大位移井管柱摩阻扭矩分析概述资料重点
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 。
钻采管柱概论-高宝奎 16 大位移井管柱
16 大位移井管柱
大位移井套管下入技术现状 为确保套管能顺利下至设计深度,必 须认真计算允许下入的最大套管重量(取决 于井眼临界摩擦角,临界摩擦角由岩性、钻 井液以及其它因素等决定),下套管的磨擦 损失(在井斜角超过临界摩擦角的井段,必 须施加力将套管推进该井段)以及下套管的 机械损失(由钻屑、井壁坍塌、压差卡钻以 及稳定器嵌进井壁等造成),尽量优化下套 管作业。
16 大位移井管柱
大位移井套管下入方法
全掏空下套管：整个套管柱在下入过程中不灌钻井液。 常规漂浮法：套管柱下部灌钻井液，上部掏空推动套管下 入。 常规下入法：边下边灌钻井液推动套管下入。 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串，上部采用壁厚较厚的 套管串。 尾管加重下推完井管柱结构及下入技术：利用钻铤、加重钻 杆等钻具组合增大轴向力，直至把尾管送到预定位置。 使用漂浮接箍：下部套管掏空，上部灌钻井液。
16 大位移井管柱
国内外典型大位移井有关数据
号 水平位移 （m） 测量深度 （m） 11277.9 11184 10656 9238 9327 5464.43 4583 垂直深度 （m） 1636.8 1656.3 1650 2985 2770 4318 1869
井
英国WF M16SPZ 阿根廷Ara CN-1 英国WF M11 中国西江24-3-A14 挪威北海C26A 中国大港港深69x1 中国渤海Q17-2-P32H
10728 10585 10114 8062.37 7853 3118.04 3631
16 大位移井管柱
国内大位移井发展概况
国内大位移井钻井工作起步较晚，主要集中在渤海湾附近 的大港、胜利、塘沽、辽河等油田。到目前为止，完成的典 型井为: 中海油合作完成的西江24－3－A14井，斜深9238m,水平位 移8063m; 中石化完成的埕北21-平1井，斜深4837m,水平位移3167m; 中石油完成的港深69x1井，斜深5464m,水平位移3118m. 目前国内陆上已经具备了钻水平位移为4000m大位移井的技 术能力。
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。
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。
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。
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。
大斜度井段钻井扭矩分析及控制策略
大斜度井段钻井扭矩分析及控制策略摘要：近年来,在国际上摩阻/扭矩问题的研究仍然受到重视。
影响摩阻/扭矩的因素按可预测的准确程度可以分为定量因素和定性因素。
目前，可以定量计算的因素为重力、摩阻系数、测斜数据和钻柱变形;而只能定性分析的因素为岩屑床厚度、井眼缩径与坍塌、棵眼井璧岩石的力学性质、泥饼厚度和压差等。
本文系统地阐述影响摩阻/扭矩的因素、预测方法和可采用的控制技术措施。
最后,给出一个工程应用实例。
关键词：大斜度井；摩阻/扭矩；定量因素；定性因素；控制措施大斜度井是最大井斜角超过55°的定向井,其长稳斜井段的安全高效钻进具有重要的经济价值。
较准确地掌握该井段钻井作业的摩阻/扭矩规律是安全高效钻进的重要前提之--,例如,能较好地解释加不上钻压(俗称托压)的原因;钻井摩阻/扭矩对断钻具事故的预报具有指导作用。
摩阻是斜井中钻柱轴向力的重要组成部分,对比实际状态和理想状态(即零摩阻状态)的轴向力,它们之差即为摩阻。
扭矩是使下部钻柱转动而需要施加的力矩,钻柱上任--点离钻头越远,则承受的扭矩越大。
因此，摩阻/扭矩要通过计算钻柱轴向力得到。
1摩阻/扭矩的影响因素分析1.1重力与摩阻系数在正常条件下,钻柱承受的重力与摩阻是产生其轴向力/扭矩的内因。
为了建立计算三维井眼中钻柱轴向力的通用模型,首先考虑两井眼轨迹测点之间的一个钻柱单元，建立轴向力和与其相关的因素之间的关系式。
在推导过程中,假设:①钻柱单元的曲率为常数;②钻柱轴线和井眼轴线重合,此假设隐含钻柱单元的曲率和井眼曲率相同;③两测点之间的井眼轨迹位于一个空间平面内;④钻柱的弯曲变形仍在弹性范围之内。
在上述假设的基础上,经过推导与合理简化，可得:(1)式中,为钻柱单元上端的轴向力,N;。
为钻柱单元下端的轴向力,N;。
为单位长度钻柱在钻井液中的重量,N/m;为平均井斜角,rad;。
为轴向的摩擦系数或摩阻系数,无量纲;为由钻具.重量轴向力、井眼弯曲、钻柱弯曲和屈曲等产生的正压力,N/m;为钻柱单元的长度,m。
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。
冀东深层大位移井钻柱安全分析与对策
5600
3519.00
4013.00
89.00
300
表2
冀东大位移井前期复杂情况统计
井号
复杂情况描述
井深 4282m 遇阻，下放悬重至 600kN，上提悬重最大至 2000kN。上下活动仍然无效，
转顶驱扭矩较大，
最大憋至
NPXX-1
NPXX-5
50kN·m。四开尾管下放至 4600m 后有阻卡现象
钻进期间扭矩 42~45kN·m 摩阻 600kN，钻具因疲劳破坏，发生连续 8 次钻具本体刺穿事件。井底位移大（2990m），摩
D0——钻柱外径，
m。
3
大位移井钻柱摩阻扭矩分析
以冀东典型大位移井为例，进行相关分析。该井
造斜点为 500m，技术套管下深 4203m，设计/实钻井深
为 5376m，设计剖面和实钻轨迹垂直剖面见图 1。钻井
液参数：密度 1.40g/cm3，滑动钻压 120kN，旋转钻进钻
压 60kN，钻头处扭矩 5.50kN·m。裸眼段模型系数为
阻大，
定向期间托压严重，且 PDC 定向易憋泵。尾管下入至 5250m 时有阻卡现象
NPXX-3
摩阻高达 1000~1200kN，
扭矩最高 50kN·m，
偶尔憋停顶驱；
钻具因疲劳破坏，
发生连续 8 次钻具本体刺穿事件
作业中，杆柱的横截面上不会产生太大的剪切力，对于
起下钻等钻进摩阻和扭矩计算公式：
小曲率井眼，忽略刚度的影响，在工程上可以得到足够
如井身剖面、
井眼几何特性、
明显的软地层造斜率要求低，上部造斜段长（700m 左
井眼净化、管柱结构、钻井液性能、钻遇地层性质等
[1-3]
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
No. 1
钻
采
工
艺
DRILLING ＆ PRODUCTION TECHNOLOGY
· 25·
（ 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 。
大位移井钻具组合设计及摩阻扭矩分析
· 26·
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。
C05 扭拘和摩阻
第五章扭矩和摩阻引言扭矩与摩阻是由于钻柱与井壁之间的摩擦所引起的。
扭矩是指使钻柱在井眼中旋转所施加的旋转力。
摩阻是指钻柱在井眼中起下钻的过程中所附加的力，在大位移井和水平井作业中，由于摩擦力可以减少打擦边井的可能性，因此，搞清形成这些力的因素，以及如何将其降低到最小，这是非常重要的。
在钻井设计过程中，为了使钻井作业取得成功，对于扭矩和摩阻的计算，将会影响到可能出现的井眼几何形状，及象技术规范所要求的那种擦边井。
过大的扭矩和摩阻可能会造成许多问题，包括：钻具扭断钻具失速井下脱扣高卸扣扭矩卡钻上提遇阻划眼受阻通常，扭矩和摩阻不但可以作为钻井过程中出现问题的参考依据，而且，也可以利用它们来监测井眼状况。
在钻井过程中，应时刻注意监测扭矩和摩阻的变化，这可用来优化钻井作业，并且还可为可能存在的一些潜在的问题提供征兆，例如：压差卡钻井内键槽井眼清洁恶化井眼失稳井内台肩影响扭矩和摩阻的因素影响扭矩和摩阻的因素有：∙井壁作用力∙接触面的性质（如接触面的类型和粗糙度）∙泥浆润滑性∙井眼的稳定性∙井眼的净化井壁作用力井壁作用力是推动钻柱或井下钻具贴近井壁的一个有效作用力，这个力越大，扭矩和摩阻值也越高。
之所以会有这样的结果，主要是由于井眼倾斜和狗腿附近存在张力。
井眼倾斜随着井眼倾斜度的增加，井壁所支撑钻柱的重量越多，这就是为什么在高井斜角井和大位移井中，其扭矩和摩阻值比在直井中更大。
狗腿附近的张力在张力作用下，由于钻柱本身倾向于拉伸自己，因此，它被引向狗腿一方，这些狗腿可能是钻进中有意造成的，或者是在降斜段形成的，或者是无意弯曲形成的。
有些井壁作用力是由于在井眼弯曲段，钻柱弯曲所产生的。
许多计算表明，这些力比上面所描述的那种井壁作用力更小，即使对刚性钻铤来说，也是这样。
钻柱的重量对井壁作用力也会产生一些影响，特别是在水平井中，重力的作用使钻具贴近井眼低边。
因此，如果使用重量轻一点的钻具，将有助于减少这些作用力。
接触面的性质由于光滑的接触面比粗糙接触面所产生的扭矩更小，因此，套管井比裸眼井所产生的摩擦力要小。
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
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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
南堡油田大位移井注水管柱力学分析
南堡油田大位移井注水管柱力学分析注水管柱是实现分层注水的重要部分,是联系地面和地层的重要通道,良好的管柱结构和工具组合能为分层注水施工带来良好的效果,保证施工的安全性、可靠性与有效性。
而在作业过程中,注水管柱通常会受到管柱自身重、流体粘滞阻力、管柱内外流体压力、温度效应、井壁与管柱间的支反力和摩擦力、井内液体浮力等多种载荷的综合影响,不同工况条件下的摩阻、载荷、应力及变形,直接影响到管柱及井下工具的安全性和可靠性。
因此一直以来,注水管柱在井下的力学行为特征都是工程界和学术界的重要研究课题。
而在冀东南堡滩海油田的大位移井中,由于井身结构的复杂性,管柱在井下的受力状况更加复杂,因此不同工况条件下的受力条件和力学行为特征也更加复杂,从而导致作业过程中安全性和可靠性问题更为突出。
鉴于此,亟需在管柱力学的基础上,针对冀东南堡油田大位移井分注管柱管柱的工艺、管柱结构及井身结构特点,开展大位移井分层注水管柱管柱力学研究,分析分注管柱在不同工况条件下的的稳定性、摩阻、受力和变形等力学行为特征,并借助计算机仿真技术,编制相应的仿真计算软件,从而为现场提供一套全面有效的大位移井分层注水管柱力学行为管柱分析工具,指导现场管柱结构、工具组合、施工参数等方面的优化设计。
将石油工程、油气井工程、力学、数学和计算机等多学科相结合,在考虑各种井况及井身结构的前题下,针对不同井段的井眼曲率特征对管柱受力影响的差异,建立了注水管柱力学理论模型;首次采用超静定求解方法,建立了多封隔器工况下的注水管柱和井下工具受力计算模型；研制了注水管柱受力测试仪器,用现场实测数据对理论模型进行了验证：采用管柱力学模型分析了大位移井注水管柱各种工况下工况下的受力特征,分析了井斜角、方位角等因素对注水管柱受力的影响,得到了一些新的认识；并开发了大位移井分注管柱力学分析软件；为南堡滩海油田分注作业管柱设计优化提供理论指导和有效工具。
(1)在全面考虑实测井眼轨迹、摩擦力、粘滞摩阻、管柱自重、浮力、内外压力等因素对大位移井分层注水管柱受力的综合影响基础上,针对不同井段的井眼曲率特征对管柱受力影响的差异,建立了大位移井注水管柱的三维“刚杆”和“软绳”力学分析模型；根据大位移井分注管柱的受力特点,详细分析了管柱在井筒内的各种效应,建立了大位移井分注管柱变形计算模型,该模型更能体现大位移井内注水管柱的受力特征。
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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
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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
60
Dt 2
μa 轴向的摩阻系数 μ 滑动摩阻系数
Dt 管柱外径
Vt 周向最大运动速度
μt 周向摩阻系数 n 转速，min-1
Vm 轴向运动速度
9
管柱的扭矩计算
M T1
MT2
Fn Ls Dtj
2
MT1 单元上端的扭矩
MT2 单元下端的扭矩
最后一趟钻具组合简化为下表所示
管径 接头直径 线密度
mm
mm
kg/m
壁厚 mm
段长 m
127.0 165.1
73.5
25.4
33.00
127.0 165.1
29.0
9.19
925.63
127.0 165.1
73.5
25.4
221.25
127.0 165.1
29.0
9.19 3849.12
36
Z104/Z104H井
T 为轴向力
为井斜角 为方位角 为管柱单元的全角变化
Ls 为管柱单元的长度 q 为单位长度管柱的有效重量
为切向量
n 为法向量 m 为副法向量 下标0、1和2分别表示管柱单元 的中点、上端点和下端点
7
管柱轴向载荷计算模型
T1 T2 Ls cos 2q cosa FE Fn
Fndp
Fnhe l
rT 2 4EI
Ｔ 轴向载荷 r 钻柱接箍外壁和井壁之间的距离
E 弹性模量 I 截面惯性矩
15
16
不同下套管方式的内部状态
Inside State of Different Casing Running
套管
全掏空
常规
漂浮接箍
空气
井眼
常规掏空 钻井液
17
18
19
XJ24-3-A22大位移井：大钩载荷计算值与实测数 据的对比（R1 WT1 In；摩阻系数取0.27）
Dtj 管柱接箍外径
μ
Fn 单位长度总正压力 Ls
滑动摩阻系数 管柱单元的长度
10
管柱单元的划分
11
由下端轴向力计算管柱单元上端轴向力的流程
上一单元
初始假设的 上端轴向力
已知的 下端轴向力
计算正压力
即为上一单元 的上端轴向力
即为下一单元 的下端轴向力
计算上端轴向力
计算结果是否 满足精度要求
不满足
摩阻系数0.3
上提时大钩载荷为1322.36kN（摩阻141.17kN，实测180～
23
北堡西3X1井套管柱轴向力沿井深方向分布 （实钻测斜数据，摩阻系数0.484）
24
L30－1井
25
L30－1井
26
L30－1井
Φ216PDC及牙轮钻头＋Φ214双母稳定器＋Φ159短钻铤 2m＋Φ214稳定器＋Φ159非磁钻铤1根＋Φ127无磁承压 钻杆1根＋Φ127加重钻杆6根+Φ127钻杆63柱＋Φ127加 重钻杆18根＋Φ127钻杆＋133方钻杆
L30－1井
摩阻系数取0.2
31
L30－1井
摩阻系数为0.2
32
L30－1井
钻具处于悬挂状态时，钻具上作用了静摩阻力 。当钻具悬重为882.9kN（90吨），算得摩阻系 数为0.076；当钻具悬重为981.0kN（100吨）， 算得摩阻系数为0.135。正常情况下，上提钻柱 时大钩载荷为931.95kN（95*9.81+50），算得 摩阻系数为0.105；最高摩阻的情况下，上提钻 柱时大钩载荷为1531.95kN（95*9.81+600）， 算得摩阻系数为0.379。
33
Z104/Z104H井
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Z104/Z104H井
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φ215.9mm+φ172mm1.25°单弯6.92m+431×410+LWD5.29m +φ127mm无磁加重DP9.20m+MWD1.51m+411×410 + φ127mm无 磁加重DP9.19m+φ127mmDP925.63m+φ127mm加重DP221.25m+DP
满足
下一单元
12
任一管柱单元中正压力和计算
否
是否轴向压力
是 是否屈曲
否
是 计算屈曲产 生的正压力
计算正常情 况的正压力
13
管柱的螺旋屈曲临界载荷
Fhel 2 2
EIq sin
r
E 材料杨氏弹性模量 I 截面的惯性矩 q 轴向分布力
r 管柱和井眼之间的间隙
井斜角
14
管柱发生螺旋屈曲时的侧向力
2590
27
L30－1井
摩阻系数取0.3
上提时大钩载荷为1324.43kN（摩阻为552.09kN，实测 600kN）；下放时大钩载荷为461.93kN（摩阻为 310.41kN）；摩阻系数为零时大钩载荷为772.34kN。
28
L30－1井
下钻
摩阻系数取0.3
29
L30－1井
摩阻系数取0.3
30
大位移井管柱摩阻扭矩计算软件
1
主要内容
• 问题的提出 • 力学模型 • 计算软件的功能 • 应用实例 • 结论
2
摩阻/扭矩分析在大位移井工程中的地位
• 摩阻和扭矩是在大位移井设计和现场施工中备 受重视的两个关键因素。
• 钻前的扭矩和摩阻分析是大位移井可行性研究 的出发点之一，是钻机设备选择或升级改造的 基础，是优化井眼轨迹剖面设计的重要依据。