大位移讲义井管柱摩阻扭矩分析概述
大位移井摩阻扭矩力学分析新模型
N 2 = [ A ( s) A ( s) + B ( s) B ( s) ]/ (1 + Cf22 )
A ( s)
=
d2 Mb ds2
-
[ kb T + kn ( kb Mt + kn Mb )
+ qn ]
B ( s)
=
d ds
(
kb
Mt
+ kn Mb )
+
kn
d Mb ds
-
qb
式中 : T 为轴向拉力 ; Mb 为弯矩 ; Mt 为扭矩 ; E I 为
(收稿日期 2006205227 编辑 钟水清)
新疆三油田今年天然气产量将突破 150 亿立方米
近期 ,中国工程院院士康玉柱表示 :到今年年底 ,新疆三大油田天然气产量将突破 150 亿立方米 。康玉柱说 ,经过 50 多年 的油气勘探 ,新疆在准噶尔 、塔里木 、吐哈等盆地已发现了 80 多个油气田 ,但勘探潜力仍然巨大 。近年来 ,新疆石油工业依靠 科学技术 ,创新发展模式 ,不断取得突破 。天然气勘探开发后来居上 ,去年塔里木油田产气 57 亿立方米 ,今年将突破 114 亿立 方米 ;克拉玛依 、吐哈油田今年的产气量也将接近 50 亿立方米 。近些年来 ,新疆每年探明油气储量 1～2 亿吨 ,原油产量每年 增加 100～200 万吨 。到目前 ,准噶尔盆地已经打了 2600 余口井 ,但勘探程度还只有 20 % ;塔里木盆地打井 690 口 ,勘探程度 只到 10 %。这充分说明 ,新疆油气资源勘探潜力大 、前景好 。康玉柱院士预测 ,根据国家和新疆经济发展的需要 “, 十一五”期 间将是新疆油气储产量快速增长时期 。塔里木 、准噶尔盆地油气勘探将会出现空前规模的大好局面 ,并成为我国石油天然气 工业生产的重要接替区 。
三维大位移水平井庄海8Es
三维大位移水平井庄海8Es【摘要】在大位移井施工过程中，随着测深的增加，管柱与井壁之间的摩擦力限制了水平位移进一步延伸。
当管柱在井内旋转时产生的摩阻扭矩会削减传递到钻头上的扭矩；甚至会超过钻杆或驱动系统的扭矩极限。
进行摩阻扭矩分析是保证大位移井的实施必不可少的步骤。
【关键词】大位移井摩阻扭矩庄海8es-h5井是大港油田实施的一口三维大位移水平井。
该井水平位移4842m创中油集团最高记录；完井斜深5536m/垂深1536.99m，实际闭合位移4841.61m，水垂比3.15；采用三开井身结构（如表1所示）。
1 模型选择现有的摩阻扭矩计算模型主要有3种：软模型、硬模型和有限元模型。
庄海8es-h5大位移井摩阻扭矩计算中采用软模型，并考虑钻井液流变性带来的摩阻（钻井液流变性对计算结果影响较大，钻井液性能直接制约大位移井位移的延伸）。
软模型假设条件是：（1）钻柱类似于一个软绳，刚性很小，可以忽略；（2）刚性井壁，钻柱受井壁限制，与井眼轴线完全一致；（3）忽略钻柱的局部形状，如钻杆接头、扶正器等对摩阻扭矩的影响，（4）钻柱受力平衡时，忽略钻柱截面剪力的影响；（5）忽略钻柱动态因素的影响。
软模型虽然使用范围有限，但是计算过程简单，计算方法可靠。
将井眼中的钻柱看成软绳，看似不可理解，但对5536m的钻柱来说，只要井眼光滑，没有局部的严重狗腿，这种简化是合理的。
在庄海8es-h5大位移井的设计中避免较大狗腿的出现，保证较小的井眼曲率；根据现场施工中实际摩阻的拟合情况，其摩阻扭矩预测结果是可接受的。
钻柱在井眼内的轴向摩擦力考虑钻井液粘滞阻力。
粘滞阻力是起下钻和钻进时由于液力的影响而产生的阻力。
钻井液粘滞力是钻井液在钻柱中均匀流动时产生的稳定力，而不考虑钻井液的加速度引起的变化的力。
2 载荷及扭矩2.1 φ311.1mm井眼载荷及扭矩计算由于井眼净化不干净，井内岩屑堆积以及地层因素影响，裸眼井段摩阻因数大于套管内实测的摩阻因数。
大位移井摩阻扭矩分析
矩 的计 算 方法 ， 为大 位移 井 技术 在现 场 的 合理 实施 提供 了理
论 基础 。
参 考文 献
［ １ ］ 闰铁 ， 张凤 民， 刘 维 凯， 邹 野， 毕雪亮． 大位 移井钻 井极
６ ００
良好 的控 制 ， 是 大位 移 井施 工成 功 与 否的 关键技 术 与难 点 问
题。 因此 ， 对 磨阻扭矩进 行预测 ， 在大位移 井的设计 以及施 工过 程 当中 ， 都 有着 特别 重要 的意义 ， 并 以及 引起 了相关技 术人 员
＝ Ｃ Ｏ Ｓ ０ ６＝ ｓ ｉ ｎ０
３ 结论
本文 通过 一 种软 模 型 ， 建立 了大位 移 井磨 阻扭 矩 的计 算
降低钻 柱摩 阻扭 矩 。 本井主要研 究如何对 轨道进行优 化设计 以
进而 通过推 导得 到 了两 种 工况条件 下 ， 大 位移井 磨 阻扭 减小磨 阻扭矩 ， 采用 的方法主要 为运用钻 柱摩阻扭矩 的相关数 模 型 ，
大位移井摩阻扭矩分析
李海 东 （ 长城 钻探 工程 公司 钻井技 术服 务 公司 ， 辽宁 盘 锦 １ ２ ４ ０ １ ０ ）
摘要 ： 大位移 水平 井钻井 工艺及 其相 关的各项技 术 ， 在全 球范 围 内的石 油勘探 开发领 域里 ， 都 具有较 为广泛 的的使 用前 景。 但 在 其具 体 实施 时， 因为会 受到 目标地 区环境 等的制约 ， 往往会造 成钻井 的效果远远 未能达到计 划的预期 。 针对这一 问题 ， 本文首先 建 立 了大位移 井磨 阻扭矩 的计算模型 ， 进 而通 过推导得 到 了各个 工况条件 下， 磨 阻扭 矩的计算 方法 ， 从计 算磨 阻扭 矩这一 问题 出发 ，
大位移井摩阻_扭矩预测计算新模型1
文章编号:1000-7393(2006)06-0001-03大位移井摩阻/扭矩预测计算新模型*宋执武1高德利1马健2(1.中国石油大学石油与天然气工程学院,北京102249;2.长庆油田公司采油一厂,陕西延安716000)摘要:井下摩阻/扭矩预测是大位移井钻井成功的关键技术之一。
常用的预测模型大都忽略了井眼的间隙,因此无法判断钻杆接头和本体与井壁的接触情况。
通过假设井壁对钻柱的支承点按一定的间隔分布,将钻柱在支承点处断开,相邻两断点间的钻柱作为一跨,根据加权余量法在每一跨内计算出钻柱的转角与弯矩的关系;根据相邻两跨在断开点处的转角相同,求出弯矩的迭代方程;再由已知的边界条件计算出各点的弯矩;进而计算出各支承点处支反力的大小和方向,根据这一方向逐渐调整钻柱在井眼中的位置;推导出一套新的没有忽略井眼间隙的摩阻与扭矩计算公式。
新模型能够计算出钻柱与井壁的接触情况,为合理的确定减扭接头或钻杆保护器等工具在钻柱上的安放位置提供更准确的依据。
关键词:大位移井;摩阻;扭矩;加权余量法中图分类号:TE22文献标识码:A大位移井具有长水平位移、大井斜角以及长裸眼稳斜段的特点。
大位移井钻井过程中的摩阻/扭矩的预测和控制是成功实施大位移井的关键和难点所在。
摩阻扭矩分析是大位移井轨道优化设计的基础,是选择合理的钻井和下套管工具的前提。
在实钻速,通过预测值和实测值的对比,可以了解井下的情况。
所以建立一个符合实际情况的,正确合理的摩阻扭矩计算模型是很有意义的。
国内外有多篇文献对摩阻/扭矩计算模型进行过研究[1-12],但这些模型大都忽略了井眼的间隙,即假设钻柱与井壁处处接触,因此无法判断钻杆的接头和本体与井壁的真实接触情况。
笔者根据加权余量法和三弯矩方程法的思想,推导出一套新的摩阻与扭矩计算公式,该套公式没有忽略井眼的间隙。
在分析中采用如下基本假设:(1)井壁对管柱呈刚性支承;(2)管柱与井壁的摩擦为滑动摩擦;(3)忽略管柱的动力效应。
石油钻井管柱摩阻扭矩计算
n Do arctan 60Va cos、 c sin a
5.3 摩阻扭矩计算的一般步骤
• 收集数据，包括：井眼轨迹测斜数据（设计轨道为分点计算数 据）、管柱组合数据（各段长度、外径、内径、接头外径、扶正 器外径、每米重量等）、泥浆密度、钻压、转速、套管下深、摩 阻系数、井眼直径等； • 将管柱组合划分为若干个微元或单元。对于软模型（或硬模型）， 可以将一个测段划成一个微元；若一个测段内管柱参数不一样， 则需要将不同的管柱分成不同的微元；对于有限元模型，需要划 分成若干个单元，单元长度不能相差太大。 • 采用摩阻扭矩递推计算公式求解，或采用有限元法求解。
T2 F W
2
5.2.4 管柱微元正压力计算
• 解上述方程组并化简，则有：
1 o R
en T1 N eb et
T2
N
Nn Nb
2
2
F
W
2 W n 2T2 W t sin W b 2
2
2
5.2.5 摩阻扭矩计算递推公式
• 按下式递推算出各段摩阻扭矩： F ：微元摩阻力，N ；
不同工况下 摩阻扭矩计算递推公式
（3）滑动钻进工况
• 管柱在井眼中仅有轴向运动，可以按下钻工况处理。
F N 最下面的单元管柱下端的轴向力T2=－WOB T1 T2 Wt F
（4）旋转钻进工况
• 管柱在井眼中有轴向运动和转动，可以按正划眼工况处理。
F a N T1 T2 Wt F M N D 2 c o
石油钻井管柱的摩阻扭矩计算
5.1 摩阻扭矩计算概述
随着水平井、大位移井等大斜度定向井的出现，摩阻扭 矩问题逐渐被人们认识和重视。 大斜度井的突出特点是水平位移较大，且大部分井段井 斜超过60°，这使得在钻进、起下钻和下套管等作业过 程中摩阻扭矩问题非常突出。
第4章 管柱的摩阻扭矩计算
第4章管柱的摩阻扭矩计算●摩阻扭矩计算概述●摩阻扭矩计算的软模型●摩阻扭矩计算的一般步骤一、摩阻扭矩计算概述●随着水平井、大位移井等大斜度定向井的出现，摩阻扭矩问题逐渐被人们认识和重视；●大斜度井的突出特点是水平位移较大，且大部分井段井斜超过60°，这使得在钻进、起下钻和下套管等作业过程中摩阻扭矩问题非常突出；●摩阻扭矩过大，轻则会增加施工难度，延长钻井作业时间，重则使钻井作业无法进行，导致井眼提前完钻或报废。
1. 摩阻扭矩的主要危害●钻柱起钻负荷很大，下钻阻力很大；●滑动钻进时加不上钻压，钻速很低；●旋转钻进时扭矩很大，导致钻柱强度破坏；●钻柱与套管摩擦，套管磨损严重，甚至被磨穿；●套管下入困难，甚至下不到底。
2. 摩阻扭矩计算的主要模型●现有的摩阻扭矩计算模型主要有三种，软模型、硬模型和有限元模型；●不管哪种计算模型其核心都是通过合理地假设以便求出管柱与井壁的接触正压力，从而求出摩阻扭矩；●软模型和硬模型都假设管柱与井眼轴线形状一致，且与井壁连续接触，虽然硬模型考虑了管柱的刚性对摩阻扭矩的影响，但其计算精度有时还不如软模型，因为管柱刚性与“管柱与井眼轴线形状一致”是不符合实际情况的；●有限元模型假设与实际很接近，精度高，但计算困难。
二、摩阻扭矩计算的软模型1. 软模型的基本假设●管柱类似于软绳，其刚性很小，可以忽略；●管柱与井眼轴线形状完全一致，且与井壁连续接触；●井壁为近似刚性的；● 忽略管柱和井眼局部形状如钻杆接头、扶正器、井径扩大等对摩阻扭矩的影响； ● 忽略钻柱动态因素的影响。
2. 软模型的计算思路● 根据井眼轨迹测斜数据或分点计算数据将管柱分为相应的计算单元(微元)；● 对于每个微元来说，它的单位长度的浮重是已知的，只要知道微元的下端轴向力就可以计算出该微元的接触正压力、摩阻摩扭和上端轴向力；● 最下面一个微元的下端轴向力就是钻压或为零，这样自下而上逐个微元进行计算就可以计算出整个管柱的摩阻扭矩和大钩载荷。
大位移井摩阻和扭矩分析及其对钻深的影响_王秀亭
引
言
响, 并对模型进行了改进。 1988 年, 何华 山以大 变形为基础, 并考虑了钻柱刚度的影响 , 提出了改 进的拉力、扭矩模型。 1992 年, 杨姝提出 的修正 模型综合考虑了井眼轨道和井眼状态, 特别考虑了 钻柱的运动状态、钻井液粘滞力和结构力的影响。 美国得克萨斯大学的 Cheng Y an 博士开发了圆管的 弯曲模型 , 该模型考虑了三维实际井眼 , 以及钻柱 的刚性影响。国外的摩阻、扭矩模型大都采用了管 柱变形曲线与井眼曲线一致的假设, 基本上能够满 足工程技术的需要。 国内 对 摩阻、扭 矩 的 研 究始 于 八五 七五 和
[ 9]
1 位移为 3 000 m 大位移井钻井和下套管过程 中的摩阻分析 利用摩阻分析软件对位移为 3 000 m 大位移井 采用水基钻井液在钻井和下套管过程中的滑动钩载、 扭矩进行了分析, 计算结果如表 2 、表 3所示。
表 2 位 移为 3 000 m 大位移井钻井过程中的摩阻分析
井眼直径 311 mm 垂深 / m 井深 / m 1 000 2 659 1 500 2 821 井眼直径 216 mm
滑动 滑动 旋转钻井 旋转钻井 井深 / 钩载 / 钩载 / 扭矩 / 钩载 / 钩载 / 扭矩 / m kN ( kN m ) kN ( kN m ) kN kN 232 364 515 583 20 9 3 459 20 8 3 621 87 230 540 582 31 2 30 1
注 : 垂深为 1 500 m 时 , 用 127 mm 钻杆和 127 mm 加重钻杆 组成倒装组合; 垂深为 1 000 m 时 , 须使用钻铤才 能保证滑动钻井 时的加压 , 大斜度段必须用 139 7 mm 钻杆才能避免屈曲失稳。
南海东部惠州油田大位移井减摩减阻技术浅析
43南海东部珠江口惠州油田已连续高产开发多年，现场通过钻大位移井对油田进行改造，以提高油气的采收率。
其中，大位移井技术最大的难题是管柱高摩阻、高扭矩[1]，在钻井液粘滞力作用等因素下极易引发停泵后卡钻等复杂情况[2]。
在管住柱安装降摩减扭工具可以显著降低大位移井钻进过程中的摩阻和扭矩[3]，应用铝钻杆亦可降低大位移井钻井扭矩和摩阻。
本文将对降摩减扭工具在南海东部惠州油田大位移井的应用情况进行分析，可为后续大位移钻井作业中降摩减扭技术的选择提供参考。
1 应用背景惠州区块已钻7口大位移井中（表1），HZ-f井具有最大水垂比3.75，最大水平位移6196m，最大稳斜角84°，且已钻7口大位移井最大水平位移均超过5000m。
大位移井钻井施工摩阻扭矩方面主要有以下风险：（1）φ215.9mm井段扭矩大。
大位移井轨迹反扣，形成复杂的三维轨迹；稳斜段长、井斜大，钻具与井壁发生刮擦阻力更大；井深较深，且钻具质量大，摩阻更高。
（2）φ244.5mm套管磨损。
钻具质量大，更容易发生贴边，侧向力过高，易加快φ244.5mm套管磨损。
（3）下φ244.5mm套管及φ177.8mm尾管风险高。
φ177.8mm尾管挂提前坐挂，裸眼段较长，增加了钻具与井壁的接触，与井壁间的摩阻增大。
表1 惠州区块已钻大位移井基本数据项目井号HZ-a HZ-b HZ-c HZ-d HZ-e HZ-f HZ-g 总测深/m 7785790581187241794278887068总垂深/m 2233187021783865224518652337水垂比 3.1 3.75 3.28 1.48 3.07 3.75 2.53最大水平位移/m 5691565858445407580961965917稳斜段/m 4090343040173876399337074534稳斜井斜/°7982.581.56681.58482结合以上大位移井钻井施工的高摩阻扭矩风险，制定以下解决方案：（1）优选靶点，尽量选用二维替代三维轨迹设计，其次选旋转导向工具以提高轨迹光滑度，使用密度较低的铝钻杆减轻钻具质量，降低扭矩、摩阻；（2）应用拟悬链线轨迹设计，改善侧向力分布，使用性能稳定的旋转导向工具。
大位移井管柱摩阻扭矩分析概述资料重点
T1
T2
sin
2
n3qLs
Fnp
Lsq m m3qLs
Fn Fn2dp Fn2p Ls
a为平均井斜角
为摩阻系数
Fndp为法线方向的正压力 Fnp为副法线方向的正压力
Fn为单位长度总正压力
FE为和管柱弯曲变形有关的正压力
n3为法向量的第三转钻进时的摩阻系数
管径 mm 158.8 127.0 127.0 127.0 127.0
接头直径 mm
158.8 165.1 165.1 165.1 165.1
线密度 kg/m 134.7 73.5 29.0 73.5 29.0
壁厚 mm 50.8 25.4 9.19 25.4 9.19
段长 m 30 70 630 180
20
XJ24-3-A22大位移井：大钩载荷计算值与实测数 据的对比（R1 WT1 Out；摩阻系数取0.29）
21
XJ24-3-A22大位移井：钻215.9 mm井眼的转盘扭 矩的计算值与实测值对比（摩阻系数取0.20）
22
XJ24-3-A22井不同方法下套管时大钩载荷与测深的关系 （阻系数取0.50）
• 钻后的摩阻和扭矩分析是优选下套管作业方案 的依据。
• 对比预测的扭矩/摩阻和实测的扭矩/摩阻，可 以监测井筒清洗程度。
3
4
直角坐标系和曲线坐标系
5
二维井眼中管柱轴向载荷的解析解
Ti1 Ti Asin i B cos i ei1i Asin i1 B cos i1
6
三维井眼中的管柱单元
t
Vt
Vm2 Vt2
a
Vm
Vm2 Vt2
Vt
2n
大位移井讲座2
二. 大位移井的轨迹控制技术
PowerDrive
旋转导向钻井系统的结构： 旋转导向钻井系统的结构：
– – – – 偏置部分：在旋转过程中始终给钻头一个侧向力； 控制部分：式中控制侧向力的方向； 上面MWD部分：测量信息及传输； 全部都旋转，偏置部分内有不转动的控制部分；
二. 大位移井的轨迹控制技术
三. 大位移井的基本问题
1. 管柱的摩阻摩扭问题
①解决起下钻摩阻问题的方法： 解决起下钻摩阻问题的方法：
– 使用顶部驱动 顶部驱动，起下钻时可适当旋转钻柱， 顶部驱动 改变摩阻方向(倒划眼时要特别谨慎)； – 优化井眼轨道形状 优化井眼轨道形状，减小摩阻；
国外用悬链线轨道或准悬链线； 提高造斜点，降低造斜率； 控制稳斜角：αK=ATN(1/) ；
三. 大位移井的基本问题
1. 管柱的摩阻摩扭问题
⑤解决套管下入问题
– 采用滚轮式套管扶正器 滚轮式套管扶正器； 滚轮式套管扶正器
使套管与井壁之间有滑动摩擦，变成滚动摩擦；
– 采用漂浮法下套管 漂浮法下套管
漂浮接箍以下的套管内是空的，没有钻井液； 漂浮接箍的位置需要仔细计算；要考虑套管的抗 挤 强度问题； 在下套管过程中不能循环泥浆；
三. 大位移井的基本问题
1. 管柱的摩阻摩扭问题
④解决套管磨损问题
– 一种方法是在钻杆上带胶皮护箍 胶皮护箍
据说在大位移井中，橡胶护箍很快就被破坏；
– 改变钻杆接头表面上的铠装材料 铠装材料，既有较高 铠装材料 的耐磨性，又可减小对套管的磨损； – 在钻杆上加非旋转钻杆保护器 非旋转钻杆保护器
象个扶正器，不随钻杆旋转。与套管之间不旋转， 所以不磨套管；但与钻杆之间有相对旋转； 这是目前最有效 最有效的方法。 最有效
浅谈大位移井摩阻控制技术
浅谈大位移井摩阻控制技术【摘要】摩阻与扭矩控制技术伴随着钻井技术的发展而发展，本文详细分析了摩阻扭矩影响因素，以桩106-平15井为例介绍了胜利油田大位移井摩阻与扭矩控制技术现状，最后就摩阻控制技术现状提出建议。
【关键词】胜利油田大位移井摩阻控制润滑井眼清洁固相控制大位移井在油气田勘探开发中，尤其在浅海、海洋油气田的勘探开发中显示出巨大的潜力。
大位移钻井的水平位移大、钻穿油层的井段长导致钻进过程中摩阻和扭矩较大，大位移井核心技术之一就是摩阻的控制技术。
1 摩阻影响因素摩阻是指钻柱与套管、井壁之间的接触摩擦力，摩擦力的大小与钻柱承受拉压及井眼的狗腿度、井眼井径，钻柱重量和井身轨迹有关。
其主要影响因素有：（1）剖面曲线类型的选择；（2）井眼轨迹的圆滑度；（3）钻井液的润滑性；（4）钻井液的携岩能力和井眼的清洁度等。
在设计阶段要对钻达地质目标的各种轨道进行优选，选择合理的井眼轨迹线形、稳斜角大小和造斜点深度，尽量增加井眼延伸距离减少井眼的“狗腿”。
在钻井现场控制摩阻方法是优化井身结构和增加钻井液润滑性能和清洁度。
2 摩阻控制技术2.1 钻井液润滑技术在钻井过程中如果摩阻和扭矩值超过正常递增值，则必然存在以下影响因素：（1）地层岩性发生变化。
（2）当钻遇大段泥岩，钻井液性能发生了很大的变化。
（3）泥浆润滑剂降低。
（4）钻井液没有良好的流变性等。
因此钻井液的润滑性是控制摩擦的主要因素，而它本身很大程度依靠钻井液类型和地层类型而确定。
根据井眼轨迹，针对不同的井斜，在混原油的基础上适时适量地复配石墨、极压润滑剂，能很好地解决因水平位移大、井斜角大，携岩、拖压问题突出、摩阻扭矩大、井眼清洁和防卡难度大的问题。
2.2 井眼清洁技术井眼清洁就是要保证钻井液良好的携砂效果。
要达到有效的携砂效果应从以下几个方面入手：（1）流体的类型。
在钻大位移井中，要保证钻井液流型为层流或紊流，避免使用过渡流。
特别是对于复杂的页岩层，油基或准油基钻井液同时被认为可改善井眼的稳定性、减少井眼扩大率和岩屑在井眼中的沉积。
第4章 管柱的摩阻扭矩计算
第4章管柱的摩阻扭矩计算●摩阻扭矩计算概述●摩阻扭矩计算的软模型●摩阻扭矩计算的一般步骤一、摩阻扭矩计算概述●随着水平井、大位移井等大斜度定向井的出现，摩阻扭矩问题逐渐被人们认识和重视；●大斜度井的突出特点是水平位移较大，且大部分井段井斜超过60°，这使得在钻进、起下钻和下套管等作业过程中摩阻扭矩问题非常突出；●摩阻扭矩过大，轻则会增加施工难度，延长钻井作业时间，重则使钻井作业无法进行，导致井眼提前完钻或报废。
1. 摩阻扭矩的主要危害●钻柱起钻负荷很大，下钻阻力很大；●滑动钻进时加不上钻压，钻速很低；●旋转钻进时扭矩很大，导致钻柱强度破坏；●钻柱与套管摩擦，套管磨损严重，甚至被磨穿；●套管下入困难，甚至下不到底。
2. 摩阻扭矩计算的主要模型●现有的摩阻扭矩计算模型主要有三种，软模型、硬模型和有限元模型；●不管哪种计算模型其核心都是通过合理地假设以便求出管柱与井壁的接触正压力，从而求出摩阻扭矩；●软模型和硬模型都假设管柱与井眼轴线形状一致，且与井壁连续接触，虽然硬模型考虑了管柱的刚性对摩阻扭矩的影响，但其计算精度有时还不如软模型，因为管柱刚性与“管柱与井眼轴线形状一致”是不符合实际情况的；●有限元模型假设与实际很接近，精度高，但计算困难。
二、摩阻扭矩计算的软模型1. 软模型的基本假设●管柱类似于软绳，其刚性很小，可以忽略；●管柱与井眼轴线形状完全一致，且与井壁连续接触；●井壁为近似刚性的；● 忽略管柱和井眼局部形状如钻杆接头、扶正器、井径扩大等对摩阻扭矩的影响； ● 忽略钻柱动态因素的影响。
2. 软模型的计算思路● 根据井眼轨迹测斜数据或分点计算数据将管柱分为相应的计算单元(微元)；● 对于每个微元来说，它的单位长度的浮重是已知的，只要知道微元的下端轴向力就可以计算出该微元的接触正压力、摩阻摩扭和上端轴向力；● 最下面一个微元的下端轴向力就是钻压或为零，这样自下而上逐个微元进行计算就可以计算出整个管柱的摩阻扭矩和大钩载荷。
大位移井的关键技术概述
大位移井的关键技术概述摘要：大位移井的施工涉及到多方面钻井技术，需要综合定向井、水平井、深井技术，除此之外由于多目标三维大位移井技术难度大、各方面要求均较高，其突出特点表现为井斜角较大、水平段较长，由此也会带来众多问题。
大位移井涉及到的重要技术有井身剖面设计、井眼轨迹控制、钻具设计、减少摩擦阻力及扭矩等。
为了进一步提高大位移井钻井技术，我们就必须解决好这些问题。
关键词：大位移井；关键技术；井深结构；井眼轨迹；钻柱；摩擦阻力1、引言大位移井顾名思义就是具有较大水平位移量的钻井设计，并且该类钻井往往同时具有高井斜稳斜井段长的特点。
通常情况下大位移井的水平位移量与垂深比大于2，可进一步细分为大位移水平井、特大位移井和三维大位移井。
大位移水平井的井斜要大于86°，特大位移井的水平位移量与垂深比大于3，三维大位移井是指为了满足地质上的特殊要求而在钻进过程中转变方位的钻井。
大位移井具有较高的经济效益，尤其是面对海上油气田的开采，大位移井在现阶段应用越来越为广泛。
例如英国的Watch farm油田用在岸上设计大位移井的开采方式取代人工造岛，节省了超过1.5亿美元的钻井费用，并且产量比直井更高，经济效果十分显著；挪威北海Sleipneer油田在开发阶段同样采用大位移井技术取代传统的直井设计，取得了巨大的经济效益。
但大位移井在钻进过程中具有较大的井斜、较长的水平段以及较大的摩阻，钻进过程中发生工程事故的比率较高，因而对于钻井工艺具有较大的要求。
对大位移井的关键技术进行充分分析有利于提高钻井效果、降低工程事故发生的概率。
2、大位移井的关键技术大位移井设计是一项多种钻井工艺配合的复杂的技术，具有难度大、工艺要求高的特点，体现了当今钻井技术的最高工艺。
在大位移井设计过程中需要重点对井身剖面设计、井眼轨迹控制、钻具设计、减少摩擦阻力及扭矩等方面进行控制。
2.1井身结构设计大位移井井身剖面结构设计过程中应着重注意以下几点：尽量增大大位移井的延伸长度、有效做到降低扭矩和摩阻、降低套管磨损程度、提高管具的下入性能。
水平井摩阻扭矩分析(第六章)
第六章水平井、大位移井摩阻扭矩分析水平井、大位移井具有长水平位移、大井斜角以及长裸眼稳斜段的特点。
大位移井钻井过程中的摩阻、扭矩的预测和控制是成功地钻成大位移井的关键和难点所在。
开展摩阻、扭矩预测技术研究，在大位移井的设计（包括钻井设备选择、轨道形式与参数、钻柱设计、管柱下入设计等）、施工（轨道控制、井下作业等）阶段都具有十分重要的意义。
第一节摩阻扭矩研究及存在的问题钻井界早就认识到摩阻扭矩预测、分析和减摩技术在大位移井中的重要性。
摩阻问题贯穿从设计到完井和井下作业的全过程，其重要性为：●根据摩阻扭矩分布设计选用钻杆强度和各钻柱组件（钻杆，钻铤和加重钻杆）分布。
●地面装备（顶驱功率和扭矩，起升能力、泵功率和排量压力）需要根据摩阻扭矩预测来选用，并考虑到预测误差需留有足够的富余能力。
●钻井液设计及润滑性要求。
在某一特定地区，使用水基钻井液钻大位移井，其水平位移受摩阻扭矩限制会有一个极限长度。
超过该极限值，靠加减摩剂维持钻井会遇到技术困难，经济效益不佳或风险大。
但是，在一定的可控制的摩阻扭矩范围内，使用水基钻井液具有显著技术经济和环保效益。
●井眼轨迹的设计和轨迹控制技术往往受摩阻扭矩限制。
在当前普遍采用的旋转导向钻具控制轨迹条件下，在扭方位或以较高井眼曲率增降井斜角的井段必须放在滑动态能钻井的深度。
●充分考虑完井、井下作业或修井可行性。
如果在钻井阶段，钻柱可旋转下入或倒划眼起出，那么就需考虑套管或尾管是否需要旋转才能下入、生产油管、连续油管或其它测试管柱能否下入等问题。
从上述分析看出，摩阻、扭矩预测的准确性至关重要，但是提高摩阻扭矩预测精度仍是大位移钻井的一个难点。
1、研究现状国内外学者对定向井、水平井、大位移井的摩阻、扭矩问题进行了大量的研究，建立了对应的力学模型。
1983年，Johansick，首先提出了在定向井中预测钻柱拉力和扭矩的柔索模型，为改进井眼轨迹设计和钻柱设计、现场事故诊断和预测提供了理论依据。
大位移井钻具组合设计及摩阻扭矩分析
一、 涉及的几个基本概念
1． 三轴应力 三轴应力通常叫做当量米塞斯应力 （ Von Mises Von Mises Equivalient （ VME ） ） 或称 Von Mises 应力， 应力不是一个存在的应力， 而是轴向、 弯曲、 扭转应 力的组合， 为钻具某一位置所受的总应力； 三轴应力 的强度分析方法， 基于 Von Mises 的畸变能密度准 “ Strain Energy Of Distortion ”， 则 不同于主应力（ 抗 拉、 抗扭） 。 2． 侧向力 井壁侧向力主要由拉力和狗腿引起， 侧向力的 恶果是引起套管磨损和套管热龟裂， 严重者把套管 造 磨穿或发生热龟裂后导致无法继续钻进或卡钻 ， 成钻具、 工具仪器落井等恶性井下事故， 损失巨大。 3． 屈曲分析 屈曲分析是研究钻具在轴向力的作用下是否产 生屈曲， 是否能够正常向前钻进的问题。一旦轴向 压力超过了正弦临界屈曲力， 钻柱会发生正弦屈曲
第 35 卷
Vol. 35
第1 期
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钻
采
工
艺
DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY
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（ 蛇形） 。在这个阶段， 钻柱会沿着井眼的低边如蛇 状弯曲。继续增加钻压， 将导致钻柱的轴向压力继 如果超过了螺旋临界屈曲力， 钻柱将由正弦 续增加， 弯曲过渡到螺旋弯曲， 即沿着井壁盘成螺旋状， 受力 情况如图 1 。
施工过程中， 不均匀转动和震动得到了较好的控制 ， 达到了设计的预期目的。
计算结果显示， 在旋转导向系统旋转钻进的条 件下， 实际轴向载荷没有与正旋屈曲和螺旋屈曲载 荷相交， 说明不会发生正旋和螺旋屈曲， 可以确保正 也证实了没有屈曲发生。 常钻进。实际施工过程中， 2． 三轴应力校核 根据 钻 井 设 计 中 设 计 的 钻 井 参 数， 输入进 DOX2． 0 软件， 在旋转钻进条件下， 三轴应力校核结 果见图 4 。
教学媒体5-摩阻扭矩
大位移井套管下入方法
9全掏空下套管：整个套管柱在下入过程中不灌钻井液。 9常规漂浮法：套管柱下部灌钻井液，上部掏空。 9常规下入法：边下边灌钻井液推动套管下入。 9采用同钢级壁厚不等的套管柱：在满足抗挤条件下，下 部采用壁厚较薄的套管，上部采用壁厚较厚的套管。 9尾管加重下推完井管柱结构及下入技术：利用钻铤、加 重钻杆等增大轴向力，直至把尾管送到预定位置。 9使用漂浮接箍：下部套管掏空，上部灌钻井液。
套管浮箍浮鞋可以采用 常规的浮箍浮鞋。但为满足 在遇阻利用套管”钻进”的要 求，浮鞋则可使用特殊设计 的有划眼功能的钻式浮鞋。 (REAMERhansick模型）
优点： （1）开创了定向井钻柱拉力—扭矩研究的新局面，为 改进井身剖面、校核和设计钻柱及现场事故诊断和预 测等开创了理论基础。 （2）该模型简单，在有些情况下具有较高的精度。 不足： （1）不能考虑钻柱刚度，在狗腿度大时会低估钻柱的 侧向力，从而低估扭矩和轴向阻力，或对摩擦系数估 算过高。 （2）没有考虑钻柱的运动状态对钻柱的拉力和扭矩的 影响，经常出现谬误。
摩阻计算问题
3．何华山模型（硬模型）
1988年何华山以大变形理论为基础，考虑钻柱的刚度、 井眼曲率、挠率，提出了改进的拉力-扭矩计算模型：
⎧ dM t ⎪ ds = fro N ⎪d r r 2 ⎪ (T + M b / 2 EI ) − fN + qg • t = 0 ⎪ ds ⎨ 2 r r d ⎪− M b + K n (K b M t + K n M b ) + TK b + N n + qg •n = 0 2 ⎪ ds ⎪ d r r dM b + N b + qg • b = 0 ⎪ − (K b M t + K n M b ) − K n ds ⎩ ds
大位移井钻具组合设计及摩阻扭矩分析
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DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY
0. 25 ， 裸眼摩阻系数 0. 35 ， 运行斯伦贝谢的 DOX2． 0 软件， 计算结果见图 3 。
LWD 的负面影响， 使井下工具仪器工作更加平稳， 在仪器顶部的无磁钻铤和扩眼器之间安装了一个钻 起到稳定和减少震动的目的。 由于大 柱型稳定器， 位移井井很深， 钻杆长， 柔性大， 井底钻具组合尽量 使用简单、 轻巧， 避免过长过重的井底钻具组合带来 过高的不均匀转动。 因此， 本井在震击器的上端只 接了两根加重钻杆起到过渡的作用 。在后来的实钻
图1
钻具正旋屈曲和螺旋屈曲示意图
当钻具出现正弦屈曲时， 地面钻压能够部分传 递到钻头上去， 大部分钻压消耗在井壁上成为了摩 阻； 当螺旋屈曲产生后， 钻具犹如弹簧一样， 钻压几 ， 。 乎无法有效地传递到钻头 无法继续钻进 4． 不均匀转动（ STICKSLIP） 在钻井作业中， 井下几千米深处的钻头不像地 面顶驱或方钻杆那样均匀转动， 而是处于不均匀转 动， 即时快时慢地转动， 这种时快时慢的转动被称为 不均匀转动。斯伦贝谢的井下仪器把井底最高转速 和最低转速测量出来， 其差值就是 STICKSLIP 的大 小。严重的不均匀转动在井下具有相当大的破坏 性， 它不但可以损坏 MWD / LWD、 减弱旋转导向系 统的造斜特性， 使 MWD / LWD 和旋转导向系统的测 还可以让钻头崩齿， 钻具倒 量结果失真或者报废， 扣、 钻 具 偏 磨， 钻 具 刺 扣 等 事 件 发 生。 有 效 控 制 STICKSLIP 可以在研磨性中硬地层或硬地层大幅度 提高钻头寿命， 减少钻具疲劳， 更重要的是可以保证 MWD / LWD 、 井下 旋转导向系统正常工作。 5． 震动（ SHOCK） 在钻井过程中， 震动的定义是钻头、 钻具及井底 钻具组合（ BHA） 与井壁碰撞而产生的能量突然输入 的过程。震动在钻井中对工具和仪器的损害程度是 致命的。斯伦贝谢把震动分成了三级， 最严重的第三 级震动只要持续时间在 30 min 左右， 井下仪器就会 钻压、 转速和地层密 报废。震动是与钻具组合本身、 切相关的， 钻进过程中出现震动要立即采取措施减弱 或消除， 设计阶段考虑避免引起震动的技术措施。