静态推靠式旋转导向工具造斜率预测分析

旋转导向钻井技术是目前钻井工程技术领域研究的热点之一。为准确认识静态推靠式旋转导向工具在给定导向力等钻进参数作用下的造斜能力,根据工具导向特点,对翼肋推靠井壁进行受力分析,考虑翼肋随非旋转套转动时所受的切向阻力作用,修正了翼肋导向合力计算模型;在钻进趋势预测模型的基础上,进一步建立了推靠式旋转导向工具造斜率预测方法。通过采用纵横弯曲梁法求解静态推靠式旋转导向底部钻具组合钻头力学特性,并考虑钻头切削各向异性指数,编程实现了静态推靠式旋转导向工具造斜率的定量预测计算。与现场试验数据对比发现:建立的造斜率预测误差在±0.5°以内,方位变化率预测值较不考虑翼肋与井壁间摩擦时更加符合实际方位变化率,预测结果与实钻井眼轨迹数据的对比验证了造斜率预测方法的合理可行性,为下一步进行井眼轨迹调控指令的准确制定提供了依据。     

旋转导向偏心稳定器井壁推靠力力学特性及影响因素研究

通过建立切合实际情况的力学模型,推导出旋转导向偏心稳定器井壁推靠力方程,该方程包含了与钻井作业有关的钻压(轴向力)s、钻具自重q、井斜角α、偏心稳定器与上部稳定器之间的距离l、钻具的弹性模量E和轴惯性矩I以及偏心稳定器翼肋位移δ等参数。通过计算实例,分析了sl、、α及δ对井壁推靠力的影响,所得认识对于开展旋转导向偏心稳定器钻具系统和旋转导向钻井技术研究有重要意义。     

静态推靠式旋转导向钻井系统的钻压传递效率

国内研制的静态推靠式旋转导向钻井系统正全面开展现场试验及初步应用,该系统正常钻进时导向翼肋施加到井壁上的静态推靠力会产生较大的摩擦力,有可能影响钻压传递效率和钻井速度。为此,基于该系统的结构及工作原理,考虑井壁无台阶和有台阶两种情况,分别建立了钻压传递效率分析模型,模拟分析了钻压传递效率随名义钻压、井壁摩擦系数,以及导向翼肋推靠力和前倒角的变化规律。研究结果表明:(1)该旋转导向系统对名义钻压有最小值要求,适当提高名义钻压有助于提高钻压传递效率;(2)无论井壁是否有台阶,如果导向翼肋推靠力之和越大、井壁摩擦系数越大,那么钻压传递效率就越低,当井壁有台阶时钻压传递效率明显低于井壁无台阶时的对应值;(3)井壁有台阶时导向翼肋前倒角对钻压传递效率影响明显,前倒角越大则钻压传递效率越低(甚至自锁)。结论认为,该研究成果有助于指导钻井现场合理选择和调控钻压。     

旋转导向钻井工具BHA侧向力的有限元仿真

为了研究推靠式旋转导向钻井工具的导向能力,建立了旋转导向钻井工具BHA的力学模型,通过ANSYS有限元软件,对该工具的BHA受力与变形进行了仿真计算。分析了工具侧向力的大小及其主要影响因素,除了常规的影响因素(如钻压、井斜角、扶正器欠尺寸)之外,这种工具对侧向力的影响还包括工具覆盖面角、推靠力大小及其作用点等。仿真分析为优化井底钻具组合、研究旋转导向钻井工具导向能力及控制井眼轨迹提供了理论基础。     

静态推靠式旋转导向控制模型与造斜率预测方法

推靠式旋转导向工具的防斜、稳斜能力强,能基本满足复杂地层安全高效钻进的需要,但目前的造斜率预测方法没有考虑推靠块控制方式及钻进过程的影响,存在造斜率预测精度低的问题。为此,考虑导向工具的结构特性,建立了静态推靠式旋转导向控制模型,给出了可靠的导向力控制方案,利用下部钻具组合力学模型及钻头–地层相互作用模型,得到了基于零侧向钻速条件下的造斜率预测模型,并引入折算系数对造斜率预测结果进行了修正。实例计算及敏感性分析结果表明,该方法预测精度高,能够满足井眼轨迹精确控制的需要;导向合力、钻压、钻头与稳定器的距离对推靠式旋转导向工具的造斜能力影响显著,现场施工时为了充分发挥导向合力的作用,要适当减小钻头与稳定器的距离、降低钻压,以提高旋转导向工具的造斜能力。研究结果为旋转导向钻具组合优选、钻井参数优化等提供了理论依据。     

推靠式旋转导向工具造斜率预测方法

推靠式旋转导向系统可显著地提高钻速、改善井眼条件并大幅度提高井眼延伸长度,代表着现代导向钻井技术的发展方向。为了准确预测和评估推靠式旋转导向工具的造斜率,在常规导向钻具组合力学模型的基础上,考虑推靠块与井壁的相互作用、钻头与地层的相互作用、导向钻具结构等因素影响,建立了推靠式旋转导向工具钻进轨迹预测模型以及"极限造斜率"和"折算造斜率"的计算方法,从"杠杆效应""钟摆效应""推靠效应"的角度揭示了造斜率的影响机理,分析了推靠力、钻压、井斜角、钻头与地层各向异性等参数对造斜率的影响规律。研究结果表明:(1)导向钻具的造斜率是各种效应的综合结果,其中"推靠效应"起主导作用,杠杆效应和钟摆效应起到次要作用;(2)对于推靠式旋转导向钻具,随着钻压增大,杠杆效应所占比例增大,推靠效应所占比例减小,造斜率减小;(3)造斜率与钻具结构参数、推靠力、钻头性能、钻进参数等因素密切相关。结论认为,该研究成果可以为推靠式旋转导向工具造斜率预测以及钻具结构优化设计提供重要的理论基础。     

一种旋转导向钻井工具的翼肋驱动机构

<正>专利申请号:CN200910086612.6公开号:CN101629473旋转导向钻井工具的翼肋驱动机构的特征在于:①设置一旋转导向钻井工具,所述旋转导向钻井工具包括3个翼肋驱动机构,翼肋驱动机构包括液缸、翼肋和小车滚轮;液缸的活塞连接小车滚轮     

旋转导向钻井工具的研制原理

介绍了旋转导向钻井工具的工作原理及结构,指出了研制该工具的主要技术特点。旋转导向钻井工具主要由稳定平台单元、工作液控制分配单元和偏置执行机构单元3部分组成,其测试元件将测得的井眼参数通过短程通讯传输到随钻测量仪,再由随钻测量仪将信息传输到地面。同时,旋转导向钻井工具接收由地面发出的指令,并通过稳定平台单元调控工作液来控制分配单元中的上盘阀高压孔的位置。工作液控制分配单元将过滤后的泥浆依次分配到3个柱塞,给推板提供推靠动力,并使该推靠力的合力方向始终保持在上盘阀高压孔所对应的位置,在近钻头处形成拍打井壁的侧向力。通过对侧向力的大小、方向和拍打频率的调整,可直接控制该工具的导向状态。     

带旋转导向工具的底部钻具组合横向振动特性研究

为了提高旋转导向工具的井眼轨迹控制效果及作业安全性,研究了带静态推靠式旋转导向工具底部钻具组合（RSBHA）的横向振动特征。静态推靠式旋转导向工具通过控制3个导向翼肋的驱动压力实现井眼轨迹控制,可以将其等效为偏心距和偏心方位角已知的偏心稳定器;建立RSBHA的三维小挠度静力学模型,基于加权余量法确定RSBHA在钻压作用和井壁约束下的空间构形,获得上切点的位置;以上切点到钻头的距离作为横向振动的有效长度建立有限元模型,利用振型叠加法求解RSBHA的横向振动响应,分析工作参数和结构参数对其横向振动的影响。算例结果发现:转速约为138 r/min时, RSBHA的动态位移在距钻头8.20,18.10,24.60和31.60 m处较大;钻压对RSBHA最大弯曲应力的影响较小;偏心距和偏心方位角对RSBHA横向振动特性的影响较大,对于某些特定的偏心距和偏心方位角,RSBHA最大弯曲应力会明显增加。研究结果表明,结构参数和工作参数对RSBHA的横向振动影响较大,应对其进行优化设计,以确保旋转导向工具的应用效果和钻井作业安全。      

柔性短节对静态推靠式旋导工具造斜力的影响

针对目前柔性短节对静态推靠式旋转导向(SRS)工具造斜力影响的研究结论不统一问题,基于AutoTrak Curve结构特点,考虑心轴-外筒-井壁的运动约束形式,组合铁木辛柯梁单元与接触单元,建立了静态推靠式旋转导向底部钻具组合(SRSBHA)有限元模型,选取New-mark-HHT法进行数值求解,并采用纵横弯曲梁法的算...     

岩石力学性质对井眼轨迹走向的影响机理

为了提高在极软、极硬地层中钻井时的井眼轨迹预测与控制能力,研究了岩石力学性质对井眼轨迹的影响机理和相应的控制措施。基于纵横弯曲连续梁理论,分析了地层力学性质对下部钻具组合导向性能的影响,在此基础上,建立了考虑地层力学性质的钻头导向模型,利用钻头导向模型定量描述钻压、造斜力、地层可钻性和钻头各向异性对井眼轨迹的影响。对于Φ215.9 mm井眼,井眼瞬时扩径率小于3%时,宜采用弯壳体螺杆钻具,井眼扩径率大于3%时,弯接头配合直螺杆导向能力更强;地层可钻性级值由1增大为10时,趋势角从6.00°降为1.00°。软地层和侧钻井眼推荐使用弯接头配合直螺杆钻具,硬地层推荐使用侧切能力强的钻头配合单弯螺杆钻具。      

滨里海盆地巨厚盐膏层钻井液密度设计新方法

传统的盐膏层钻井液密度的设计方法是,根据井筒的液柱压力和盐岩的非线性粘弹性变形特点,分析不同液柱压力条件下井筒的缩径速率,然后根据现场安全钻井所允许的井眼缩径速率,确定合适的钻井液密度。在分析哈萨克斯坦滨里海盆地实钻井盐膏层钻井液密度的基础上,认为在钻进巨厚盐膏层时,只要控制井壁围岩的八面体剪应力,使盐岩不产生损伤扩容,即可保证盐层井段安全钻井。亦即给定盐岩井壁八面体剪应力处于扩容损伤边界值,就可以计算得到保持井壁稳定的钻井液密度安全窗口。3口井盐膏层钻井液密度的设计结果表明,利用该方法设计的钻井液密度完全可以满足现场安全钻井的要求。     

静态推靠式旋转导向控制方案分析及优化

旋转导向钻井技术已经成为当前钻井必不可少的核心技术,主要根据静态推靠式旋转导向控制原理,结合工程实际要求,建立力学模型。根据有利区内支撑爪力最大、不利区内支撑爪力最小原则,提出120°和60°划分区域的2种控制方案,在优化数学模型的基础上,分别将各支撑爪的应力分解到偏置合力的方向和垂直于偏置合力的方向,采用力学矢量分析法,建立不同偏置合力矢量下的力学方程,求解相应的方程,得出不同划分区域下各支撑爪的应力表达式。分析对比不同划分区域下各支撑爪应力变化,比较变化趋势,优选更为稳定的控制方案,从而增加仪器使用寿命,减少钻井事故,降低成本。     

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本文根据接触非线性理论,设计了“多向接触摩擦间隙元”,并编制了相应的计算机程序。运用该程序结果表明:间隙元法能准确、方便地描述出钻柱与井壁的接触状态。能计算出钻头处的变井斜力、变方位力以及钻柱的受力变形。为钻柱受力变形分析提供了一种行之有效的计算方法。     

VTK垂直钻井系统在龙深1井钻井中的应用

龙深1在钻遇推覆体地层时，地层倾角变化大，自然造斜能力强，采用塔式钻具、钟摆钻具、大尺寸PDC钻头等多种防斜技术，其结果是井斜控制十分困难、钻井速度极慢；利用弯螺杆＋转盘钻井复合技术，虽然钻井速度有一定的提高，但仍不能达到提速的目的。为提高机械钻速，引进贝克休斯的VTK垂直钻井技术，它是由AUTOTRAK（闭环旋转导向系统）、高性能X-TREME马达、可靠的MWD三种技术开发出来的一种闭环自动垂直钻井技术，能够根据井眼的偏斜，经井下微处理器分析判断，使导向稳定地靠近井眼高边方向导向肋板伸出顶向上井壁，这样使钻头产生合理的降斜力，从而使井眼回到垂直轨道上来。现场应用表明：该技术较好地解决了钻井提速工作中井斜与钻压之间的矛盾，使钻井效率明显提高；为充分发挥该技术的作用，需要选择合适的钻头类型和合理的钻井液性能     

川西地区PDC钻头防斜技术研究

PDC钻头在川西地区的推广应用取得了显著的经济效益和社会效益，但是在应用PDC钻头钻进时，井斜现象不但没有减少,而且比牙轮钻头钻进时更为严重，甚至导致报废钻井进尺。通过对川西地区实钻资料的调查分析发现，PDC钻头的外观形状与钻具组合防斜能力不够等因素是引起PDC钻井井斜的主要原因，针对性地提出了PDC钻头钻进防斜的技术途径，通过几口井现场试验得到了验证。建议川西地区PDC钻头宜选用短外锥，而可钻性好的蓬莱镇组软地层可选用中-深内锥PDC钻头类型，以满足防斜要求。根据该地区经验，推荐的钻头型号有AR574、R60ST、AR482、B1936、F512B、F622。     

旋转导向钻井工具执行机构推靠力分析

以旋转导向钻井工具导向能力关键参数———执行机构推靠力为研究对象,从单个“巴掌”在钻柱旋转1周内的作用力分析入手,在上盘阀高压孔圆心角θ=180°的条件下,给出了3个“巴掌”的作用力和作用合力(即执行机构的推靠力)的解析计算式,讨论了它们的变化规律,包括推靠力覆盖面角的变化规律、推靠力在导向方向分量及其垂直方向分量的变化规律。分析可知:推靠力在导向方向的分量连续且平稳,在导向的工况下,执行机构推靠力在导向方向的分量在(0.866~1.0)P0之间,波动较小,波动幅值为7.2%,而它在垂直于导向方向的分量不连续且幅值均在(-0.5~0.5)P0之间,占单个巴掌作用力的50%。     

The Effect of Water Content on Stress Changes Around a Wellbore Drilled in a Chemically Active Elastoplastic Formation

Drilling a wellbore in water active shale formations has been a significant challenge for the drilling industry. Mainly two mechanisms are responsible for wellbore stability problems: the change in stress concentration around the wellbore (due to chemical, hydraulic, thermal, and mechanical interactions) and also reduction in cohesive strength of shales (due to chemical reactions with drilling fluid). In previous studies coupled chemoporoelastic models have been developed to investigate the change in pore pressure and stress distribution around a wellbore drilled in chemically active formations. Shale formations undergo plastic deformation at high-pressure–high-temperature conditions and its mechanical properties change when exposed to drilling fluid with different physicochemical properties. The authors' aim is to study the change in stresses around a wellbore drilled in elastoplastic shale formation including the change in the cohesive strength of the rock by water adsorption/desorption. A finite element model of coupled chemoporoplasticity is developed to solve plastic deformation around the wellbore. From the results of this study it was found that when the plastic zone is formed around the wellbore a strong relaxation of effective tangential stresses occur. With the passing of time the radius of the plastic zone expands toward the formation until the wellbore collapses.