With the number of extended-reach wells steadily increasing, software modeling has become a commonplace and essential process during a well's planning phase. Over the years, numerous computer programs have been developed to predict torque and drag (T&D) forces experienced during oilfield drilling and completion operations. Accurate prediction of T&D forces can reduce serious drilling operation risks such as buckling, pipe failures, box swelling and the inability to get liners and casing to total depth (TD).Most, if not all, industry available T&D software programs allow users to manipulate inputs such as friction factors, mud weight, and string component parameters, such as pipe weight, grade and dimensions. While the ability to alter the inputs in the T&D model is a practical necessity, the possibility of unknowingly impacting the calculations is an ever present danger. In addition to a thorough knowledge of how to input well parameters and analyze outputs, it is crucial for program users to question the reliability of each program and to understand the impact that changes in inputs have on the model's outputs. This paper will describe the technical differences between two T&D modeling programs, the underlying calculations, and the practical implications in terms of calibrating the two models to the same sets of field data. This paper also endeavors to increase knowledge and competency for T&D software users in the oil and gas industry.

This paper describes the factors contributing to excessive torque and drag that necessitated the use of sub-based mechanical friction-reduction tools in one land and two offshore wells. The software modeling of torque and drag is presented with the predicted and actual results. The paper also describes how the friction-reduction tools were run and how they work.Applications related to this paper include any well with torque or drag challenges limiting the reach of a well or the options available for completions operations, extended-reach wells (ERWs), and any drilling, fishing, or other operation restricted by torque or drag challenges.Effective planning and running of specialized tools are required for success. All three wells discussed had higher than expected torque and drag forces. The first and second wells experienced excessive torque, which threatened to halt drilling before reaching total depth (TD). In both cases the torque was reduced significantly, enabling drilling to continue to the target depths. In the third well, drag was reduced sufficiently to take advantage of an otherwise unavailable well-completion method, resulting in increased production and earlier financial recovery of drilling and completion costs.This paper helps familiarize the reader with the technology and function of sub-based, rolling mechanical, frictionreduction tools, techniques, and information required to run a torque and drag model, as well as the benefits of using roller tools in drilling and completions operations.

Авторское право 2009, Конференция и выставка SPE/IADC по технологиям бурения, Ближний Восток Настоящий документ подготовлен для презентации в рамках конференции и выставки SPE/IADC по технологиям бурения, проведенной в г. Манама (Бахрейн) 26-28 октября 2009 года.Документ одобрен для презентации комиссией SPE/IADC, которая просмотрела информацию, представленную авторами в аннотации. Содержание настоящего документа на проверялось представителями общества инженеров-нефтяников (SPE) или международной ассоциации буровых подрядчиков (IADC) и авторы могут вносить изменения. Данный документ не обязательно отражает позицию общества инженеров-нефтяников и международной ассоциации буровых подрядчиков, их руководства и рядовых членов. Полное или частичное электронное копирование, распространение или хранение настоящего документа без письменного разрешения SPE или IADC запрещено. Перепечатка настоящего документа ограничивается аннотацией из 300 слов. Копирование иллюстраций запрещено. В аннотации необходимо указать сноску на авторское право SPE/IADC. АннотацияВ документе рассмотрены факторы, повлиявшие на повышение момента и сопротивления, для уменьшения которых на одной береговой и двух морских скважинах потребовалось использование инструментов снижения механического трения (переводников). С помощью электронного моделирования представлены расчетные и фактические показатели скручивающих нагрузок и сопротивления. Также ниже дано описание спуска и принцип работы инструмента.Технологии, рассмотренные ниже, применимы ко всем ограничениям, налагаемым увеличенным моментом или сопротивлением, а также операциям по заканчиванию скважин, скважинам увеличенной досягаемости (ERW), буровым, ловильным и прочим работам, где действуют подобные ограничения.Эффективное планирование и использование специализированного оборудования -ключ к достижению общего успеха мероприятия. На всех трех рассмотренных скважинах наблюдались повышенные показания момента и сопротивления, отличавшиеся от расчетных. На первой и второй скважинах отмечался чрезмерный момент, который грозил остановкой бурения до достижения проектной глубины (TD). В обоих случаях момент удалось значительно снизить, что позволило продолжить и завершить буровые работы. На третьей скважине удалось уменьшить сопротивление и использовать методику заканчивания, применение которой в ином случае было бы невозможно. Все это привело к повышению производительности скважины, сократило срок окупаемости и затраты на заканчивание и обустройство скважины.Данный документ познакомит читателя с технологией и принципом работы инструментов, применяемых для уменьшения механического трения. В нем вы также найдете информацию, необходимую для работы с моделями сопротивления и момента, а также узнаете о преимуществах использования роликового инструмента при проведении буровых работ и заканчивания скважин. ВведениеОтклонения от запланированной траектории ствола, ошибки при направленном бурении, размывы, невозможность надлежащей очистки ствола и прочие факторы часто приводят к повышению момента и осевого сопротив...

The traditional methods, equipment and safety measures currently in use have failed to eliminate incidents, injuries and near misses which occur while picking up single joints of drill pipe. Operations in the North Sea and elsewhere have recorded a significant number of serious incidents with the "variable" type of single joint elevators that are commonly used which have resulted in dropped objects, lost time incidents with attendant injuries and near misses. The root causes of the lifting incidents include a variety of both operational and equipment failures such as incomplete latching, safety pin problems, incorrect selection of blocks to suit the pipe size and hinge pin failures. A recent joint effort between a major oil company and a service company has led to the development of tools and methods that incorporate several key features and provide a means to enhance safety and operational efficiency while lifting single joints of drill pipe. The authors will discuss the problem as it existed, review the new methods and handling tools which evolved and provide current data on their implementation.