时将钻头留在井底，或钻头过于接近井底有关。

从当今钻井工程学理论来说，钻井中当钻头保持在井底啮合状态时，钻井人员接钻柱单根后，需要对钻井单根额外施加扭矩，来克服静摩擦力。而钻柱“失速”现象，则发生在钻柱为克服静摩擦力所需的短暂时间内。此时钻柱内部扭矩会被突然释放。

公司管理部门详细分析表明，目前国际上没有一个通用的钻柱接单根程序，能够完美地描述这一工程应用场景。公司技术人员认为必须权衡钻柱旋转“失速”现象的风险，并且加强对这一现象的研究或预防，以及将此类风险最小化。除此之外，还要根据工程所需的时间和步骤来优化程序。

从目前钻井行业来看，现场人员接单根过程中，所发生的事故苗头，往往被作业人员忽视。因为长期以来全球钻井行业的传统底部钻具组合规范与工艺措施，没有捕捉到这些钻柱瞬态旋转“失速”现象。

近年来各个石油钻井公司，积极寻求各种高效率钻井工艺方法，力图实现更短的钻井接单根时间。这一状况导致钻井过程中的下部钻头，与底部钻具组合处的瞬时“失速”现象的发生率增加。而由此引起井底事故，造成钻柱损坏、钻柱脱扣，以及钻柱扭断。

近一年来，一家运营商通过实施简单易行与实用的钻井作业工艺，成功实现了单趟钻井接单根的高效率，同比起下钻的作业速度提高17%。

斯伦贝谢的技术人员收集与研究了3个典型案例。这些案例发生在接钻杆过程中出现的“卡顿迟滞”扭矩释放，从而导致井底钻具组合（BHA）损坏。相关技术专家强调了这些扭矩释放事故的相关因素和根本原因，并提出了针对这类瞬态事故的预防和缓解措施。

分析表明，钻井管柱“卡顿迟滞”的扭矩释放，是钻进过程中的钻杆与井壁发生的力学现象，而这一现象又是钻柱滑移阶段产生的粘滑机理的一种故障表现。

公司专家指出，钻井过程中的“卡顿迟滞”的扭矩释放，是在钻井井下泥浆马达，即井底动力钻具“失速”释放时产生的一种现象。当前的钻井作业环境，如果作业人员未正确执行已建立的井底动力马达“失速”的预防程序，井下状况则会进一步恶化。

钻井现场这类事件的增加，另一原因在于钻井行业的高性能PDC（复合聚晶金刚石）钻头的应用增加，以及目前使用的井底泥浆马达的动力部分的升级。

基于此，钻井工程师越来越多地将原来常规油井设计，转向小井眼设计，即使用4¾英寸井段，应用比现有BHA（下部钻具组合）外径更小的生产井段设计。

技术专家指出，由于BHA组件外径更小和BHA组件壁厚更薄，小井眼BHA设计更具柔韧性，这使得扭矩容易在BHA内积聚。公司研发人员表示要持续进行井下动力马达技术的改进，使马达能够输出更大的扭矩，而钻头设计的升级，使钻头更能充分利用这些扭矩提高钻进速度（ROP）。

公司技术管理人员认为，当前各地区钻井公司寻找产生BHA（下部钻具组合）损伤的原因，是现场人员遵循了存在问题的钻井工艺，其中最有可能导致“卡滞”扭矩突然释放的接单根工艺包括三点：

一是作业者在接单根过程中让钻头保持在井底，二是起钻前使钻头与井底未快速且充分地脱离，三是现场人员在地面启动钻柱旋转，而此时钻井系统还处于无泥浆循环状态。

这些因素更普遍地被理解为具有潜在破坏性的生产工艺，可能造成BHA（下部钻具组合）损坏。

（编译：郭永峰 编译自美国《JPT（石油技术报道）》杂志）

一种基于钻井机器人的超级振动减阻系统

在定向井或水平井中，钻柱与井壁之间的摩擦是降低机械钻速的重要因素，导致钻压损失和破岩效率低下。通常，振幅越大，振荡效果越好。传统的液压振荡器依靠其固有的惯性产生振荡载荷，然而，与整个管柱相比，液压振荡器提供的振荡载荷质量相对较小，导致振荡幅度有限，无法有效减少摩擦和阻力。为了增强管柱的振动效果和强度，研究人员开发一种利用钻井机器人作为支持的新型液压振荡装置，通过创新的结构设计和智能化控制，为连续管钻井提供了高效减阻解决方案。

机器人的整体结构主要由上接头、工作段、控制段、电缆导出接头和下接头组成。工作段由支撑缸、伸缩缸和支撑机构组成。钻井机器人的外径为172mm，流道直径为40mm，总长度为7.5m。钻井机器人是一种井下牵引工具。钻井机器人的安装位置在钻井系统的水平段。当钻井液通过两位四通电磁换向阀进入钻井机器人的支撑缸时，钻井机器人的支撑机构抵靠在井筒上。通过控制段内的控制芯片调节电比例节流阀和电比例溢流阀，产生液压脉冲；钻井液进入钻井机器人的伸缩缸，其伸缩机构将液压脉冲转化为机械能，形成轴向振荡。当钻井机器人的支撑缸注入钻井液，钻井机器人的支撑机构支撑在井筒上，然后，钻井液定期注入钻井机器人的伸缩缸，使伸缩缸内的伸缩活塞往复运动，从而产生强烈的轴向振动。钻井机器人在井壁上形成有效的锚固，在井筒中处于支撑状态，为钻头提供有效的冲击。同时，钻井机器人的轴向振动幅度和频率是可控的。

为了验证钻井减阻功能，设计了基于钻井机器人的模拟井筒实验。完成了钻井机器人在支撑条件和无支撑条件下的模拟井筒实验。通过对实验数据的分析，获得了钻井机器人支撑模式和无支撑模式下不同的轴向和径向振动特点。

基于有支撑条件下钻井机器人的轴向振动振幅远大于常规水力振荡器的轴向振动振幅。与不安装钻井机器人时的钻压相比，安装钻井机器人且处于支撑状态时的钻压提高了36.7%，安装钻井机器人但不处于支撑状态时的钻压提高了14.9%。通过采用支撑条件，钻井机器人可以提高钻井压力的传递效率，并最大限度地减少径向振动对井下工具的损坏，同时其模块化设计与智能化控制系统还可根据井况实时调节振动参数，兼具高效减阻、延长工具寿命的特点，为深井、超长水平井及连续管钻井的安全高效作业提供了技术支撑。

（中国石油大庆钻探工程有限公司 田玉栋 张晚秋  译自SPE-223591-PA）