李 俊赵荣军孟庆荣王 薇 王一婷陈德浩

（1.华北石油荣盛机械制造有限公司，河北任丘 062552；2.华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

连续循环钻井系统防喷器组的研制

李 俊1赵荣军1孟庆荣1王 薇 王一婷2陈德浩2

（1.华北石油荣盛机械制造有限公司，河北任丘 062552；2.华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

连续循环钻井技术是近年来出现的一项新技术，该技术能够实现接单根或立柱期间钻井液的连续循环。钻井液的连续循环是通过一组防喷器组成的密闭腔内对不同闸板腔的开启和关闭来实现。通过对连续循环钻井过程中防喷器组工况的分析，结合常规钻井防喷器的特点，确定了该防喷器组的整体结构形式，介绍了防喷器无侧门螺栓连接结构的设计、耐磨前密封的设计、试制和试验、卡瓦闸板的设计、闸板开关状态检测装置的设计情况以及整机样机制造及现场试验情况。现场试验表明，该防喷器组的设计基本达到了预期的目标。最后根据连续循环系统现场试验情况提出了下一步的改进方向。

连续循环钻井；防喷器组；无侧门螺栓连接；耐磨前密封；现场试验

连续循环钻井（Continuous Circulation Drilling-CCD）系统实现了接单根或立柱期间钻井液的连续循环，从而在整个钻进期间内实现了稳定的当量循环密度和不间断的钻屑排出，全面改善了井眼条件和钻井安全，提高了复杂地层钻井的成功率和安全性，是100多年来常规钻井钻井液循环方式的重大变革，是一项有着巨大经济意义和发展潜力的新技术［1-2］。该技术特别适合窄钻井液密度窗口条件下的安全钻井。另外，在大位移井、水平井、高压高温井、欠平衡井中，该技术可最大限度地保证已经形成的井壁不发生垮塌，避免卡钻，极大地降低钻井事故，提高总的机械钻速［3-4］。

连续循环系统主要由主机、钻井液分流装置、动力单元以及控制系统组成。主机是连续循环系统的核心，主要包括动力钳、强行起下装置、防喷器组和动力卡瓦等。连续循环系统的工作原理是：首先关闭防喷器组的上、下半封闸板，在防喷器内形成一个密闭的容腔，在容腔内填充满高压钻井液后，利用动力钳卸扣，使钻杆接头脱离；接着用强行起下装置将上部钻杆提升至中间全封闸板上端，并利用钻井液分流装置与防喷器上的旁通阀，完成钻井液循环通道的分流切换，即钻井液完全从防喷器上的旁通管道泵入腔体，而钻井液泵与立管之间的通道被完全切断；之后关闭全封闸板，从而形成上、下2个密闭腔室，在上腔卸压后打开上半封闸板，并提出上部钻杆，这样就完成了卸钻杆操作。同样利用与上述相反的控制流程可完成加接新钻杆的操作，此时钻井液仍不断被泵入井内，从而实现钻井液的连续循环［1-5］。防喷器组是连续循环系统主机的关键部件，在接单根或立根过程中形成密闭腔体密封钻杆、提供钻井液连续循环的通道。其中防喷器上闸板总成在工作过程中除了承受工作压力产生的负荷外，还要承受钻杆旋转和上下移动产生的额外负荷，工作条件非常恶劣。这就要求防喷器闸板胶芯要比常规钻井用防喷器胶芯更加耐磨、使用寿命长、更换方便迅速［2］。另外，在上卸扣过程中，主机要承受上卸扣的反扭矩，国外的产品是靠钻具与动力卡瓦之间的摩擦力来承受扭矩，这就需要钻具的重量大于445 kN，否则无法为动力卡瓦提供反扭矩，完成上卸扣［2-3］，而且卡瓦牙板既要承受钻具重量，又要提供反扭矩，与钻杆本体之间受力状态非常复杂，很容易损坏钻杆本体。

为了适应连续循环钻井技术发展的需要，进行了关键部件防喷器组的研制开发。针对连续循环钻井系统防喷器的工况，提出了以下几点要求：闸板胶芯耐磨性好、使用寿命长、更换闸板胶芯方便快捷；利用卡瓦闸板来承受扭矩，使动力卡瓦仅承受钻具重量，结构简单可靠；在高度方向上闸板腔之间的距离应能够让开钻杆接头，满足上卸扣的要求；防喷器组应有2个侧出口，用于上卸扣过程中循环钻井液；在此基础上，要求尽可能地降低整机高度。

1 防喷器组总体结构设计

结合连续循环钻井系统的特殊需要，通过深入分析研究国内外同类产品的情况，确定了防喷器组采用通径228.6 mm、工作压力35 MPa的闸板防喷器，确定了防喷器组由1台单闸板防喷器和1台三闸板防喷器组成。三闸板防喷器采用双栽丝连接，从上到下分别安装全封闸板、卡瓦闸板和半封闸板，中部有1个侧出口，单闸板防喷器采用上栽丝下法兰连接，安装半封闸板，下部有1个侧出口，这样，单闸板防喷器半封闸板与三闸板防喷器全封闸板之间的距离既能够满足上卸扣的要求，又降低了整机高度，减轻了重量。

防喷器内腔采用矩形腔结构，有效降低了防喷器的高度，顶部密封面采用耐磨耐腐蚀合金，防止磨损、擦伤及钻井液腐蚀，延长本体使用寿命；壳体和侧门的连接采用无侧门螺栓连接的结构，更换闸板快捷、方便；侧门与壳体的密封采用径向密封，不需要预紧力，密封可靠；液缸设计成薄壁型，以缩小整机外形尺寸，减轻重量；取消了普通防喷器的手动锁紧装置，设计了闸板开关状态检测装置；专门设计研发了耐磨前密封，使闸板动密封耐磨性能良好，具有较大的橡胶储备，即便在橡胶或钻具严重磨损时也能形成可靠的密封。

防喷器组的具体参数：通径228.6 mm；额定工作压力35 MPa；额定液控压力21 MPa；推荐液控压力8.5～10.4 MPa；金属本体温度级别：T20（-29～121 ℃）；橡胶件温度级别：BB（-18～93 ℃）；工作介质：天然气、原油、钻井液。

可配备闸板规格：全封、Ø60.3 mm、Ø73 mm、Ø88.9 mm、Ø101.6 mm、Ø114.3 mm、Ø127 mm、Ø139.7 mm、Ø168.3 mm、Ø177.8 mm。

可配备卡瓦规格：Ø60.3 mm、Ø73 mm、Ø88.9 mm、Ø101.6 mm、Ø114.3 mm、Ø127 mm、Ø139.7mm、Ø168.3 mm、Ø177.8 mm。

卡瓦闸板承受扭矩：100 kN·m。

侧出口规格及数量：Ø80 mm×35 MPa，数量2个，分别布置在单闸板的下部及三闸板中部。

2 关键技术

2.1 无侧门螺栓连接结构的设计

连续循环系统防喷器胶芯在使用过程中工作条件恶劣，胶芯很容易磨损失效，需要经常更换。常规防喷器侧门和壳体之间采用端面密封，需要较大的预紧力，一般靠螺栓连接来产生预紧力，更换胶芯需要上卸大量的螺栓，工作量较大，停钻时间很长。而连续循环钻井要求要尽可能地缩短停钻时间，以利于提高效率，降低钻井成本［4］。为此，将壳体与侧门之间的密封方式改为轴向密封，这样，壳体与侧门之间不需要预紧力；在侧门与壳体的连接上采用了与常规防喷器不同的无螺栓结构：壳体与侧门之间通过无螺栓机构进行连接，侧门总成通过销轴悬挂在壳体上，可以在销轴上滑动，依靠无螺栓连接机构承受井压作用在侧门上的作用力。更换闸板时，只需要将无螺栓连接机构打开，即可将侧门总成和闸板总成从壳体中取出，进行闸板胶芯的更换，更换完成后，将闸板总成和侧门总成推入壳体内然后将无螺栓连接机构关闭并锁紧即可，更换胶芯方便快捷。确定了基本结构后，根据工作压力和通径尺寸，确定了壳体、侧门、无螺栓连接机构等的初步尺寸，然后建立三维模型，利用有限元软件按照强度试验、密封试验等不同工况分别进行有限元模拟计算，根据计算结果进行尺寸和结构调整，然后再进行模拟计算。经过多次模拟计算，最终确定了壳体、侧门、无螺栓连接机构等零件的尺寸和结构，完成了产品的结构设计。

2.2 耐磨胶芯的研制

连续循环系统防喷器胶芯在使用过程中除了承受工作压力产生的负荷外，还要承受钻杆旋转和上下移动产生的额外负荷，如果采用普通闸板防喷器胶芯，很容易磨损失效，一方面由于密封胶芯寿命短，频繁更换胶芯，增加了接单根的时间，降低了连续循环钻井的效率，另一方面由于胶芯易损坏，增加了连续循环钻井的风险。为此，通过对胶芯在工作过程中的受力情况的分析，从结构和材料2方面入手，进行了耐磨胶芯的研制。

密封胶芯的受力情况：胶芯主要承受密封压力、钻杆旋转以及上下移动时胶芯与钻杆之间的摩擦力。密封压力为循环钻井液的压力，无法更改；胶芯与钻杆之间的摩擦力由防喷器液缸的关闭压力决定。因此在满足密封的基础上，尽可能地减小关闭压力，将极大地改善胶芯的受力状况。从结构上对胶芯进行了优化设计，使胶芯的储胶量增加，变形更加均匀，使胶芯在很小的关闭压力下即可密封钻杆，并且在出现较大磨损后也能够形成密封。另外，根据胶芯的工况，优选多个配方，进行了多次模拟试验，根据试验的结果对胶芯的结构尺寸和配方进行优化调整，最终确定了胶芯的结构尺寸和配方。并进行了耐磨前密封的试制和试验。在试验过程中时，仅使用3.5 MPa的关闭压力即可密封35 MPa井压，与常规防喷器的推荐关闭压力（10.5 MPa）相比，关闭压力降低了很多；优选的胶芯配方使胶芯耐磨性能良好，在有水冷却的情况下，能够连续旋转30 min并且密封21 MPa井压。产品性能达到了设计要求。图1为上半封胶芯和下半封胶芯试验后的情况。

图1 上半封胶芯（动密封）和下半封胶芯试验后情况

2.3 卡瓦闸板的设计

常规钻井上卸扣时，卡瓦卡在钻杆的接头处，对钻杆本体不会造成损坏，而连续循环钻井上卸扣时，由于动力钳和动力卡瓦距离太远，不能卡在接头上，只能卡在钻杆本体上进行上卸扣，特别是动力卡瓦的卡瓦牙板既要承受钻具重量，又要提供上卸扣反扭矩，受力状态非常复杂，很容易损坏钻杆本体；由于钻杆在钻井过程中要承受钻井液压力、钻具重量以及旋转扭矩，钻杆本体损坏后会产生应力集中，出现钻杆断裂等事故。为此，在结构设计上将背钳的功能分开，动力卡瓦仅承受钻具重力，单独在主机防喷器内部增加一个背钳用于承受上卸扣的反扭矩，将原来由一副牙板同时承受扭矩和钻具重力的状况，改变为由两副闸板分别承受扭矩和钻具重力，减轻了动力卡瓦和背钳的闸板受力情况，并根据连续循环钻井的需要专门设计了背钳卡瓦结构，减轻了上卸扣过程中对钻杆本体的损坏。

2.4 闸板开关状态检测装置的研制

连续循环钻井需要实现钻杆的自动上卸扣，并完成钻井液循环通道的切换，是完全自动化的控制，这些工作都必须在防喷器闸板关闭并密封的情况下才能进行，这就需要对防喷器闸板的开关状态进行检测。常规的方法是通过对防喷器控制油压力的检测来判断，但是可能存在闸板卡在腔内不能完全关闭或打开，而控制压力正常，由此导致判断错误。经过研究，考虑到在连续循环钻井过程中不需要长时间密封钻杆，去掉了防喷器的手动锁紧装置，在缸盖上安装了位移传感器，可以检测防喷器闸板的开关位置并转换为电信号传输到连续循环系统控制芯片中，供系统判断防喷器开关状态，进行下一步的操作。

3 样机制造及试验

2011年，该防喷器组与动力钳、动力卡瓦、强行起下装置及控制模块进行了主机的组装和调试，调试合格后与动力单元、钻井液分流装置以及控制系统进行了连续循环系统的组装调试。并于2012年10月在试验井上进行了模拟试验 ，对系统进行了测试。分别进行了循环压力为5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa、25 MPa条件下的连续循环接单根试验，最后在循环压力25 MPa的情况下共进行了15次接单根试验后完成了模拟试验，防喷器密封良好，各密封部位未出现渗漏现象。在上卸扣过程中，钻杆只有轻微的损伤，达到了设计要求。

4 结论

（1）经过厂内试验和现场模拟试验表明：该连续循环系统防喷器组完全能够完成连续循环钻井过程中密封钻杆、切换循环通道、承受扭矩和钻具重力的功能，上闸板密封胶芯在现场共进行了大约20次的接单根上卸扣过程，模拟井压20 MPa，密封情况良好，密封可靠，基本上达到了设计要求。在试验过程中也发现了一些问题，将在下一步进行改进。

（2）增加的卡瓦闸板作为背钳，能够承受上卸扣的反扭矩，减少了对钻杆本体的伤害，但仍有轻微的损伤，无法消除，下一步还要在卡瓦牙板的结构上进行改进和研究。

（3）上闸板耐磨密封胶芯在上卸扣过程中密封钻杆良好，基本达到了设计要求，但与国外同类产品还有一定的差距，下一步还应进行进一步的研究。

［1］胡志坚，马青芳，邵强，等.连续循环钻井技术的发展与研究［J］.石油钻采工艺，2011，33（1）：1-6.

［2］蔚宝华，王炳印，曲从锋，等.高温高压储层安全钻井液密度窗口确定技术［J］.石油钻采工艺，2005，27（3）：31-37.

［3］杨刚，陈平，郭瞪学，等.连续循环钻井系统的发展与应用［J］.钻采工艺，2008，31（2）：46-47，54.

［4］石俊江.连续循环系统综述［J］.钻采工艺，2008，31（1）：60-62.

［5］胡志坚，马青芳，侯福祥.钻井液连续循环系统过程控制技术分析与探讨［J］.石油机械，2010，38（2）：69-72.

（修改稿收到日期 2013-11-24）

〔编辑 薛改珍〕

Development of BOP stack for continuous circulation drilling system

LI Jun1,ZHAO Rongjun1,MENG Qingrong1,WANG Wei1,WANG Yigting2,CHEN Dehao2
（1.Rongsheng Machinery Manufacture Ltd.of Huabei Oilfield,Renqiu062552,China;2.Oil Production Engineering Institute.of Huabei Oil field Co.,Renqiu062552,China）

Continuous circulation drilling technology is a new technique appeared recently and it can realize a continuous circulation of drilling fluid during joint connection and column erection.The continuous circulation of drilling fluid is accomplished through the opening and closing of different ram cavities in closed cavity made of a group of blowout preventers.The thesis determines the overall structure of blowout preventer and introduces design of bolted structure without the side door;design,trial manufacture and testing of wear-resisting front seal;design of slip ram;design of ram status detector;manufacturing of the whole machine prototype;and situation of field tests.The field tests indicate that the BOP stack can achieve expectant goal basically.In the end,the thesis puts forward the further improvement direction according field test of circulation drilling system.

Continuous circulation drilling;BOP stack;bolting without the side door;wear-resisting front seal;field test

李俊，赵荣军，孟庆荣，等.连续循环钻井系统防喷器组的研制［J］.石油钻采工艺，2014，36（1）：37-39.

TE931.1

：A

1000-7393（2014）01-0037-03

10.13639/j.odpt.2014.01.010

李俊，1974年生。1997年毕业于石油大学（华东）机械制造专业，现从事防喷器、不压井作业装置的设计工作，工程师。电话：15831897589。E-mail：lijun510922@126.com。