宋执武BHA力学分析与井眼轨迹控制new(gao)
大偏移距水平井轨迹设计方法研究
大偏移距水平井轨迹设计方法研究摘要：随着钻井技术特别是大偏移距水平井的不断发展，钻井的难度也不断增加，对钻井过程中的力学分析和计算要求越来越高。
由于大偏移距水平井需大幅度扭方位作业，加大了轨迹控制的难度，且钻具及套管受力较复杂，摩阻扭矩较大，水平段托压严重，易引发井下事故。
针对大偏移距水平井轨迹设计难点，本文通过对大偏移距水平井的定义进行阐述，分析了该类水平井的轨迹设计方法，对今后钻井工程设计及现场施工有一定的指导意义。
关键字：大偏移距；油田；钻井；水平井；大偏移距水平井的最大特点是水平位移大，裸眼段长，在斜井段的钻探过程中，不仅要增加井斜，还要对方位进行同步调整，极大地增加了钻柱和套管柱在井筒内的摩阻扭矩，严重制约了三维水平井的发展。
基于工厂化平台钻井模式普遍应用，水平井井眼轨迹逐渐往大偏移距方向发展。
一口井井眼轨迹的好坏很大程度上由井眼“狗腿”度决定。
“狗腿”度对摩阻具有很大影响，主要是因为在弯曲井段管柱的刚度效应明显增强，钻柱与井壁间的接触力增大，导致摩阻也随之增大。
一、大偏移距水平井定义三维水平井是指井口不在水平段方位线上的水平井，其井口到水平段方位线的垂直距离称为偏移距。
偏移距大于200m的三维水平井称为大偏移距三维水平井，偏移距介于100~200m的三维水平井成为中偏移距三维水平井，偏移距小于100m的三维水平井称为小偏移距三维水平井。
如图1所示，在水平投影图中，靶点A与靶点B构成的靶体与井口坐标O不共线，OD就是其偏移距。
OA是水平段的靶前位移，是AD实际有效靶前位移，大偏移距三维水平井在现场施工过程中主要参考有效靶前距AD、偏移距OD及垂深对实钻剖面进行优化，φ是水平井的设计方位角，φA、φB分别是靶点A、靶点B的闭合方位，φD为先期定向方位角。
图1 带靶前位移的大偏移距水平井概念描述图二、大偏移距水平井轨迹模型分析1、大偏移距水平井几何评价模型以往的水平井轨道设计优化及最优控制技术均是建立在数学或力学模型基础上，约束条件多、迭代次数多、计算复杂、无成形软件可供计算，对井眼轨迹实际可优化性及操作性不高。
探边工具AziTrak在开发井地质导向中的应用
第 ５ 期
测
井
技
术
Ｖ０ Ｌ ３ ７ Ｎｏ ． ５
Ｏｃ ｔ ２ ０ １ ３
２ ０ １ ３年 １ Ｏ 月
Ｗ ＥＬＬ Ｌ０ＧＧＩ ＮＧ ＴＥＣＨ Ｎ（ ） Ｌ０ＧＹ
文章编 号 ： １ ０ ０ ４ １ ３ ３ ８ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ５ — ０ ５ ４ ７ — ０ ５
１ ｍ ａ ｗａ ｙ ｆ ｒ ｏ ｍ ｔ ｈ ｅ ｔ ｏ ｐ ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ，ｗｈ ｉ ｃ ｈ ｐ ｒ ｏ ｖ ｉ ｄ ｅ ｆ ｏ ｕ ｎ ｄ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｆ ｏ ｒ ｈ ｉ ｇ ｈ ａ ｎ ｄ ｓ ｔ ａ ｂ ｌ ｅ ｙ ｉ ｅ ｌ ｄ ｉ ｎ Ｌ Ｆ１ ３ ２ ｏ ｉ ｌ —
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ａｚ ｉ Ｔｒ ａ ｋ ｗｉ ｔ ｈ ｃ ａ ｐ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ ｄ ｅ ｔ ｅ ｃ ｔ ｉ ｎ ｇ ｄ ｕ ａ ｌ ｂ ｅ ｄ ｂ ｏ ｕ ｎ ｄ ａ ｒ ｙ ｉ ｓ ａ ｎ ｅ ｗ ｇ ｅ ｎ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｒ ｅ ｓ ｉ ｓ ｔ ｉ ｖ ｉ ｔ ｙ
中 图分 类 号 ：Ｐ ６ ３ １ ． ８ １ 文 献 标 识 码 ：Ａ
Ａｐ ｐｌ ｉ ｃ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏｆ Ａｚｉ Ｔｒ ａ ｋ Ｔｏ ｏ ｌ ｔ ｏ Ｇｅ ｏ ｓ ｔ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎｇ ｏ ｆ Ｈｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎｔ ａ ｌ Ｗｅ ｌ ｌ Ｄｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍｅ ｎｔ
ｅ ｘ ａ ｍｐ ｌ ｅ ｓ ，ｔ ｈ ａ ｔ Ａｚ ｉ Ｔｒ ａ ｋ ｔ ｏ ｏ ｌ ｄ ｅ ｔ ｅ ｃ ｔ ｓ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｔ ｏ ｐ ｓ ｈ ａ ｌ ｅ ｂ ｏ ｕ ｎ ｄ ａ ｒ ｙ ａ ｎ ｄ ｂ ｏ ｔ ｔ ｏ ｍ ｗａ ｔ ｅ ｒ ｂ ｏ ｕ ｎ ｄ ａ ｒ ｙ ｉ ｓ
盐岩层井眼缩径粘弹性分析
E
η
σ
σ
图 1 麦克斯韦模型 Fig.1 Maxwell model
因为弹簧(H)和粘壶(N)是串联的，所以弹簧的
应力 σ H 与粘壶的应力 σ N 相等，且都等于模型的总
应力σ ；而模型的总应变 ε 为弹簧的应变 ε H 与粘壶
的应变 ε N 之和，即
ε = εH +εN
(1)
对于弹簧 H，有
σ = σ H = EεH
g/cm3 g/cm3 g/cm3 g/cm3 g/cm3 g/cm3
ur
=
r 4
⎡P
⎢ ⎣
sQ
(2Pm
−σH
−σh )−
图 3 泥浆密度对井眼缩径的影响 Fig.3 Effect of mud density on wellbore shrinkage
第 23 卷 第 14 期
韩建增等. 盐岩层井眼缩径粘弹性分析
1引言
油气钻井工程中，经常遇到厚度从几十米到数 百米不等的盐岩层。在江汉、华北、中原、塔里木 等油田，盐岩层埋深通常在 3 000～5 000 m。这种
处于较高温度和围压环境中的盐岩具有较强的流变 性，井眼钻穿盐岩层后，由于岩石蠕变则会发生井 眼缩径。大量的工程实践表明，盐岩层段钻井工艺 复杂，井下事故频繁[1～3]，如果处理不当，可能导 致埋钻具或大段井眼报废，严重阻碍了对盐岩下面 的储集层的勘探开发。因此，深入研究盐岩层井眼
⎤ ⎥ ⎦
Y
σh
Pm
θ
o
(8)
σH X
P (3KP + 7Q sQ (3KP + Q
) )
(σ
H
−
σ
h
)
cos
定向井井眼轨迹预测与控制技术研究
定向井井眼轨迹预测与控制技术研究发布时间：2022-09-18T07:18:52.323Z 来源：《科学与技术》2022年10期作者：姚瑶[导读] 影响井眼轨迹的主要因素有地质特性、钻具组合结构、井眼轨迹几何形状、钻井工艺参数等姚瑶大庆钻探工程公司定向井技术服务项目经理部吉林作业部吉林松原 138000摘要：影响井眼轨迹的主要因素有地质特性、钻具组合结构、井眼轨迹几何形状、钻井工艺参数等。
在钻井过程中，预测是控制的基础，如果没有精确的井眼轨迹参数预测，就不可能实现准确的井眼轨迹控制。
通过实践经验和研究归纳总结出了一套井眼延伸方向预测的实用程序及并眼轨迹控制原则，供现场钻井施工技术人员参考。
关键词：钻井轨迹；井眼延伸方向预测；井眼轨迹控制0前言钻定向井是石油钻探开发中的重要手段之一，是一种设计目标(靶区)与井口不在一条铅垂线上的井。
钻定向井主要有五大任务：井眼轨迹控制、保持井眼稳定、保护油气层、提高机械钻速和施工管理。
在这五大任务中，井眼轨迹控制是钻井施工中至关重要的环节，它关系到能否顺利实现钻井目的。
钻井施工中影响井眼轨迹的主要因素有地质特性(地层可钻性、各向异性、地层的自然倾斜、岩石类型与强度等)、钻具组合结构(钻头类型、稳定器的位置、数量、尺寸、钻具的刚性、倾斜和弯曲等)、井眼轨迹几何形状(井斜角、井斜方位角、井眼直径等)、钻井工艺参数(钻压、转速、泵压等)。
井眼轨迹是上述诸因素互相作用的结果。
1井眼轨迹控制原则1.1既要保证中靶，又要提高钻速在实钻过程中，要随时准确地预测井眼轨迹的延伸方向，选择合适的造斜工具或钻具组合，使实钻轨迹偏离设计轨道“不要太远”。
“不要太远”的意义在于，一方面如果“太远”就可能造成脱靶，成为不合格井；另一方面如果始终要求实钻轨迹与设计轨道误差很小，势必要求非常频繁地测斜、更换造斜工具，造成多次钻进间断，增加成本，还有可能造成井下复杂情况，得不偿失。
所以，何时用更换钻具的方法来控制井眼轨迹，就成了井眼轨迹控制的关键。
大位移井轨道设计方法综述及曲线优选
大位移井轨道设计方法综述及曲线优选
宋执武;高德利;李瑞营
【期刊名称】《石油钻探技术》
【年(卷),期】2006(034)005
【摘要】井眼轨道设计是大位移井的关键技术之一.在总结前人工作的基础上,推导出了圆弧、摆线、悬链线、修正悬链线、拟悬链线、侧位悬链线、抛物线的统一计算公式.对于相同的目标点,计算出了这些曲线的井眼长度、最大造斜率、造斜段长度、下钻摩阻、起钻摩阻、滑动钻进摩阻和旋转钻进摩扭,通过赋给这些项不同的权值,然后用权值乘以各项的值与最小值的比值,最后累加,比较累加后值的大小,即可优选出最佳井眼曲线.
【总页数】4页(P24-27)
【作者】宋执武;高德利;李瑞营
【作者单位】中国石油大学(北京)石油天然气工程学院,北京昌平,102249;中国石油大学(北京)石油天然气工程学院,北京昌平,102249;大庆石油管理局钻探集团钻井工程技术研究院,黑龙江大庆,163413
【正文语种】中文
【中图分类】TE21
【相关文献】
1.大位移井摆线轨道设计方法 [J], 卢明辉;管志川
2.大位移井钻井摩阻预测及井眼轨道优选 [J], 董德仁;齐月魁;何卫滨;泰建民
3.大位移井钻井摩阻预测及井眼轨道优选 [J], 董德仁;齐月魁;何卫滨;泰建民
4.小靶前距水平井反位移轨道设计方法 [J], 马开良;陈小元;王建;窦正道;莫钺
5.基于多目标优化的大位移井轨道设计方法 [J], 贾江鸿;韩来聚;窦玉玲;闫振来;黄根炉;马庆涛
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
最新底部钻具组合二维分析新方法(数值模型)
收稿日期:2001207217基金项目:国家杰出青年科学基金资助(59825115)作者简介:宋执武(1972-),男(汉族),辽宁康平人,在读博士研究生,从事管柱力学研究。
宋执武,高德利(石油大学石油天然气工程学院,北京102249) 摘要:提出一种用于分析底部钻具组合稳定器处的轴向力的新方法,即认为轴向力方向应与钻柱切线方向一致,其大小不应忽略井壁支反力的影响。
在此基础上,采用加权余量法推导出一套用于计算底部钻具组合二维受力和变形的新的公式。
实例计算结果表明,由于该公式考虑影响因素更全面,因而其计算结果更具合理性,与钻柱实际受力情况更加相符,且计算过程更为简便、快捷。
关键词:底部钻具组合;钻柱力学;二维分析;加权余量法;计算公式中图分类号:TE 21 文献标识码:A引 言底部钻具组合的受力和变形分析是井眼轨迹控制技术的基础。
在分析底部钻具组合时,一般将钻柱在稳定器处断开,然后根据连续条件列出补充方程。
在现有的分析方法中[1,2],一般认为稳定器处轴向力的方向与井眼切线方向一致,其大小等于钻柱浮重在井眼方向上的分量。
笔者认为稳定器处轴向力的方向应是钻柱的切线方向,其大小应考虑井壁支反力的影响。
基于这种认识,采用加权余量法(the method of weighted residuals ),推导出底部钻具组合二维受力和变形的计算公式,并对典型的增斜、降斜和稳斜钻具组合进行计算。
1 公式推导1.1 单跨钻柱受力分析为分析方便,将底部钻具组合由稳定器处断开,将两稳定器的中心连线作为x 轴,垂直于x 轴,指向井眼高边的方向作为y 轴,则每一跨的受力情况如图1所示。
根据权余法[2],将原点设在每一跨的上稳定器中心上,则其挠度试函数为 y =∑4i =1c i x i.(1)对B 点取矩并整理,求得A 点的支反力为R A =M B -M A +P A l sin γA +q2l 2sin βl cos (αA -β).(2)式中,R A 为A 点支反力,方向为与A 点井斜方向垂直,N ;M A ,M B 分别为A 、B 两点处弯矩,N ・m ;P A 为A 点所受轴向力,方向为A 点处钻柱的切线方向,以压力为正,N ;l 为A 、B 两点间钻柱的长度,m ;q 为单位长度钻柱浮重,N/m ;αA 为A 点井斜角;γA为A 点钻柱切线方向与x 轴的夹角,γA =arctan θA ;θA 为钻柱在A 点的切线斜率;β为x 轴与垂直方向的夹角。
底部钻具组合二维分析新方法
底部钻具组合二维分析新方法
宋执武;高德利
【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2002(026)003
【摘要】提出一种用于分析底部钻具组合稳定器处的轴向力的新方法,即认为轴向力方向应与钻柱切线方向一致,其大小不应忽略井壁支反力的影响.在此基础上,采用加权余量法推导出一套用于计算底部钻具组合二维受力和变形的新的公式.实例计算结果表明,由于该公式考虑影响因素更全面,因而其计算结果更具合理性,与钻柱实际受力情况更加相符,且计算过程更为简便、快捷.
【总页数】4页(P34-36,40)
【作者】宋执武;高德利
【作者单位】石油大学石油天然气工程学院,北京,102249;石油大学石油天然气工程学院,北京,102249
【正文语种】中文
【中图分类】TE21
【相关文献】
1.底部钻具组合三维静力分析的新方法 [J], 孔凡忠;吕英民
2.基于模糊集理论的二维线性鉴别分析新方法 [J], 郑宇杰;杨静宇;吴小俊;李勇智
3.基于二维小波分析的配电网单相接地故障选线新方法 [J], 李晶
4.基于二维小波分析的配电网单相接地故障选线新方法 [J], 李晶
5.一种分析二维平面左手结构的新方法 [J], 李超;刘开雨;李芳
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
DX1709小井眼侧钻水平井轨迹控制技术研究与实践
DX1709小井眼侧钻水平井轨迹控制技术研究与实践发布时间：2022-05-06T02:27:26.292Z 来源：《科学与技术》2022年2期作者：李峰，树平，地力木拉提·热西提，那春雨，邹明[导读] DX1709井是为了提高滴西14二叠系梧桐沟组下气层产能和储量动用李峰，树平，地力木拉提·热西提，那春雨，邹明中国石油西部钻探井下作业公司摘要：DX1709井是为了提高滴西14二叠系梧桐沟组下气层产能和储量动用，而进行的一口侧钻水平井。
但由于地质条件复杂，井眼小，水平位移长，钻井难度较大，定向井钻井过程中存在机械钻速慢、钻压传递困难、井眼轨迹控制难度大等问题，限制了定向井在开发钻井中的效益。
通过研究分析该区域地质特征、钻井难点以及已钻邻井情况，制定了相应的技术对策，在该井的应用取得了较好的技术效果，为该区域侧钻水平井单井安全提速创效工作积累了经验，对于其它类似区域也具有很好的借鉴意义。
关键词：水平井；技术难点；轨迹控制；提速一、区域地质概况滴西地区梧桐沟组气藏位于准噶尔盆地陆梁隆起东南部的滴南凸起西部，该区二叠系梧桐沟组地层与上覆三叠系百口泉组地层整合接触，与下伏石炭系地层呈不整合接触，自下而上分为梧一段（P3wt1）和梧二段（P3wt2）两个亚组，其中气层分布在梧桐沟组一段（P3wt1），地层分布稳定，厚度在60m～80m左右（见附图5）。
DX1709井是滴西17石炭系气藏部署的一口开发井，位于滴西176岩体西北部。
2014年4月4日开钻，6月10日完钻，完钻井深3800m，完钻层位石炭系巴山组。
该井二叠系梧桐沟组和石炭系均见油气显示，其中二叠系梧桐沟组钻遇储层岩性主要为灰色细砂岩，电测解释气层2段6.6m，石炭系巴山组钻遇储层岩性主要为玄武岩，电测解释气层5段32.6m。
2014年7月~8月该井在石炭系巴山组、二叠系梧桐沟组试气，试气结论分别为“含气水层”和“气层”。
滴西14二叠系梧桐沟组气藏东部试气结果显示，DX1709井日产气仅1.856×104m3。
连续管钻井肋式定向器执行机构偏置位移优化
◀钻井技术与装备▶连续管钻井肋式定向器执行机构偏置位移优化∗邢志晟１ꎬ２㊀孔璐琳３㊀祝传增４㊀郑硕１ꎬ５㊀焦滨海１ꎬ２㊀蒋世东１㊀李猛１(１ 重庆科技学院石油与天然气工程学院㊀２ 中国石油大学(北京)㊀３ 中国石油勘探开发研究院４ 中国石油国际勘探开发有限公司中油阿克纠宾油气股份公司㊀５ 中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司)邢志晟ꎬ孔璐琳ꎬ祝传增ꎬ等.连续管钻井肋式定向器执行机构偏置位移优化[Ｊ].石油机械ꎬ２０２３ꎬ５１(２):２６－３２ＸｉｎｇＺｈｉｓｈｅｎｇꎬＫｏｎｇＬｕｌｉｎꎬＺｈｕＣｈｕａｎｚｅｎｇꎬｅｔａｌ.Ｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆａｃｔｕａｔｏｒｏｆｆｓｅｔｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｏｆｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｆｏｒｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０２３ꎬ５１(２):２６－３２.摘要:为了提高连续管肋式定向器井眼轨迹控制效果及定向效率ꎬ结合最小能量原则ꎬ建立了肋式定向器执行机构偏置位移矢量模型ꎮ根据旋转偏置位移理论对定向器的执行机构进行偏置位移矢量合成与分解㊁分位移矢量求解㊁工作过程与工具面数学关系分析ꎬ提出了分位移矢量计算方法ꎮ并结合实际工程中的设计要求ꎬ采用就近原则和最小能量原则进行三翼肋分位移矢量计算ꎮ综合考虑井眼扩大㊁实际钻进时定向器外套的转动等影响ꎬ建立了连续管定向器纠偏过程中 定向模式 及 保持模式 的肋位移控制方案ꎬ得到了肋位移变化的规律ꎮ研究结果表明:连续管钻井肋式定向器工作过程中ꎬ单肋位移的幅值决定了合位移的大小ꎻ在导向过程中ꎬ当三翼肋工具面角相隔１２０ʎ时ꎬ某些运动规律相同ꎻ连续管钻井进入斜直井段时ꎬ此时不存在工具面ꎬ此时属于 钻进模式 ꎬ各肋位移相同ꎮ所得结论可为连续管钻井肋式定向器导向控制提供理论基础ꎮ关键词:连续管钻井ꎻ肋式定向器ꎻ执行机构ꎻ偏置位移ꎻ优化研究中图分类号:ＴＥ９２１㊀文献标识码:Ａ㊀ＤＯＩ:１０ １６０８２/ｊ ｃｎｋｉ ｉｓｓｎ １００１－４５７８ ２０２３ ０２ ００４ＲｅｓｅａｒｃｈｏｎＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆＡｃｔｕａｔｏｒＯｆｆｓｅｔＤｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｏｆＲｉｂ￣ＴｙｐｅＯｒｉｅｎｔａｔｉｏｎＴｏｏｌｆｏｒＣｏｉｌｅｄＴｕｂｉｎｇＤｒｉｌｌｉｎｇＸｉｎｇＺｈｉｓｈｅｎｇ１ꎬ２㊀ＫｏｎｇＬｕｌｉｎ３㊀ＺｈｕＣｈｕａｎｚｅｎｇ４㊀ＺｈｅｎｇＳｈｕｏ１ꎬ５㊀ＪｉａｏＢｉｎｈａｉ１ꎬ２㊀ＪｉａｎｇＳｈｉｄｏｎｇ１㊀ＬｉＭｅｎｇ１(１ ＳｃｈｏｏｌｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍａｎｄＮａｔｕｒａｌＧａｓＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬＣｈｏｎｇｑｉｎｇＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎻ２ ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅ￣ｔｒｏｌｅｕｍ(Ｂｅｉｊｉｎｇ)ꎻ３ ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔꎻ４ ＩｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌ￣ｏｐｍｅｎｔＣｏ.Ｌｔｄ.ꎬＣＮＰＣＡｋｔｕｂｉｎＯｉｌ＆ＧａｓＣｏ.Ｌｔｄ.ꎻ５ ＰｅｎｇｂｏＯｐｅｒａｔｉｏｎＣｏｍｐａｎｙｏｆＣＮＯＯＣ(Ｃｈｉｎａ)Ｃｏ.ꎬＬｔｄ.)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｗｅｌｌｔｒａｊｅｃｔｏｒｙｃｏｎｔｒｏｌｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎｄｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｏｆｔｈｅｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｆｏｒｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇꎬｔｈｅａｃｔｕａｔｏｒｏｆｆｓｅｔｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｖｅｃｔｏｒｍｏｄｅｌｏｆｔｈｅｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｗａｓｅｓｔａｂｌｉｓｈｅｄｆｏｌｌｏｗｉｎｇｔｈｅｐｒｉｎｃｉｐｌｅｏｆｍｉｎｉｍｕｍｅｎｅｒｇｙ.Ｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｃｏｍｐｏｓｉｎｇａｎｄｄｅｃｏｍｐｏｓｉｎｇｏｆｔｈｅａｃ￣ｔｕａｔｏｒｏｆｆｓｅｔｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔꎬｓｏｌｕｔｉｏｎｏｆｔｈｅｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｃｏｍｐｏｎｅｎｔｖｅｃｔｏｒꎬａｎｄｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎｏｎｔｈｅｍａｔｈｅｍａｔｉｃｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓａｎｄｔｈｅｔｏｏｌｆａｃｅａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｔｈｅｏｒｙｏｆｒｏｔａｒｙｏｆｆｓｅｔｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔꎬｔｈｅｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｏｆｔｈｅｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｃｏｍｐｏｎｅｎｔｖｅｃｔｏｒｗａｓｐｒｏｐｏｓｅｄ.Ｍｏｒｅｏｖｅｒꎬｇｉｖｅｎｔｈｅａｃｔｕａｌｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｄｅ￣６２ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械ＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＭＡＣＨＩＮＥＲＹ㊀２０２３年㊀第５１卷㊀第２期∗基金项目:国家自然科学基金面上项目 耦合动力土反力作用的深水井口多轴疲劳理论和时变可靠度研究 (５１９７４０５２)ꎻ重庆市基础研究与前沿探索项目 连续管钻井(塞)管柱底部激振波及规律和振扭耦合多轴疲劳研究 (ｃｓｔｃ２０１９ｊｃｙｊ－ｍｓｘｍＸ０１９９)ꎻ全国大学生科技创新项目 连续管钻井定向器执行机构偏置位移优化及控制模拟研究 (２０２１１１５５１００８)ꎻ重庆市教委科学技术项目 基于多源信息的连续管钻井定向器肋板轨迹规划及智能控制方法研究 (ＫＪＱＮ２０１９０１５４４)ꎮｓｉｇｎｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔꎬｔｈｅｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｃｏｍｐｏｎｅｎｔｖｅｃｔｏｒｏｆｔｈｅｔｒｉｐｌｅ￣ｒｉｂｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｗａｓｃａｌｃｕｌａｔｅｄｆｏｌｌｏｗｉｎｇｔｈｅｐｒｉｎｃｉｐｌｅｓｏｆｐｒｏｘｉｍｉｔｙａｎｄｍｉｎｉｍｕｍｅｎｅｒｇｙ.Ｔｈｅｒｉｂｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｃｏｎｔｒｏｌｓｃｈｅｍｅｓｗｉｔｈｔｈｅ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌ ａｎｄ ｈｏｌｄｉｎｇ ｍｏｄｅｓｏｆｔｈｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｄｕｒｉｎｇｄｅｖｉａｔｉｏｎｃｏｒｒｅｃｔｉｏｎｗｅｒｅｄｅｖｅｌｏｐｅｄｗｉｔｈｃｏｎｓｉｄｅｒａｔｉｏｎｔｏｔｈｅｂｏｒｅ￣ｈｏｌｅｅｎｌａｒｇｅｍｅｎｔａｎｄｔｈｅｅｆｆｅｃｔｓｏｆｔｈｅｔｏｏｌｊａｃｋｅｔｒｏｔａｔｉｏｎｄｕｒｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇꎬａｎｄｔｈｅｖａｒｉａｔｉｏｎｐａｔｔｅｒｎｏｆｔｈｅｒｉｂｄｉｓ￣ｐｌａｃｅｍｅｎｔｗａｓｏｂｔａｉｎｅｄ.Ｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｍａｇｎｉｔｕｄｅｏｆａｓｉｎｇｌｅｒｉｂｄｅｔｅｒｍｉｎｅｓｔｈｅｍａｇｎｉｔｕｄｅｏｆｔｈｅｒｅｓｕｌｔａｎｔｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔꎬｄｕｒｉｎｇｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｆｏｒｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌ￣ｉｎｇꎻｔｈｅｔｒｉｐｌｅｒｉｂｓｗｉｔｈｔｏｏｌｆａｃｅａｚｉｍｕｔｈｓｇａｐｐｅｄｂｙ１２０ʎｓｈａｒｅｓｏｍｅｉｄｅｎｔｉｃａｌｍｏｔｉｏｎｐａｔｔｅｒｎｓｄｕｒｉｎｇｓｔｅｅｒｉｎｇꎻｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇｏｆａｓｌａｎｔｈｏｌｅｉｓａｓｓｏｃｉａｔｅｄｗｉｔｈｎｏｔｏｏｌｆａｃｅａｎｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｓｔｈｅ ｄｒｉｌｌｉｎｇ ｍｏｄｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅｄｂｙｉｄｅｎｔｉｃａｌｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｏｆｅａｃｈｒｉｂ.Ｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｒｅｓｕｌｔｓｐｒｏｖｉｄｅａｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｂａｓｉｓｆｏｒｓｔｅｅｒｉｎｇｃｏｎｔｒｏｌｏｆｔｈｅｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｆｏｒｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇꎻｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌꎻａｃｔｕａｔｏｒꎻｏｆｆｓｅｔｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔꎻｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｒｅｓｅａｒｃｈ０㊀引㊀言连续管钻井技术(ＣＴＤ)是国际公认的全新钻井模式ꎬ高难度前沿技术ꎬ具有钻柱连续㊁带压作业㊁不间断循环㊁易于预置光纤和电缆㊁适合欠平衡钻井和气体钻井等显著特征[１]ꎮＣＴＤ具有降本增效㊁减少污染㊁安全快捷等优势ꎬ克服了常规钻井技术和方式难以解决的问题ꎬ目前在北美已广泛应用于页岩油气㊁煤层气及致密油气等非常规油气藏的开发[２]㊀ꎮ页岩气钻井大多数为水平井ꎬ传统的井下马达导向为滑动钻进ꎬ连续管管柱不能旋转㊁单一滑动钻进㊁强度和疲劳寿命低于常规钻杆㊁大钻压施加受限㊁应对硬地层性能差㊁遇卡后解卡能力不足等局限性没有得到充分认识[３]ꎮ川渝地区页岩气资源丰富ꎬ但ＣＴＤ在国内的应用仍处于起步阶段ꎮ不同于常规钻柱ꎬ连续管是柔性管柱ꎬ具有不可旋转性ꎬ必须应用井下定向器调整工具面方可达到有效钻进的目的[４]ꎮ第一㊁二代ＣＴＤ定向器下接弯螺杆ꎬ所钻出的井壁粗糙ꎬ导致连续管在钻进过程中极易发生屈曲ꎬ从而影响钻压传递ꎬ导致钻进困难[５]ꎮＣＴＤ肋式定向器可解决这一问题ꎬ该定向器通过控制其关键机构(执行机构)输出偏置位移形成一定的工具面角ꎬ从而进行井眼轨迹控制ꎮ可见ꎬＣＴＤ定向器的执行机构偏置位移规律是连续管钻井井眼轨迹控制的理论基础[６－９]ꎮ目前国外连续管钻井定向装置可分为３大类ꎬ分别是液压定向器㊁电驱动定向器以及电液驱动定向器ꎮ国外的导向钻井技术在２０世纪末已经相当成熟ꎬ该工具的相关技术长期被国际大型跨国油服公司所垄断ꎬ但其对我国实行了技术封锁ꎬ而国内连续管定向工具的研究才刚起步ꎮ近几年ꎬ虽然国内在该技术的许多领域已有突破性进展ꎬ但与国外技术尤其是新的旋转导向工具技术方面相比ꎬ仍有较大差距[１０]ꎮ笔者在执行机构物理建模的基础之上ꎬ进行执行机构偏置位移优化研究ꎬ以期为定向器导向控制提供理论基础ꎮ１㊀定向器技术分析１ １㊀定向器结构连续管钻井定向器结构如图１所示ꎬ主要包括动力装置㊁控制装置和压力构件等ꎮ其中动力装置包括１个钻井泵ꎬ用于向压力构件提供高压流体ꎬ控制压力构件在正常和径向延伸位置间移动ꎻ还包括与控制装置相关联的电动机ꎮ控制装置安装在电动机的旋转机构中ꎬ钻井电动机包括动力组件和轴承组件ꎬ其中转向装置分布在轴承组件中ꎻ每个控制装置包含１个流体控制阀ꎬ以及控制每个阀的阀门制动器ꎮ压力构件包括１个活塞ꎬ活塞受到来自动力装置的高压流体作用ꎬ使肋构件发生径向移动ꎻ还包括与压力构件相关联的传感器ꎬ用于接收和转化压力构件与参考位置之间位置关系的信号ꎮ１ ２㊀工作原理在钻井过程中ꎬ电动机为钻头提供旋转动力ꎬ电动机和钻头之间的轴承组件向连接钻头的钻杆提供横向和轴向支撑ꎮ转向装置分布在钻井马达或轴承组件中ꎬ在钻井过程中提供方向控制ꎮ转向装置是安装在轴承箱外表面的多个肋ꎮ每个肋在外壳的正常或折叠位置与径向延伸位置之间移动ꎮ当处于延伸位置时ꎬ每个肋向井筒内部施加压力ꎮ为了改变钻井方向ꎬ激活１个或多个肋ꎬ即在每个肋上施加所需的力向外延伸ꎮ每个肋上的力的大小是独立设置和控制的ꎬ肋在钻头上产生一定的偏置力ꎬ接触井壁后ꎬ靠井壁的反作用力使钻头产生侧向切削７２２０２３年㊀第５１卷㊀第２期邢志晟ꎬ等:连续管钻井肋式定向器执行机构偏置位移优化㊀㊀㊀力ꎬ从而实现导向[１１]ꎮ动力装置分布在包含多个传感器的轴承组件中ꎬ传感器用于确定每个肋施加在井筒上的力ꎮ动力装置响应传感器后ꎬ通过电气控制单元或电路控制动力单元激活１个或多个肋板ꎬ从而控制肋的伸缩ꎮ控制电路可安装在钻井电动机上方或钻井电动机旋转部分的适当位置ꎮ对于小井眼ꎬ万向轴接头分布在转向装置的支座上ꎬ提供转向功能ꎮ１ 钻头ꎻ２ 肋板ꎻ３ 压力构件ꎻ４ 控制装置ꎻ５ 壳体ꎻ６ 联轴器ꎻ７ 空心驱动轴ꎻ８ 长轴ꎻ９ 钻井马达ꎻ１０ 转子ꎻ１１ 定子ꎮ图１㊀连续管钻井定向器结构示意图Ｆｉｇ １㊀Ｓｃｈｅｍａｔｉｃｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｆｔｈｅｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｆｏｒｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇ２㊀合位移矢量的计算２ １㊀肋位移基准确定以连续管定向器中心轴线与井眼中心轴线重合的初始位置为基准(见图２ａ)ꎬ规定此时各单肋位移为０ꎻ若连续管定向器各肋支撑在井壁ꎬ且位移相等ꎬ此时为保持钻进模式(见图２ｂ)ꎻ若各肋位移不全相等ꎬ则称为定向模式(见图２ｃ)ꎮ假设井壁呈刚性ꎬ则单肋最大伸缩位移量为:｜Ω｜ｍａｘ＝κｄｈ－ｄｏｒ(１)式中:｜Ωｍａｘ为单肋的最大工作位移ꎬｍꎻｄｈ为井眼直径ꎬｍꎻｄｏｒ为定向器外径ꎬｍꎻκ为井眼扩大系数ꎬ无因次ꎮ图２㊀连续管定向器肋位移示意图Ｆｉｇ ２㊀Ｓｃｈｅｍａｔｉｃｒｉｂｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｏｆｔｈｅｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌ２ ２㊀合位移矢量方向的确定在连续管定向器各肋所在的共平面建立平面直角坐标系ＸＯＹꎬΩ＝ＯＧң为合位移矢量ꎬΩ１＝ＯＧ１ң㊁Ω２＝ＯＧ２ң和Ω３＝ＯＧ３ң分别为３个分位移矢量(见图３ａ)ꎬ合位移矢量Ω的取值范围为正六边形ꎬ正六边形与外圆(井筒)之间的区域为无效控制区域(见图３ｂ黄色区域)ꎬ若各肋周向位置发生转动(受摩擦扭矩影响)ꎬ则可形成内外圆之间的无效控制区域(见图３ｂ红色＋黄色区域)[１２－１３]ꎮ图３㊀连续管定向器合位移矢量解析Ｆｉｇ ３㊀Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｈｅｒｅｓｕｌｔａｎｔｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｖｅｃｔｏｒｏｆｔｈｅｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌ８２ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第２期通过上述分析ꎬ最大可使用合位移矢量并不是单肋最大工作位移Ωｍａｘꎮ通过位移合成原理及平面几何分析可得最大可使用合位移矢量幅值为:Γｍａｘ＝㊀３２Ωｍａｘ(２)式中:Γｍａｘ为定向器最大可使用合位移幅值ꎬｍꎮ如图３ａ所示ꎬφ０为１＃肋初始工具面角(０ʎ~３６０ʎ)ꎬ合位移矢量ＯＧң的方向即连续管井下工具组合的工具面角ω的方向ꎮ若１＃肋位置确定ꎬ即１＃肋工具面角φ０确定ꎬ则２＃㊁３＃肋工具面角也可以确定ꎮ那么工具面角ω与各肋位移关系可表示为[１４]:ｃｏｓω＝ΩＹΩ＝Ω１ｃｏｓφ０＋Ω２ｃｏｓφ０＋１２０ʎ()＋Ω３ｃｏｓφ０＋２４０ʎ()㊀ΩＸ２＋ΩＹ２(３)式中:φ０为１＃肋的初始工具面角ꎬ(ʎ)ꎻω为井下工具的工具面角ꎬ(ʎ)(｜Ω｜ʂ０)ꎻ｜Ω｜＝０时为保持钻进模式ꎬ不存在工具面角ꎮ若已知设计纠偏轨道工具面角ωꎬ则根据式(３)可确定合位移矢量Ω的方向ꎮ２ ３㊀合位移矢量大小的确定定向器肋合位移与井眼中心线的几何关系如图４所示ꎮ由设计纠偏轨道圆心角θꎬ可确定连续管定向器所需要的造斜率ρꎮ然后ꎬ能够得到定向器肋合位移矢量Ω的大小ꎮ图４㊀定向器肋合位移与井眼中心线的几何关系Ｆｉｇ ４㊀Ｇｅｏｍｅｔｒｉｃｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｒｉｂｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｏｆｔｈｅｒｉｂ￣ｔｙｐｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌａｎｄｔｈｅｗｅｌｌｂｏｒｅａｘｉｓθ＝ρＬ/３０(４)ρ＝３６０ˑ３０πｃｏｓπ－β２æèçöø÷Ｍ１２(５)ｓｉｎβ＝ΩＭ１２(６)式中:θ为设计纠偏轨道圆心角ꎬ(ʎ)ꎻρ为连续管定向器每３０ｍ的造斜率ꎬ(ʎ)ꎻＬ为井段长ꎬｍꎻβ为井眼中心线与Ｍ１２的夹角ꎬ(ʎ)ꎻＭ１２为接触点１㊁２之间的长度ꎬｍꎮ３㊀定向器肋合位移矢量控制在确定合位移矢量Ω的大小和方向之后ꎬ根据式(３)可求解３肋的分位移(Ω１㊁Ω２㊁Ω３)ꎬ可整理为:Ωｓｉｎω＝Ω１ｓｉｎφ０＋Ω２ｓｉｎφ０＋１２０ʎ()＋Ω３ｓｉｎφ０＋２４０ʎ()Ωｃｏｓω＝Ω１ｃｏｓφ０＋Ω２ｃｏｓφ０＋１２０ʎ()＋Ω３ｃｏｓφ０＋２４０ʎ(){(７)㊀㊀方程组(７)仅有２个方程ꎬ但有３个未知数Ω１㊁Ω２和Ω３ꎬ故此方程有ｎ个解(ｎңɕ)ꎮ在连续管定向钻井纠偏过程中ꎬ为保证连续管钻井导向高效ꎬ定向器需按照最小能量原则进行纠偏[１５－１６]ꎮ最小能量原则是指按图５等分３个区域ꎬ令距离合位移矢量Ω最近的肋的分位移为０(此肋处于最不利位置)ꎬ然后可再根据方程组(７)得到另外２个分位移矢量解ꎮ例如ꎬ若合位移矢量Ω处于第Ⅱ区域时ꎬ定向器各肋分位移可表示为(Ω１ꎬ０ꎬΩ３)[１７]ꎮ根据前文中得到的井眼轨道工具面角ω可得图５㊀定向器３肋最小能量原则区域划分方法Ｆｉｇ ５㊀Ｚｏｎｅｄｉｖｉｓｉｏｎｆｏｒｔｈｅｔｒｉｐｌｅｒｉｂｓｏｆｔｈｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎ㊀㊀ｔｏｏｌｆｏｌｌｏｗｉｎｇｔｈｅｍｉｎｉｍｕｍｅｎｅｒｇｙｐｒｉｎｃｉｐｌｅ９２ ２０２３年㊀第５１卷㊀第２期邢志晟ꎬ等:连续管钻井肋式定向器执行机构偏置位移优化㊀㊀㊀定向器肋合位移矢量的方向ꎬ根据设计井眼轨道圆弧段圆心角θ可得连续管定向器肋合位移矢量的大小Ω＝Γ(ΓɤΓｍａｘ)ꎬ故依据最小能量原则和方程组(７)ꎬ可得连续管钻井纠偏过程中定向器肋位移控制方案ꎮ当０ɤφ０<６０ʎ时ꎬ计算式如下ꎮ(１)当３００ʎɤ(ω－φ０)ɤ(３６０ʎ－φ０)或－φ０ɤ(ω－φ０)<６０ʎ时ꎬ合位移矢量处于Ⅰ区域ꎬ其中(ω－φ０)为工具面角ω所在位置逆时针向１＃肋转过的角度ꎬ此时根据最小能量原则ꎬ连续管定向器１＃肋位移为０ꎬ根据方程组(７)可得:ΓｃｏｓωΓｓｉｎωæèçöø÷＝ｃｏｓφ０ｃｏｓφ０＋１２０ʎ()ｃｏｓφ０＋２４０ʎ()ｃｏｓφ０ｓｉｎφ０＋１２０ʎ()ｓｉｎφ０＋２４０ʎ()æèçöø÷０Ω２Ω３æèçççöø÷÷÷(８)㊀㊀将式(４)~式(６)代入式(８)进行求解可得:Ω１Ω２Ω３æèçççöø÷÷÷＝０２㊀３ｓｉｎω－φ０－６０ʎ()－２㊀３ｓｉｎω－φ０＋６０ʎ()æèççççççöø÷÷÷÷÷÷ˑＭ１２ｓｉｎ１８０ʎ－２ａｒｃｃｏｓπθＭ１２３６０Ｌæèçöø÷(９)㊀㊀(２)当６０ʎɤ(ω－φ０)<１８０ʎ时ꎬ合位移矢量处于Ⅱ区域ꎬ具体如图５所示ꎬ此时连续管定向器２＃肋的位移为０ꎬ于是根据方程组(７)可进行如下计算:ΓｃｏｓωΓｓｉｎωæèçöø÷＝ｃｏｓφ０ｃｏｓφ０＋１２０ʎ()ｃｏｓφ０＋２４０ʎ()ｃｏｓφ０ｓｉｎφ０＋１２０ʎ()ｓｉｎφ０＋２４０ʎ()æèçöø÷Ω１０Ω３æèçççöø÷÷÷(１０)㊀㊀结合式(４)~式(６)对式(１０)进行求解可得:Ω１Ω２Ω３æèçççöø÷÷÷＝２㊀３ｓｉｎ６０ʎ－ω－φ０()[]０－２㊀３ｓｉｎω－φ０()æèççççççöø÷÷÷÷÷÷ˑＭ１２ｓｉｎ１８０ʎ－２ａｒｃｃｏｓπθＭ１２３６０Ｌæèçöø÷(１１)㊀㊀(３)当１８０ʎɤ(ω－φ０)<３００ʎ时ꎬ合位移矢量处于Ⅲ区域ꎬ具体如图５所示ꎬ此时连续管定向器３＃肋的位移为０ꎬ于是根据方程组(７)可进行如下计算:ΓｃｏｓωΓｓｉｎωæèçöø÷＝ｃｏｓφ０ｃｏｓφ０＋１２０ʎ()ｃｏｓφ０＋２４０ʎ()ｃｏｓφ０ｓｉｎφ０＋１２０ʎ()ｓｉｎφ０＋２４０ʎ()æèçöø÷Ω１Ω２０æèçççöø÷÷÷(１２)㊀㊀结合式(４)~式(６)ꎬ对式(１２)进行求解可得:Ω１Ω２Ω３æèçççöø÷÷÷＝２㊀３ｓｉｎ６０ʎ＋ω－φ０()－２㊀３ｓｉｎω－φ０()０æèççççççöø÷÷÷÷÷÷ˑＭ１２ｓｉｎ１８０ʎ－２ａｒｃｃｏｓπθＭ１２３６０Ｌæèçöø÷(１３)㊀㊀依据上述肋位移控制模型推导方法ꎬ得到１＃肋的初始工具面角φ０在０ʎ~３６０ʎ范围内的肋位移控制方案如表１所示ꎮ表１ 肋位移控制方案４㊀肋位移变化规律根据式(９)㊁式(１１)和式(１３)ꎬ可得连续管定向器各肋位移随工具面角变化规律ꎬ如图６所０３ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第２期示ꎮ由图６ａ~图６ｃ可得到合位移Γ１＝１０ｍｍꎻ由图６ｄ~图６ｆ可得到的合位移Γ２＝１５ｍｍꎮ(１)以图６ａ为例ꎬ当固定１＃肋工具面角为３０ʎ时ꎬ在轨迹的工具面角[０ꎬ９０ʎ]范围内ꎬ１＃肋处于不利地位ꎬ１＃肋位移为０ꎬ２＃肋和３＃肋均外伸ꎬ且随总工具面角增加ꎬ２＃肋位移减小ꎬ３＃肋位移先增加后减小ꎻ在总工具面角[９０ʎꎬ２１０ʎ]范围内ꎬ２＃肋处于不利地位ꎬ２＃肋位移为０ꎬ１＃肋和３＃肋均外伸ꎬ且随总工具面角增加ꎬ２＃肋位移先增加后减小ꎬ３＃肋位移先减小后增加ꎻ在[２１０ʎꎬ３３０ʎ]范围内ꎬ３＃肋处于不利地位ꎬ３＃肋位移为０ꎬ１＃肋和２＃肋均外伸ꎬ且随总工具面角增加ꎬ１＃肋位移先增加后减小ꎬ２＃肋位移先减小后增加ꎻ在[３３０ʎꎬ３６０ʎ]范围内ꎬ１＃肋处于不利地位ꎬ１＃肋位移为０ꎬ２＃肋和３＃肋均外伸ꎬ且随总工具面角增加ꎬ２＃肋位移增加ꎬ３＃肋位移增加ꎮ(２)由图６ａ~图６ｃ可知ꎬ若合位移Γ１为１０ｍｍꎬ单肋位移的最大幅值需为１１ ５５ｍｍꎻ从图６ｄ~图６ｆ可知ꎬ若合位移Γ２为１５ｍｍꎬ单肋位移的最大幅值需为１７ ３２ｍｍꎻ故单肋位移的幅值决定了合位移的大小ꎮ(３)由图６ａ㊁图６ｃ㊁图６ｅ可知ꎬ１＃肋工具面角相隔１２０ʎ时ꎬ某些肋运动规律相同ꎮ例如ꎬ定向器１＃肋工具面角分别为３０ʎ㊁１５０ʎ㊁２７０ʎ时ꎬ[Ω１－３０ʎꎬΩ３－１５０ʎꎬΩ２－２７０ʎ]位移运动规律相同ꎬ同样有[Ω２－３０ʎꎬΩ１－１５０ʎꎬΩ３－２７０ʎ]㊁[Ω３－３０ʎꎬΩ２－１５０ʎꎬΩ１－２７０ʎ]位移运动规律相同ꎮ(４)从图６ｆ可知ꎬ在设计轨道工具面角２４０ʎ之后ꎬ连续管钻井进入斜直井段ꎬ不存在工具面角ꎬ连续管定向器为保持钻进模式ꎬ各肋位移相等ꎬ根据式(１)ꎬ｜Ω１｜＝｜Ω２｜＝｜Ω３｜＝κｄｈ－ｄｏｒꎻ此时合位移大小为０ꎮ图６㊀定向器各肋位移随工具面角变化规律Ｆｉｇ ６㊀Ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｖｓ.ｔｏｏｌｆａｃｅａｎｇｌｅｆｏｒｅａｃｈｒｉｂｏｆｔｈｅｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌ５㊀结㊀论(１)将连续管钻井肋式定向器偏置位移矢量控制简化为控制平面内位移矢量的合成与分解ꎬ指出分位移矢量求解时解的多样性ꎬ在三翼肋定向器实际工作过程中ꎬ使用就近原则和最小能量原则进行分位移矢量计算并实现钻井过程中的导向功能ꎬ建立了连续管钻井定向器导向过程中定向模式及保持模式的肋位移控制方案ꎮ(２)通过对单肋不同工具面位移矢量分析ꎬ单肋位移的幅值决定了合位移的大小ꎮ肋工具面角相隔１２０ʎ时ꎬ某些肋运动规律相同ꎻ连续管钻井进入斜直井段ꎬ不存在工具面角ꎬ连续管定向器为保持钻进模式ꎬ各肋位移相等ꎮ参㊀考㊀文㊀献[１]㊀贺会群ꎬ熊革ꎬ李梅ꎬ等.ＬＺ５８０－７３Ｔ连续管钻机的研制[Ｊ].石油机械ꎬ２０１２ꎬ４０(１１):１－４.ＨＥＨＱꎬＸＩＯＮＧＧꎬＬＩＭꎬｅｔａｌ.Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｈｅ１３ ２０２３年㊀第５１卷㊀第２期邢志晟ꎬ等:连续管钻井肋式定向器执行机构偏置位移优化㊀㊀㊀ＬＺ５８０－７３ＴＣＴｄｒｉｌｌｉｎｇｒｉｇ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａ￣ｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１２ꎬ４０(１１):１－４.[２]㊀李猛ꎬ贺会群ꎬ辛永安ꎬ等.基于概率理论的连续管钻井调整工具面扭矩预测方法研究[Ｊ].长江大学学报(自科版)ꎬ２０１６ꎬ１３(１０):６１－７１.ＬＩＭꎬＨＥＨＱꎬＸＩＮＹＡꎬｅｔａｌ.ＴｏｒｑｕｅｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｆｏｒａｄｊｕｓｔｉｎｇｔｏｏｌｆａｃｅｄｕｒｉｎｇＣＴＤｂａｓｅｄｏｎｐｒｏｂａｂｉｌｉｔｙｔｈｅｏｒｙ[Ｊ].ＪｏｕｒｎａｌｏｆＹａｎｇｔｚｅＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ(ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＥｄｉｔｉｏｎ)ꎬ２０１６ꎬ１３(１０):６１－７１. [３]㊀贺会群ꎬ熊革ꎬ刘寿军ꎬ等.我国连续管钻井技术的十年攻关与实践[Ｊ].石油机械ꎬ２０１９ꎬ４７(７):１－８.ＨＥＨＱꎬＸＩＯＮＧＧꎬＬＩＵＳＪꎬｅｔａｌ.ＴｅｎｙｅａｒｓｏｆｋｅｙｐｒｏｂｌｅｍｓｔａｃｋｌｉｎｇａｎｄｐｒａｃｔｉｃｅｏｆｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｉｎＣｈｉｎａ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１９ꎬ４７(７):１－８.[４]㊀ＬＩＭꎬＳＵＫＨꎬＷＡＮＬＦ.Ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙａｎａｌｙｓｉｓｆｏｒｈｙｄｒａｕｌｉｃｃｙｌｉｎｄｅｒｐｒｅｓｓｕｒｅｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｏｆｏｒｉｅｎｔｅｒｉｎｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇ[Ｊ].ＪｏｕｒｎａｌｏｆＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＲｅ￣ｓｅａｒｃｈꎬ２０１９ꎬ７(１):１－１６.[５]㊀ＫＲＵＥＧＥＲＳꎬＰＲＩＤＡＴＬ.Ｔｗｅｎｔｙｙｅａｒｓｏｆｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｒｅ￣ｅｎｔｒｙｄｒｉｌｌｉｎｇｗｉｔｈｅ￣ｌｉｎｅＢＨＡｓｙｓｔｅｍｓ￣ｉｍｐｒｏｖｉｎｇｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙａｎｄｅｃｏｎｏｍｉｃｓｉｎｍａｔｕｒｉｎｇｆｉｅｌｄｓｗｏｒｌｄｗｉｄｅ[Ｃ]ʊＳＰＥ/ＩＣｏＴＡＣｏｉｌｅｄＴｕｂｉｎｇａｎｄＷｅｌｌＩｎｔｅｒｖｅｎｔｉｏｎＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅａｎｄＥｘｈｉｂｉｔｉｏｎ.ＨｏｕｓｔｏｎꎬＴｅｘ￣ａｓꎬＵＳＡ:ＳＰＥꎬ２０１６:ＳＰＥ１７９０４６－ＭＳ. [６]㊀ＳＣＨＵＬＺＥ￣ＲＩＥＧＥＲＴＲꎬＢＡＧＨＥＲＩＭꎬＫＲＯＳＣＨＥＭ.Ｍｕｌｔｉｐｌｅ￣ｏｂｊｅｃｔｉｖｅｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎａｐｐｌｉｅｄｔｏｗｅｌｌｐａｔｈｄｅ￣ｓｉｇｎｕｎｄｅｒｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ[Ｃ]ʊＳＰＥＲｅｓｅｒｖｏｉｒＳｉｍｕｌａｔｉｏｎＳｙｍｐｏｓｉｕｍ.ＴｈｅＷｏｏｄｌａｎｄｓꎬＴｅｘａｓꎬＵＳＡ:ＳＰＥꎬ２０１１:ＳＰＥ１４１７１２－ＭＳ.[７]㊀ＭＡＴＨＥＵＳＪꎬＮＡＧＡＮＡＴＨＡＮＳ.Ｄｒｉｌｌｉｎｇａｕｔｏｍａｔｉｏｎ:ｎｏｖｅｌｔｒａｊｅｃｔｏｒｙｃｏｎｔｒｏｌａｌｇｏｒｉｔｈｍｓｆｏｒＲＳＳ[Ｃ]ʊＩＡＤＣ/ＳＰＥＤｒｉｌｌｉｎｇＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅａｎｄＥｘｈｉｂｉｔｉｏｎ.ＮｅｗＯｒｌｅａｎｓꎬＬｏｕｉｓｉａｎａꎬＵＳＡ:ＳＰＥꎬ２０１０:ＳＰＥ１２７９２５－ＭＳ. [８]㊀ＶＬＥＭＭＩＸＳꎬＪＯＯＳＴＥＮＧＪＰꎬＢＲＯＵＷＥＲＤＲꎬｅｔａｌ.Ａｄｊｏｉｎｔ￣ｂａｓｅｄｗｅｌｌｔｒａｊｅｃｔｏｒｙｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｉｎａｔｈｉｎｏｉｌｒｉｍ[Ｃ]ʊＥＵＲＯＰＥＣ/ＥＡＧＥＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅａｎｄＥｘｈｉ￣ｂｉｔｉｏｎ.ＡｍｓｔｅｒｄａｍꎬＴｈｅＮｅｔｈｅｒｌａｎｄｓ:ＳＰＥꎬ２００９:ＳＰＥ１２１８９１－ＭＳ.[９]㊀ＨＩＭＭＥＬＢＥＲＧＮꎬＥＣＫＥＲＴＡ.Ｗｅｌｌｂｏｒｅｔｒａｊｅｃｔｏｒｙｐｌａｎｎｉｎｇｆｏｒｃｏｍｐｌｅｘｓｔｒｅｓｓｓｔａｔｅｓ[Ｃ]ʊ４７ｔｈＵ.Ｓ.ＲｏｃｋＭｅｃｈａｎｉｃｓ/ＧｅｏｍｅｃｈａｎｉｃｓＳｙｍｐｏｓｉｕｍ.ＳａｎＦｒａｎ￣ｃｉｓｃｏꎬＣａｌｉｆｏｒｎｉａ:ＡＲＭＡꎬ２０１３:ＡＲＭＡ２０１３－３１６. [１０]㊀冯定ꎬ王鹏ꎬ张红ꎬ等.旋转导向工具研究现状及发展趋势[Ｊ].石油机械ꎬ２０２１ꎬ４９(７):８－１５.ＦＥＮＧＤꎬＷＡＮＧＰꎬＺＨＡＮＧＨꎬｅｔａｌ.Ｒｅｓｅａｒｃｈｓｔａｔｕｓａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｔｒｅｎｄｏｆｒｏｔａｒｙｓｔｅｅｒａｂｌｅｓｙｓｔｅｍｔｏｏｌ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０２１ꎬ４９(７):８－１５.[１１]㊀赵金洲ꎬ孙铭新.旋转导向钻井系统的工作方式分析[Ｊ].石油机械ꎬ２００４ꎬ３２(６):７３－７５.ＺＨＡＯＪＺꎬＳＵＮＭＸ.Ｗｏｒｋｉｎｇｍｏｄｅａｎａｌｙｓｉｓｏｆｒｏｔａ￣ｒｙｓｔｅｅｒａｂｌｅｓｙｓｔｅｍ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２００４ꎬ３２(６):７３－７５.[１２]㊀ＬＩＣＮꎬＳＡＭＵＥＬＲ.ＢｕｃｋｌｉｎｇｏｆｃｏｎｃｅｎｔｒｉｃｓｔｒｉｎｇＰｉｐｅ￣ｉｎ￣Ｐｉｐｅ[Ｃ]ʊＳＰＥＡｎｎｕａｌＴｅｃｈｎｉｃａｌＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅａｎｄＥｘｈｉｂｉｔｉｏｎ.ＳａｎＡｎｔｏｎｉｏ.ＴｅｘａｓꎬＵＳＡ:ＳＰＥ１８７４５５－ＭＳ.[１３]㊀ＢＯＯＮＳＲＩＫ.Ｔｏｒｑｕｅｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｗｅｌｌｐｌａｎｎｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓ[Ｃ]ʊＩＡＤＣ/ＳＰＥＡｓｉａＰａｃｉｆｉｃＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈ￣ｎｏｌｏｇｙＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ.ＢａｎｇｋｏｋꎬＴｈａｉｌａｎｄ:ＩＡＤＣ/ＳＰＥꎬ２０１４:ＳＰＥ１７０５００－ＭＳ.[１４]㊀胡亮ꎬ高德利.连续管钻定向井工具面角调整方法研究[Ｊ].石油钻探技术ꎬ２０１５ꎬ４３(２):５０－５３.ＨＵＬꎬＧＡＯＤＬ.ＳｔｕｄｙｏｎａｍｅｔｈｏｄｆｏｒＴｏｏｌｆａｃｅｒｅ￣ｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｗｉｔｈｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇ[Ｊ].ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈｎｉｑｕｅｓꎬ２０１５ꎬ４３(２):５０－５３. [１５]㊀李猛ꎬ贺会群ꎬ辛永安ꎬ等.连续管钻井电液定向装置工具面调整方法[Ｊ].石油钻探技术ꎬ２０１６ꎬ４４(６):４８－５４.ＬＩＭꎬＨＥＨＱꎬＸＩＮＹＡꎬｅｔａｌ.Ｔｏｏｌｆａｃｅｏｒｉｅｎｔａ￣ｔｉｏｎｂｙｕｓｉｎｇａｎｅｌｅｃｔｒｉｃ￣ｈｙｄｒａｕｌｉｃｏｒｉｅｎｔｅｒｄｕｒｉｎｇｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｒｉｌｌｉｎｇ[Ｊ].ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＤｒｉｌｌｉｎｇＴｅｃｈ￣ｎｉｑｕｅｓꎬ２０１６ꎬ４４(６):４８－５４.[１６]㊀李猛ꎬ贺会群ꎬ张云飞.连续管钻井电液定向器工具面角度调整分析[Ｊ].石油机械ꎬ２０１６ꎬ４４(５):１－７.ＬＩＭꎬＨＥＨＱꎬＺＨＡＮＧＹＦ.Ａｎａｌｙｓｉｓｏｎｅｌｅｃｔｒｏ￣ｈｙｄｒａｕｌｉｃｏｒｉｅｎｔａｔｉｏｎｔｏｏｌｆａｃｅａｎｇｌｅａｄｊｕｓｔｍｅｎｔｆｏｒｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌｄｒｉｌｌｉｎｇ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１６ꎬ４４(５):１－７.[１７]㊀程载斌ꎬ姜伟ꎬ蒋世全ꎬ等.旋转导向系统三翼肋偏置位移矢量控制方案[Ｊ].石油学报ꎬ２０１０ꎬ３１(４):６７６－６７９ꎬ６８３.ＣＨＥＮＧＺＢꎬＪＩＡＮＧＷꎬＪＩＡＮＧＳＱꎬｅｔａｌ.Ｃｏｎｔｒｏｌｓｃｈｅｍｅｆｏｒｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｖｅｃｔｏｒｏｆｔｈｒｅｅ￣ｐａｄｂｉａｓｉｎｇｒｏ￣ｔａｒｙｓｔｅｅｒａｂｌｅｓｙｓｔｅｍ[Ｊ].ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａꎬ２０１０ꎬ３１(４):６７６－６７９ꎬ６８３.㊀㊀第一作者简介:邢志晟ꎬ生于２０００年ꎬ中国石油大学(北京)在读硕士研究生ꎬ研究方向为石油与天然气工程ꎮ通信作者:李猛ꎬＥ￣ｍａｉｌ:ｌｉｍｅｎｇｔｉ０６＠１２６ ｃｏｍꎮ㊀收稿日期:２０２２－０８－１７(本文编辑㊀南丽华)２３ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第２期。
一种井眼轨迹控制质量整体评估与预测摩阻扭矩修正方法
一种井眼轨迹控制质量整体评估与预测摩阻扭矩修正方法艾飞
【期刊名称】《中国石油大学胜利学院学报》
【年(卷),期】2022(36)4
【摘要】提出一种井眼轨迹控制质量整体评估方法,用于修正钻前预测摩阻扭矩,以实现钻井施工难度合理评估。
分析实钻井眼轨迹与设计井眼轨道的空间几何关系,提出局部井段空间最近距离扭转行程波动幅度和扭转角度的概念,分别以距离波动幅度和近似扭转角为评估标准,建立基于空间最近距离扭转行程波动幅度的局部和全井段相似性评估模型。
实例研究分析大斜度井实钻井眼轨迹相对于设计井眼轨道的局部和全井段相似性系数变化规律,并计算实钻井眼轨迹摩阻相对于设计井眼轨道的偏差,提出钻前预测摩阻扭矩的修正方法,为钻前合理预测摩阻扭矩提供一种技术手段。
【总页数】7页(P77-83)
【作者】艾飞
【作者单位】中海石油(中国)有限公司深圳分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE132
【相关文献】
1.小井眼长水平段水平井摩阻扭矩控制技术
2.新钻井技术钻出光滑的连续井眼降低了扭矩和摩阻
3.拟悬链线轨迹设计方法及其摩阻扭矩评价
4.二维井眼轨迹摩阻扭矩的影响因素分析
5.大斜度长稳斜井段钻井摩阻／扭矩分析、预测与控制
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
定向井井眼轨迹控制影响因素分析及对策
定向井井眼轨迹控制影响因素分析及对策定向井井眼轨迹控制是钻井工程中的重要环节，它直接关系到井眼的走向和位置，对井下工作的顺利进行起着至关重要的作用。
然而随着井深增加和地质条件的复杂，井眼轨迹控制也会受到各种因素的影响，从而带来一系列的挑战和问题。
本文将从定向井井眼轨迹控制的影响因素进行分析，并提出相应的对策，以期为相关行业提供一定的参考和帮助。
一、地质因素地质因素是影响定向井井眼轨迹控制的主要因素之一。
不同地质条件下的岩层性质不同，如井壁稳定性差、地层倾角大、产层地质构造复杂等，都会对井眼轨迹控制造成困难。
在地层倾角大的情况下，井眼轨迹受到重力影响较大，容易出现井眼偏离预定轨迹的情况。
产层地质构造复杂则容易导致井眼发生扭曲和偏转，影响井眼轨迹的控制。
在实际作业中需要根据地质特点制定针对性的施工方案，并加强地质预测和评价，以减小地质因素对井眼轨迹控制的不利影响。
二、工程技术因素工程技术因素也是影响定向井井眼轨迹控制的重要因素之一。
在钻井作业中，使用的定向导向工具、测斜仪和定向井钻具等设备的性能和精度直接影响着井眼轨迹的控制效果。
不同的导向工具和测斜仪的精度、稳定性和适用范围都有所不同，需要根据具体情况选择合适的工具和设备。
在使用过程中还需要加强对设备的维护和检修工作，确保设备能够正常运行，保证井眼轨迹控制的精度和稳定性。
钻井作业中的操作技术与人员素质也对井眼轨迹控制起到重要的影响作用，对相关人员进行培训和考核，提高其技术素质和操作水平，有利于提高井眼轨迹控制的效果。
三、环境因素环境因素也是影响定向井井眼轨迹控制的重要因素之一。
在钻井现场，受到天气、地形、季节、海拔等自然环境因素的影响，会对井眼轨迹控制造成一定的不利影响。
如恶劣的天气条件下，风浪大、雨雪天气恶劣等都会影响到定向井井眼轨迹控制的精度。
特别是在海洋钻井作业中，海浪、潮汐等环境因素更加复杂，对井眼轨迹控制的要求更高。
需要在实际作业中对环境因素进行充分的评估和预测，有针对性地制定相应的作业方案，采取有效的措施，以减小环境因素对井眼轨迹控制的不利影响。
三维井身底部钻具组合受力分析计算方法
三维井身底部钻具组合受力分析计算方法
宋执武;高德利;周英操
【期刊名称】《石油钻探技术》
【年(卷),期】2005(033)002
【摘要】推导出了在一跨内在两个平面上由一个端点的弯矩和转角计算另一个端点的弯矩和转角的计算公式,然后根据空间解析几何的有关知识,利用上下两跨钻柱在节点处切线方向向量相同的条件,先将上一跨的端点处转角合成为方向向量,再在下一跨进行分解,从而推导出了上下两跨钻柱在节点处的转角关系;又利用向量投影法则,将上一跨在井斜平面和方位平面的弯矩及扭矩分别向下一跨的井斜平面和方位平面及扭矩轴进行投影计算,推导出了上下跨间的弯矩关系公式.给出了带弯接头结构钻具组合的处理方法及扭矩的计算方法.
【总页数】5页(P8-12)
【作者】宋执武;高德利;周英操
【作者单位】中国石油大学(北京)石油天然气工程学院,北京昌平,102249;大庆石油管理局博士后工作站,黑龙江大庆,163413;中国石油大学(北京)石油天然气工程学院,北京昌平,102249;大庆石油管理局钻井工程技术研究院,黑龙江大庆,163413
【正文语种】中文
【中图分类】TE21
【相关文献】
1.石油钻井井身轨道设计的优化计算方法 [J], 于桂荣;邢玉德;鲁港
2.定向钻施工中井身曲线计算方法与高程误差的关系 [J], 杨冀;葛松
3.水平井上部钻柱和底部钻具组合受力分析 [J], 徐彦
4.井态悬链线方程及其井身轴线的设计技巧：定向井井身选线问题研究 [J], 刘福齐
5.井身轨道设计的优化计算方法 [J], 佟长海
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
国内大位移井轨迹控制中降低摩阻技术现状及应用分析
水 力加 压 器是 用 于 克服 钻井 作 业过 程 中的摩 阻 比 较 先进 的工具 之一 ， 其 主要结 构 包括 ： 伸 缩 接头 ， 一级 、 二 级 和三 级 活塞 ， 缸筒 ， 上接 头 等部 件组 成 。水 力 加压 器 借 助 高压 钻 井 液 作 用 于 活 塞 上 、 下 端 面 上 的压 差 来
虽然大位移井对油气 田开发具 有巨大的优势 ， 但 是在作业 过程中同样也存在诸多 困难 ， 制 约着大位移 井 技 术 的 发展 。其 中 ， 一 个 比较 突 出 的 问题 就 是 定 向 作业过程中 ， 在滑 动 钻进 的状 态 下 ， 钻 具 管柱 与井 壁 之
间接 触 产 生较 大 的摩 阻 ， 制 约 了轨 迹 控 制 的效 果 和 钻 井 效 率 。钻 进 过程 中 ， 钻 具摩 阻 的影 响因 素有 很 多 ， 其 中包 括 ： 钻 具组 合 、 井 洁 状
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ３ — ０ １ — ３ １ 修 回 日期 ： ２ ０ １ ３ — ０ ２ — １ ７
产生压力 ， 并通过伸缩杆传递给钻头 ， 连续不断地使活 塞 和钻头 向下 移动 形成 机械 进 尺 ］ 。
水力 加 压器 直 接将 循 环泵 所 提供 的液压 能 转换 为
机械能 ， 改 变 钻 井施 工 由钻 柱 自身 所受 重力 产 生 钻 压
的模式 ， 使钻进过程 中施加 的钻压更加平稳 减小钻压 引起 的振 动 。
作者简 介 ： 祝靖（ １ ９ ８ ６ 一 ） ， 男（ 汉族 ） ， 山东东 营人 ， 助理工程师 ， 现从事定 向井技术服务和钻井工艺科研工作 。
中 图分类 号 ： Ｔ Ｅ ２ ４ ２ 文献标 识 码 ： Ａ 文章 编号 ： １ ０ ０ ４ — ５ ７ １ ６ （ ２ ０ １ ３ ） １ ０ — ０ ０ ５ １ — ０ ４ 大位 移 井 （ Ｅ ｘ ｔ ｅ ｎ ｄ ｅ ｄ Ｒ ｅ ａ ｃ ｈ Ｄｒ ｉ ｌ ｌ ｉ ｎ ｇ ） 在 国际上 的定
井眼轨迹测斜计算方法误差分析
井眼轨迹测斜计算方法误差分析作者：陈炜卿， 管志川， CHEN Wei-qing， GUAN Zhi-chuan作者单位：中国石油大学,石油工程学院,山东,东营,257061刊名：中国石油大学学报（自然科学版）英文刊名：JOURNAL OF CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM(EDITION OF NATURAL SCIENCE)年，卷(期)：2006,30(6)被引用次数：5次1.陈炜卿;管志川;赵丽井眼轨迹随钻测量中的测斜仪器不对中随机误差分析[期刊论文]-中国石油大学学报(自然科学版) 2006(02)2.CHIA C R;PHILIPS W J;AKLESTAD D L A new wellbore position calculation method 20033.常兆光;王清河;宋岱才随机数据处理方法 19974.刘修善;艾池;王新清井眼轨道的插值法 1997(02)5.龚伟安斜井的空间形态及其实用计算理论 1996(04)6.韩志勇定向井设计与计算 19891.刘永旺.管志川.梁海明.魏凯.王伟.李春燕测段选择对轨迹拟合精度的影响及其处理方法[期刊论文]-石油钻采工艺 2010(4)2.张延顺.王月一种新型井眼轨迹连续测量方法[期刊论文]-北京航空航天大学学报 2010(2)3.刘永旺.吕杰.苗同勇.高金亮.王庆峰小井眼三维绕障定向井井眼轨迹控制技术与实践[期刊论文]-新疆石油天然气 2009(3)4.钟原.陈浩.李悦钦.何玉发三维井眼轨迹仿真研究[期刊论文]-现代计算机（专业版） 2008(3)5.栾鑫浅谈井斜校正对构造成图精度的影响[期刊论文]-大庆石油地质与开发 2008(4)本文链接：/Periodical_sydxxb200606008.aspx。
底部钻具组合力学性能分析及优化
底部钻具组合力学性能分析及优化
纪慧;李军;杨宏伟;柳贡慧;关立臣
【期刊名称】《石油机械》
【年(卷),期】2024(52)6
【摘要】深井段复杂地层倾角大,井斜控制难度大,严重影响了安全钻进。
为准确控制井眼轨迹,提高钻具的造斜能力,采用纵横弯曲梁法建立力学计算模型,分析井眼曲率、地层倾角、各跨长度和外径、柔性短节、稳定器外径、翼肋推力、钻压和井斜角等因素对多种底部钻具组合力学性能的影响,优化底部钻具组合。
研究结果表明:弯螺杆相比于直螺杆有更好的防斜纠斜能力,更适合在深部造斜力强的地层使用;当方位角在25°与205°时地层侧向力最小;定向井段井眼曲率对2种螺杆钻具组合的导向力影响最大,井斜角次之,钻压影响较小;翼肋推力对弯螺杆推靠式旋转导向钻具组合(RSBHA)的造斜力和造斜性能影响最为显著,钻压次之,井斜角的影响较小。
研究结果可为复杂地层井斜规律的研究和控制提供参考依据,钻井工具的合理组合及优化对减少井斜问题、顺利完钻起着重要作用。
【总页数】9页(P20-28)
【作者】纪慧;李军;杨宏伟;柳贡慧;关立臣
【作者单位】中国石油大学(北京);中国石油大学(北京)克拉玛依校区;北京工业大学【正文语种】中文
【中图分类】TE921
【相关文献】
1.带旋转导向工具底部钻具组合的动力学特性分析及参数优化
2.底部钻具组合动力学特性模拟试验方法研究
3.底部钻具组合性能分析的传递矩阵方法
4.基于钻柱动力学的底部钻具组合疲劳寿命研究
5.旋转导向系统底部钻具组合力学计算新方法
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
大位移井钻井井眼轨迹控制对策探析
大位移井钻井井眼轨迹控制对策探析引言随着油气资源的逐渐枯竭，勘探与开发的难度也在逐渐增加。
在油田开发中，大位移井钻井技术已经逐渐成为了发展的趋势。
大位移井钻井是指通过在同一块地面上较小的井底面上进行多次钻井，形成多条井眼，以达到提高地理油田勘探开发效率、增加油气生产量的目的。
大位移井钻井井眼轨迹控制一直是制约大位移井钻井技术应用和发展的难题。
本文将对大位移井钻井井眼轨迹控制对策进行深入探讨。
1. 高难度地质条件由于大位移井钻井井眼轨迹控制的需要在同一地面上进行多次钻井，这就要求在同一油藏内形成不同位置的多条井眼。
往往需要面对复杂的地质条件，如不同的地层构造、地层岩性、地层风险等。
这些地质条件对井眼轨迹控制提出了非常高的要求。
2. 钻井技术限制传统的钻井技术在大位移井钻井井眼轨迹控制上存在一定的限制。
传统的钻井技术通常只能实现直井或轻度斜井的钻井目标，难以满足大位移井钻井井眼轨迹控制的要求。
3. 井下工作环境复杂大位移井钻井井眼轨迹控制需要在地下进行多次定向钻井，这就要求井下工作环境非常复杂。
井下的高温高压、地层条件的不断变化、设备的稳定性等都对井眼轨迹控制提出了挑战。
1. 应用先进的钻井技术针对大位移井钻井井眼轨迹控制的难点，可以采用一些先进的钻井技术，如水平井钻井技术、定向井钻井技术、超深井钻井技术等，以满足多井眼井眼轨迹控制的需求。
通过采用MWD/LWD、井下导向、电缆加密、钻头成像等现代化钻井工艺技术，可以提高大位移井钻井井眼轨迹控制的精度和可靠性。
2. 优化井眼轨迹设计应根据具体的地质情况和勘探开发目标，合理设计大位移井钻井井眼轨迹。
可以采用国际先进的定向井钻井软件进行建模和仿真，优化井眼轨迹设计，以实现在同一油藏内形成不同位置的多条井眼的目标。
3. 加强现场管理和监控在大位移井钻井井眼轨迹控制过程中，加强现场管理和监控是非常重要的。
必须加强现场监督，确保每一次钻井作业都是按照预定的井眼轨迹进行，及时调整井下设备和工艺参数，以保证井眼轨迹的准确性和稳定性。
井眼轨迹控制技术教案
井眼轨迹控制技术教案课程时长：2学时适用对象：石油工程学、石油工程技术专业的大学本科生教学目标：1.通过本课程的学习，学生将了解到井眼轨迹控制技术的基本原理和应用；2.学生将掌握井眼轨迹控制的方法、技巧和常见问题的解决方法；3.培养学生的团队合作能力和问题解决能力。
教学内容：1.井眼轨迹控制技术的基本原理和意义；2.井眼轨迹控制的方法和技巧；3.井眼轨迹控制中常见问题的解决方法。
教学过程：第一节课（1学时）一、引入（10分钟）1.引导学生思考井眼轨迹控制在石油工程中的重要性和应用情况；2.提出本节课的教学目标和内容。
二、讲解井眼轨迹控制技术的基本原理和意义（20分钟）1.介绍井眼轨迹控制技术的定义和基本原理；2.分析井眼轨迹控制的意义和应用。
三、讲解井眼轨迹控制的方法和技巧（20分钟）1.介绍井眼轨迹控制的常用方法和技巧；2.分析每种方法和技巧的适用条件和优缺点。
四、讲解井眼轨迹控制中常见问题的解决方法（20分钟）1.分析井眼轨迹控制中常见的问题和难点；2.介绍解决这些问题的方法和技巧。
五、小结（10分钟）对本节课的重点内容进行小结，并预告下一节课的内容。
第二节课（1学时）一、复习上节课内容（10分钟）复习上节课讲解的井眼轨迹控制技术的基本原理、意义、方法和技巧。
二、案例分析（30分钟）提供一个井眼轨迹控制的实际案例，让学生通过分析和讨论，深入理解井眼轨迹控制技术的应用方法和技巧。
三、小组讨论和展示（30分钟）1.将学生分成小组，让每个小组选择一个实际问题进行讨论；2.每个小组展示他们的讨论结果，并对其他小组的提问进行回答。
四、总结和提问（10分钟）1.对本节课的内容进行总结；2.提问学生对井眼轨迹控制技术的疑问和深入思考的问题。
评价方法：1.学生的参与度和讨论的质量；2.学生对井眼轨迹控制技术的理解程度；3.学生对案例分析的掌握程度；4.学生总结和提问的水平。
教学用具：1.课件和投影仪；2.实际井眼轨迹控制案例；3.小组讨论题目。
定向井井眼轨迹控制影响因素分析及对策
定向井井眼轨迹控制影响因素分析及对策定向井井眼轨迹控制是油田开发中重要的技术环节，对于确定井眼轨迹的路径、角度和深度具有重要意义。
在定向井的施工过程中，有很多因素会对井眼轨迹的控制产生影响，本文将围绕定向井井眼轨迹控制的影响因素展开分析，并提出相应的对策。
一、地质因素地质因素是影响定向井井眼轨迹控制的重要因素之一。
地层的物性、构造和地震等因素都会对井眼轨迹的控制产生一定的影响。
地层的硬度、稳定性、断裂带等都会影响钻井液的循环和井眼的稳定，从而影响井眼轨迹的控制。
针对地质因素造成的影响，可以采取以下对策：1.制定合理的钻井液方案，根据地层情况合理选择钻井液的类型和性能，保障井眼的稳定和钻进效率；2.在设计井眼轨迹时，充分考虑地层构造、裂缝带和断层等地质因素，进行合理的设计规划，减小地质因素对井眼轨迹的影响；3.根据地层的地质特征，合理选择钻井工艺和钻具，进行合理的施工操作，保障井眼轨迹的精准控制。
二、工程因素1.严格控制钻井液的性能，包括密度、粘稠度、过滤性能等，保障钻井液对井眼的稳定性和冲刷效果；2.加强对井筒的完整性管理，包括对井眼的稳定性、防漏和井眼壁的保护等方面，保障井眼轨迹的控制稳定；3.选择高品质的钻具和控制工具，确保钻具的稳定性和有效性，从而保障井眼轨迹的精准控制。
施工因素是影响定向井井眼轨迹控制的另一个关键因素。
包括作业环境、施工设备和施工人员等方面。
这些因素的不稳定性都会对井眼轨迹的控制产生一定的影响。
1.提高作业环境的管理水平，包括对施工现场的管理、维护和环保等方面，确保作业环境的稳定和安全；2.对施工设备进行定期维护和检修，保障施工设备的正常运行和稳定性；3.加强对施工人员的技术培训和管理，确保施工人员有专业的技能和丰富的经验，从而保障井眼轨迹的精准控制。
定向井井眼轨迹控制受到地质因素、工程因素和施工因素的影响。
在实际施工中，需要针对不同因素采取相应的对策，从而保障井眼轨迹的精准控制。
非线性位移与井眼轨迹
非线性位移与井眼轨迹
尹宏锦
【期刊名称】《石油大学学报：自然科学版》
【年(卷),期】1990(014)003
【摘要】本文提出了钻头位移量与钻压的α次方成比例的非线性位移模式(其中α>0)。
结果表明,利用模式计算钻头合位移,其方向并非总是与合力方向一致。
由此得出,决定井眼轨迹的是钻头合位移方向,而不必是合力方向。
本文分析了合位移方向的变化规律,导出了判断合位移方向变化的参考锥面及其准线方程。
并列出了非线性位移模式的试验结果。
【总页数】7页(P17-23)
【作者】尹宏锦
【作者单位】无
【正文语种】中文
【中图分类】TE22
【相关文献】
1.SHL大位移井井眼轨迹设计 [J], 王孝山;苏志波;姜韡;王宏民
2.大位移水平井施工中井眼轨迹控制技术 [J], 李硕;伊向艺
3.大位移井钻井井眼轨迹控制对策研究 [J], 徐兵
4.南海大位移井眼轨迹精准控制技术应用 [J], 陈树恩
5.基于熵权法的大位移井井眼轨迹设计方案优选 [J], 韦龙贵;王赞;陈立强;李磊;张昌超
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
L2 n1
24 EI n1 qn1 X un1
en1 en
M0 0
单稳计算公式
M0 0
计算公式
钻头侧向力
算例
单稳定器降斜钻具组合：钻头 直 径 216mm ， 第 1 稳 定 器 直 径 216mm，第1 稳定器至钻头距离 L1=18m，钻铤外径159mm，钻井 液密度为1.2g/cm3，井斜角为5， 井 眼 直 径 为 216mm 。 钻 压 为 100kN ， 求 钻 头 侧 向 力 （ E = 199810000.）
• 1966年，Merphey和Cheatham发表论文，研究了光钻铤钻具在直井眼和具 有定曲率二维井眼中的受力与变形，得到了钻头和上切点间钻柱的弹性线 微分方程式。他们的方程虽然在形式上与A.Lubinski的不同，但解法和结果 都相同
文献综述（2）
• 1973年，Walker应用弹性力学的势能原理求解钻具组合受力和变形 问题。后来他根据弹性理论中的弯曲扭转杆件理论，考虑了扭矩的 作用，对BHA作了三维分析，并采用逆解法求解。
前言
底部钻具组合，既受横向载荷作用，又受轴向力 作用，同时受井眼约束，其受力和变形比较复杂， 属于纵横弯曲非线性力学问题。
通过底部钻具组合（BHA）力学分析，可确定钻 头对地层的机械作用力和钻头指向，从而在主观上 为井眼轨迹预测和控制提供定量依据。
基本假设
1. 底部钻具组合各结构单元处于弹性状态； 2. 底部钻具组合各结构单元可以具有任意几何尺寸和材料性质，但
• 近年来，张学鸿、刘巨保、吕英民、帅健等用不同的有限元法求解 BHA的受力和变形。
纵横弯曲法
单跨受力分析
计算公式
计算公式
计算公式
计算公式
计算公式
方程推导
方程推导
计算公式
Mi1Z ui
2M i Y ui
Li1Ii Y Li Ii1
ui1
M i1
Li 1 I i Li Ii1
RA
MB
M
A
PA l sin A l cos A
q 2
l2
sin
RPaa
ห้องสมุดไป่ตู้
RA RA
sin A PA cos cos A PA sin
A A
任一点处弯矩
Mx
MA
Ra
x
Pa
y
q 2
sin x2
d2y M x EI dx2
权余法
M A 2EIc2 Ra 6EIc3 Pac1 x
文献综述（1）
• 1950年，Lubinski研究了竖直井中钻柱的受力与变形，提出了钻柱多次弯曲 的观点。他导出了非线性三阶微分方程，并用贝塞尔函数表示该方程的解。 后来他放弃了竖直井筒的假设，导出新的钻柱受力变形的微分方程，采用 迭代法求解，并将结果制成了实用图表。
• Hoch首先提出了井眼曲率对下部钻具组合力学特性的影响，分析了弯曲井 眼中多稳定器满眼钻具组合。他在进行理论分析时，把上稳定器处视为铰 链连接是不符合实际情况的，因而导致较大误差。另外，他还不恰当地运 用了线性力学体系的迭加原理。对此，西南石油学院扶正器小组专门撰文 作了详细讨论。
• 1974年，Brakley和Fischer分别用有限差分法求解弯曲井眼中BHA 的受力和变形。
• 自1978年起，Millheim发表多篇文章，用有限元素法求解BHA的受 力和变形。
• 自1977年起，白家祉提出用纵横弯曲连续梁法求解BHA的受力和变 形。
• 1988年，高德利等提出用权余法来求解BHA的精确控制微分方程， 并编成了软件。
底部钻具组合力学分析
宋执武
前言
① 影响定向钻井轨迹的主要因素包括：底部钻具组合（BHA）、钻头、 钻井参数（钻压、转速、扭矩及液压等）、井眼约束及待钻地层，等。 其中，BHA、钻头及钻井参数，是可以人为设计控制的主观因素，而地 层则是不可忽视的客观因素；实际钻成的井眼轨迹，在钻前是预测和控 制的对象，而在钻后则可通过测斜与计算加以描绘。
0
边界条件
y(0) 0 EIy '' (0) M A
y(l) 0 EIy '' (l) M B
公式中的参数
c1
q sin l 3 M A M B
12
24 EI
分段保持为常数； 3. 钻头居于井底中心，钻头和地层间无力偶作用； 4. 井眼为圆形，且对底部钻具组合刚性支承（在接触点处）； 5. 在切点以上，钻柱躺在井眼低边； 6. 井壁为刚性体，井眼尺寸不随时间而变化； 7. 稳定器与井壁之间的接触为点接触； 8. 不考虑转动和振动的影响。 9. 忽略钻柱和钻井液的动力效应。
12EIc4
q sin
2
Pa c2
x 2
Pac3 x3
Pac4 x 4
0
根据权余法中的子域法，将上式的左端从0到l 积分，消去内部残值，经过计算并化简可得：
EI
2c2 3c3l 4c4l 2
Pa
c1l 2
c2l 2 3
c3l 3 4
c4l 4 5
ql 2 6
sin
MA
Ral 2
权余法分析
根据三弯矩方程 法，将底部钻具组合 由稳定器处断开，将 两稳定器的中心连线 作为x轴，垂直于x轴， 指向井眼高边的方向 作为y轴，则每一跨 的受力情况如图。
挠度试函数
根据权余法，将原点设在每一跨 的上稳定器中心上，则其挠度试函 数为：
4
y ci xi i 1
A点支反力
对B点取矩并整理，可求得A点支反力：
② 实钻井眼轨迹的形成， 是钻头与地层相互作用的结 果，既有赖于主观因素，也 必然受到客观因素的影响。 同时，已钻成的井眼不仅对 BHA 的 力 学 行 为 具 有 较 大 的约束作用，而且对所钻地 层的各向异性钻井效应具有 不可忽略的影响。
①地层 ②BHA ③钻头 ④钻井参数 ⑤井眼约束
① 高德利，刘希圣，徐秉业.井眼轨迹控制.石油大学出版社，1994 ② 高德利.井眼轨迹控制问题的力学分析方法.石油学报，1996,17(1)：115-121
Z
ui1
qiL2i X
4
ui
qi1L2i1 Li1Ii X
4
Li Ii1
ui1
6EIi ei ei1 L2i
6EIi ei1 ei
Li Li1
i 1 ~ n
L4 n1
4M nZ qn1 X
un1 un1
L2 n1
8M n1Y un1 qn1 X un1