钻具组合设计
定向井下部钻具组合设计方法
SY/T5619—1999定向井下部钻具组合设计方法代替SY/T5619—93 Method of bottom hole assembly design in directional wells1范围本标准规定了井斜角小于60°的定向井下部钻具组合的设计方法。
本标准适用于陆上石油、天然气及地质勘探钻定向井钻具组合设计，侧钻井及大斜度井的下部钻具组合设计也可参照使用。
2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
SY/T5051—91 钻具稳定器SY/T5172—1996 直井下部钻具组合设计方法3钻铤尺寸及重量的确定3.1钻铤尺寸的确定3.1.1在斜井段使用的最下一段（应大于27m）钻铤的刚度应适用于设计的井眼曲率。
3.1.2入井的下部钻具组合中，钻铤的外径应能满足打捞作业。
3.1.3钻头直径与相应钻铤尺寸范围的要求见表1。
表1 钻头直径与相应的钻铤尺寸 mm（in）钻头直径钻铤直径钻头直径钻铤直径120.7(4 3/4) 79.4(3 1/8) 241.3(9 1/2) 158.8(6 1/4) 177.8(7) 152.4(6) 104.8(4 1/8) 311.2(12 1/4) 203.2(8) 228.6(9)215.9(8 1/2) 158.8(6 1/4) 444.5(17 1/2) 228.6(9)3.2无磁钻铤安放位置及长度的确定3.2.1无磁钻铤安放位置无磁钻铤的安放位置应根据钻具组合的特性（造斜、增斜、稳斜或降斜）、具体尺寸和连接螺纹类型，使之尽可能接近钻头。
3.2.2无磁钻铤长度的确定3.2.2.1根据图1确定施工井所在区域。
3.2.2.2施工井在1区时，无磁钻铤长度根据图2进行确定。
图2（a）为光钻铤组合。
在曲线A以下：无磁钻铤长度为9.1m；仪器位置距无磁钻铤底部3.3m。
倒装钟摆钻具组合设计方法
２ 稳定器以上钻铤尺寸的影响
在 分析稳定器 以上钻铤尺寸不 同对倒装钻具 组合
１ 倒装钟摆钻具组合设计原则
倒装钟摆钻具组合防斜 机理 是钻头到稳定器之 间 钻铤靠上井壁向下弯曲，钻头转角指 向下井壁 ，使钻压 的作用变为降斜。要达到这样的效果，就必须使稳定器 处的弯矩足以克服稳定器 以下钻铤垂直下井壁的重力分
３稳定器以下钻铤尺寸的影响
在 图１ 示的倒装钟摆 钻具组合 中 ，稳定器 以下 所 钻铤尺寸 由①１ ８ ７ ｍｍ变为①１ ９ｍｍ和 ２ ３ ５ ０ ｍｍ。取 １０ ０ Ｎ ～２ ０ｋ 几个不同钻压值 ，计算这两套钻具组合的 ４ 各种力学性能，并进行对 比。 通过分析 比较 ，在相 同钻压 条件 下，钻头到稳定
５结论
（ 倒 装钟摆钻具组合设计 的核心是稳定器上下采 １ ） 用不同刚度 的钻铤 ，高钻压使钻铤弯曲 ，钻头转角指向 下井壁 ，达到控制井斜的 目的。 （） ２要提高倒装钻具组合的防斜能力可以从 以下几 个方面对钻具组合进行改进 ：增 加稳定器 以上钻铤尺 寸 ：降低稳定器 以下钻铤尺寸 ；增加第一跨钻铤长度。 （） ３进行倒装钟 摆钻具 组合 设计时 ，应避免稳定器 以下钻铤与井壁接触。 （） ４倒装钟摆钻具防斜效 果有待于现场实践进～步
拳 ｌ ｌ 黼ｎ ３ Ｉ ５ 链囊
稔定器
图 １ ①３ ．５ １ １ ｍｍ井眼倒装钟摆钻具组合 １
ｓ ｓ Ｐ Ａ Ｔｃ 系统实践 Ｙ Ｒ ｃ ，Ｅ
ｆ９ ３
器之间钻铤尺寸越小 ，钻头转角越大。钻压１ ０ｋ 时采 Ｎ ４ 用 １ ８ ｍｍ和 ＠２ ３ ｍ钻铤钻头转角分别是～Ｏ０ ２ ７ ０ｒ ａ ．３ 。 和一００ １ ． 。；钻压２ ０ Ｎ］钻头转角分别为一０１７ 和 ３ ０ｋＩ ￣ ． 。 ８ ００ ９ 。钻压越大 ，两者的差值越 大 ，说 明尺 寸越 ．５ 。 小 的钻铤对钻压的敏感程度越大 ，受钻压 的影响越大。 适 当减小钻头 到稳定器 之间钻 铤尺寸可 以增加钻头转 角 ，提高钻具纠斜能力。但钻铤尺寸也不宜太小 ，因为 尺寸太小的钻铤，刚度较小，在高钻压下容易与井壁接 触。因此在使用倒装钟摆钻具组合前 ，一定要根据钻具 组合和钻压条件进行仔细计算 ，防止钻头到稳定器之间 钻铤与井壁接触。
钻具组合
常用钻具组合导向钻井技术的钻具组合选择1．单弯螺杆角度的选择，根据井眼曲率，最大井斜参数确定单弯螺杆的度数，根据经验，一般在0.75°~1.25°之间。
单弯螺杆是在两种工况下使用，造斜段滑动钻进单弯螺杆不仅提供井下动力，同时其单弯部分相当于原造斜段使用的单弯接头，其单弯角度决定了造斜率的大小。
复合钻进阶段单弯螺杆不仅提供井下动力和转盘一起工作提高钻头的转速，同时，其单弯部分相当于直井使用的偏轴接头，具有一定的防斜作用。
单弯角度过大，会使钻具承受较大的交变应力，而遭受疲劳破坏。
常规216mm井眼钻井参数的选择钻井方式钻压（kN）转盘转速（r）排量（L/s）立管压力（MP钻头转速（r）复合0~80≤8028~328~16转盘+螺杆滑动30~120028~328~16螺杆2．稳定器尺寸的选择：常规钻井中，216mm井眼稳定器外径一般要大于等于210mm；在导向钻井中单弯螺杆，上下两个稳定器如果同常规井一样大小，，会使钻具承受过大的弯曲应力，通过室内分析与实践，使用范围为208~210mm。
3．钻具结构的选择：常规定向井，在不同的工况段，是通过多次改变钻具而实现的，每改变一次钻具结构，就要起下一趟钻。
而导向钻井是造斜、增斜、稳斜、降斜几个工序使用一套钻具组合，而不用起下钻改变钻具结构。
因此，导向钻进的钻具结构要满足定向井不同工序的要求，不仅提高钻井速度，减少起下钻次数，在控制井身质量方面，更要优于常规钻井的井身质量。
“双稳定器稳斜型”：216mmPDC钻头+单弯螺杆（自带208~210mm上下扶正器）+159mm无磁钻铤+159mm钻铤15根+127mm钻杆4．钻头类型的选择：一般使用PDC钻头。
不仅速度快，在复合钻进中，也不存在掉牙轮的风险。
5．泥浆参数的选择：在滑动钻进阶段，要求摩擦阻力系数小于0.15。
防止粘钻具，造成钻压加不到钻头上，影响钻进速度。
使用到向钻进技术后，钻井速度明显提高，整个节奏加快，要求泥浆性能的调整满足快速钻井的需求。
钻井工程设计钻具组合部分已完成直井
«钻井工程》课程设计乌3 Q井姓名专业班级油工61302 学号班级序号18指导教师张俊1井身结构1.1井身结构示意图1.2井下复杂情况提示1.4井身结构设计说明1.5钻机选型及钻井主要设备2.钻具组合设计2.1 一开钻具组合设计本井一开钻井液密度为P d=1.15g/cm3,最大钻压Wmax=100KN 钻井深度D=500m井斜角为0°钢材密度取7.85g/cm3，安全系数取S=1.2。
一开井眼直径381mm钻头尺寸选用直径381.0mm，根据钻头与钻柱尺寸配合关系，钻铤选用直径为228.6mm的钻铤，钻杆选用直径为127mm的钻杆。
2.1.2钻铤长度设计(1)计算浮力系数K b=1- (p d/ p s) =1- (1.15/7.85 ) =0.854(2)计算第一段钻铤长度本井选用NC61-90线密度q c=2.847kN/m,单根长度为9.1m的钻铤，根据中心点原则该钻铤需用长度为：L二SWmax/(qQ = (1.2 X 100) / (2.847 X 0.854 X 1) =49.356mn=49.356/9.1=5.4根据库存和防斜要求NC61-90钻铤实取6根，上接直径为203.2mm的钻铤9根，直径为177.8的钻铤12根，组成塔式钻具组合。
(3)钻铤参数计算钻铤总长度为：Lc= L c1+ L c2+ L c3= (6+9+12)X 9.1=245.7m钻铤总浮重为:F mc=K b cos a( L ci q ci+ L c2lq c2+ L c3lq c3)=0.854 x 1X( 6X 2.847+9 x 2.19+12 x 1.606) x 9.仁435.7kN 本井钻杆选用外径127mm壁厚为9.195mm D级新钻杆，其线密度=0.284kN/m ,最小抗拉挤力E=1290.86kN ,最小抗挤力为p c=50.96Mp&(1)计算最大安全静拉力本井抗拉安全系数取S = 1.3F a=0.9F y/SS=0.9 X 1290.86/1.3=893.67kN(2)计算最大许用井深L p=F a/ (q p K b) -F m/ (q p KO=(893.67-435.7)/ (0.284 X 0.854 ) =1888.26m 贝L p+L c=1888.26+245.7=2133.96 > D该钻杆满足本井强度要求。
井眼轨道井身结构钻具组合设计书
井眼轨道井身结构钻具组合设计书一、基本数据1、井位：(1) 井口地理位置：(2) 构造位置：(3) 井位坐标：井口O 纵X： 4 127 560.03m 横Y： 20 630 236.82m靶点A 纵X： 4 127 325.00m 横Y： 20 630 350.00m靶点B 纵X： 4 127 225.00m 横Y： 20 630 398.16m2、井别：生产井 (油藏评价斜井)3、设计垂深： 2370.00m，A靶垂深2125.00m，B靶垂深2265.00m，A～B靶间水平距离111.99m。
4、完钻层位：沙三上。
5、钻探目的：7、下套管原则：表层套管：(1)直径273.1mm 钢级J55 壁厚9.65mm 表层套管，预计下入深度300m，具体要求执行钻井工程设计。
(2)水泥返高：返至地面。
油层套管：(1)直径139.7mm 钢级N80 壁厚9.17mm 油层套管，阻流环下过相当于官2-斜2井2433.60～2480.50m上油层下含油水层以下20m，具体下入深度测井后由现河采油厂地质所确定。
(2)短套管：预计下入短套管2根，具体下入深度测井后确定。
(3)水泥返高：返至最上一层油气层、油水同层、含油水层顶界以上200m。
二、设计地质剖面1、设计井及依据井地层分层：地层名称设计井号依据井号界系统组段官2-斜22 官7-斜49 官2-斜2底垂深(m)厚度(m)底深(m)含油井段(m)底深(m)含油井段(m)新生界第四系更新统平原组275.00 275.00 未测274.00新近系上新统明化镇组960.00 685.00 972.00 962.00中新统馆陶组1395.00 435.00 1387.00 1398.00古近渐新东营组1760.00 365.00 1836.00 1794.00 沙河街组沙一段1990.00 230.00 2052.00 2006.00沙二段2165.00 175.00 2190.00 2170.00沙三上2370.00(未穿)205.00 2440.002352.0～2382.02481.002283.4～2480.5 沙三中2596.002522.6～2525.32511.00沙三下2742.002625.0～2630.8沙四上纯上亚段2833.00纯下亚段2922.00沙四下3008.00系统代表整合代表不整合代表假整合断层2、邻井测井及钻探成果：官7-斜49井井口位于设计井井口方位：149°距离：529m。
定向井下部钻具组合设计方法
定向井下部钻具组合设计方法-CAL-FENGHAI-(2020YEAR-YICAI)_JINGBIANSY/T5619—1999定向井下部钻具组合设计方法代替SY/T5619—93Method of bottom hole assembly design in directional wells1范围本标准规定了井斜角小于60°的定向井下部钻具组合的设计方法。
本标准适用于陆上石油、天然气及地质勘探钻定向井钻具组合设计，侧钻井及大斜度井的下部钻具组合设计也可参照使用。
2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
SY/T5051—91 钻具稳定器SY/T5172—1996 直井下部钻具组合设计方法3钻铤尺寸及重量的确定钻铤尺寸的确定在斜井段使用的最下一段（应大于27m）钻铤的刚度应适用于设计的井眼曲率。
入井的下部钻具组合中，钻铤的外径应能满足打捞作业。
钻头直径与相应钻铤尺寸范围的要求见表1。
表1 钻头直径与相应的钻铤尺寸 mm（in）钻头直径钻铤直径钻头直径钻铤直径(4 3/4) (3 1/8) (9 1/2) (6 1/4)(7)(6) (4 1/8) (12 1/4) (8)(9)(8 1/2) (6 1/4) (17 1/2) (9)无磁钻铤安放位置及长度的确定无磁钻铤安放位置无磁钻铤的安放位置应根据钻具组合的特性（造斜、增斜、稳斜或降斜）、具体尺寸和连接螺纹类型，使之尽可能接近钻头。
无磁钻铤长度的确定根据图1确定施工井所在区域。
施工井在1区时，无磁钻铤长度根据图2进行确定。
图2（a）为光钻铤组合。
在曲线A以下：无磁钻铤长度为；仪器位置距无磁钻铤底部。
在曲线A以上：无磁钻铤长度为；仪器位置距无磁钻铤底部；图2(b)为满眼或螺杆钻具组合在曲线B以下：无磁钻铤长度为；仪器位置距无磁钻铤底部；在曲线B和C之间：无磁钻铤长度为；仪器位置距无磁钻铤底部；在曲线C以上：无磁钻铤长度为；仪器位置距无磁钻铤底部；3．2．2．3施工井在2区时，无磁钻铤长度根据图3进行确定。
钻具组合
对于定向井常规钻具组合1、增斜钻具（一般增斜率6゜/100m）增斜钻具组合一般采用双稳定器组合。
是利用杠杆原理设计的，它有一个近钻头足稳定器作为支点，第二个稳定器与近钻头稳定器之间的距离应根据两稳定器之间的刚性（尺寸）大小和要求的增斜率的大小确定，一般为20m（两根钻铤长度），两稳定器之间的钻铤在钻压下，产生向下的的弯曲变形，使钻头产生斜向力。
例如：1.1 对于9 5/8″井眼增斜钻具组合：9 5/8″Bit+Φ244mmSST+挡板+7″NMDC×1根+7″DC×1根+Φ244mmSST+ 7″DC×1根+Φ244mmSST +7″DC×2柱+5″DP（常规）9 5/8″Bit+Φ244mmSST+挡板+5″NMDP×1根+7″DC×1根+Φ244mmSST+ 7″DC×1根+Φ244mmSST +7″DC×2柱+5″DP（参考）9 5/8″Bit+Φ244mmSST+挡板+5″NMDP×1根+5″DP×1根+Φ244mmSST+ 7″DC ×1根+Φ244mmSST +7″DC×2柱+5″DP（参考）1.2 对于8 1/2″井眼增斜钻具组合：8 1/2″Bit+Φ214mmSST+挡板+6 1/4″NMDC×1根+6 1/4″DC×1根+Φ214mmSST+ 6 1/4″DC×1根+Φ214mmSST +6 1/4″DC×2柱+5″DP（常规）8 1/2″Bit+Φ214mmSST+挡板+5″NMDP×1根+6 1/4″DC×1根+Φ214mmSST+ 6 1/4″DC×1根+Φ214mmSST +6 1/4″DC×2柱+5″DP （参考）8 1/2″Bit+Φ214mmSST+挡板+5″NMDP×1根+5″DP×1根+Φ214mmSST+ 6 1/4″DC×1根+Φ214mmSST +6 1/4″DC×2柱+5″DP（参考）2、微增斜钻具（一般增斜率3゜/100m）微增斜钻具组合在井下的受力情况和增斜钻具相同，主要是通过减小近钻头稳定器与2号稳定器的距离或者减小近钻头稳定器的外径尺寸（欠尺寸稳定器），以减小钻具的造斜能力。
07底部钻具组合设计
07底部钻具组合设计
底部钻具组合是一种使用不同类型的钻具组合在一起的方法，以深入
地路口进行钻探作业。
它也被称为多点集中钻探。
底部钻具组合设计有多
种形式，可以根据钻井要求或钻井工程的专业性来进行组合，以更好地达
到钻探的目的。
为钻井项目组合底部钻具，要根据钻井要求和实际情况来组合。
首先，根据钻井要求，确定底部钻具组合的类型，然后根据实际情况，确定具体
组合钻具的型号，比如，如果钻探要求的凿岩连接应该比较牢固，就可以
考虑选择项点式把手钻具；如果钻探要求穿越比较深而又有起伏的地形，
就可以考虑选择抽油机或者顶杆；如果钻探要求比较深而又地形比较坦平，就可以考虑选择钢板或钢套管。
其次，组合的底部钻具的类型和数量也需要根据实际情况来确定。
比如，如果钻探要求起伏较高，需要多点同时进行，就需要两个以上的钻具
组合；如果钻探要求只单点，就只使用一支钻具；如果钻探要求有结构的
连接，可以使用两支不同的钻具。
因此，组合的底部钻具数量和类型需要
根据钻井要求和实际情况来确定。
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第四章轨迹控制钻具组合设计
4．1 下部钻具组合设计原则
（1）虔诚水平机下部钻具组合设计的首要原则是造斜率原则，保证所有设计组合的造斜率到要求是井眼控制轨迹控制的关键。
为了使所设计的钻具组合能够对付在实钻过程中造斜能力又是难以发挥的意外情况，往往有意识在设计时使BHA得造斜能力比井深设计造斜率搞20％~30％。
（2）在设计水平井下部钻具组合时，要考虑和确定测量方法、仪器类别及型号。
水平井用最普遍的是MWD，即无线传输的随钻测斜仪，它允许工作在定向钻进和转盘钻进两种情况，但是由于信号靠泥浆脉冲来进行运输，工程参数传输慢，而浅层水平井由于地层软进尺快；为了提高定向精度，实验之初的1~2口井可在定向钻进的起始井段所用的钻具组合中，考虑采用有线随钻测斜仪，形成经验后全部推广MWD。
（3）在设计水平井钻具组合时，考虑到井底温度较低，一般选用常温型螺杆钻具；而在常规水平井中有时井底温度高于125℃，此时应考虑选用高温型螺杆钻具。
（4）在设计水平井下部钻具组合时，也要考虑工作排量和螺杆钻具许用最大排量之间的关系。
如果排量明显大于螺杆钻具的额定排量和最大排量时，应考虑选用中空转子螺杆钻具。
（5）在设计水平井下部钻具组合时，为了安全生产，组合必须保证足够的强度、工作可靠性，并满足井下事故处理作业队钻具组合的结构要求。
图4-1为螺杆钻具基本形式。
/
由于浅层水平井井眼长度太短，一旦预测的井眼轨迹与设计不一致，几乎没有纠正的余地，而且还无法填井重钻，因此，运用科学合理的方法，准确地计算造斜能力、按设计要求完成完成轨迹是浅层大位移水平井成功的关键。
4·2 钻具组合造斜率预测
4·2·1现有的方法评价
三点定圆法的优点在于计算简单，强调了结构弯曲对工具造斜率的影响，并在一定程度反映了稳定器位置的影响。
但该方法的缺点也十分突出，如；
（1）未考虑钻具的受力与变形对造斜率的影响，即把造斜率计算建立在绝对刚性的条件下的几何关系基础上；
（2）未考虑钻具刚度对造斜率所得结果的影响，用该式计算γ、L 1、L2相同的两种直径，不同刚度的钻具的造斜率所得结果相同；
（3）未考虑近钻头稳定器位置（L1）对造斜率的影响。
由此式可得出：在上稳定器位置固定的前提下（L1 + Ｌ２＝Ｃonstant）,移动近钻头稳定稳定器（L1变化）不改变工具的造斜率。
这一结论与钻井实践明显相悖。
（4）未考虑井眼扩大对工具造斜率的影响；
（5）由此公式可推出转盘钻BHA（无结构弯角即γ= 0 ）不会变更井斜的推论（r = 0则k =0，必然稳斜），但实际上转盘钻BHA有降斜、稳斜、增斜之分；
（6）当不接上稳定器时，因只有“两点”而无法用该式计算造斜率。
由现场钻井实践验证，用上式求出的造斜率与实际造斜率存在较大的误差。
另外，国内在计算同向双弯组合造斜率时采用的“双半径法”（根据上述三点定圆法演变而来），验证也有明显误差。
极限曲率法（Kc法）是建立在BHA受力变形分析基础上，综合考虑了工具或BHA的诸多
的结构参数（如结构弯角的位置及大小，上、下稳定器位置和外径，钻具刚度等）、工艺参数（如钻压）和井深几何参数（如井斜角、井径等）对工具或BHA造斜能力的影响，基本上确定了它与极限曲率（Kc）值的比例关系。
通过机理研究表明，工具造斜能力（造斜率）是一个低于极限曲率（Kc）的量。
在此基础上，考虑到实钻过程中低层因素和工艺参数（主要是工具面角的对正程度）的影响，再次对造斜率系数加以修正。
此方法对于预测工具造斜率的准确性较好，但是对于现场应用来说，由于Kc值是根据下部钻具组合受力与变形的计算确定的，其计算过程复杂，一般都需软件计算，所以其应用有一定的局限性。
4·2·2浅层水平钻具组合造斜率的预测方法
由于三点定圆法无法预测不加稳定器的钻具组合造斜率。
现在极限曲率法的基础上提出一种半经验方法。
该方法可预测不加稳定器的单弯壳体动力钻具或接头-动力钻具组合的造斜率的，其φ165mm螺杆钻具平均造斜率Kta的半经验公式为：
2.916[r + 28.65( Db —0.165 )/L1 ]
Kta = ——————————————————
Db[L1 +1.5 + ( 0.178 —Dc)/2sin r ]
式中Kta——螺杆钻具平均造斜率，°/30m ；
Db——钻头直径，m；
r ——弯角（玩壳体或弯接头），°；
L1——弯点到钻头底面距离，m；
Dc——动力钻具上部配接的钻铤外径，m。
该方法比起极限曲率简单实用，对于现场操作和选用钻具组合有重要意义。
4·2·3预测准确性评价
由于极限曲率法具有一定的准确性，预测结果的准确性可通过与极限曲率法对比验证。
列表1，为使用上述半径验公式预测的螺杆钻具平均造斜率，列表2是半经验法与极限曲率法预测平均造斜率的对比。
从表中可以看出该方法对于预测钻具组合造斜率有较好的准确性。
现场井眼轨迹控制者可用来简单而有效预测钻具组合造斜率，从而优选钻具组合、准确控制井眼轨迹。