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。
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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
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
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
34
Z104/Z104H井
35
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。