1.国外研制出适用于燧石地层的异形齿PDC钻头

        为了克服常规PDC钻头钻进燧石地层（硬度等级为7级）时存在的寿命短、进尺少、效率低的问题，Dragon Oil Company和NOV合作开发了ϕ215.9mm和ϕ152.4mm异形齿PDC钻头，并在苏伊士湾（Gulf of Suez）应用，取得了良好的提速降本效果。

        该异形齿PDC钻头在钻头的锥部、鼻部和肩部布置安装了凿形切削齿，满足硬脆性地层的破岩需求，显著提高破岩过程中的点载荷；在钻穿燧石地层时，为满足耐磨性、热磨损和机械磨损需求，选用了特定等级的切削齿；在钻头设计过程中，优化了水力参数及保径掌的几何形状和长度，增设了备用齿和扭矩控制齿等。其中，备用齿不会影响其前方主切削齿的正常工作，可在主切削齿损坏的情况下，代替主切削齿继续工作，可减少起下钻次数，可有效防止钻头底部磨出环形槽；该钻头含有两种钻头喷嘴，使用计算流体动力学，进行位置优化和效果验证。

        目前，该异形齿PDC钻头已在埃及苏伊士湾进行了12次下井试验。其中1只ϕ152.4mm异形齿PDC钻头进尺1026.87m，钻穿厚度116.13m的砾岩地层，与采用3只钻头的邻井相同井段相比，机械钻速（ROP）提高了50%～85%，钻井成本降低了24%～75%；1只ϕ215.9mm异形齿PDC钻头进尺1871.78m，钻穿厚度90.22m的砾岩地层，与采用4只钻头的邻井相同井段相比，ROP提高了59%～178%，钻井成本降低了41%～69%。

2.加拿大Eavor公司隔热钻杆现场试验获得成功

        加拿大公司Eavor Technologies推出了一款隔热钻杆（IDP），能够减少钻井液输送到下部钻具组合（BHA）过程中的热量传递，可有效降低BHA温度，减少设备故障，提高钻井液性能。IDP是一种特殊设计的钻杆，主要由内管、外钻杆及隔热层组成，可以减少钻柱内钻井液和环空内钻井液间热传递导致的井底温度升高的逆流热传递现象，从而降低温度对钻井效率和设备寿命的影响。IDP的隔热能力通常取决于钻杆对流传热系数（外表面和内表面）、导热率（衬管和隔热材料）等参数。

        2022年，Eavor公司在新墨西哥州的Eavor-Deep项目中成功测试了IDP在高温地热中的应用性能，在井下设备额定温度通常仅为149℃的情况下，该钻杆可确保在高达399℃的环境下顺利进行钻井作业。2023年5月，在美国能源部资助的地热研究项目（FORGE项目）中，Eavor公司将IDP用于FORGE 16B (78)-32井的两个连续的下部钻具组合BHA11和BHA12，其中BHA11全部采用了隔热钻杆，而BHA12采用了大约70%的隔热钻杆，BHA10和BHA13为常规钻杆。试验结果表明，全部使用IDP钻杆可使BHA温度降低26~41℃，部分使用IDP钻杆可使BHA温度降低16.67~30.56℃，证实了IDP钻杆可以在高温环境下有效控制井底温度。

3.Nabors公司首创基于人工智能的闭环钻井自动化解决方案

       2023年，纳伯斯公司（Nabors）联合位于休斯顿的软件开发公司Corva为钻井行业首创了闭环钻井自动化解决方案，采用基于人工智能的机械钻速（ROP）优化器进行钻井预测，结合SmartROS钻机操作系统，通过云到云的无缝连接远程控制钻井现场的自动司钻，而不需要任何额外的钻机设备。该技术在威利斯顿盆地应用，机械钻速（ROP）提高了61%，节省1.5d的钻机时间。

       该方案利用机器学习分析邻井历史数据以确定最佳设定点，减少设备磨损和冲击振动；采用钻进深度动态变化数据监控实际钻井成本，可添加邻井和钻机，实时显示当前钻进深度及动态成本；通过屏幕跟踪技术实现钻井参数可视化，包括每天的英尺数、每英尺的成本和其他指标；利用闭环自动化每口井可减少5000次人机界面（HMI）交互。该方案还配套了智能钻井自动化产品、RigCLOUD边缘基础设施、Corva应用程序等，使现场和远程团队能够以新方式进行交互、分析和协作。

        该技术在威利斯顿盆地6口井进行了应用，在客户设定的机械钻速目标范围内，优化钻压、转速和压差，实时分析钻井参数，并根据阈值推荐最优参数，通过与SmartROS集成，自动执行优化后的方案，从而实现连续优化控制。应用效果发现，6口井的平均机械钻速提高61%，而且延长了钻头寿命。

4.沙特阿美高功率激光系统地面模拟试验成功

        近日，沙特阿美公司研制的适用于钻井、射孔和除垢的大功率激光系统进行了地面模拟试验，并获得成功。

        该系统由激光能量发生器、氮气罐、真空车和井下工具组成。通过激光源在地面上产生激光束（能量），利用光纤电缆传输至井下工具，再利用井下工具用控制光束的几何形状。目前，井下激光头已由第一、第二代气体吹扫介质升级为利用气体、液体吹扫的第三代工具。允许光束与流体同轴，从而产生完全内部反射，适用于直井和水平井。

        为验证该激光系统的可靠性，使用双轴加载框架提供高达140 MPa（20000 psi）应力并加热到100℃，进行井下工况模拟。测试结果表明，当岩石处于应力状态时，由于激光束离开激光头后会与井下环境相互作用，井下环境中的流体、岩屑和其他杂物则会阻碍激光束和岩石之间的相互作用，而通过具有更高的折射率（与井下流体相比）、低光吸收（在激光束的波长处）、高热容量、密度可控、化学稳定性、不易挥发、闪点高等特点的流体作为激光束（传输），吹扫（清除碎屑）和控制压力（良好平衡）的传播，可以有效改善激光与岩石间的相互作用。该大型模拟试验的成功证实了高功率激光技术未来可能一种可靠的、适应性强的、面向未来的通用解决方案。

5.贝克休斯X-treme™Windowmaster™斜向器系统

        贝克休斯公司的X-treme™ Windowmaster™斜向器系统提供了更快、更高效的侧钻，能够在一次下钻中磨铣一个窗口。与传统方法相比，X-treme™ Windowmaster™系统的侧钻速度提高了3倍，减少了50%的钻井时间，同时还省去了专门的清洗作业，其优点主要包括：

        (1)显著减少了管螺纹的使用。该斜向器可在任何深度下坐封，无论是液压坐封还是环形坐封，均无需额外的工具，无需起下钻并使用备用系统。

        (2)明显减少了钻进时间。将斜向器放置在套管中，深度更大，具有推拉能力；在限制条件下工作，起下钻速度几乎不受限制，无需事先进行清洗作业；通过套管椭圆度大或变形等受限空间时，可以获得更深的出口点和更短的水平段。

        (3)消除了装配过程中红色风险。该斜向器改进了处理和操作方式，通过设计，只需一个标准钻杆连接，就可以与磨铣器和连接器相匹配，每次作业最多可节省3h。

        X-treme™ Windowmaster™系统可以磨出完美的大鼠洞窗口，因此不需要额外起下钻来扩眼或抛光套管出口窗口。贝克休斯将专有的先进铣削技术与PathMaker™多晶金刚石切削齿相结合，设计出混合钻头铣刀可适用于任何岩石类型或套管等级。

        X-treme™ Windowmaster™系统可与贝克休斯的xSight™套管出口分析服务一起收集井下数据，帮助作业人员进行作业前规划和作业后分析。同时，该斜向器系统可以提供实时井下数据，优化磨铣参数，并通过对井眼致密部位监测确认载荷，以便了解磨铣底部钻具组合何时从斜向器造斜面脱离。该系统采用专用连接器取代传统的螺栓，消除了操作限制，如低起下钻速度、软动作启动和停止、旋转问题和重量限制，从而避免相关操作引发的故障和管柱断裂。

        该系统的设计非常稳健，活动部件少，并包含内置冗余机械激活装置。锚定器可以在任何方向设置，也可以取消设置，并在初始激活后重新定向或重置。也可以安装一次性刮板来刮擦特定区域。一旦到达目的深度，封井并向环空施加压力来激活锚定器。锚定器通过加压完全坐封，旋转剪切铣削组件，从而与连接器断开。

        X-treme™Windowmaster™斜向器系统在挪威近海进行了现场应用，平均起下钻速度是常规系统的1.6倍；与之前最快的磨铣作业相比，节省了3h；磨铣窗口在6.25h内完成，低于10h的目标；与常规斜向器系统相比，铣削效果更好。

6.中国研发出一种微交联疏水缔合双重骨架的抗高温高盐水基钻井液增黏剂DASL

        针对深层和超深层的高温高盐环境对水基钻井液性能的影响，中国石油大学（华东）研发了一种微交联疏水缔合双重骨架的水基钻井液增黏剂DASL，在高温高盐条件下具有良好的增黏效果。DASL增黏剂以N,N-Dimethylmethacrylamide（DMAA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、对苯乙烯磺酸钠（SSS）和甲基丙烯酸月桂基酯（LMA）为单体，以三烯丙基胺为交联剂，过硫酸铵为引发剂，在一定条件下反应得到目标产物DASL。

        DASL的疏水缔合结构和微交联结构，对水起到良好的增稠作用；DASL分子链中含有大量作为吸附基团的酰胺基，可以吸附在黏土颗粒表面增加流动阻力；DASL分子链桥接多个黏土颗粒，使其相互重叠形成网状结构，显著增加钻井液的结构黏度。在含盐条件下，盐可促进DASL分子链上疏水基团的分子间的缔合，增加钻井液内部的网状结构，保持黏度。在高温条件下，DASL分子链上含有刚性苯环，主链为键能较大的碳碳键，不易断裂，且微交联结构也提高了热稳定性，使其在高温下不易分解。故DASL在高温高盐条件下仍能显著提高钻井液的黏度。

        采用4%膨润土浆作为基浆，测试老化16h对钻井液的黏度、动切力、API滤失量和HTHP滤失量的影响。DASL加量1%的钻井液，经210℃老化后，表观黏度（AV）为23.5mPa·s，API滤失量为9.2mL，具有良好的增黏效果。基浆中加入2%DASL再加入不同含量NaCl配制成盐水钻井液，200℃老化后，随着NaCl含量的增加，在20%NaCl含量下达到AV最高值31mPa·s，API滤失量最低值5.2mL。