磨铣打捞管柱摩阻分析
海上油田防砂管柱打捞关键技术
文章编号：1000 − 7393(2022)06 − 0758 − 05 DOI: 10.13639/j.odpt.2022.06.015海上油田防砂管柱打捞关键技术高永华1 胡晋阳2 丁鹏飞2 许清海21. 中海石油(中国)有限公司天津分公司；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司引用格式：高永华，胡晋阳，丁鹏飞，许清海. 海上油田防砂管柱打捞关键技术［J ］. 石油钻采工艺，2022，44（6）：758-762.摘要：现有的防砂管柱打捞技术对割点位置、井斜和钻具组合对切割作业的影响考虑较少。
从打捞防砂管柱的关键环节切割和套铣入手，确定了水力机械切割点位置，对切割时刀片受力进行了计算，并对切割影响因素进行了分析，阐明了套铣防砂管柱的关键技术。
研究表明：井斜小于12°，应适当增加钻铤数量来提高钻具旋转稳定性；井斜在12°~55°之间，应减小切割压力、增加钻铤数量、延长切割时间来保障切割作业；井斜大于55°，选择减小切割压力、减少钻铤数量、增加扶正器或者减扭器来提高切割成功率。
应用该技术在渤海油田辽东、渤南、渤西区块共进行60余井次防砂管柱打捞作业，大幅度提高了防砂管柱打捞效率和大修作业时效。
关键词：防砂管柱；打捞；切割；井斜；钻具组合；套铣中图分类号：TE358 文献标识码： AKey technology for sand control tubing fishing in offshore oilfieldsGAO Yonghua 1, HU Jinyang 2, DING Pengfei 2, XU Qinghai 21. CNOOC Limited Tianjin Branch , Tianjin 300452, China ;2. CNOOC Energy Technology & Services Limited , Drilling & Production Co., Ltd., Tianjin 300452, ChinaCitation: GAO Yonghua, HU Jinyang, DING Pengfei, XU Qinghai. Key technology for sand control tubing fishing in offshore oilfields ［J ］. Oil Drilling & Production Technology, 2022, 44(6): 758-762.Abstract: The current sand control tubing fishing technology has less consideration for the effects of the cutting position, well inclination and bottomhole assembly on the cutting operation. This research focused on two key points of fishing sand control tubing −cutting and milling and identified the cutting positions of the hydraulic mechanical cutting tool. The force on cutters during cutting was calculated, the factors affecting cutting were investigated, and the key technology for milling of sand control tubing was clarified. The research showed that with well inclination less than 12°, extra drill collars are required to improve the BHA rotation stability; with well inclination of 12°−55°, the reduction of cutting pressure, increase of drill collars, and prolonged cutting time should be adopted; with well inclination above 55°, it is required to reduce the cutting pressure, decrease drill collars, and place extra centralizers or torque reducers to improve the cutting power. Over 60 sand control tubing fishing operations using the presented technology were performed in the Liaodong, Bonan, and Boxi blocks of the Bohai Bay oilfield, which greatly enhances the fishing efficiency of sand control tubing and well intervention time-efficiency.Key words: sand control tubing; fishing; cutting; well inclination; bottomhole assembly; milling基金项目: 中海石油(中国)有限公司科技项目“渤海油田3 000万吨持续稳产关键技术研究”(编号：CNOOC-KJ 135 ZDXM 36 TJ01-GD)子课题“渤海油田注水井大通径分层防砂技术研究与应用”部分研究成果。
水平井管柱摩阻影响因素与对策分析
RESOURCES WESTERN RESOURCES2019年第六期资源综合随着致密砂岩油气、页岩油、页岩气、煤层气等非常规油气探勘开发的发展，水平井施工数量持续增长、水平段长度不断增加，与此同时，管柱的摩阻扭矩也成为制约水平井技术发展的关键问题之一。
管柱摩阻是指管柱与井壁之间的摩擦阻力，主要包括钻柱的轴向摩擦阻力及周向摩擦扭矩。
1.摩阻对水平井施工的影响随着水平井造斜段井斜的增大，井内钻具开始贴紧井壁，使得井眼内钻具的摩阻和扭矩非常之大，严重影响井下安全、钻井时效与钻井成本。
在常规螺杆施工的水平井中，摩阻对水平井钻进施工的影响主要有：（1）钻井摩阻大，容易出现黏滑、卡钻等现象，大幅增加循环及划眼倒划眼时效；（2）定向钻进工况下，钻压传递效率低，降低钻速，严重影响钻井速度和井轨迹控制；（3）复合钻进时摩阻扭矩过大，容易加剧钻具疲劳损伤；（4）影响钻具使用寿命并增加井下复杂情况的几率；（5）严重的托压现象甚至可以制约水平段的延伸等。
此外，摩阻过大也将导致完井作业时套管难以顺利下入，下套管主要依靠套管自重推着管柱下入设计井深，在大斜度井段和水平井段，摩擦阻力增加了下套管的难度，严重时将影响套管顺利下入到设计井深。
2.水平井摩阻影响因素分析钻柱摩阻主要包括轴向摩擦阻力及周向摩擦扭矩，轴向摩擦力的大小取决于摩擦系数和钻具与井眼间的压力，而钻具摩阻扭矩主要取决于摩阻系数、钻具与井眼的压力和钻具的外径。
影响管柱摩阻因素主要包括井眼轨迹、钻井液性能及井眼清洁程度等。
井眼轨迹是控制水平井摩阻扭矩的关键，光滑且狗腿度较小的井眼内钻具的摩阻较小。
实际水平井施工中，有时需增、降井斜造成井斜起伏较大、狗腿度过大，有时还存在扭方位的情况，使得钻井过程中摩阻过大，并且影响后期套管的下入。
增大靶前位移、降低狗腿度可以减小钻具与井壁间压力，但由于斜井段长度随之增大，通过增大靶前位移来降低摩阻效果不显著，而在相同靶前位移情况下，随着造斜率的增大，管柱摩阻和扭矩逐渐增大[1]。
管柱力学
第一章管柱结构及力学分析1.1水平井修井管柱结构1.1.1修井作业的常见类型修井作业的类型很多，包括井筒清理类的、打捞落物类的、套管修补类的。
1）井筒清理类（1）冲砂作业。
（2）酸化解堵作业。
（3）刮削套管作业。
2）打捞类（1）简单打捞作业。
（2）解卡打捞作业。
（3）倒扣打捞作业。
（4）磨铣打捞作业。
（5）切割打捞作业。
3）套管修补类（1）套管补接。
（2）套管补贴。
（3）套管整形。
（4）套管侧钻。
在各种修井作业中，打捞作业约占2/3以上。
井下落物种类繁多、形态各异，归纳起来主要有管类落物、杆类落物、绳类落物、井下仪器工具类落物和小零部件类落物。
1.1.2修井作业的管柱结构1）冲砂：前端接扶正器和冲砂喷头。
图1 冲砂管柱结构2）打捞：直接打捞，下常规打捞工具。
图2 打捞管柱结构3）解卡：水平段需下增力器和锚定器。
图3 解卡管柱结构4）倒扣：水平段需下螺杆钻具和锚定器。
图4 倒扣管柱结构5）磨铣：水平段需下螺杆钻具、锚定器和铣锥。
图5 磨铣管柱结构6）酸化：分段酸化需下封隔器。
图6 分段酸化管柱结构1.1.3刚性工具入井的几何条件在水平井打捞施工中，经常使用到大直径、长度较大的工具，工具能否顺利通过造斜率较大的井段是关系到施工的成败关键，对刚性工具，如果工具过长或工具支径过大，工具通过最大曲率处将发生干涉。
对于简单的圆柱形工具，从图7可以得出工具通过最大曲率井段的极限几何关系为：22)d 2/D R (2)/D (R 2L +--+=式中：L —工具长度；R —曲率半径；D —套管直径；d —工具直径。
图7 简单工具入井极限几何关系 图8 刚性工具串入井极限几何关系对于复杂外形的工具或刚性工具串，从图8可以得出工具通过最大曲率井段的极限几何关系为：222212)2d 2d 2D R ()2D R ()2d 2d 2D R ()2D (R L ++--++++--+= 式中：L —工具长度；R —曲率半径；D —套管直径；d —工具中部直径；d 1—工具上端直径；d 2—工具下端直径。
“Y”型分采管柱卡阻原因及对策研究
491 概述“Y”型分采管柱是我国在海洋石油资源开发的重要手段，作为油气井的“血液”和“脉络”，生产管柱是井下油气输送到地面，以达到油气田开采目的的通道。
当井下工具或者电泵机组存有问题而不能实现开采，需要进行修井作业的时候，往往因地质、管柱结构等诸多因素，导致管柱遇卡、遇阻等井下复杂情况。
本文结合渤海油田的特点，就现场作业过程中的遇阻、遇卡等井下事故，从地质、井下工具、管柱结构等进行分析，并提出预防措施，为今后修井作业提供了可靠借鉴。
2 生产管柱卡阻原因分析修井作业过程中，采取了一定的预防措施，生产管柱也可能会发生卡阻。
发生管柱卡阻的直接后果就是增加修井作业的成本、降低时效，甚至导致作业井的失败。
因此对“Y”型分采管柱卡阻原因的正确分析便成为了处理此类复杂情况关键所在，只有正确找出管柱卡阻的具体原因，才能对症下药解决问题。
结合作业经验现主要对以下四方面原因进行分析。
2.1 地层构造原因油气田在前期开采过程中因出砂、结蜡、结垢等导致管柱遇卡阻，都可以归为地层原因导致的管柱遇卡井下事故。
生产过程伴随着地层液不断的流动，地层中的砂子随流动原油进入筛管内，当遇到接箍、或者井斜较大的拐点处，便会形成沉积，导致分采段和定位密封处的生产管柱被砂埋或者油管壁附有地层砂颗粒，从而直接导致生产管柱因出砂不能正常起出井口，称之为砂卡。
此类管柱遇卡通常集中在分采段，对深井作业有着极大的考验。
同样随着地层高含蜡原油不断举升到地面，伴随温度的降低析出的蜡便会附着在油管壁，不断聚集的蜡增加了管壁的摩阻，后期动管柱修井作业时，这些蜡便成了管柱起出井口的最大阻碍，从而造成管柱卡阻，称之为沾粘卡。
此类井下事故多发生在高含蜡油气田。
2.2 异物落井原因在“Y”型分采管柱作业过程中因异物落井导致的管柱遇卡而无法将井下管柱起出井口的现象，我们习惯称之为机械卡钻或者人为卡钻，其因异物位置和状态的不确定性，此类井下事故也是众多复杂情况当中最难解决的井下作业事故。
一种压裂液管柱摩阻求取方法
2. 摩阻计算方法
目前大部分油气储层改造区域现场使用最广泛的是水基压裂液， 多数具有假塑性非牛顿流体的性质， 一般将其视为幂律流体[7] [8]。Lord 等人在不同条件下进行了大量实验，通过对实验结果分析，提出了 降阻比(σ)的概念[9] [10] [11]：
∆P胶 ∆P清水
σ=
清水摩阻由以下公式求得[10]：
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1. 引言
近年来，随着油气勘探开发技术的进步，油气勘探开发不断向深井和超深井领域发展，而深井和超 深井改造过程中最令工程设计者困惑的是压裂液管柱摩阻。压裂液管柱摩阻是压裂施工过程中的一项重 要参数[1] [2] [3] [4]。压裂液摩阻对施工水马力、压裂过程井底和井口压力、施工管材承压能力等的影响 是设计者不得不考虑的因素[5]。通常压裂液管柱摩阻计算采用理论公式计算，但该方法对压裂液性质尤 其是胶体黏度把握不够准确，导致摩阻计算数据与实测数值差距较大，影响后续数据分析[6]。而实测每 种压裂液管柱摩阻耗时长，成本高。 为了获得相对准确的压裂液管柱摩阻和合理进行压裂工程设计与分析，本文通过室内利用小管径压 裂液做压裂液管柱摩阻实验，将获得的摩阻数据按现场作业规模放大，与现场实测数据进行对比，以获 得准确的放大系数，以满足现场压裂施工和数据分析要求。
th th th
Received: Jul. 4 , 2018; accepted: Jul. 19 , 2018; published: Jul. 26 , 2018
Abstract
Because of the fracturing fluid friction, besides of the formation factors, the fracturing design and analysis of operation pressure and discharge rate have to consider the max pressure for the wellbore tubing and operation tubing, which causes lots of obstacles for the scientific and reasonable reservoir stimulation. At the same time, to ensure a success fracturing and reduce the wellbore failure in the stimulation operation, the fracturing liquid friction must be considered when calculate the operation pressure and increase the discharge rate. However, in the real situation, because of the limited cost and operation time, friction for each fluid cannot be tested on site. At the same time, calculated friction by the empirical formula for the specific fluid will cause some error. Therefore, each fluid friction should be tested in lab, and then transform the lab results into location friction. The small ID tubing test friction results can guide the location operation well by ratio magnification, which also provide reference for the location operators to judge the real pressure in real time. It also provides a good way to reduce the calculation errors for the empirical formula, improve the fracturing design quality and useful analysis after fracturing.
水平井钻柱摩阻、摩扭分析
水平井钻柱摩阻、摩扭分析张宗仁一、文献调研与综述在水平井中，由于重力的作用，钻具总是靠着井壁（或套管）的，其接触面积就比直井大很多所产生的摩擦力和扭矩将会大大的增加。
对管柱的摩擦阻力和轴向拉力研究计算，保证钻井管柱（钻柱或则套管，油管）的顺利上提和下放。
如今，国内外已经有很多关于磨阻计算的力学模型，主要分为两大类：一类为柔杆模型，另一类为柔杆加刚性模型。
1．1约翰西克柔杆模型：约翰西克(Johansick)在1983年首次对全井钻柱受力进行了研究，为了研究的方便，在研究过程中.他作了以下几点假设: (1)钻柱与井眼中心线一致； (2)钻柱与井壁连续接触:(3)假设钻柱为一条只有重量而无刚性的柔索； (4)忽略钻柱中剪力的存在:(5)除考虑钻井液的浮力外忽略其他与钻井液有关的因素。
在此假设条件下，建立了微单元力学模型，根据单元的力学平衡，推导出如下的拉力、扭矩计算公式:1222cos [(sin )(sin )]t T W NM NrN T T W αμμθααα∆=±∆==∆+∆+式中：T:钻柱单元下端的轴向拉力，N ； Mt:钻柱扭矩，N.m ；N:钻柱与井壁的接触正压力，N ； W:钻柱在钻井液中的重量，N ； u:钻柱与井壁的摩擦系数； r:钻柱单元半径；a,△a,△θ:平均井斜角，井斜角增量，方位角增量;起钻时取“+”，下钻时取“-”。
1．2二维模型:Maida 等人对拉力、扭矩进行了平面和空间的分析，建立了应用于现场的二维和三维的数学模型。
他建立的二维模型和三维模型如下:111211111**[(1)(sin sin )2(cos cos )]1exp[()](exp[()](Ai Ai B i i B i i BB i i B i i i i i qRF A F C a A a C a A a A a a A a a l l a a μμμμμ-------=+--+-+=-=---i 起钻)下钻)R=式中B μ为摩擦系数，li 计算点井深，FAi 为计算点轴向载荷，C1、C2为符号变量，其取值由表1-1给出：1111()()()()[()][()*()()*()()*()arccos[cos()*sin *sin cos *cos ]24()()(1)1Au B s N N b u b p i i i i i i i i s F q l C l q l dlq l q l q l q l q l q b l q l q p l l l R a a a a C l l μμθθγππ----=±=+===-=-+=-+式中u(l) , b(1) , p(1)分别为计算单元井段切线、副法线和主法线方向向量。
测试管柱力学分析
加载时轴向力分析
B区：在A、B两区的交界附近，管柱上下 端轴向力都有明显的下降现象，这是从平 面弯曲向空间弯曲转变的重要标志。在变 形形状改变时（由平面屈曲到螺旋屈曲）， 管柱发生瞬时跳跃，积累的变形能重新分 布，致使轴向力下降。
加载时轴向力分析
变为空间屈曲后，管柱在弹 性力作用下，仍然具有承载能力，所以整 段管柱并没有直接贴向井壁，而是处于悬 垂状态，偶尔有个别点接触井壁，接触力 也比较小，因此在B区管柱上下两端的轴 向力仍然基本平行，其高度差为管柱自重。 图中显示这一段轴向力上升幅度很小，位 移变化量比较大。
测试管柱分析
为了保证测试的安全性，在测试前，必须 对测试管柱进行强度校核和变形分析，得 出整个系统的综合安全系数，从而可以更 好的指导我们进行测试作业，确保整个测 试过程的安全性。
测试管柱力学分析
引言 垂直井眼中管柱的稳定性和螺旋弯曲分析 测试管柱静力学分析 测试管柱动力学分析
引言
油井管柱是油井试油作业的主要承载和动力 传递构件。在作业或生产过程中，管柱要承受内 压、外压、井底钻压、自重、粘滞摩阻、库仑摩 擦力、井壁支反力、活塞力等多种外载的联合作 用。在这些外力的联合作用下，管柱有可能发生 正弦或螺旋失稳弯曲；并进而使管柱与井壁之间 的法向正压力以及库仑摩擦力急剧增加，严重时 可能发生自锁。特别是在水平井、定向井中，摩
螺旋屈曲阶段
由于管柱较长，D点之后管柱出现螺 旋状变形。此后相当长一段时间，空间螺 旋处于发展阶段，轴向力与变形基本呈正 比（相当于一弹簧），直到E点。在E点附 近，摩擦力的影响又开始显现，从而影响 了变形的进一步发展，造成载荷浮动。
螺旋屈曲阶段
从E点到O点，尽管轴向力上下 浮动较大，但是平均值却变化不大。在这段，轴 向力反复出现峰值和谷值，反映了变形对轴向力 的影响。DE、GH、JK、N0段是能量积累阶段， 轴向力与变形近似呈正比。EFG、HIJ、KLMN 段是释放能量阶段，能量释放（摩擦释热），管 柱缩短（热胀冷缩），使变形向纵深发展阶段， 由于受到摩阻影响，中途出现台阶。可以想象， 如果没有摩擦力影响，E0段将是比较平滑的。
压裂施工管柱摩阻计算
压裂施工管柱摩阻计算苏权生【摘要】压裂施工管柱摩阻计算对压裂施工过程中压力波动判断和压后净压力拟合具有重要意义.目前对压裂液在层流状态下的摩阻计算比较成熟,计算结果可信度高,但对压裂液在紊流状态下性质还未找出一定的规律,摩阻计算结果误差较大.本文以降阻比法为基础进行压裂管柱摩阻计算,通过理论计算与现场实测数据进行对比分析,提高计算精度.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2015(000)019【总页数】2页(P78-79)【关键词】管柱摩阻;紊流;降阻比;计算精度【作者】苏权生【作者单位】胜利油田分公司石油工程技术研究院,山东东营252400【正文语种】中文【中图分类】TE357.1+1压裂管柱摩阻计算是压裂施工过程中压力变化判断的基础，是进行井底压力和裂缝净压力计算的关键。
在实际压裂设计中经常采用经验估计法对管柱摩阻进行粗略计算，往往不能准确地预测实际管柱摩阻。
本文以降阻比法为基础，分别对HPG压裂液的前置液、携砂液沿程管柱摩阻进行理论计算，并结合胜利油田现场施工井的实际数据进行对比分析，对影响管柱摩阻计算的影响因素进行修正，提高理论计算和现场施工数据的一致性，形成适合胜利油田压裂施工管柱摩阻计算的相关计算程序。
1 降阻比管柱摩阻计算Lord和MC Gowen等人在前人研究的基础上提出了HPG压裂液前置液，携砂液摩阻计算的新方法，称为降阻比法，其基本原理是在相同条件（如排量、管径、管长相同）下，压裂液摩阻与清水摩阻之比称为降阻比，用公式表示为：式中：（ΔPf）p：压裂液摩阻，MPa；（ΔPf）w：清水摩阻，MPa；δ：降阻比系数，无单位。
1.1 清水摩阻计算从公式（1）可以看出，降阻比法要首先计算清水摩阻，且其值的准确性对压裂液摩阻计算有较大的影响，水力学中伯拉休斯清水摩阻计算式：式中：ΔP1：清水摩阻，MPa；D：管柱内径，m；Q：施工排量 m3/s；L：管柱长度，m。
用车古201井数据进行清水摩阻验证，车古201井酸化施工管柱为73mm光油管，下深4505m，施工前用20m3清水正洗井降温，排量1.5m3/min，测得沿程管路摩阻为31MPa，用公式（2）计算管柱摩阻值为30MPa，计算值与实际值误差3.2%。
井下工具磨铣类工具
市场竞争激烈
市场上存在众多井下工具 磨铣类工具生产商，竞争 激烈，价格战和品质竞争 成为常态。
竞争格局及主要参与者
主要参与者
国内外知名石油装备制造企业、专业井下工具制造企业等。
竞争格局
市场上存在多种品牌和型号的井下工具磨铣类工具，各品牌 和型号的产品在性能、价格、品质等方面存在差异，市场竞 争激烈。
THANKS
其他磨铣类工具
种类
包括磨铣柱、磨铣锥等。
应用
用于对井下工具的特定部位或异形表面进行磨削和铣削，满足特殊加工需求。
03
磨铣类工具性能参数与选型
性能参数介绍
硬度
指工具在加工过程中对材料的去除能力，通 常以洛氏硬度或维氏硬度表示。
韧性
指工具在加工过程中对冲击的抵抗能力，通 常以冲击韧性或断裂韧性表示。
在满足加工要求的前提下 ，选择价格合理、使用寿 命长的磨铣类工具，以降 低生产成本。
常见问题及解决方案
工具磨损过快
可能是由于工具硬度不足或加工 材料硬度过高所致。解决方案为 选择更高硬度的工具或降低加工 材料硬度。
加工效率低下
可能是由于工具切削力不足或加 工参数设置不合理所致。解决方 案为选择具有更大切削力的工具 或调整加工参数以提高加工效率 。
VS
市场需求
随着全球石油工业的不断发展，井下工具 磨铣类工具的市场需求也在不断增加。未 来，随着石油勘探和开采的不断深入，井 下工具磨铣类工具的市场需求将会进一步 扩大。同时，随着技术的不断进步和应用 领域的不断拓展，井下工具磨铣类工具的 应用范围也将不断扩大。
02
磨铣类工具种类及应用
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
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。
石油工程技术 井下作业 穿心切割打捞连续油管工艺及施工案例
穿心切割打捞连续油管工艺及施工案例引言与打捞常规井下落物相比，打捞连续油管难度大，尤其在水平井中打捞连续油管及工具串，压井困难、井控风险大；套磨铣泵压高、扭矩传递困难，易加剧连管本体变形、腐蚀及断裂等复杂；连管因挠度等特性，鱼头存在不确定性，易给打捞带来数据误判。
胜北XH井采取分段穿心切割打捞连续油管，优化修井液性能、循环方式和改制连续油管切割捞筒，成功完成4963m连续油管、连管打捞工具串、桥射工具串打捞，进一步丰富了打捞复杂连续油管工艺技术体系。
1井筒状态胜北XH井压裂过程中因套管变形桥射工具串遇卡，下模拟桥射工具串至4975.60m遇阻，上提遇卡，活动数次解卡无效后从马龙头弱点处拔脱。
随后采用连续油管打捞模拟桥射工具串，连续油管捞获后采取活动解卡、激动解卡、憋压解卡、酸浸解卡、高粘度修井液循环解卡等技术手段未成功。
随后投球至2458m遇阻，打压丢手未成功，为确保井控安全，从井口处剪断连续油管，关闭井口采油树进站生产。
2施工难点2.1该井压力系数为1.3～1.56,井内无循环通道，压井困难。
2.2前期从连续油管投入直径为中34.9mm钢球，预计卡在距井口以下2458m,造成连续油管内无通道，出现异常无法建立循环。
2.3切割完连续油管后，起油管时连续油管内防喷、油管与连续油管之间环空存在井控风险。
2.4直径为φ34.9mm的钢球无法顺利通过连续油管，初步判断连续油管本体存在轻微的塑性变形。
2.5井内的连续油管是在原有负荷基础上增加30kN时用剪切闸板剪断连续油管，连续油管剪断后，存螺旋状自由下落，加之鱼头不规则，打捞时入鱼困难。
2.6用油管捞获连续油管解卡后存在下部地层压力释放，导致的井控风险。
2.7多次套铣、切割打捞后无法精确确定连续油管的实际长度，鱼头存在误判。
2.8模拟桥塞遇卡后电缆及连续油管解卡过程，判断存在套变，加上后期生产可能出砂，导致抓住落鱼后存在无法解卡、脱手的风险。
2.9下切割打捞管柱时，在水平段无法准确确定管柱的摩阻，在切割打捞过程中易存在误判。
油田井下小修钻捞桥塞作业中常见问题及解决措施探究
油田井下小修钻捞桥塞作业中常见问题及解决措施探究作者：胡国龙蹇军崔鹏来源：《中国化工贸易·下旬刊》2017年第07期摘要：油田井下打捞桥塞作业是常见的一道作业工序，采用技术措施妥当处理能够接触卡钻，起出井下管柱，从而降低井下作业的复杂性，避免发生安全事故。
本文介绍并分析了桥塞打捞作业中的常见问题，提出相应解决措施，以期为井下小修钻捞桥塞作业提供参考依据。
关键词：油田；井下小修；桥塞；打捞作业；常见问题我国油气田在经过多年开采与注水加压后会发生复杂的变化，后期开采必须对前期油层进行再利用，这一过程中老桥塞的打捞是难题。
使用可钻式桥塞时，通常利用电缆或管柱将桥塞输送到并筒位置，之后通过液压坐封或机械坐封外力施加作用力，利用上下椎体使得密封胶筒获得向下作用力，作用力传输到张力棒，使其受力变形，如果达到承受极限，就会导致张力棒断裂，脱离后桥塞上的闭锁装置与卡瓦相互作用，实现坐封。
1 油田井下小修作业桥塞打捞施工要点为了提高打捞效率，节约打捞成本，可以在打捞设备上装设简易式的轮式修井机用来提升。
在井下小修桥塞打捞设备上，应当配备通井机、转盘、链条、方钻杆等设备。
此外，在作业中需要配备水泥车、罐车等，为打捞作业提供灌浆料。
1.1 可捞式打捞施工要点将井下打捞桥塞的设备放入井筒，连接相应液压油管，下方打捞器到距离桥塞坐封6m左右的位置后，要减速缓慢下方，并时刻关注指重表数值变化。
当观测到的数值明显变小时，说明桥塞连接器下放到了鱼顶，则应当停止下放。
利用水泥车，将泥浆通过油管注入井下，正反循环作业后将桥塞上部覆盖的杂物冲洗干净，使得油管顺时针转动，进而将打捞器与桥塞上部成功连接。
自重带动打捞器下降过程中，如果发现油管柱显示数值明显变化，则说明打捞器卡瓦与打捞头已经成功连接。
1.2 可钻式打捞施工要点可钻式桥塞打捞施工中，必须控制桥塞连接器尺寸，要求与桥塞尺寸相符，如果尺寸存在较大偏差，就难以完成打捞作业。
关于井下作业小修设备钻捞桥塞工艺技术探究
关于井下作业小修设备钻捞桥塞工艺技术探究油田发展后期时，桥塞封层也会受到再次开发。
在地层液体、油气侵袭因素影响下，有可能会使可捞式桥塞接头部件受到损坏，导致作业中无法通过使用专用工具实现打捞。
一般情况下，可钻式桥塞的钻捞工作均是通过大修队伍完成，但是大修队伍的成本过高。
本研究通过实验，制定出执行小修队伍钻捞桥塞的主要措施，从而节约了成本，提高了企业经济效益。
标签：井下作业；小修设备；维修技术；钻捞桥塞油田在进入开发后期后，在产量方面相比前期较为吃紧，则需要再次利用前期的桥塞封油层，因此将会面临到难以打捞老桥塞的问题。
首先，由于老桥塞在资料的录入与保存方面不完整，导致在打捞桥塞时由于不清楚桥塞的种类而无法明确还是用哪一种打捞工具；再者，在地层液体、油气环境等作用的长时间影响下，桥塞的腐蚀情况十分严重，因此可捞式桥塞在接头方面可能已被损坏，导致在打捞时无法通过配套专用的工具将其打捞；最后，到目前为止，可钻式桥塞仍未配备有配套的打捞工具；本研究以打捞工作中的这3个难题作为研究出发点，采取了相应的研究实验，提出了在打捞前，应下工具处理井筒与桥塞，然后通过下铅印确认桥塞的类型，从而选取合适的打捞工具。
此外，还具体分析了钻捞桥塞的对策。
一、桥塞主要原理可钻式桥塞是通过管柱、电缆等送至井筒的预定位置，借助机械坐封工具、液压坐封工具、火药爆破等方法，对上卡瓦产生压力作用，并对张力棒起到拉力效果。
在上下椎体的作用下，向密封胶筒实施两个力，分别是上压力与下拉力，拉力在达到一定的数值后，张力棒则断裂，使坐封工具脱离桥塞。
此时，桥塞中心管表层的锁紧装置则发挥其作用，使上下卡瓦在套管内壁破碎并镶嵌于内壁，胶筒在膨胀与密封后，则完成了坐封工作。
可捞式桥塞是在下井期间在拉断环、拉断棒等的作用下连结坐封工具，通过管柱、电缆等送至井筒的预定位置，通过在油管内打压或是地面点火引爆等方法，安全、可靠的实现桥塞的坐封及丢手。
在打捞期间，仅需要将放下打捞工具并将桥塞上中心管的锁紧机构打开，将其提至管柱便可达到解封的目的。
井下作业小修设备钻捞桥塞工艺技术的探索
摘要:油田进入到开发后期，为提高出油量，必然会将前期桥塞所封油层进行再次利用，更好的满足社会生产和人们生活对石油的需求。
但是由于一些老桥塞当时录入的资料以及保存不完善，使得老桥塞的类型以及打捞工具不明确，在液体和油气长期的严重腐蚀下，对可捞式桥塞接头造成了一定程度的损坏，没有一套科学完整的工具进行打捞。
这些问题使得我国面临着老桥塞打捞难题，给桥塞打捞工作带来了较大的难度，十分不利于桥塞所封油层的开发利用。
关键词:井下作业小修设备钻捞桥塞技术0引言随着社会主义经济建设不断深入，对石油的需求量越来越大。
为更好的缓解石油能源使用压力，满足当前社会生产和人们生活的要求，需要再次开发利用桥塞所封油层。
但是在液体和油气长期的严重腐蚀下，对可捞式桥塞接头造成了一定程度的损坏，专用打捞工具难以满足该恶劣条件下的打捞要求，必须寻求一种新型的打捞施工技术。
可钻式桥塞打捞是一项基于可捞式技术的新工艺，能最大程度降低打捞工作量，实现井下作业小修队伍进行钻捞施工，大大减少了成本投入，促进施工队伍井下作业小修施工技术和水平的提升。
1井下作业小修桥塞的基本原理①可捞式。
在桥塞下井过程中，采用可捞式施工技术将拉断棒和拉断环与坐封工具进行紧密连接，通过电缆或者管柱将两者送至预定位置，若想较为简便的实现桥塞丢手和坐封，可以采用两者方式进行，即油管打压和地面点火引爆，能最大程度确保操作的安全性和可靠性。
下放打捞设备后，在上提管柱的同时打开桥塞上中心管锁紧系统，实现解封。
可打捞施工工艺具有打捞施工方便、解封、座封操作简单、成功率高等特点，在油田桥塞打捞中应用的较为广泛。
②可钻式。
可钻式桥塞下井过程中，采用电缆或者管柱运至预定位置，根据打捞实际环境采取相对较方便的方式，如火药爆破、机械或者液压坐封等，使张力棒产生的上下压力与拉力作用于密封角筒中，为使座封工具与桥塞脱离，需要不断对角筒施加拉力，当施加的拉力达到一定值时，张力棒会自动断开，卡瓦在套管壁内破碎并镶嵌，实现胶筒膨胀，提高其密封性，这时坐封顺利完成。
修井作业中的磨铣工艺
修井作业中的磨铣工艺牟刚 ,王文有 ,李英(大庆油田有限责任公司第四采油厂)摘要：在杏北油田套损井数增多、套损形式复杂、套损程度多样的情况下，井下作业中修井的工作量和难度也随之增加。
由以往的简单打捞落物、胀管整形，发展到目前的复杂解卡打捞、胀管器整形和滚珠整形并用，由简单的磨铣套管毛刺到目前的磨铣掉整段套管并实现密封加固。
本文在修井中磨铣实践的基础上，从磨铣工艺、磨铣管柱、磨鞋类型、运用操作等方面介绍了磨铣工艺，对一些经验进行了总结，给今后的工作提供了参考。
关键词：修井；磨铣工艺1前言杏北油田开发35年以来，已累计产原油2亿4千多万t，采出程度也接近50% 。
由于各种地质因素和工程因素的综合影响，在目前已投产的6 000多口油水井中，已累计发现套损井1 800多口井，套管损坏占投产井的近30% ，严重影响和制约着油田开发方案的实施。
同时在套损井中存在套损通径小、多点损坏和套管弯曲等特点，给修井作业造成了很大的难度，使得修井技术从以往的打捞落物、胀管整形等发展到了目前的复杂解卡打捞、小通径套损井扩径、密封加固等比较先进的修井工艺技术。
在这些修井工艺技术中，磨铣工艺实施的好坏直接影响着修井作业的进度和质量。
2 磨铣工艺的选择在修整套损点的技术中磨铣工艺不是第一选择，对于一般的套损点应当先考虑胀管器胀管整形或者使用滚珠整形器对变形套管进行碾压整形，因为磨铣工艺对套管损害比较轻。
使用磨铣工艺是在其他整形扩径方法不见效后的修井方法，而且是一种破坏性的方法。
所以在使用磨铣工艺的同时，一定要有套管保护措施，即连接合适的扶正器和钻铤去增大下部钻具的刚度来有效减少侧斜力，对扶正钻具和保护套管都会有非常有效的作用。
但是对于一些套管变径小或者错断的井以及需要进行密封加固的井应该实施磨铣工艺，因为这样的井胀管器整形存在着使用级数多、工期长、修整后容易反弹的情况，而磨铣工艺则具有修整效果好、不易反弹的优点，对水泥环的损坏也相对小些。
26463512_深水测试管柱测试过程中横向振动特性分析
深水测试管柱测试过程中横向振动特性分析!!孙巧雷! "王高磊!靳祖文!孟文波R冯!定! ")张!崇R!!#长江大学机械工程学院#荆州!$R $%"R ""#湖北省油气钻完井工具工程技术研究中心#荆州!$R $%"R "R #中海石油!中国$有限公司湛江分公司#湛江!))"$%)($摘要!基于85I ;:0.6原理#建立了充分考虑内外流惯性力&隔水管作用力&内外流与隔水管摩阻力等影响下的深水测试管柱横向振动模型#通过数值求解得到了管柱的各阶振幅及最大位移计算公式"应用编程求解#研究了悬挂力&水深&产量&管柱壁厚对测试管柱前六阶振幅及最大位移的影响%结果表明.测试管柱整体受拉能避免产生复杂的横向振动#管柱受拉时的最大位移和振幅值随悬挂力的增大而减小"悬挂力在水深增加而保持不变时#测试管柱各阶振幅值变化复杂#悬挂力随水深增大而增加时#最大位移及振幅随水深增大而增大"管柱的最大横向振动位移随管柱壁厚的增大而增大"随着产量的增加#测试管柱的最大横向振动位移增大#但幅度较小%结论认为#适当增大悬挂力能有效减小测试管柱的最大横向振动位移#当水深增大时#现场除应增大悬挂力外#还应考虑适当增大测试管柱与隔水管间的环空间隙#以减小两者可能存在的接触碰撞%关键词!深水"测试管柱"横向振动"振幅"最大位移"悬挂力"壁厚"测试产量中图分类号 1S +)!文献标志码 *文章编号 "%+),("+(!"%"!$%!,%%+!,%+!"# !%-!"%&('.//0-"%+),("+(-"%"!-%!-!Q;*).9=#=",+')*=%&'=&I #<')1#"*H 7)')51&'#=1#5=",-&&/()1&'+&=1J 1'#*8#*+&=1#*8$/&')1#"*Z B 3U ;5.:/;!#"#9*3445.:/;!#^>37@L /6!#V S 349/6].R #[S 34W ;6<!#"#78*34P C .6<R!!-"9??*4*9,<*)#&%$)&?C %4$%**/$%4#Y &%4+M *J %$B */.$+6#3$%4M #91$R $%"R #I 18*$#"#$%&""-I 18*$C %4$%**/$%4-*.*&/)#"*%+*/,9/@$?&%=T &.:/$??$%4&%="9H (?*+$9%D 99?.#3$%4M #91$R $%"R #I 18*$#"#$%&"R -Z #&%E $&%4Q /&%)##"#$%&F 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G;5<F5I.J D0F@M0@F/0/D0D0F;6<;6G//E L50/F D/M0;.6!#"!深水测试管柱横向振动模型建立在建立深水测试管柱的力学模型时#需对其结构和运动做一定假设.!假设深水段测试管柱是匀质&各向同性的线弹性等截面圆管"*管柱微元的变形量及其变形角均为小量"+不考虑隔水管对测试管柱刚度的影响",假设测试管柱与隔水管接触力稳定"-考虑实际扶正器的复杂性和实例井情第!期孙巧雷#等.深水测试管柱测试过程中横向振动特性分析0+R !0!况#本研究暂忽略扶正器的影响%在测试过程中#可认为初始状态下测试管柱与隔水管同心对中#取长度为G .的测试管柱微元#以泥线处管柱中心为原点#在假设单元为小变形量时#可认为G .N G M #管柱中点的倾角为*2'*M #管柱端面的力包括轴向力D &弯矩<和剪力F #内外流体及隔水管等对测试管柱微元的横向作用合力为L 2!M #+$%根据85I ;:0.6定理*!Q +#管柱微元的能量变化可表示为G J N G J X R G J <P G J D P G J L!!$式中.G J X为管柱微元的动能#G J XN H .+*"2*+"#H .+为管柱微元的重量#2为管柱横向位移#+为时间"G J <为管柱微元弯矩产生的形变能#G J <N !"C A *"2*M "!$"G M #C 为管柱弹性模量#A 为管柱惯性矩"G J D 为管柱轴向力产生形变能#G J DN !"D *"2*M"!$"G M #D 为管柱轴向力"G J L为等效横向外载荷所做的功#G 0L N L 9!M #+$2G M %假设测试管柱振动是周期性的#且横向振动周期为*#则长度为7的测试管柱在一个周期内总能量变化为J N !"+*%+7%1C A *"2*M "!$"R D *2*M !$"P H .+*"2*+"P "L 9!M #+$24G M G +!"$由式!"$可知#能量函数J 是关于测试管柱横向振动曲线2!M #+$的泛函数%根据能量最低!稳态$原理#可能的横向振动曲线2!M #+$应使得J 取极小值*!(+#根据泛函数的变分相关理论#J 取极小值的必要条件需满足欧拉公式#即*"*M "C A *"2*M "!$"*+P **M D *"2*M "!$"*+P **+H .+*"2*+"!$R *P "L 9!M #+$+N %!R $由式!R$可获得海上测试管柱横向振动的微分方程.C A *$2*M $PD *"2*M "R H .+*"2*+"N L9!M #+$!$$!#R !测试管柱横向载荷计算在深水测试管柱作业过程中#测试管柱的横向载荷可表示为L 9!M #+$N L 2!M #+$R L A .R L A !R L A "R L A R R ,*R L 9!!)$式中#L A .为管柱微元的惯性力#3"L A !&L A "&L A R分别为内部流体的牵连惯性力&相对惯性力和科式惯性力#3",*为管柱内外壁与内外流体间的横向摩阻分量#3"L 9!为测试管柱外部流体的附连惯性力#3%管柱微元的惯性力为L A .NP #.+O .*"2*+"GM !Q$式中.#.+为测试管柱的密度#\<'I R"O .为管柱微元的横截面面积#I "%内部流体的惯性力可表示为L A !NP #,$O $*"2*+"G M L A "NP #,$O $B ",$*"2*+"G M L A R NP #,$O $B ,$*"2*M *+G M !($式中.#,$为管柱内流体密度#\<'I R"O $为管柱内部流道截面面积#I "%在考虑内外流体流动时#假设流体流动方向均为向上#忽略压力瞬时波动的影响#,*计算公式为,*NP !,+9R ,+$$*2*M N!&'$#,$!B $P B .$[B $P B .[R !&'9#,9!B 9P B .$[B 9P B .[,-./*2*M !&$式中.,+$&,+9分别为管柱与其内外流体间的摩阻力#3"'$为内部流体与管柱间的摩阻系数"'9为环空流体与管柱间的摩阻系数"#,9为环空流体密度#\<'I R"B $为内部流体流速#I 'D "B 9为环空流体流速#I 'D "B .为管柱运动速度#I 'D %环空流体的附连惯性力L 9!可表示为L 9!NP !"H !P !$H ,9*"2*+"!+$式中."H !为测试液附加质量系数#反映环空间隙及附加横向力的影响*!(+#一般通过试验或应用经验公0+$!0海洋工程装备与技术第&卷式求得"H ,9为单位时间环空流体的质量流量#\<'I %结合式!$$"式!+$#令H ,$N #,$O $#H .+N #.+O .#则深水测试管柱横向振动的控制方程可表示为C A *$2*M $R !H ,$B "$P D $*"2*M "R H.+R H ,$R *!)H !P !$H ,9+*"2*+"R "H ,$B $*"2*M *+R !,+9R ,+$$*2*M N L 2!M #+$!!%$B !模型求解"#!!控制方程的解在深水测试作业产量测试过程中#测试管柱的环空流体为保温测试液#测试液的相态和流动一般变化较小#可忽略环空流体的影响"同时假设测试管柱横向动态位移函数为2!M #+$#对2!M #+$进行分离.2!M #+$N K !M $D !+$N K !M $D ;6!,+R "$!!!$式中.K !M $为测试管柱主振型"D ;6!,+R "$为周期函数",为角频率""为相位差%假设测试管柱横向振动为周期振动#隔水管与测试管柱间的接触力为周期性的#此时D ;6!,+R "$反映了隔水管对测试管柱周期性的参量值%在式!!%$中忽略了小量的影响#同时取式!!%$的齐次方程求解#此时获得产量稳定下的管柱横向振动齐次方程为C A *$2*M $R !H ,$B "$P D $*"2*M "R !H .+R H ,$$*"2*+"N %!!"$将式!!!$代入式!!"$#令D !M $N H ,$B "$P D &H N H .+R H ,$&&N D !M $C A槡&S N $,"H C A 槡#同时两侧同时除以C A 0D ;6!,+R "$#则*$K *M $P &"*"K *M "P S $K N %!!R$同时#根据深水测试管柱上下端的约束形式#可将其上下端认为固定铰链支座约束#即M N %时#K !%$N %#*"K *M "N %"M N 7时#K !7$N %#*"K *M "N %%结合高等数学四阶齐次方程解的形式#式!!R $的解可表示为K !M $N LD ;6%.7M !$!%N !#"#R #5!!$$"#"!振型求解方法基于傅里叶级数展开原理#测试管柱位移2!M #+$由不同振幅和频率的无穷个正弦波的形式进行叠加*!&+#不考虑相位差"的影响!"N%$#2!M #+$可表示为2!M #+$N 0m%N !L %D;6%.7!$D ;6,+!!)$在计算测试管柱振幅时#在测试管柱单个周期的横向振动范围内#+*%H *"2*+"G +N P 0m%N !,"H L %D ;6%.7M !$D ;6,+N %#则管柱的横向振动形式与横向载荷L 9!M #+$的非常数项相关#定义式!"$中L 9!M #+$2!M #+$有效积分项!非零积分项$为!"0m%N !L %D ;6%.7M !$D ;6",+#此时将式!!)$代入式!"$#结合J 取极小值的条件#则*J *L%N%#此时有*+M %C A 0m %N !L %%"."7"D;6%.7M !$"R D !M $0m%N !L %%.7M .D %.7M !$"P &0m%N !L %D;6%.7M *+G M *L %N %!!Q$!!对于管柱的振动#考虑到振动的衰减与能量主要集中在其前几阶#本文选取了管柱的前Q 节振幅L %进行求解#则振动模型最终的求解方程可转化为*+M%C A 0Q %N !L %%"."7"D;6%.7M !$"R D 0Q%N !L %%.7M .D %.7M !$"P &0Q%N !L %D ;6%.7M *+G M *L %N %!!($!!式!!($即为测试管柱前六阶振幅L %的线性方程组#在系数C A &D !M $&H 已知的情况下#可通过数值求解软件V 50:5]对L %进行求解#随后将L %的值代入测试管柱位移方程即可获得测试管柱的横第!期孙巧雷#等.深水测试管柱测试过程中横向振动特性分析0+)!0!向振动方程"对于测试管柱的横向振动频率#由于其受隔水管对测试管柱作用力的频率影响#因此#这里不对其进行讨论%G!实例分析与应用R#!!测试管柱相关参数以我国南海已完成测试的某*井为例#该井水深+()I#测试管柱主体外径为!!$#RII#内径为&)#&)II#弹性模量C k"%Q4'5#大钩悬挂力为!%Q Q\3#环空流体密度为!R!%\<'I R#!%%万方测试产量下D!M$k"!"&()g&()M&H k)%#")"\<'I*!+"%+%此时#求得测试管柱的最大横向振幅如图"所示#此时管柱整体受拉#各阶振幅随阶数的增大而减小#管柱最大振动位移受前三阶振幅影响较大#与隔水管的振动规律相似*"!+%R#"!不同悬挂力对测试管柱横向位移的影响测试过程中的悬挂力受海洋环境载荷以及海上钻井平台的影响较大#其可通过改变测试管柱配长&测试管柱与封隔器的相对位置进行适当调整#一般测试前需对大钩的悬挂力进行设计%针对悬挂力对测试管柱横向振动的影响#本节基于*井坐封后D%k!%Q Q\3的悬挂力#选取悬挂力范围为%#)D%"!#)D%分析悬挂力对深水测试管柱横向振动的影响%获得测试管柱的前六阶振幅如表!所示#最大横向位移如图R所示%由表!和图R的相关结果可知.在悬挂力为%#)D%"%!&D%范围内#测试管柱的各阶振幅变化复杂#主要原因是此时测试管柱局部受压明显#测试管柱横向振动的振幅各阶值变化较大"而在%#&D%"!!)D%内#管柱整体受拉#测试管柱的最大位移以一阶振幅为主#最大横向位移随着悬挂力的增大而减小#但减小幅度逐步减小#最大位移点由靠近泥线处转换为逐渐靠近一阶最大位移的中点%因此#对于深水测试管柱而言#适当增大测试管柱的悬挂力能有效减小测试管柱的横向振动位移%!5$横向振动最大位移!5$V5a;I@IG;D E:5M/I/60.J:50/F5:H;]F50;.6!]$各阶振型对比!]$P.I E5F;D.6.JI.G/D图"!测试管柱横向振型图[;<#"!X50/F5:H;]F50;.6I.G/.J0/D0D0F;6<表@!不同悬挂力对应的前六阶振幅 值+)<A@!M#'=1=#N)0/.#14!&%).4&=5"''&=/"*!#*81"!#,,&'&*1=4=/&*=#"*,"'5&=倍数各阶振动的振幅值L%L!L"L R L$L)L Q%#)%#R%+(h%#%(%h%#!$+h%#%)$%#%))%%#%Q$( %#Q!#%!"$%#$(!%#%Q!h%#!Q&h%#"R!h%#!$Q% %#(h%#%(Q h%#!(+h%#!Q)h%#!R$"h%#%+$h%#%$&Q %#&%#"!+)%#%(Q$%#%$%%%#%""Q%#%!R$%#%%Q$ %#+%#!$!!%#%R R$%#%!)!%#%%(!%#%%$!%#%%!+ !%#!%&+%#%"%"%#%%&&%#%%R Q%#%%""%#%%%+0+Q !海洋工程装备与技术第&卷!续表$倍数各阶振动的振幅值L%L !L"LRL $L)LQ!#!%#%&+&%#%!R &%#%%Q %%#%%""%#%%!$%#%%%Q !#"%#%(Q &%#%!%!%#%%$Q %#%%!)%#%%!%%#%%%$!#R %#%Q (R%#%%(&%#%%R (%#%%!!%#%%%&%#%%%R !#$%#%Q%%%#%%Q "%#%%R !%#%%%+%#%%%(%#%%%"!#)%#%)$!%#%%)%%#%%"Q%#%%%(%#%%%Q%#%%%"!5$%!)D %"%!&D %海水段测试管柱振型图!5$W ;5<F 5I.J D /5L 50/F D /M 0;.60/D 0D 0F ;6<H;]F 50;.6D C 5E/.J %#)1%%#&1%!]$%#&D %"!#)D %海水段测试管柱振型图!]$W ;5<F 5I.JD /5L5/F D/M;.6/DDF;6<H;]F50;.6DC 5E/.J %#&1%!#)1%图R !不同悬挂力下的测试管柱最大横向振动位移[;<#R !V 5a ;I @I:50/F 5:H ;]F 50;.6G ;D E:5M /I /60.J 0/D 0D 0F ;6<@6G /F G ;J J /F /60D @D E/6D ;.6J .F M /D R #R !水深对测试管柱横向位移的影响随着我国在南海测试作业技术的提高与完善#我国自营深水测试作业的水深逐步增大#目前最大水深已超过!&%%I #在后续的规划中#测试水深将进一步增大%随着水深与井深的增大#测试管柱的横向振动特性也将改变#本文在*井设计的基础上#在水深增大的同时#按管柱浮重同比例增大测试管柱悬挂力%根据水深)%%I &!%%%I &!)%%I &"%%%I &")%%I &R %%%I 时对应悬挂力的大小#得到了测试管柱横向振动的各阶振幅#如图$所示#此时测试管柱的各阶振幅随水深呈线性增长%而在悬挂力为!%Q Q \3时#测试管柱的各阶振幅如表"所示%图$!悬挂力等比例变化下不同水深对应的最大横向振动位移[;<#$!V 5a ;I @I:50/F 5:H ;]F 50;.6G ;D E :5M /I /60M .F F /D E .6G ;6<0.G ;J J /F /60L 50/F G /E 0C D ;60C /E F .E .F 0;.65:M C 56</.J 0C /D @D E/6D ;.6J .F M /由图$和表"的相关结果可知.管柱悬挂力随水深增大对应增大#测试管柱最大横向振动随水深增大而增大#最大横向位移与水深似线性增加"悬挂力不变时#水深的增加使下部受压段长度增长#各阶振幅值无规律变化的同时#各阶振型变化较大%因此#当测试作业水深增大时#除需对应增加测试管柱的悬挂力外#还应考虑适当增大测试管柱与隔水管间的环空间隙#以减少隔水管与测试管柱接触与碰撞的可能性%第!期孙巧雷#等.深水测试管柱测试过程中横向振动特性分析+(!!表B!悬挂力不变不同水深对应的前六阶振幅值+)<AB !M#'=1=#N)/.#14!&%).4&=5"''&=/"*!#*81"!#,,&'&*1()1&'!&/17=)1)5"*=1)*1=4=/&*=#"*,"'5&水深'I各阶振动的振幅值L%L !L "L RL $L )L Q )%%%#%!+$%#%%!R %#%%%&%#%%%"%#%%%"%#%%%%!%%%%#!!&"%#%"R !%#%!%!%#%%$R %#%%"Q %#%%!!!)%%%#R R )(%#%"R R h %#%(Q +h %#!%)%h %#%+!!h %#%)%("%%%!#%$%&h %#%)R )h %#$!&$h %#!+R %%#!R +&%#!&&+")%%%#!(((h %#$))&h %#%$(R %#"R )R %#%!"R h %#!$$(R %%%h R #R !%R%#"+%!!#!Q (Rh %#Q (Q !h %#R Q !)%#)(!(R #$!管柱壁厚对测试管柱横向位移的影响对于固定尺寸的测试管柱#即外径不变的测试管柱而言#合理选择壁厚也是减小管柱振动参数的关键%结合现场$!'"j 油管的尺寸系列#选取了现场常用壁厚分别为(II &&#))II &!%#)II 和!$#"")II 的测试油管#进行产量相同时的测试管柱横向振动特性研究%通过计算其对应的温压场及其他相关数据#获得前六阶振幅#如表R 所示#对应不同壁厚的最大横向振动振型如图)所示%由表R 和图)可知#各阶振幅值随着测试管柱壁厚的增大而增大#增幅近似为线性增加"横向横向振动位移随壁厚的增加而增加#靠近泥线上$%%I 区域的横向位移最大#且随壁厚增大的幅度较大%增大管柱的壁厚时#管柱的强度增大#同时管柱的横向振动增大#加大了测试管柱与隔水管接触的概率%表G !不同测试管柱壁厚对应的前六阶振幅值+)<A G !M #'=1=#N )0/.#14!&%).4&=5"''&=/"*!#*81"!#,,&'&*11&=1=1'#*8()..17#5P *&==&=壁厚'II产量'!I $'G$各阶振动的振幅值L%L !L "L R L $L )L Q (%#%+!&%#%!"%%#%%)$%#%%!&%#%%!"%#%%%$%#%+!&&#))%#%+$(%#%!R R %#%%)+%#%%"!%#%%!$%#%%%)%#%+$(!%#)%#%++Q %#%!))%#%%Q &%#%%")%#%%!Q %#%%%Q %#%++Q !$#"")%#!%&+%#%"%"%#%%&&%#%%R Q%#%%""%#%%%+%#!%&+图)!不同壁厚下测试管柱的最大横向振动位移[;<#)!V 5a ;I @I:50/F 5:H ;]F 50;.6G ;D E:5M /I /60.J 0/D 0D 0F ;6<50G ;J J /F /60L 5::0C ;M \6/D D /D R #)!不同产量对测试管柱横向位移的影响产量测试是深水测试作业的关键部分#产量变化时#测试管柱温压场&轴向力等均会发生变化#基于*井不同产量下的轴向力&流速等参数*!++#获得不同产量下的测试管柱振幅及最大位移#分别如表$和图Q 所示%由表$及图Q 相关结果可知.测试管柱的各阶振幅及最大位移随着测试产量的增加而增大#且近似呈线性增加#但增加的幅度较小#且最大横向振动位移以一阶振幅值为主"深入分析其原因#在井口悬挂力不变的情况下#由于单位长度内气体质量流量和流固间摩阻的增大#泊松耦合和摩擦耦合效应使得自海平面以下的管柱轴向力减小量一定程0+&!海洋工程装备与技术第&卷度上略增#最终引起管柱横向振动位移一定程度的增大%上述结果与已有研究结果*""+的变化趋势基本一致#因此#当测试产量稳定后#产量的变化对测试管柱横向振动的位移影响不是太大#重点注意产量调整过程中振动参数的变化%表K!不同产量对应的前六阶振幅值+)<AK !M#'=1=#N )0/.#14!&%).4&=5"''&=/"*!#*81"!#,,&'&*1"41/41=产量'!I $'G$各阶振动的振幅值L%L !L "L R L $L )L Q $)%#!%%!%#%!)&%#%%Q +%#%%"Q %#%%!Q %#%%%Q Q R %#!%")%#%!Q +%#%%($%#%%"+%#%%!&%#%%%(&(%#!%Q &%#%!+!%#%%&R %#%%R $%#%%"%%#%%%&!%%%#!%&+%#%"%"%#%%&&%#%%R Q%#%%""%#%%%+图Q !不同产量下的测试管柱最大横向振动位移[;<#Q !V 5a ;I @I:50/F 5:H ;]F 50;.6G ;D E:5M /I /60.J 0C /0/D 0D 0F ;6<50G ;J J /F /60E F .G @M 0;.6F 50/D R #Q !现场应用在上述研究的基础上#以我国南海某测试井悬挂力的优选为目标%井作业水深超过!&%%I #井深超过R %%%I #基于前期的勘探开发经验#现场作业拟使用与*井相同内外径油管和隔水管进行测试#最大测试产量按!Q %万方'天进行设计%根据上述研究结果#水深超过!Q %%I 时#在环空间隙不增大的情况下#应考虑随水深增大原设计的有效悬挂力!'"%\:]D '!%%I $#最终计算悬挂力须大于!R !%\3"在考虑到管柱的抗拉强度!最大拉应力Q R %V '5$及安全系数!#Q 后#管柱最大悬挂力为!(Q !\3%基于极限测试产量"%%万方下管柱最大横向振动量需小于隔水管与测试管柱环空间隙#该井最终坐挂后的有效悬挂力为!$""\3!不考虑大钩等悬重$%测试完工后#对作业油管检测和观察#海水段油管未出现明显磨损和弯曲#说明了所推荐悬挂力是合理的%K !结!语!!$基于深水测试管柱的横向振动模型的求解结果表明.当测试管柱整体受拉时#测试管柱的最大振动位移随悬挂力的增大而减小"当悬挂力不变时#水深的增加会导致深水测试管柱局部受压#使得各阶振幅及总位移变化较大"当悬挂力随水深的增加相应增大时#测试管柱各阶振幅及最大横向位移随水深的增大而增大#最大横向位移与水深似线性增加%!"$测试管柱的各阶振幅及最大位移随着测试产量及壁厚的增加而有一定程度的增大#最大横向振动位移均以一阶振幅值为主"当管柱的壁厚增大时#管柱最大横向振动位移增大#会增大测试管柱与隔水管接触的概率%!R$为了减小隔水管和测试管柱的潜在接触风险#在测试作业水深增大时#为减小测试管柱的横向振动位移#除需等比例增加悬挂力#还应适当增大测试管柱与隔水管间的环空间隙"同时测试现场应关注产量调整过程中测试管柱振动参数的变化#结合管柱强度合理选择壁厚%参考文献*!+谢玉洪#南海北部自营深水天然气勘探重大突破及其启示*^+#天然气工业#"%!$#R $!!%$.!&#*"+唐咸弟#孙巧雷#李中#等#深水测试管柱应力分布规律与动态响应分析*^+#石油机械#"%"%#$&!R $.+&!%R #*R +孙巧雷#李中#王尔钧#等#深水测试管柱与隔水管横向承载特性*^+#天然气工业#"%"%#$%!!"$.!%Q !!)#*$+何玉发#周建良#蒋世全#等#深水井测试安全控制技术*^+#石油钻采工艺#"%!)#R (!!$.!Q R !Q )#*)+魏晓东#刘清友#深水测试管柱力学行为研究进展及发展方向*^+#西南石油大学学报!自然科学版$#"%!)#R (!!$.!("第!期孙巧雷#等.深水测试管柱测试过程中横向振动特性分析0++!0!!(&#*Q+高德利#王宴滨#深水钻井管柱力学与设计控制技术研究新进展*^+#石油科学通报#"%!Q#!!!$.Q!&%*(+钟功祥#严鹏#张言开#等#考虑粘度差异影响下隔水管力学响应分析*^+#机械科学与技术#"%"%#R+!)$.Q Q&Q()#*&+3>Z8>?#V212?2Z8>V#B S W*1#4F.L0C56G M./a;D0/6M/.J D0F@M0@F5:56G:;J0J.F M/I.G/D;6H.F0/a,;6G@M/G H;]F50;.6.J5J:/a;]:/F;D/F*^+#^.@F65:.JV5F;6/Z M;/6M/56G 1/M C6.:.<N#"%!&#"R!$$.&+++!$#*++唐海雄#张俊斌#汪顺文#等#高温致测试管柱伸长和受力计算分析*^+#石油机械#"%!%#R&!)$.&$&Q#*!%+X>B^#8S=#9S>=#/05:#P5:M@:50;.6.J D C5J00/I E/F50@F/ J;/:G;6G//E,L50/F0/D0;6<D N D0/I*^+#P.I E@0/F V.G/::;6< 56G3/L1/M C6.:.<;/D#"%!R#!(!$$.!%"!!!#*!!+何玉发#周建良#深水测试管柱优化设计技术研究*^+#石油机械#"%!(#$)!R$.)")(#*!"+杨志#陈晓宇#孟文波#等#隔水管循环注液对深水气井测试管柱温度分布的影响*^+#中国海上油气#"%!+#R!!R$.!"(!R"#*!R+谢鑫#付建红#张智#等#深水测试管柱动力学分析*^+#天然气工业#"%!!#R!!!$.(((+#*!$+刘秀全#刘康#刘红兵#等#深水高压气井开关井作业窗口分析*^+#中国海上油气#"%!Q#"&!$$.&&+R#*!)+刘红兵#陈国明#刘康#等#深水测试管柱h隔水管耦合涡激疲劳分析*^+#中国石油大学学报!自然科学版$#"%!(#$!!!$.!R&!$R#*!Q+9>X X>*V P4#P S X Z2''#2685I;:0.6n D E F;6M;E:/J.F G;D M F/0/D N D0/I D.J H5F;5]:/I5D D56G0C/M.F F/D E.6G;6< X5<F56</n D/`@50;.6D*^+#^.@F65:.J0C/K F5O;:;56Z.M;/0N.J V/M C56;M5:Z M;/6M/D56G S6<;6//F;6<#"%!(#R+!Q$.!+Q+!+(Q#*!(+吴天新#陆鑫森#钻柱内外沿轴向流动的钻井液对钻柱横向振动的影响*^+#振动与冲击#!++)#)!"$.!Q#*!&+V P4S S24#[:/a@F5:H;]F50;.6D.JM:5I E/G J F//F C.I];M E:50/DL;0CM.F6/FD0F/D DD;6<@:5F;0;/D#E5F0>>.M.I E5F;D.6.JD.:@0;.6D*^+#^.@F65:.JY;]F50;.6i P.60F.:#"%!)#"!!!R$."Q R+"Q Q%#*!++张崇#任冠龙#董钊#等#深水气井测试井筒温度场预测模型的建立及应用*^+#中国海上油气#"%!Q#"&!)$.(&&$#*"%+孙巧雷#李中#孟文波#等#轴向载荷波动下海上测试管柱动力响应与安全系数分析*^+#中国安全生产科学技术#"%!&#!$!!!$.!+")#*"!+刘清友#周守为#姜伟#等#基于钻井工况和海洋环境耦合作用下的隔水管动力学模型*^+#天然气工业#"%!R#R R!!"$.Q!"#*""+莫丽#贾杜平#毛良杰#等#不同气体产量下水平井完井管柱振动机理的试验研究*^+#工程设计学报#"%"%#"(!Q$.Q+%Q+(#。
斜井_定向井及水平井中管柱轴向摩擦阻力分析
22 /Natural Gas Technololgy
总第 9 期
天然气技术 · 钻井工程
2008 年
由（8）式解得：
三、算例分析
[
]
式中：C 为待定系数，由边界条件确定。 管柱上的钻压为：
（9）
由三部分组成，垂直段深 340 m，然后从井深 340～
以海拉尔油田定角从 0～46° 的变化 （该段井眼 1 700m 的稳斜段。试油作业时，井内下入Ø73 mm 外
将此边界条件代入 （8） 式，得造斜井段任一点处
# 曲 率 为 !" " % ，再下面是 & ' ( )# * +） #$
（4） （5） （6）
y
t A-A p
管柱在井眼的约束下产生弯曲变形，但仍在弹 性范围内，因而 M 可由下式计算[ 4 ]：
造斜井段管柱示意图
（7）
在管柱上的ｓ和 s＋ds 截面之间截取一管柱微元
与 体，作用在其上的载荷有：内力矢 、内力矩 和分布力矢 。
[
]
（10）
同理，可以求出当造斜井段的管柱承受拉力 时，管柱上的任一点处的拉力为：
（10） 式计算出造斜段上端管柱的拉力为 189.3 kN。
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（收稿日期：2008-03－05
编辑：周娟）
天然气技术／ 23
ABSTRACTS AND AUTHORS
Humble Opinion of China’ s Natural Gas Industry Downstream Market and Its Policy Development
浅谈连续油管水平井磨铣打捞技术及应用
浅谈连续油管水平井磨铣打捞技术及应用在水井磨铣以及相关的打捞工作中，是比较难以通过使用连续油管悬重以及泵压的改变来实现比较有效果的磨铣，或者是对落鱼抓住进行判断，对于井下工作的开展有着一定的影响。
所以说针对于这样的一种情况，就要对作业的技术以及相关的配套作业工具进行使用，从而开展相关的打捞工作，于是就形成了连续性油管水平井磨铣和打捞技术。
标签：水平井;磨铣打捞;连续油管前言：随着我国的石油天然气不断地快速化发展，随着行业的发展也出现了比较多的技术，促使连续油管技术的使用在不断地扩展，除了在日常工作中的冲洗砂堵、清蜡等多种的使用用途以外，还在不断的向着钻井工艺、完井工艺等相关的技术领域在快速的发展，对于现今在工作中存在的困难能够及时的进行解决，从而更好的实现油管水平井磨铣打捞技术的使用。
一、使用水平井磨铣打捞技术的优越性在对水平井进行打捞工作的开展时，如果使用比较传统的电缆或者是钢丝解卡与打捞技术对水平井进行工作，是不能够有效的达到工作的效果，但是连续油管的使用能够在进行打捞作业的时候对液体进行循环的使用，并且在液体的使用中能够产生比较高的液压对井下的液压装置进行驱动，从而实现最终的打捞目的，将传统上没有办法进行打捞，或者是没有任何效益的打捞工作进行转变，促使其在工作的过程中变得可行且具有较高的经济效益。
正在进行生产的水平井也是可以使用连续油管打捞，但是要在带压的环境之下进行操作，当打捞工作结束之后只需要对其进行简单的处理，就可以继续开展生产工作了。
该技术的使用与传统的技术相比较，自身具有操作简便、劳动强度低、作业时间短等多种优点，并且使用的集成化程度比较高，能够有效的减少工作的周期，促使产量的增加，减少生产投入的成本。
并且在施工的过程中能够对各种的工作液进行循环的使用，能够有效的使用高压流体进行冲洗、泥沙等，能够对工作的区域进行及时的清理。
随着连续油管技术与井下液压驱动工具的发展，在施工的过程中将连续油管的解卡打捞作业进行推广，促使其在施工的过程中广泛的使用，从而能够产生比较高的经济效益。
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１ 摩 阻 分析 模 型 建 和 求 解
１１ 水 平 井段 ．
上式 中，摩擦 系数 ／ 一个非常重要的参数 ，它的变化将会 引起 ． ｔ 是 套管轴向力的变化 ，也会 影响管柱是否 能顺利下入 ，因此正确合理的
确定摩擦系数是摩阻分析 中的一个重要 内容 ，考虑到管柱主要是在套 管内工作 ，摩擦为钢与钢之间的摩擦 ，所以摩擦系数取Ｏ ５ ． ，起钻柱 ２ 取 “ ” ，下钻柱取 “ ”。 ＋ 一 ’ ２ 井眼轨迹数据的处理
Ａ Ｔ＝牡 ＣＳ ＝ （ｏ 口４ｆｓ 口 Ｏ 口± ｃｓ － ｉ ） ｎ
在钻进过程 中，下部钻柱发生弯 曲变形要受 到井 壁的限制 。根据 样 条的定义 ，钻柱本身类似一根弹性样条 。由于 下部 钻柱组合的扶 正 特 性 ，井眼轨迹应当是一条连续变化的 “ 光滑 ”曲线 ，因而井 斜角和 方 位 角 的变化 也 是连 续 的 ， 即不会在 通 常 的测 距 范 围 内出现 “ 拐 点 ”。将井 眼轨迹数据平滑处理进 行三次样条插值计算 ，来模拟定 向 丌 － － ４ １ 丌 眼轨 迹 ，从而解 决 目前大位移井不能连续测量井眼轨迹的计算问 － １ ４ －
时计算井段管柱 摩阻力 为零 ，轴力增量为管柱浮重 ，即 △ ＝ 。 ｒ 弘
１３ 弯 曲 井段 ．
其对应的井斜角与方位角 ：
井斜角 ， 口 … ， ２
在大位移井 中 ，若忽略动态因素 ，则 管柱受到 轴向拉力 、径向挤 压力、浮力及 摩擦阻力等外部作用力 的影响 。建立如下假 设：（ 井 眼 ） 尺寸不随时间而变化 。②不考虑转动和振动 的影响 。③管柱与井 壁连 续 接触 ， 并且 弯矩 、剪力 、接触力连续分布 。④管柱在下入过程 中与 井 眼内壁 为滑动摩擦 。⑤将整个管柱 简化 为连续梁 。 取管柱一微元段进行受 力分析
一
完成 大斜度井修井 的关键 和难点所 在 。准确计算 套管柱 的轴 向载荷 以便进 行套管柱 强度 设计与校核 。事实上 ，在整个 钻进 、完井 及修 井过程 中，管柱的摩阻研究都很重要 它对井眼设计 ，包括钻井设备 选择 、轨道形式与参数、钻柱设计、管柱下入 ，施工过程中轨道控制 和井下作业 等阶段都具有指导意义 。
２１ 井 眼 轨 迹 数 据 处 理 分 析 ．
进行摩 阻分析 计算 ，需要真实反映井身轨迹 的数据 ，即把大位移 井井 眼轨 迹数据转 化为整 个井 深的连续 分段 曲线 。 目前 已有 许多方
法 ，诸如正切 法 ， 平衡 正切法 ，平均井 斜角法 ，曲率半径法等 ，其 中 以曲率半径法为最精确 。但是 ，这些方 法对井 斜和方位要求很严的定 向井或丛式井 ，往往满足不了实际计算的要求 。
方位角 ， … ， 将 井斜角和方位角均看成随井深变化 的函数
有三次样条函数的定义，可构造出函数 Ｍ（） Ｎｘ 满足 ｘ和 （ ），
①在区间 ６的每个子区间 ， ］ ， 上，七 １ Ｎ ，Ｍｘ和 】 （ ， ） （ … ２－ ）
． 均为三 （… ， ・） ２ （ ＝ 七 １ Ｎ ２
，
最终可 以得到 轴向力 ：
： ＋Ｇ Ｃ Ｓ Ｏ
在水平井 及大斜度井 中 ，由于管柱 自重及井 眼弯曲等多种因素的 作用 ，导致了较 大的摩阻力 。管柱 的摩阻 计算 虽是整个磨铣打 捞管柱 力学分析的一小部分 ，但提 高其摩阻计算精度仍是 完成井下作 业修 井
工作的一个 重点 ， 主要是 因为 ：①精确计算 出摩阻 ， 以预侧套 管 这 可 柱下入 的难度 ，以便选择合理套管柱组合和正确 的下入方法 ，或考虑 是否需采用特殊工具 ；②能够准确计算套管柱的轴向载荷 ，以便进行
—
管柱受到的力分别为： 考虑泥浆浮
壁接触力Ｆ ，轴向力 ，当管柱 下入 到落鱼处 ， 轴向拉力为零 。 其
由梁 中性层 的曲率与弯矩关系 ：
ｏ Ｅ ｌ
●： 、 、 、 、 乱
、 ‘、 ：’
…
ｌ＼
’
力后的重力Ｇ ，摩擦阻力 ，与井 ‘ ＼ 、、
题 。 ２２ 井眼三次样条插值 函数 ．
式 中，起升管柱时 ，取 “ ”号 ；下放管柱时取 “ ”号 ＋ 一
则轴 向载荷 ：
＝ 一 ＡＴ
１ 垂 直 并段 部 分 ． ２
已知某井段 ， 有一组测试点 ６ 】
井深 ａ＝ ０＜ ＜ … ＜ ＝ｂ ２
可认为垂直井段磨铣打 捞管柱无 接触 摩阻 ，而只受浮重作用 ，这
由于实际水平井水平 段井眼并 不是绝 对水平的 ，可以按 斜直井眼
为 角 位度柱重 ７— ＿ 责斜，单长淼浮， －７Ｚ 井 ｑ 管 ．７ ／ 雾 为 ７７孑 — ＾
该段管柱摩
＝刀 ｆ ｓ ＝ ｑ ｉ Ｌ ｎ
■
水平 段管 力 析 井 柱 分
仉 仁 ｘ
’
而轴力增量为 ：
学 术 研 讨
转
２ 年舅 舰 ９ 点
磨 铣 打捞 管 柱摩 阻分 析
张 志 刚
（ 利 油 田胜 机 设 备 安 装 工 程 有 限 责 任 公 司 ） 胜
摘 要 摩阻分析对水平 井施 工具有 重要的影响 ，尤其 对于大位 移井 而言，因其具有长水平段 、大井斜 角等特 点，摩 阻的预测和 控制是 成功地 完成 大斜度 井修井的关键 和难点所在 。本 文在 归纳总结前人 工作基础上 ，建立 了磨铣 打捞管柱摩 阻的力学模 型和数学模 型，对钻柱设计 、管柱下入 ，施工过程 中轨道控制和井下作业等阶段 都具有重要的指导意 义。 关键词 大位移井 摩擦 阻力 力学模型 摩阻 分析对 水平井施 工具有 重要的 影响 ，尤其对 于大位 移井而 言 ，因其具有长水平段、大并斜角等特 点 ，摩阻的预测和控制是成功 已假设管柱与井壁为滑动摩擦 ： Ｆ｜ ＝汪 摩擦因素