不间断循环钻井系统
!国外石油机械#不间断循环钻井系统3马青芳(中国石油集团钻井工程技术研究院钻井机械研究所) 摘要 不间断循环钻井系统是世界钻井界近年来出现的一项新技术,该系统可以在接单根或立根期间保持钻井液的不间断循环,能够有效解决窄钻井液密度窗口的钻井问题。
概述了不间断循环钻井系统的优点、作用及技术发展历程,论述了系统的结构组成及工作原理。
不间断循环钻井系统为复杂井尤其是窄钻井液密度窗口井钻井提供了一种有效的解决方法,具有广阔的发展前景和市场空间。
关键词 不间断循环钻井系统 窄钻井液密度窗口 主体连接器引 言目前,复杂地层深井的钻井问题,已成为制约我国油气勘探开发事业发展的重要壁垒。
如何解决复杂地层深井钻井的主要技术难题引起了油气勘探开发界的高度关注,成为钻井工程所面临的重大挑战,也是当前钻井工程技术发展的主要方向。
其中复杂地层条件钻井中的漏、喷、塌、卡、斜、毒等井下复杂情况与事故仍是当前钻井技术壁垒最基础和最根本的问题。
当漏、喷、塌、卡、斜位于同一裸眼井段时,则引发出多种复杂问题,主要归结为窄钻井液密度窗口的安全钻井问题,成为目前钻井工程亟待解决的重大技术难题。
不间断循环钻井系统技术和装备的出现,大大改变了钻井作业的方式。
该系统可在接单根时保持钻井液的连续循环,可以有效避免接单根引起的压力波动,改善井眼质量和清洁度,降低循环漏失、地层破裂、井涌、卡钻等现象出现的几率,为复杂井尤其是窄钻井液密度窗口井钻井提供了一种有效的解决方法。
为解决复杂井钻井问题,中国石油集团钻井工程技术研究院钻井机械研究所已经开始不间断循环钻井系统的研制工作。
笔者拟对不间断循环钻井系统作一介绍,希望有益于这一实用新技术在我国的研究与应用。
不间断循环钻井系统的优点及作用不间断循环钻井系统(Continuous Circulati on Syste m -CCS )是世界钻井界近年来出现的一项新技术,该系统可以在接单根或立根期间保持钻井液的不间断循环,实现100多年来常规钻井中钻井液循环方式的重大变革,是一项有着巨大经济意义和发展潜力的新技术。
不间断循环钻井系统在接单根或立根期间保持钻井液的不间断循环,在整个钻进期间实现了稳定的当量循环密度和不间断的钻屑排出,全面改善了井眼条件,可最大限度地保证已经形成的井壁不发生垮塌,极大地降低了钻井事故的发生,减小了发生井涌的可能性,提高了钻井作业的安全性。
不间断循环钻井系统具有以下优点。
(1)稳定的当量循环密度有助于消除接单根停泵和启泵引起的压力变化和压力波动;整个钻进期间建立了稳定的当量循环密度;是解决窄密度窗口安全钻井问题的有效方法。
(2)不间断钻屑的排出可减少接单根时卡钻的几率;在大位移井和水平井中,可有效防止井眼底边形成钻屑床;减少了接单根前清除下部钻具组合内岩屑所需的停钻时间;全面改善了井身质量。
(3)可全面改善井眼条件和钻井安全,提高总的机械钻速,节约钻井成本。
据报道,使用不间—012— 石 油 机 械CH I N A PETROLEUM MACH I N ERY2008年 第36卷 第9期3基金项目:中国石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目“不间断循环钻井系统”(06B2030502)。
断循环钻井系统每口井大约节省100万美元[1]。
国外技术发展现状随着石油天然气勘探开发的不断深入,复杂井、深井、超深井、大位移井、水平井、分支井等特殊工艺井的作业越来越多,作业难度也不断增加,对钻井技术和装备提出了更高的要求。
发达国家为了满足石油天然气勘探开发的发展需要,提高在高温高压、井眼不稳定、井壁坍塌、卡钻、地层裂缝以及钻井液漏失等地层钻井作业的成功率和安全性,开展了一系列钻井新技术和新装备的前瞻性研究,不间断循环钻井系统就是其中之一。
不间断循环钻井系统最初由Laurie Ayling设计、Maris公司管理,后来由Varco公司收购,由于Varco公司与Nati onal O il w ell公司合并,现在该技术由NOV设计和供应。
1995年申请了第一项关于不间断循环钻井系统的专利,2000年该创意得到了由BP、BG、Eni、Stat oil、Shell、Tatal联合成立的“工业技术联合组织”的支持并获得1995万美元的资助,由5家公司和3家设备制造商联合研制。
在进行了3年的研究后,于2002年12月进行了先导性试验,<127mm(5英寸)钻杆接单根35次,压力波动218MPa;2003年7月31日～8月2日,BP在美国Oklahoma(俄克拉荷马州)进行了现场试验并取得成功,<11413mm(412英寸)钻杆接单根72次,接单根用13～20m in,压力波动114～211MPa;2005年6月初在埃及海上进行了第一次商业应用[2],该井密度窗口仅为0103,由于井涌、天然气渗出、漏失、井眼膨胀等原因,固完<340mm(1318英寸)套管后暂时关闭,利用不间断循环钻井系统,接立根500次,完钻井深超过5000m。
现场应用结果表明,该装备能节省钻井时间,降低复杂井的事故发生率。
目前该装置已有6套投入油田现场使用。
从国外的发展可以看出,不间断循环钻井系统已经进入到成熟应用阶段,现场试验和商业应用都充分展现了该系统的可靠性和经济价值。
在未来的复杂井钻井工程领域,不间断循环钻井系统必将发挥重要的作用。
不间断循环钻井系统结构及工作原理 不间断循环钻井系统主要由CCS主体连接器、分流装置、液压站和控制系统四大部分组成[3] (如图1所示)。
CCS主体连接器(CCS Main Unit)为不间断循环钻井系统的核心和执行机构,它主要由三闸板防喷器、强行起下装置、动力卡瓦、底座和升降系统组成。
钻井液分流系统(Mud D iverter Unit)主要由钻井泵、控制阀和钻井液管汇等组成,通过它将来自钻井泵的高压钻井液分流至立管和连接器,并通过其上控制阀实现接单根或立根时钻井液回路之间的切换。
液压站(Hydraulic Power Unit)为不间断循环钻井系统的液压动力源,为主机的执行动作提供动力。
控制系统(Contr ol Sys2 tem)基于工控机,为不间断循环钻井系统的操作提供指令,进行显示和记录,并具有报警和保护功能。
图1 不间断循环钻井系统1—CCS主体连接器;2—钻井液分流系统;3—管汇;4—液压站;5—控制系统;6—顶驱 不间断循环钻井系统[4]由钻井液分流系统、立管、顶驱和钻杆组成上钻井液回路,由钻井液分流系统、地面管汇、CCS主体连接器和钻杆组成下钻井液回路。
正常钻进时,钻井液通过上回路进行循环;在接单根或立根时,通过钻井液分流系统的控制阀件的动作,实现上下钻井液回路之间的切换;由CCS主体连接器上的三闸板防喷器的上半封、全封和下半封将主体连接器内腔封割成2个腔室。
接单根时,通过液压控制系统操作主体连接器上的控制阀、防喷器闸板以及动力大钳,实现上下2个腔室的压力切换和上卸扣操作,达到钻井液的不间断循环。
不间断循环钻井系统在接单根或立根时的动作流程:首先,上提CCS主体连接器,关闭上闸板防喷器和下闸板防喷器,使上闸板和下闸板之间形成一个密闭腔室A;对钻杆接头进行定位,下放下动力卡瓦,使卡瓦抱住下部钻杆,下放CCS主体连接器,将下动力卡瓦放入转盘补心中,卡住下部钻杆,操作上卡瓦卡住上部钻杆,此时钻井液通过立管、顶驱和钻杆组成的上钻井液回路实现循环;—112—2008年 第36卷 第9期马青芳:不间断循环钻井系统 操作钻井液分流系统灌充泵,打开CCS 主体连接器侧控制阀门,使密闭腔室A 灌满钻井液;通过铁钻工、下动力卡瓦和强行起下装置,卸开上下钻杆接头,此时,通过钻井液分流系统上下回路均充满高压钻井液,2路钻井液通过密闭腔室A 流入下部钻杆,实现钻井液循环;当上部钻杆提升至全封闸板防喷器上面时,全封闸板封闭,上闸板、全封闸板和下闸板之间形成2个密闭腔室B 和C,上钻井液回路关闭,钻井液通过下回路和下密闭腔室C,流入下部钻杆,实现钻井液循环;打开上闸板防喷器,提出上部钻杆,利用顶驱吊卡上提1根新的单根(或立根),放入CCS 主体连接器,关闭上闸板防喷器,操作钻井液分流系统,使上下2个回路同时流入高压钻井液;打开全封闸板,同时流入下部钻杆;利用铁钻工和强行起下装置,将新的单根(或立根)与下部钻杆连接,此时,关闭钻井液下回路,上回路正常循环,松开上卡瓦,上提CCS 主体连接器,松开下卡瓦,将CCS 主体连接器下置底座上,接单根(或立根)完毕,继续正常钻进。
应用前景展望不间断循环钻井技术主要应用于复杂井的钻井作业。
(1)窄钻井液密度窗口井。
使用不间断循环钻井系统,在钻井过程中可使钻井液保持连续循环,并通过调整循环速度和钻井液密度,实现在孔隙压力和地层破裂压力比较相近的地层中钻进,同时减小压力波动控制稳定井底压力。
(2)欠平衡钻井。
稳定和控制井下压力是负压钻井的关键。
使用不间断循环钻井系统,在接钻杆时井下环境保持稳定,无气体聚集,并且钻屑不会落入环形空间。
取消了重建平衡系统所需的漫长循环周期,节省了每次接钻杆的时间。
(3)高压2高温井。
对于高压2高温井,储层附近的破裂压力梯度接近其孔隙压力,需要控制当量循环密度,以避免发生井漏或井涌。
若停泵接单根,井底情况就会变得更加复杂。
(4)大位移井和水平井。
在大位移井和水平井中,不间断循环有助于岩屑的连续携带,阻止岩屑下沉到井眼较低的一边,可有效防止井眼底边形成钻屑床,这样就改善了井眼条件,大大减小了接单根时卡钻的可能性。
同时,洁净的环空还能减小旋转扭矩,改善钻柱的定向控制。
在国内特别是西部各大油田有相当数量的井属于上述情况,尤其是窄钻井液密度窗口井的安全钻井问题,已成为目前钻井工程亟待解决的重大技术难题。
因此,不间断循环钻井系统的研制,将为解决窄钻井液密度窗口井钻井技术瓶颈问题提供一种有效的方法,具有广阔的发展前景和市场空间。
参 考 文 献[1] Ayling L J,廉抗利1连续循环钻井1国外石油动态,2003(1):15-181[2] Calder oni A,Chiura A 1Balanced Pressure D rillingW ithContinuous Circulati on U sing Jointed D rill p i pe ———Case H ist ory,Port Fouad Marine Deep 1,Exp l orati on W ell Offshore Egyp t 1SPE 1028591[3] Jenner J W ,Elkins H L 1The Continuous Circulati onSystem:An Advance in Constant Pressure D rilling 1SPE 907021[4] Calder oni A,B rug man J D 1The Continuous Circulati onSystem ———Fr om Pr ot otype t o Commercial Tool 1SPE 1028511作者简介:马青芳,女,高级工程师,生于1966年,1985年毕业于华东石油大学机械系,1988年和1998年分别于石油大学(北京)获硕士和博士学位,现从事石油钻井机械装备研发工作。
精细控压钻井技术在塔里木碳酸盐岩水平井成功应用
塔 中奥 陶系碳 酸盐 岩属典 型 的“ 压 力 窗 口” 窄 储 层 ， 高 含 硫 ， 井 难 度 大 。 此 ， 直 井 钻 井 过 程 中 且 钻 为 在
１２ 实 现 井 口压 力 的 自动 控 制 ．
精细控 压钻 井技 术是利 用智 能控制 ， 自动节流 的模 式 ，克服 了常规 控压钻 井 以手动方 式调 整节流 阀开 度时精 度低 、 速度 慢 的不足 。 口回压控 制精度 井
上 ， 进 一步 提高 控 压精 度 ， 时 、 确 调整 井 底压 为 及 精 力 ， 而达到平 衡地 层压 力 ， 效 实现安全 钻 井 的 目 从 有 的 。 技 术 在 常 规 控 压 钻 井 基 础 上 ， 加 自动 节 流 管 该 增
艺是 在地 面增设 回压 补偿泵 。 当钻 井泵 停止工 作 时 ，
中 多 口碳 酸 盐岩 水平 井的 成 功 应 用 案例 及 其 效 果 ， 并提 出 了一 些 建 议 。 关键 词 控 压钻 井 精 细 控 压 窄压 力 窗 １ 大 延伸 水平 井 ３ ＂
Ａｂｓ ｒ ｔ Ａｎ ｉ ｔｏ ｃ ｉｎ ｉ ｖ ｎ ｔ ｈ ｏ ｅ ，ｗｏ ｋｉｇ ｐ ｉ ｃｐｌ ｄ ｃ ａ ａ ｔｒｓｉ ｓｏ ｎ ｎｔｏｌ ｄ ｐ ｅ ｓ ｒ ｉｌｉｇ．Ｔｈ ｎ，ａ ｔａｃ ｎｒ ｄｕ ｔｏ ｓｇｉｅ ｏ ｔ ｅ ｃ ｎｃ ｐｔ ｒ ｎ ｒｎ ｉ ｅ ａｎ ｈ ｒ ｃｅ ｉｔｃ ｆｆ ｅ ｃｏ ｒ ｌｅ ｒ ｓ ｕ ｅ ｄｒ ｌｎ ｉ ｅ ｎ
多 口井使用 ． 到预期效果 。 达
精 细控压 钻井 技 术在 塔 中 的成 功 应用 可分 为 ：
探 索 、 进 和成熟 ３ 阶段 。 改 个
层作业 的适 应性 ， 确保 井控 安全 ， 塔里木 油 田井控 将 Ｔ艺 与精细控 压钻井 技术有 机结合 ，进一 步完善精
石油钻井行业硬地层取心规范
硬地层取心规范硬地层取心工具包括Y-8120（常规）、Ym-8115(硬密闭)、Yb-8100（硬保形）、Y-670（6"小井眼）、D-8120（定向井取心）五种类型，主要适合于东营组（2000m以下）、沙河街组、古潜山以下中硬到硬地层的取心作业。
一、推荐取心常用钻具组合的选择φ311.1mm井眼8-15/32"CORE-BIT+7"CORE-BARREL ASSEMBL Y +X/O(411×630)+8"DC1+12"STB+8"DC8+8"(F/J+JAR) +X/O +5"HWDP14φ215.9mm井眼8-15/32"CORE-BIT+7"CORE-BARREL ASSEMBL Y + 6-1/2"DC1 + 8-3/8"STB + 6-1/2"DC8+6-1/2"（F/J+JAR）+5"HWDP4+X/O+5-1/2"DPφ152.4mm井眼（Y-670工具）6" CORE-BIT +4 3/4" CORE-BARREL ASSEMBL Y +4-3/4"DC9+ 4- 3/4"(F/J+JAR)+ X/O + 3 1/2"HWDP具体组合应根据现场井下实际工况由平台领导、钻井监督、泥浆监督、地质监督、取心服务人员共同协商确定。
二、作业参数推荐：Y-8120、Yb-8100、Ym-8115、D-8100取心工具作业参数如下：取心工程师有义务和权利根据实钻情况对上述参数进行合理的变更与调整。
三、施工流程图工具组装——井口检查——下钻——循环清洁井底（初探井底）——投球——造心——取心钻进——割心——起钻——出心——岩心丈量分析——工具维修保养四、施工作业规程1、井身质量符合设计要求，取心前要通井，起下钻遇阻、遇卡井段必须处理正常。
自升式钻井平台的神经系统--电气
2020/4/22
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钻井绞车
2020/4/22
高压泥浆泵
转盘 顶驱
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该平台的升降是采用齿轮齿条方式，其中三条桩腿，每条桩 腿由18个变频驱动电机通过减速齿轮箱带动。平台升降电力系 统同样采取了虚拟24脉的公共直流母排变频驱动方式。
平台电站（5-6台主机）在自升式钻井平台电力系统中的最 大短路电流是在重压钻井工况下，其中一台主发电机发生故障 脱离电网前，将原承担负载转移到备用主发电机过程中发生。 根据电力系统短路电流计算结果，发生最大短路电流的 AC690V主配电板汇流排一级，其值约在55kA左右的水平。
钻井空气罐
主机启动电机
柴油发电机
钻井空压机
平台供电系统
600V主MCC
480V 1#/2# 主MCC
480V主MCC
2500KVA 600/480V 变压器
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海上自升式钻井平台的电气系统主要包括电站和电力系 统,照明视觉和音频信号系统,内通和报警系统,外部无线电通 信系统,DCS系统等。
平台供电系统主要有三大供电系统组成 平台总用电系统；平台升降及滑移系统；钻井电力系统
钻井液(讲义)
④舍取钻遇断层、裂缝、溶洞等特殊井段数据；
⑤舍取水利因素变化大的井段数据。
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⑸预测结果校核
使用上述随钻地层压力检测方法，要及时收集 邻井已知地层压力数据、随钻压力测试、静压测试和 RFT数据或其它方法能准确求取的地层真实孔隙压力数 据，进行校核，以便修正随钻检测的地层压力，使之更
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⑻在裸眼井段遇到下列情况之一，需考虑分段循环钻井液： ①裸眼井段发生过井漏； ②起钻时有遇阻遇卡的井段； ③钻井液静止24小时以上； ④钻井液性能欠佳，特别是静切力较大； ⑤井下要进行特殊作业。 ⑼复查井段、含地层流体井段和到井底前最后3个立柱，采 用低速下钻。 ⑽下钻时要有专人观察并记录钻井液返出情况。 ⑾如井口不返钻井液，应立即停止下钻，观察井口液面， 发现液面下降，向环形空间罐满钻井液；同时起钻到正常井 段，小排量顶通后，逐渐增加排量，按井漏程序观察处理。 ⑿如钻柱内返钻井液，应进一步减速下钻；如继续返喷， 应静止钻柱1min～2min进行观察，判断是井涌还是环空不畅。 若是井涌，按井控程序处理；如果是环空不畅，应及时接方 钻杆或顶驱系统，循环钻井液。
脆性页岩表面看来是相当坚硬和稳定的， 但是，当放在水中时，则逐渐变成碎块，不过碎 块在水中并不软化或膨胀。脆性页岩的不稳定性 可能是由如下任何一种机理引起的：①页岩可能 是由于结构内的微裂缝表面、层面和解离面水化 而软化，然后，较大的页岩碎块掉入井内；②当 少量粘土被完全不膨胀的石英或长石基岩包围时，
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⒀下钻要平稳，遇阻时以提为主，严禁强压，遇阻超过 100kN（152.4mm以下井眼为50 kN）时，严禁强行下钻，应及 时接方钻杆（或顶驱系统），循环钻井液，正常后才能继续 下钻。 ⒁根据起出的上只钻头和稳定器的磨损情况，结合地层特 点，分析判断井眼欠尺寸的可能性；如果起出的所有稳定器 外径都磨损变小，下钻时应对上只钻头钻过的全部新井段划 眼；如果起出的稳定器中最下面一个稳定器的磨损变小，则 从未磨损的的稳定器所钻达的井深处开始划眼至井底。 ⒂在用牙轮钻头所钻的井段，下入PCD钻头或金刚石钻头， 要减速下钻。若牙轮钻头磨损，易造成刚性强的PCD钻头或金 刚石钻头卡钻。 ⒃钻头下入离井底一个单根或立柱时，应及时接方钻杆 （或顶驱系统），开泵顶通，井口有钻井液返出后，再根据 情况逐渐增加排量，循环正常后，转动钻柱，慢慢下放，下 放至井底。
常规连续油管基本知识
液压缸
滚子链
卡瓦链
30K注入器设计特点
• • • • V型卡瓦 全浮型内框架 直接作用于卡瓦的直梁 最佳的速度和方向安全控制 系统 • 提供了所有旋转部件最大的 轴承接触面积 • 直读式负荷显示器 • 适用于恶劣工作环境
30K 注入器设计特点
•最佳性能与负荷比为：1 1/4” & 1 1/2” 油管 •高性能轴承滚动部件 (动态功效超过76%) •具有最佳的低速反应特点(高速马达和行星齿 轮传动减速系统). •具有最佳的可控性 •Rineer 马达提供最大液效(尤其是在低速挡).
30K 注入器设计特点
•卡瓦链条可适用于1.75“油管 •直接作用式卡瓦链加紧器 •设在卡瓦链条上的高压储能器可在失去动力源 的情况下防止油管的加紧力。 •注入器可罗列使用以增加起下负荷
30K 注入器卡瓦设计特点
•轴向是由卡瓦与油管摩擦产生 的 •经多次测试和评估最佳的卡瓦 设计为：
–与油管4点接触 –卡瓦为V型凹槽 –卡瓦材质为渗碳硬质钢材 –可适用与较大范围的油管尺寸
连续油管可提供以下的优点： • 高效率 自成一体的设备，无需钻机的支持(陆地)。 节省作业时间和费用，无需压井。 起下油管时可不间断地泵入液体。 • 减少地层污染的可能性 特别是用于正在生产的油气井（无压井液进入地层） 在大斜度井和水平井中作为工具的输送媒体。
连续油管应用范围
• • • • • • • • • • • 洗井、压井。 挤水泥、打水泥塞弃井。 冲砂 替泥浆、压井。 氮气气举。 酸化。 固砂和过油管防砂。 Hydra-Blast高压冲洗除垢作业。 在大斜度井和水平井中测井、下入/打捞钢丝工具。 除垢 作为注入/虹吸管。
连续油管
基础知识讲座
随钻测斜仪研究与实现
随钻测斜仪研究与实现作者：唐志辉龙允聪李洪超来源：《电子世界》2013年第13期【摘要】随钻测斜仪是现代定向钻井工程中重要的测量设备，它能在不间断钻井过程的条件下准确、可靠、实时地测量井斜、方位、工具面等参数，井斜测量的实时性、准确性是保证自动垂直钻井中控制井斜精度的关键因素之一，但高温、高压等复杂的工作环境导致了传感器输出的非线性，直接影响测斜仪的工作性能。
本文提出了一种基于单片机与CAN总线的随钻测斜仪，文章重点阐述了测斜仪的硬件结构及电路原理，并介绍了信号采集及传感器补偿的程序实现，通过井斜测量的实验，证明该系统的井斜测量误差△INC≤±0.1°；方位测量误差△Az≤±1.0°，测量精度满足现场实际的测量要求。
【关键词】测斜仪；单片机；CAN总线；信号采样；传感器补偿1.引言随着现代钻井工程中高难度定向井、丛式井越来越多，随钻测斜仪作为定向测量工具在现代钻井工程中的重要性表现得更加井斜测量的主要内容就是井斜角和井斜相对方位角的测量。
本文提出了一种基于单片机与CAN总线的随钻测斜仪突出。
及其信号采样、传感器数据补偿程序的实现。
CAN总线具有传输速率快、传输稳定、容量大，是国际上应用最广泛的现场总线之一，其性能能够很好地满足测井站的实际要求[2]。
2.硬件结构测斜仪由井下部分和地面部分组成，井下仪器完成倾斜角、方位角的测量，通过CAN总线把测量数据实时地传递到地面，地面系统对井下传上来的信息进行接收、处理、显示等。
随钻测斜仪的井下传感器采用3轴加速度计和3个磁通门构成，加速度传感器用于感知井斜信息，方位信息由磁通门测得[1]。
在时序电路控制下，井下多个传感器信号经多路开关切换至A/D变换器，转换后的数字信号经MCU封装成报文，然后送到CAN总线上传输，井上设备接收CAN总线送来的数据，依据数学模型计算出井斜角和方位角等信息，并描绘井眼轨迹曲线，最后进行显示和保存等。
关于海上石油钻井平台电气仪表安全供电系统分析
关于海上石油钻井平台电气仪表安全供电系统分析摘要：随着海上石油钻井项目的不断增多，钻井平台的电气仪表种类越来越多，操作形式和工作环境越来越复杂，电气仪表存在的安全隐患也越来越多，不能合理地进行电气仪表安全管理，将会对海上石油钻井平台工作人员的安全造成不利的影响。
本文就海上石油钻井平台的电气仪表安全管理进行了探讨，并就如何加强电气仪表安全供电系统提出了一些建议。
关键词：海上石油钻井；平台；电气仪表；安全供电引言：随着社会经济的发展，科技的进步，石油化工工业的发展速度也越来越快。
但是，由于其有毒、有害、腐蚀性、易燃易爆等特点，使得其在工业生产中的使用受到很大的影响，所以，要按照化学制品的生产过程，采取相应的安全措施是非常必要的。
随着电气设备的不断改进，只要一个微小的缺陷，就可能造成重大的安全事故，对整个化工企业造成巨大的经济损失。
1.石油电气仪表安全供电系统的特点1.1石油电气仪表安全供电负荷的类型按其功能及类型，可分为：DCS分布式测控系统。
SIS的安全监测系统和DCS 分布式测控系统一样，都是双回路供电。
石油化工工业中各种精密仪器，如：行程仪、流量计、温度仪、在线分析仪等。
石油化工行业使用的集中控制操作站、工程师站以及各类辅助测量和控制设备。
1.2电气仪表系统供电特点在化工生产中，不同的测控装置所具有的供电特性不同，其主要表现为：DCS是整个过程控制的关键，DCS的稳定性对整个装置的运行起着至关重要的作用。
在生产中，由于系统的电源问题，导致装置发生工艺控制故障或故障停机的现象，所以在开发过程中，没有采用单回路的不可靠供电方式，而是全部采用双回路，并添加UPS电源，以保证系统在断电时的稳定性和安全性。
SIS的安全设备：SIS是设备的重要保证，同时也是双回路，对电力需求的控制要比DCS严格得多，为了保证系统的稳定性，必须通过SIL认证。
为了保证现场仪表的实时监测，防止误操作，通常采用双路并联供电，以改善现场仪表的工作稳定性。
石油钻采机械概论(1-6)课件PPT课件
泥浆净化系统
处理循环泥浆，去 除岩屑和杂质。
钻井设备选型原则与方法
地质条件适应性
根据地层岩性、井深、 井斜等选择合适的钻机
和钻具。
经济性
在满足钻井要求的前提 下，尽量降低设备投资
和运行成本。
可靠性
选用技术成熟、性能稳 定的设备，确保钻井作
业顺利进行。
安全性
考虑设备的安全防护措 施和应急处理能力，保
根据故障诊断结果采取相应的维修措 施，如更换损坏的元件、清洗堵塞的 管路、调整压力或流量等参数，使系 统恢复正常运行。同时，加强日常维 护和保养工作，定期检查并更换液压 油或润滑油，保持系统清洁和干燥， 以延长使用寿命和减少故障发生。
06 石油钻采机械自动化与智 能化技术
自动化与智能化技术应用概述
行。
03 采油设备
采油设备分类及特点
抽油机
通过抽油杆带动深井泵，将原油从地下抽到地面，适用于不同粘度和 产量的油井。
电潜泵
将电动机和多级离心泵一起下入油井液面以下进行抽油的举升设备， 适用于高产液、高含水油井。
螺杆泵
通过螺杆在泵壳内旋转产生的吸力和压力来抽取原油，适用于高粘度、 高含砂、高含气油井。
分类
石油钻采机械种类繁多，按照功能和用途可分为钻井设备、采油设备、修井设 备等；按照驱动方式可分为电动、液动、气动等；按照结构形式可分为立式、 卧式、移动式等。
石油钻采机械发展历程
初期阶段
早期的石油钻采主要依靠人力和简单 的机械设备，效率低下，安全风险高。
未来趋势
未来石油钻采机械将继续向高效、节 能、环保、智能化方向发展，同时注 重提高设备的可靠性和维护性。
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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。
测试作业之井筒完整性标准
测试作业之井筒完整性标准张绍槐【摘要】本文旨在介绍与井筒完整性有关的预探井及评价井井筒测试作业要求和标准.该测试作业始于钻完设计井深和电测录完裸眼井段,终于井筒压井结束和测试管柱起出.介绍了在过平衡、平衡、欠平衡3种压力条件时的测试作业以及建立不间断压力系统的工作,给出了4个典型图例以说明海洋井测试作业所用井筒屏障的功能、结构组件及其验收标准,并在附录中给出了就地地层、测试管柱作为井筒屏障及其验收要求.明确了测试作业时的井控程序及在井控条件下的钻井作业.在井筒完整性标准基础上,对测试作业的测试压力、测试载荷进行了设计,对测试作业的准备工作和风险防范工作进行了标准化.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2018(040)004【总页数】7页(P405-411)【关键词】测试作业;井筒完整性;井筒屏障;电测测井(测录井);测试管柱;地层完整性;水合物防治【作者】张绍槐【作者单位】西安石油大学【正文语种】中文【中图分类】TE27在钻井完井作业中要进行测井，在预探井和评价井的井筒测试期间尤其要重视井筒完整性。
测试作业包括用测试管柱和地层测试工具进行测试和取样，以及用测录井装置进行电缆测试。
其目的是通过测录井工作来了解该井地质剖面、岩性识别、油气层流体性质、压力、温度、产能等，有时还需要通过试井作业检测地层表皮因数等，根据取样分析结果和测录井资料决定下一步作业是进行完井交接，还是射孔或压裂酸化作业后再进行测试，或者是否需要加深或侧钻作业等。
本文旨在用井筒屏障组件来建立符合标准的井筒屏障并附加若干要求来保证在过平衡、平衡、欠平衡各种条件下的测试作业处于安全状态。
1 井筒屏障图解对每口测试作业井的井筒屏障组件应该准备到位并做出图解。
本文选择了海洋井测试作业的井筒屏障图解（图1～图4），陆地井可简化某些部件。
图1 测试-过平衡环空流体的循环和建立不间断压力系统Fig. 1 The circulation of fluid in testing-overbalance annulus and the establishment of continuous pressure system图2 测试-欠平衡环空流体的循环和建立不间断压力系统Fig. 2 The circulation of fluid in testing-underbalance annulus and the establishment of continuous pressure system图3 测试-下入测试管柱并将其卸开Fig. 3 Testing-run and break out the testing string图4 在井筒测试时起出和下入电测电缆以及变换电测装备Fig. 4 Trip out and in electric logging conducting wire and change electric logging wire equipment during well testing2 井筒屏障验收要求2.1 基本要求（1）能够用防喷器封隔密封测试管柱。