[收稿日期]2009206208
[作者简介]史连超(19812),男,2006年大学毕业,硕士生,现主要从事石油钻井、岩石力学及其在石油工程中的应用方面的研究
工作。
单稳定器钟摆钻具组合优化设计
史连超,楼一珊 油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学)
长江大学石油工程学院,湖北荆州434023
李贵宾 (渤海钻探第三钻井工程分公司,天津300280)
魏 威 (吐哈油田分公司井下技术作业公司,新疆鄯善838200)
查 旋,李 影 (河南油田石油工程技术研究院,河南南阳473132)
[摘要]X 油田部分构造属于山前构造带,地质构造十分复杂,钻井过程中使用常规的单稳定器钟摆钻具
组合井斜难以控制。为了提高单稳定器钟摆钻具的降斜力,应用纵横弯曲法,研究单稳定器钟摆钻具组
合取得最大降斜力时稳定器的安放位置。根据纵横弯曲法计算钻头侧向力的模型,应用VB610语言编制
了下部钻具受力分析软件,计算了单稳定器钟摆钻具组合稳定器安放的合理位置。通过计算和现场应用
分析,,为山前构造地带选择合理的钻具组合
提供了依据。
[关键词]钟摆钻具组合;防斜;钻头侧向力;纵横弯曲法;降斜力
[中图分类号]TE22[文献标识码]A [文章编号]100029752(2009)0520309203
X 油田部分构造属山前构造特征,地质构造十分复杂,地层倾角大,地层自然造斜力强。侏罗系及以下地层多为玄武岩和凝灰岩,地层胶结致密,具有强研磨性和低可钻性,钻井过程中使用常规的单稳定器钟摆钻具组合不能有效地控制井斜,部分直井井斜角达到813°,严重影响了井身质量。为了解决直井钻进中井斜过大的问题,提高单稳定器钟摆钻具组合防斜效果,笔者对该油田使用的单稳定器钟摆钻具组合进行了优化。在井斜控制技术中,钻头侧向力是衡量井斜控制效果的关键参数[1],根据纵横弯曲法计算钻头侧向力模型,应用VB610语言编制了下部钻具受力分析软件,对于单稳定器钟摆钻具组合中稳定器的合理位置进行了计算,确定了单稳定器钟摆钻具组合稳定器最佳安放位置和稳定器的最佳尺寸,优化后的单稳定器钟摆钻具组合在现场取得了很好的防斜效果,成为X 油田主要的防斜技术。1 地层造斜力和钻头侧向力的计算
111 地层造斜力的计算
井斜产生的主要原因是地层造斜力的作用,正确地计算出地层自然造斜力的大小,对于控制井斜非常重要。在地层造斜作用基本稳定情况下,地层造斜力F f 为[2]:
F f =-h tan (β-α)P B [1-h +tan 2(β-α)](1)
式中,“-”表示F f 沿X 轴反向,即指地层上倾方向;h 为地层各向异性指数;F f 为地层自然造斜力,kN ;β
为地层倾角,(°
);α为井斜角,(°);P B 为钻压,kN 。112 钻头侧向力的计算
为了有效平衡地层自然造斜力,常采用带稳定器的钟摆钻具组合,其防斜原理就是利用钻柱下部悬臂段产生的钟摆力,制约钻头上受到的侧向力,从而控制井斜。
?
903?石油天然气学报(江汉石油学院学报)
2009年10月 第31卷 第5期Journal of Oil and G as T echnology (J 1J PI ) Oct 12009 Vol 131 No 15
由于纵横弯曲法具有求解精度高,运算速度快,便于在现场推广和普及等优点,因此采取纵横弯曲法求解钻头侧向力。
根据纵横弯曲理论,不论有多少个稳定器,都可根据静力平衡条件,对第一个稳定器取力矩来确定钻头侧向力[3]:
F Z =-P B y 1L 1+W 1L 1sin α2+M 1L 1
(2) y 1=
KL 212-e 1(3) e 1=12
(D 0-D S1)(4)式中,F Z 为钻头侧向力,kN (这里规定F Z ﹥0时为增斜力,F Z ﹤0时为降斜力);y 1为第一个稳定器中心点的纵坐标;W 1为第一跨钻柱在钻井液中的线重量,N/cm ;M 1为第一个稳定器处的内弯矩,N ?cm ;L 1为第一跨钻柱的长度,m ;e 1为第一稳定器与井眼的间隙,mm ;D 0为井眼直径,mm ;D S1为第一个稳定器的外径,mm ;K 为井眼曲率。
2 稳定器的位置及合理尺寸的选择表1 不同的L 1时单稳定器钟摆钻具降斜力稳定器位置L 1/m 钻头侧向力F Z /kN 3017976012139-0122412-0151715-0163118-0172621-0167124-0153227-01503表2 不同间隙e 1时单稳定器钟摆钻具降斜力间隙e 1/cm 钻头侧向力F Z /kN 0-01746011-01673012-01601013-01527014-01457015-01378
根据上述计算钻头侧向力的模型,应用VB610语言
编制了下部钻具受力分析软件,对X 油田 216mm 井眼
使用的单稳定器钟摆钻具组合进行优化,得出了稳定器最
佳安放位置(如表1)。钻井参数:钻压为100kN ,泥浆
密度为1115g/cm 3,井斜角为5°。
从表1可以看出,当采用近钻头稳定器时,钻具组合
具有很强的增斜力。随着L 1的增大,增斜力下降,并逐渐
趋向降斜力。当L 1为18m 时,降斜力达到最大值,此时
防斜效果最佳;随着稳定器的继续上移,则第一跨钻柱将
会与井壁出现新的接触点,降斜力也会逐渐降低。所以稳
定器的最佳安放在18m ,即离钻头大约2根钻铤的距离。
在钻井过程中,随着井径的扩大、稳定器的磨损,井
壁与稳定器之间的间隙是存在的。这种间隙会影响钻头侧
向力的大小,从而制约钟摆钻具的防斜效果。钻头侧向力
对稳定器与井壁间的间隙e 1非常敏感。如表2,随着间隙e 1
的增大,钻头侧向力F Z 迅速下降。在选择稳定器的时候尽
量选择满眼的,防斜效果会更加理想。钻井参数:钻压为
100kN ,泥浆密度为1115g/cm 3,井斜角为5°。3 现场应用及效果分析
A 井和
B 井是X 油田的两口相邻的开发井,所在区块属于山前构造。这两口井二开均使用了单稳定器钟摆钻具来防止井斜,该段地层为侏罗系,地层倾角高达53°以上,岩性主要为灰绿色凝灰质砾岩夹杂部分砂岩、泥岩,可钻性差,井斜难以控制。
A 井井身结构为:一开: 375mm 钻头钻至204m , 27311mm 套管下至203182m ;二开: 216mm 钻头钻至1670m , 13917mm 套管下至1639m 。A 井(1255～1451m )使用的钻具组合: 216mm 钻头+ 178mm 钻铤×1根+ 214mm 稳定器+ 159mm 钻铤×12根+ 127mm 钻杆。使用钻井参数:钻压为100kN ,采用转盘转速100r/min ,立管泵压17M Pa ,排量60L/s ,平均机械钻速
?013? 石油天然气学报(江汉石油学院学报)2009年10月
为3126m/h 。A 井井斜角记录如表3。
表3 A 井和B 井井斜角记录A 井井深/m 井斜角/(°)B 井井深/m 井斜角/(°)12553121229312803141255214130531512802121330317130521355
413301171380412135511814054161380116
1430419140511514515111423113B 井井身结构为:一开: 375mm 钻头钻
至206m , 27311mm 套管下至205155m ;二
开: 216mm 钻头钻至1680m , 13917mm 套
管下至1679133m 。B 井(1229～1423m )使用
优化稳定器位置后的钻具组合: 216mm 钻头
+ 178mm 钻铤×2根+ 214mm 稳定器+
159mm 钻铤×12根+ 127mm 钻杆。使用钻井参数:钻压为100kN ,采用转盘转速127r/min ,立管泵压18M Pa ,排量33L/s ,平均机
械钻速为5168m/h 。B 井井斜角记录如表3。
从实钻结果(表3)看,使用优化后单稳定器钟摆钻具组合的井段(B 井1229～1423m )井斜角控制在3°以内,而使用优化前的单稳定器钟摆钻具组合井段(A 井1255～1451m )井斜高达511°。优化后的单稳定器钟摆钻具组合控制井斜的能力明显提高。
4 结论与认识
1)优化后的单稳定器钟摆钻具组合防止井斜的能力明显增强,在X 油田山前构造带取得很好的防斜效果,值得推广应用,为今后该区块优选合理的钻具组合提供了依据。
2)通过计算和现场应用,单稳定器钟摆钻具组合稳定器最佳位置处于距钻头18m 处的高度,此时降斜力最大,防斜效果最佳;随着稳定器位置的上移,第一跨钻柱将与井壁出现新的接触点,从而使降斜力下降,影响防斜效果。
3)单稳定器钟摆钻具的稳定器应该选择满尺寸,这样能够保证足够的钻头侧向力,从而更好地控制井斜。
[参考文献]
[1]楼一珊1柔性钟摆钻具纠斜的理论分析[J ]1钻采工艺,1996,19(5):12～131
[2]苏义脑1油气井防斜打快技术理论与实践[M ]1北京:石油工业出版社,2003118～221
[3]白家祉,苏义脑1井斜控制理论与实践[M ]1北京:石油大学出版社,1990198～1061
[编辑] 萧 雨
?113?第31卷第5期史连超等:单稳定器钟摆钻具组合优化设计
the backbone2rib chart"correction method was analyzed1By means of comparing measuring error through various rota2 ting conditions,the simulated conditions in the worst error were obtained1Then on the simulating condition,the error in different standoff was found out1At the same time,the reasons of causing the error were analyzed1At last the meth2 ods to obtain true formation density when device is rotating are proposed1
K ey w ords:density logging while drilling;rotating measurement;the backbone2rib chart;error analysis
309Optimum Design of Pendulum Assembly with Single Stabilizer
SHI Lian2chao,LOU Y i2shan (Key L aboratory of D rilling and Production Engineering f or Oil&Gas,Yan2 gtze Universit y,J ingz hou434023,H ubei,China;College of Pet roleum Engineering,Yangtze Universit y,J ing2 z hou434023,H ubei,China)
LI G ui2bin (T he3rd D rilling Engineering B ranch of CN PC B ohai Ex ploration D rilling Com pany,Tianj in 300280,China)
WEI Wei (Dow nhole Technology O perating Com pany of CN PC T uha Oil f iel d,S hanshan838200,X inj iang, China)
ZH A Xuan,LI Y ing (Research I nstitute of Pet roleum Engineering and Technology,Henan Oil f iel d Com pany, S I N O P EC,N any ang473132,Henan,China)
Abstract:G eological features of some structures were complicated in X Oilfield,they belonged to piedmont structure1It was hard to control well path while drilling by using conventional pendulum assembly with single stabilizer1In order to strengthen the deviation reduction force of pendulum assembly,the beam and column method was used to research the position of stabilizer as pendulum assembly having the maximum deviation reduction force1According to the model of calculating bit side force with the bending method,the applied force analysis software of B HA was developed with VB6.0,and it was use to calculate the reasonable position of stabilizer of pendulum assembly with single stabilizer1By means of calculating and field application analysis,it shows that the optimized pendulum assembly with single stabilizer can control the well path effectively,which provide good criteria for choosing reasonable B HA in piedmont structure1 K ey w ords:pendulum assembly;incline prevention;bit side force;the beam and column method;deviation reduction force
337R eservoir Damage in Fuyu R eservoir in Chaganhu Area of Songliao B asin WE N X iao2ming (College of Earth Sciences,China Universit y of Geosciences,W uhan430074,H ubei,China) LU Z ong2sheng (College of Earth Sciences,China Universit y of Geosciences,W uhan430074,H ubei,China;
S tate Key L aboratory of Geological Processes and M ineral Resources,China Universit y of Geosciences,W uhan 430074,H ubei,China)
HE X in,TI AN Yang,H U Wei (College of Earth Sciences,China Universit y of Geosciences,W uhan430074,H u2 bei,China)
Abstract:Fuyu Reservoir in Chaganhu Area of Songliao Basin was a low permeability reservoir that is difficult to be de2 veloped1It was easy to cause pore blockage and particle migration in the drilling process because of small pore throat radius,poor compatibility of injected water,high wax content of crude oil and so on,by which damage was often in2 duced in pore throat in operation1In combination with the results in laboratorial and open experiments,reservoir dam2 age was analyzed which included petrologic2mineralogical characteristics,pore structure,fluid properties,sensitivity and injected water1Studies show that the main factors are water locking during to particle migration,sensitivity damage of formation,bacterial injury caused by poor water2injection quality,inorganic fouling plug by poor compatibility,wax precipitation in crude oil1Therefore,according to the problems in the development process,it should take some neces2 sary precautionary measures to achieve the purpose of reservoir protection.
K ey w ords:Songliao Basin;Fuyu Reservoir;sensitivity damage;reservoir protection;Chaganhu
353Study on T echnique of Mobile G el Deep Prof ile Control and Displacement ME N Cheng2quan (Facult y of Oil and Gas Engineering,China Universit y of Pet roleum,B ei j ing102249, China)
LI U Rong2wei (D rilling and Production Technological Research I nstitute of L iaohe Oil f iel d Com pany,CN PC, Panj in124010L iaoning,China)
Abstract:At present,water flooding development in the most of the oilfields in China has been at the middle or high water2cut stage,water2cuting increased rapidly,recovery of water2flooding reserves was low and the production rate decreased greatly and so on1In allusion to the contradiction of high water content existed in the development,the tech2 niques of mobile gel deep profile control and oil displacement and its matched theory were studied and applied in the oil2 fields1The experimental formulae were developed and applied in10wells1The success rate was100%1A total injection profile control agent is2.12.1×104m3of profile control agent was injected,oil increment was5371t,water reduction was4830m3,better results were achieved and water cut increase and production decline were effectively re2
Ⅺ
鄂尔多斯盆地杭锦旗东胜气田锦58井区JPH-373井钻井工程设计 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 二○一七年八月
鄂尔多斯盆地杭锦旗东胜气田锦58井区JPH-373井钻井工程设计 设计单位：华北油气分公司石油工程技术研究院设计人： 初审人： 审批单位：华北油气分公司 审核人：梁文龙 审批人： 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 二○一七年八月
设计审批意见 原则同意该设计，同时提出以下要求，请一并执行。 1、本井施工斜导眼完后，着陆点深度均要根据地层变化作相关调整。为加快作业 进度对回填部分斜导眼的轨迹符合率在满足中靶前提下不做严格要求；钻穿导眼目的层后，可根据快速钻进需要改变钻井方式和钻具组合。 2、二开下技术套管间隙较小，井队和固定队应根据实钻情况制定完善的通井、下 套管及固井措施；钻井过程中出现漏失的，下套管前通井需堵漏并做不低于3MPa的承压试验，否则不能下套管，确保固井质量符合要求，特别注意下完套管后固井前循环钻井液排量要控制在环空返速在1.2m/s以上。 3、技术套管固井前钻井队充分作好井眼准备工作，通井正常后方可进行下套管作 业，水泥浆性能试验要取现场水质进行检测。 4、本井完井管柱结合实钻情况和投产方式另行通知。 中国石油化工股份有限公司华北油气分公司 2017年8月
目录 1.设计依据 (1) 2.地质概况 (2) 3.井身结构及套管程序 (6) 4.井眼轨道设计 (8) 5.测量方案及轨迹计算方法 (13) 6.钻井设备及管理要点 (14) 7.钻具组合及强度校核 (16) 8.钻井完井液设计 (21) 9.钻头及钻井参数设计 (26) 10.钻开水平段目的层技术措施 (27) 11.井身质量要求 (27) 12.固井设计 (28) 13.油气井压力控制 (33) 14.复杂情况对策 (47) 15.健康、安全与环境管理要点 (49) 16 弃井要求 (52) 17 风险识别及削减措施 (54) 18.施工进度预测 (57) 19.钻井主要材料计划 (57) 20.资料提交 (58) 附录1：工程应急预案 (59)
各种常规钻具组合 1、满眼钻具（packed hole assembly ） 又称刚性配合钻具或刚性满眼钻具,是一种安装在钻柱下部的刚度较大而且井径与钻柱外径之间间隙较小的防止井斜角和井眼曲率变大的一种钻具组合。 刚性满眼钻具一般是由几个外径与钻头直径相近的扶正器与一定长度外径较大的钻铤所组成。它的防斜原理是在钻头以上的下部钻柱上安装一定数量的扶正器，以扶正合钻铤；提高下部钻柱的刚度，减少其弯曲程度，以消除钻头的严重倾斜，使其能减小和限制由于钻柱弯曲而产生的增斜力，同时扶正器能支撑在井壁上，抗衡地层自然造斜力，以达到控制井斜在最小范围内变化的目的。 为了发挥满眼钻具的防斜作用，在钻具上至少要有三个稳定点，除在靠近钻头处有一个扶正器外，其上面应再安放两个扶正器才能保持有三点接触井壁。如果只有两点接触，钻柱就能循沿一条曲线，不能保证井眼的直线性。如果有三点接触，就能保证井眼的直线性和限制钻头的横向移动。 1）在垂直或接近垂直的井眼中钻具的防斜作用：当钻具在垂直或接近垂直的井眼中工作时，它的作用是保持井眼沿直线方向加深。 2）增斜时钻具的防斜作用：当钻进时井斜较大的地层时，满眼钻具能有力地抵抗地层横向力，减小井斜的变化。满眼钻具在增斜地层中，能限制井斜角的增大速度，可防止狗腿、键槽等现象的发生。 3）降斜时钻具的作用：如果井眼已发生了偏斜，而地层横向力又使其趋向恢复垂直状态，满眼钻具的作用是防止井斜角过快地减小。钻具在降斜时能有力地抗衡地层降斜力，减少井眼的降斜率，使其不致于产生狗腿、键槽等不良现象。 2、钟摆钻具 钟摆钻具是为了减少井斜角而设计的一种钻具组合，是利用斜井内切点以下钻铤重量的横向分力把钻头推向井壁低的一侧，以达到逐渐减小井斜的效果。这个横向分力如钟摆一样，所以称之为“钟摆力”，运用这个原理组合的钻具称为钟摆钻具。 对于一定斜度的井眼来说，井斜角是一定的，因此增大降斜力的主要方法是增大切点以下的钻铤重量，其办法有二：一是使用大尺寸钻铤或加重钻铤。显然在同一钻压下，大尺寸钻铤不易被压弯，并且切点位置高，因而切点以下钻铤长度L大，有利于增大降斜力。二是在比切点略高的位置上，安装一个扶正器，以提高切点位置，增大其下部钻铤重量，使降斜力增大。除此之外，扶正器对其下部钻铤还起到扶正作用，因而可减少钻头倾斜角，限制增斜力的增大。当然最理想的办法是采用大尺寸钻铤加扶正器，这样组成的钻具不仅钟摆的长度大，而且重量也大，其降斜效果更好。 3、塔式钻具 塔式钻具就是在钻头之上，使用几段直径自下而上逐渐减小，形如塔状的钻铤组合。钻铤应不少于12根；这种防斜钻具的特点就是底部钻铤重量大，刚度大，整个钻铤柱的重心低，稳定性好。能产生较大的钟摆减斜力。在松软地层，井径易扩大，对于扶正器满眼钻具或扶正器钟摆钻具，由于其井径与扶正器间隙值大，防斜效果差。使用塔式钻具则能得到满意的效果。此外，塔式钻具还有结构简单，使用方便，不需要进行扶正器位置计算的优点，也不存在扶正器、方钻铤的磨损及修复等问题，但塔式钻具也存在底部间隙小，易卡钻，钻铤尺寸多，操作部方便等不足。 塔式钻具防斜效果的好坏，取决于钻具的塔式组合。要求组合的重心低、底部钻铤直径大、整个钻铤重量大、每一级钻铤尺寸差值小。
一、常规钻井（直井）钻具组合： BIT钻头；DC钻铤；SDC 螺旋钻铤；LZ螺杆钻具；SJ双向减震器；DP钻杆；HWOP 加重钻杆；STB或LF钻具稳定器；LB随钻打捞杯；DJ震击器； 1、塔式钻具组合： Φ×0.50m+Φ229mmDC×27.24m +Φ203mmDC×54.94m+Φ165mmDC×54.51m+Φ Φ×0.40m+Φ229mmDC×54.38m+Φ203mmDC×82.23m+Φ165mmDC×81.83m+Φ Ф×0.32m+Ф×9.50m+Ф229mmDC×45.40m+Ф203mmDC×73.13m+Ф165mmDC×81.83 m+Ф Φ×0.30m+Φ229mm SJ×6.62m+Ф229mmDC×53.94m+Ф203mmDC×81.75m+Ф165mmDC ×81.83m+Ф 钻头FX1951X0.44 m（Φ311.1mm）＋6A10/630×0.61 m＋9″钻铤×52.17m（6根）＋6A11/5A10×0.47 m+ 8″钻铤×133.19m（9根）＋410/5A11×0.49 m＋61/2″钻铤 ×79.88m（9根）＋51/2″HWOP×141.88m（15根）＋51/2″钻杆（＊＊根）＋顶驱Φ×0.25m+430/4A10+Ф165mmSDC×161.56m+4A11/410+Ф165mmDJ×8.81m+411/4A1 0＋61/2″钻铤×79.88m（9根）＋51/2″HWOP×141.88m（15根）＋51/2″钻杆（＊＊根）＋顶驱 2、钟摆钻具组合： Φ×0.50m+730/NC61母+Φ229mm SJ×9.24m+Φ229mmSDC×18.24m+730/NC61公+2 6″LF+731/NC61母+Φ229mmSDC×9.24m+730/NC61公+26″LF +731/NC56母+Φ203mmD C×94.94m+410/NC56公+Φ+顶驱 Φ×0.50m+730/NC61母+Φ229mmSJ×9.24m+Φ229mm SDC×18.24m+171/2″LF+Φ2 29mmSDC×9.24m+171/2″LF +NC61公/NC56母+Φ203mmDC×121.94m+8″随震+8″DC ×18.94m+410/NC56公+Φ127mmH WOP×141.94m +Φ+顶驱 Φ×0.46m+Φ229mmDC×18.08m+Φ308mmLF×1.82m+Φ203mmDC×9.10m+Φ308mmL F×1.51m+Φ229mmDC×27.32m+203mmDC×73.13m+Φ178mmDC×81.83m+Φ+顶驱Φ×0.50m+630/NC61母+Φ229mmSJ×9.24m+Φ229mm SDC×18.24m +NC61公/NC56母+121/4″LF + NC56 公/ NC61母+Φ229mm SDC×9.24m +NC61公/NC56母+121/4″LF +Φ203mmDC×121.94m+8″随震+8″SDC×27.94m+410/NC56公+Φ×141.94m +Φ+顶驱Φ×0.50m+630/731+95/8″LZ+Φ229mmSJ×18.64m+ 121/4″LF ++Φ229mm SDC ×9.24m +121/4″LF+Φ203mmDC×148.94m+410/NC56公+Φ×141.94m +Φ+顶驱Φ×0.33m+Φ172mmLZ×8.55m+Φ165mmSDC×1.39m+Φ165mmSDC×1.39m+Φ214mmS TB×1.38m+Φ165mmDC× 236.14m+Φ×141.94m +Φ+顶驱 3、满眼钻具组合： Φ×0.30m+121/4″LF +NC56 公/ NC61母+Φ229mmSJ×9.24m+NC61公/NC56 母+121/4″LF + NC56 公/ NC61母+Φ229mm SDC×18.24m+NC61公/NC56母+121/4″LF +Φ203mmDC×121.94m+8″随震+8″SDC×18.94m+410/NC56公+Φ×141.94m +Φ+顶驱Φ215.9mm牙轮BIT×0.24m+Φ190mm LB×1.10m+Φ214mmSTB×1.39m+Ф165mm SDC ×1.39m+Φ214mmSTB×1.40m+Ф165mm DC×8.53m+Φ214mmSTB×1.39m+Φ165mm SJ×5.08 m+Ф165mm DC×244.63m+Φ×141.94m +Φ+顶驱 Φ215.9mm牙轮BIT×0.24m+Φ214mmLF×1.49m+Ф165mmSDC×1.39m+Φ214mmLF×1.40m+Ф165mmDC×8.53m+Φ214mmLF×1.39m+Φ165mm SJ×5.08m+Ф165mmDC×244.63m+Φ×141.94m +Φ+顶驱
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 wells 1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：
一、满眼钻具组合 又称刚性配合钻具或刚性满眼钻具,是一种安装在钻柱下部的刚度较大而且井径与钻柱外径之间间隙较小的防止井斜角和井眼曲率变大的一种钻具组合。 刚性满眼钻具一般是由几个外径与钻头直径相近的扶正器与一定长度外径较大的钻铤所组成。它的防斜原理是在钻头以上的下部钻柱上安装一定数量的扶正器，以扶正合钻铤；提高下部钻柱的刚度，减少其弯曲程度，以消除钻头的严重倾斜，使其能减小和限制由于钻柱弯曲而产生的增斜力，同时扶正器能支撑在井壁上，抗衡地层自然造斜力，以达到控制井斜在最小范围内变化的目的。 为了发挥满眼钻具的防斜作用，在钻具上至少要有三个稳定点，除在靠近钻头处有一个扶正器外，其上面应再安放两个扶正器才能保持有三点接触井壁。如果只有两点接触，钻柱就能循沿一条曲线，不能保证井眼的直线性。如果有三点接触，就能保证井眼的直线性和限制钻头的横向移动。 具体如下： 1.在垂直或接近垂直的井眼中钻具的防斜作用：当钻具在垂直或接近垂直的井眼中工作时，它的作用是保持井眼沿直线方向加深。上扶正器能抵消由于上扶正器以上的钻柱弯曲所产生的横向力，使上扶正器以下的钻柱居中，同时也帮助下扶正器抵消地层横向力。下扶正器的作用抵消地层横向力，限制钻头的横向移动，当地层造斜力不大时，满眼钻具能保持刚直居中状态，使钻头沿铅直方向钻进。 2. 增斜时钻具的防斜作用：当钻进时井斜较大的地层时，满眼钻具能有力地抵抗地层横向力，减小井斜的变化。在地层横向力的作用下，下扶正器和钻头靠向井壁高的一侧，抵抗地层横向力，限制钻头横向移动。同时地层横向力势必要扭弯下扶正器上的短钻铤，由于钻铤刚度大，能有力地抵抗此地层的横向力。中扶正器也帮助中扶正器以下的钻柱抵抗地层横向力。因此，限制了钻头的横向移动和侧斜。在已斜井眼内，钻具还有一个纠斜作用，这是由于上扶正器以上的钻铤因自重的作用靠在井壁低侧，并以上扶正器为支点将力下传，作用于上扶正器下的一根钻铤上有一个弯矩，此弯矩使中扶正器靠井壁高的一侧，再以中扶正器为支点将力下传使钻头趋向于井壁低的一侧，产生一个纠斜力。所以满眼钻具在增斜地层中，能限制井斜角的增大速度，可防止狗腿、键槽等现象的发生。
《钻井工程》课程设计 乌39井 姓名 专业班级油工61302 学号201360043 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 1.3井身结构设计数据表
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ρd=1.15g/cm3，最大钻压Wmax=100KN，钻井深度D1=500m，井斜角为0°，钢材密度取7.85g/cm3，安全系数取S N=1.2。 2.1.1选择尺寸配合 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-（ρd/ρs）=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 c=S N Wmax/(q c K b）=（1.2×100）/（2.847×0.854×1）=49.356m n=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）×9.1=245.7m 钻铤总浮重为： F mc=K b cosα（L c1q c1+ L c21q c2+ L c31q c3）
（1）常规钻具组合。钻头+配合接头+钻铤+配合接头+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。 （2）满眼钻具组合。钻头+1号钻头稳定器(1—3个)+短钻铤+2号稳定器(挡板)+无磁钻铤1。2根+3号稳定器+大钻铤1根+4号稳定器+钻铤+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。 （3）钟摆钻具组合。钻头+钻铤(易斜地层选用大钻铤或加重钻铤)+稳定器+钻铤+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。直井中所用钟摆钻具组合一般为钻头+钻铤1—3根+稳定器+钻铤+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆；吊打钻井的钻具组合一般为钻头+钻铤2柱+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。 （4）塔式钻具组合。钻头+大尺寸钻铤1柱+中尺寸钻铤2柱+小尺寸钻铤3柱+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。 （5）定向井各井段钻具组合。①造斜段钻具组合。钻头+井下动力钻具+弯接头+无磁钻铤+钻铤+震击器+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。②增斜段钻具组合。钻头+稳定器(挡板)+无磁钻铤1～2根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。③稳斜段钻具组合。稳斜段采用满眼钻具组合。④降斜段钻具组合。钻头+无磁钻铤1。2根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。⑤水平段钻具组合。钻头+钻头稳定器+无磁钻铤1根+稳定器+无磁承压钻杆2根+斜坡钻杆+加重钻杆+随钻震击器+加重钻杆+钻杆+方钻杆阀或方钻杆保护接头+方钻杆。（6）打捞钻具组合。卡瓦打捞矛(简)、内外螺纹锥等打捞工具的钻具组合一般为打捞工具+安全接头+下击器+钻铤+钻杆。随钻打捞工具的钻具组合一般为：钻头+随钻打捞杯(打捞篮)+钻铤1柱+钻杆。
5．2下部钻具组合 下部钻具组合是指用于施加钻压的那部分钻柱的结构组成。一般是由钻铤和扶正器组成。通过调节扶正器的按放位置、距离和扶正器的数量，下部钻具组合可以是增斜组合、降斜组合及稳斜组合三种。但是无论哪一种组合，其实质是施加钻压后，钻柱发生弯曲变形，在钻头上产生侧向力，由于侧向力的作用，使钻头合力方向不再与井眼轴线重合，造成井斜。为了防止井斜，应当使钻柱组合在施加钻压后，产生的钻头侧向力为零，使钻头合力与井眼轴线重合。 5．3钻井参数组合 钻井参数主要是钻压和转速。在一定的钻柱组合时，通过调节钻压和转速，可改变钻头侧向力的大小和方向，从而改变井斜的大小和方向。 5．4钻头结构引起井斜 牙轮钻头的移轴、复锥和超顶，都要引起钻头轴线偏离井眼中心线，产生侧向切削。 6井斜控制原理及方法 控制井斜实质就是控制钻头造斜力，使其为降斜力。要达到这个目的，地层造斜力是不可改变的，唯一可控制的是下部钻柱组合和钻井参数，通过改变下部组合和调节钻井参数可使钻头侧向力为降斜力，抵抗地层造斜力的作用强度，使井斜控制在一定范围内。目前使用的钟摆钻具、塔式钻具、偏心钻铤等是以增大降斜力为目的的钻柱。他们可以起在直井中防斜，在斜井中纠斜的作用。刚性满眼钻柱、方钻铤、螺旋钻铤等是以强大的刚度反抗地层造斜的作用。在直井中防斜，在斜井中稳斜，井斜了不能使用刚性满眼钻柱。但是通过调节扶正器安放间距和钻井参数，刚性满眼钻柱也可以是增斜或降斜钻柱。 6．1、钟摆钻具 这种钻具是在钻头的上方一定距离处，一般是18—27米左右按装一个扶正器。当其发生井斜时，扶正起靠下井壁上，扶正器下面的钻柱重量在钻头上产生一个指向下井壁的力，这个力就是钟摆力，是降斜力，使井斜减少。钟摆钻具使用关键是扶正器的安放距离，太大在扶正器下面产生新切点，钟摆失效；太小钟摆力也小，效果也不好。另外，钻压不能太大，过大的钻压使钟摆失效。是一种既能防斜又能纠斜的钻具。在现场得到广泛使用。
煤层气水平井钻井工程作业规程 The Operation Regulation of Coalbed Methane Horizontal Drilling 1 范围 本标准作为中联煤层气有限责任公司（以下简称中联公司）企业标准，规范了煤层气水平井钻井工程作业全过程的程序和要求。包括水平井钻井工程设计、钻前准备及验收、水平井井眼轨迹控制作业、水平井测量作业、水平井完井作业、水平井钻井工程质量要求、健康、安全与环境管理（HSE）要求、水平井钻井工程资料汇交要求等六项内容。 本标准适用于煤层气勘探开发过程中水平井钻井工程的设计、施工作业、工程质量要求、资料汇交和验收。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 Q/CUCBM 0301 煤层气钻井作业规程 GB/T 8979 污水排放要求 GB/T 11651 劳动保护用品 SY/T 5172 直井下部钻具组合设计方法 SY/T 5272 常规钻井安全技术规程 SY/T 5313 钻井工程术语 SY/T 5322 套管柱强度设计推荐方法 SY/T 5334 套管扶正器安装间距计算方法 SY/T 5358 砂岩储层敏感性评价实验方法 SY/T 5396 石油套管现场验收方法 SY/T 5411 固井设计格式 SY/T 5412 下套管作业规程 SY/T 5435 定向井轨道设计与轨迹控制 SY/T 5526 钻井设备安装技术、正确操作和维护 SY/T 5547 动力钻具使用、维修和管理 SY/T 5618 套管用浮箍、浮鞋 SY/T 5619 定向井下部钻具组合设计作法 SY/T 5672 钻井井下事故处理基本规则 SY/T 5724 套管串结构设计 SY 5876—93 石油钻井队安全生产检查规定 SY/T 5957—94 井场电器安装技术要求 SY/T 5958 井场布置原则和技术要求 SY/T 5964 钻井井控装置组合配套规范 SY/T 6075 评价入井流体与多层配伍性的基础数据 SY/T 6228—1996 油气井钻井及修井作业职业安全的推荐方法中第八章和第10.5、10.6款 SY/T 6283—1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SY/T 6426 钻井井控技术规程 3水平井钻井工程设计
各种常规钻具组合 1、满眼钻具（p a c k e d h o l e a s s e m b l y） 又称刚性配合钻具或刚性满眼钻具，是一种安装在钻柱下部的刚度较大而且井径与钻柱外径之间间隙较小的防止井斜角和井眼曲率变大的一种钻具组合。 刚性满眼钻具一般是由几个外径与钻头直径相近的扶正器与一定长度外径较大的钻铤所组成。它的防斜原理是在钻头以上的下部钻柱上安装一定数量的扶正器，以扶正合钻铤；提高下部钻柱的刚度，减少其弯曲程度，以消除钻头的严重倾斜，使其能减小和限制由于钻柱弯曲而产生的增斜力，同时扶正器能支撑在井壁上，抗衡地层自然造斜力，以达到控制井斜在最小范围内变化的目的。 为了发挥满眼钻具的防斜作用，在钻具上至少要有三个稳定点，除在靠近钻头处有一个扶正器外，其上面应再安放两个扶正器才能保持有三点接触井壁。如果只有两点接触，钻柱就能循沿一条曲线，不能保证井眼的直线性。如果有三点接触，就能保证井眼的直线性和限制钻头的横向移动。 1）在垂直或接近垂直的井眼中钻具的防斜作用：当钻具在垂直或接近垂直的井眼中工作时，它的作用是保持井眼沿直线方向加深。 2）增斜时钻具的防斜作用：当钻进时井斜较大的地层时，满眼钻具能有力地抵抗地层横向力，减小井斜的变化。满眼钻具在增斜地层中，能限制井斜角的增大速度，可防止狗腿、键槽等现象的发生。 3）降斜时钻具的作用：如果井眼已发生了偏斜，而地层横向力又使其趋向恢复垂直状态，满眼钻具的作用是防止井斜角过快地减小。钻具在降斜时能有力地抗衡地层降斜力，减少井眼的降斜率，使其不致于产生狗腿、键槽等不良现象。 2、钟摆钻具 钟摆钻具是为了减少井斜角而设计的一种钻具组合，是利用斜井内切点以下钻铤重量的横向分力把钻头推向井壁低的一侧，以达到逐渐减小井斜的效果。这个横向分力如钟摆一样，所以称之为“钟摆力”，运用这个原理组合的钻具称为钟摆钻具。 对于一定斜度的井眼来说，井斜角是一定的，因此增大降斜力的主要方法是增大切点以下的钻铤重量，其办法有二：一是使用大尺寸钻铤或加重钻铤。显然在同一钻压下，大尺寸钻铤不易被压弯，并且切点位置高，因而切点以下钻铤长度L大，有利于增大降斜力。二是在比切点略高的位置上，安装一个扶正器，以提高切点位置，增大其下部钻铤重量，使降斜力增大。除此之外，扶正器对其下部钻铤还起到扶正作用，因而可减少钻头倾斜角，限制增斜力的增大。当然最理想的办法是采用大尺寸钻铤加扶正器，这样组成的钻具不仅钟摆的长度大，而且重量也大，其降斜效果更好。 3、塔式钻具 塔式钻具就是在钻头之上，使用几段直径自下而上逐渐减小，形如塔状的钻铤组合。钻铤应不少于12根；这种防斜钻具的特点就是底部钻铤重量大，刚度大，整个钻铤柱的重心低，稳定性好。能产生较大的钟摆减斜力。在松软地层，井径易扩大，对于扶正器满眼钻具或扶正器钟摆钻具，由于其井径与扶正器间隙值大，防斜效果差。使用塔式钻具则能得到满意的效果。此外，塔式钻具还有结构简单，使用方便，不需要进行扶正器位置计算的优点，也不存在扶正器、方钻铤的磨损及修复等问题，但塔式钻具也存在底部间隙小，易卡钻，钻铤尺寸多，操作部方便等不足。 塔式钻具防斜效果的好坏，取决于钻具的塔式组合。要求组合的重心低、底部钻铤直径大、整个钻铤重量大、每一级钻铤尺寸差值小。 4、螺杆钻具组合 螺杆钻具由四个部件组成,从上至下依次是旁通阀、马达、万向轴、传动轴组成。螺杆钻具
定向井底钻具组合的类型 吕永华 根据井底钻具组合的设计目的或作用效果不同，可分为以下三类：增斜、降斜、稳斜。实际上常规定向井的最基本钻具组合有四个，即马达造斜钻具，转盘增斜、降斜和稳斜。在渤海地区常用钻具组合的总结如下： 1、在12-1/4井眼中四套基本钻具组合有： 马达造斜： 12-1/4BIT+9-5/8Motor（1.15-1.5） +11-3/4STB+8NMDC+8HOS+8S.NMDC+F/V+7-3/4(F/J+JAR)+5HWDP(14) 转盘增斜： 12-1/4BIT+12-1/4STB+8NMDC(1)+8DC(2)+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) BOR：(2-4)o/30m 降斜： 12-1/4BIT+8NMDC(1)+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) BOR：-(2-3)o/30m 强降斜在钻头上加两根钻挺。 稳斜： 12-1/4BIT+12-1/4STB+8S.DC(2) +12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) 2、可以通过调整扶正器扶正翼尺寸的大小、扶正器之间钻挺的长度和钻压的大
小达到不同的增降或者稳斜的效果如下： 微增组合： 12-1/4Bit+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) 微降组合： 12-1/4Bit+8S.DC(1)+12-1/4STB+8DC(1)+12-1/4STB +8DC(5)+5HWDP(20) 井底钻具组合表现出不同的效果，是由于不同的钻具组合具有各自的力学特性，这主要是钻头处产生的侧向力的方向和大小的不同。从而使钻头按照预定的轨迹前进。 如果钻头不是按照预定的井眼轨迹前进，就需要在适当的时候，起钻调整钻具组合。调整钻具的原因有三个：1、井斜不合适 2、方位不合适 3、井斜方位都不合适 钻具组合的调整一般都在稳斜井段进行，调整钻具组合时应考虑以下几点： 1、经调整后的钻具入井后具有预料的性能 2、一般情况下采用微调的形式，以避免大幅度增斜/降斜导致稳斜段狗腿太大，造成井下事故 3、尽量争取调整后的钻具能有较长的井段的进尺，以避免反复起下钻调整钻具，一是保证快速钻进，二是避免波浪形井眼轨迹 地层因素同样影响着井眼轨迹，很明显同一套钻具组合在不同的地层表现出的性能是不一样的，或者说轨迹方位和井斜的变化率是不一样的，这是由于
钻井工程设计指导 前言 一、钻井设备 二、井身结构设计 三、钻具组合设计 四、钻井液设计 五、钻井参数 六、油气井压力控制 七、固井设计 前言 钻井是石油、天然气勘探与开发的主要手段。钻井工程质量的优劣和钻井速度的快慢，直接关系到钻井成本的高低，油田勘探开发的综合经济效益及石油工业发展速度。 钻井程设计是钻井施工作业必须遵循的原则，是组织钻井生产和技术协作的基础，搞好单井预算和决算的唯一依据。钻井设计的科学性，先进性关系到一口井作业的成败和效益。科学钻井水平的提高，在一定程度上依靠钻井设计水平的提高。 搞好钻井工程设计也是提高技术管理和加强企业管理水平的一项重要措施，是钻井生产实现科学化管理的前提。 钻井工程设计应包括以下方面的内容： 1.地面井位的选择及钻井设备的确定； 2.井身结构的确定； 3.钻柱设计与下部钻具的组合； 4.钻井参数设计； 5.钻井液设计；
6.油气井压力控制； 7.固井设计； 一钻井设备 (一) 钻进设备的选择 钻井设备可以按设计及分类细分为若干部件系统。这些系统可分为： 1.动力系统； 2.起升系统； 3.井架及井架底座； 4.转盘； 5.循环系统； 6.压力控制系统。 这些系统是选择钻井设备的基础。钻井设备的选择主要依据钻机类型，地表条件及钻井设计所确定的最大载荷而定。 (二) 钻井设备选择实例 表1-1是大庆地区45110钻井队芳深三井的钻进设备记录。
二井身结构设计 (一) 井身结构确定的原则 1.能有效的保护油气层，使不同压力梯度的油气层不受泥浆污染损害。 2.应避免漏、喷、塌卡等情况发生，为全井顺利钻进创造条件，使钻井周期最短。 3.钻下部高压地层时所用的较高密度泥浆产生的液柱压力，不致压裂上一层管鞋处薄弱的露地层。 4.下套管过程中，井内泥浆液柱压力之间的压差，不致产生压差卡套管事故。 (二) 井身结构设计步骤 1.根据地区特点和井的自身条件，确定在保证工程需要的条件下应下几层套管，做出井身结构设计图。 2.确定套管尺及相应钻头尺寸。 3.确定各层套管的下入深度。 (三) 套管下入深度的确定方法 1.确定各套管下入深度初选点H ni
常见钻具组合及定向 井
一、满眼钻具组合 又称刚性配合钻具或刚性满眼钻具,是一种安装在钻柱下部的刚度较大而且井径与钻柱外径之间间隙较小的防止井斜角和井眼曲率变大的一种钻具组合。 刚性满眼钻具一般是由几个外径与钻头直径相近的扶正器与一定长度外径较大的钻铤所组成。它的防斜原理是在钻头以上的下部钻柱上安装一定数量的扶正器，以扶正合钻铤；提高下部钻柱的刚度，减少其弯曲程度，以消除钻头的严重倾斜，使其能减小和限制由于钻柱弯曲而产生的增斜力，同时扶正器能支撑在井壁上，抗衡地层自然造斜力，以达到控制井斜在最小范围内变化的目的。 为了发挥满眼钻具的防斜作用，在钻具上至少要有三个稳定点，除在靠近钻头处有一个扶正器外，其上面应再安放两个扶正器才能保持有三点接触井壁。如果只有两点接触，钻柱就能循沿一条曲线，不能保证井眼的直线性。如果有三点接触，就能保证井眼的直线性和限制钻头的横向移动。 具体如下： 1.在垂直或接近垂直的井眼中钻具的防斜作用：当钻具在垂直或接近垂直的井眼中工作时，它的作用是保持井眼沿直线方向加深。上扶正器能抵消由于上扶正器以上的钻柱弯曲所产生的横向力，使上扶正器以下的钻柱居中，同时也帮助下扶正器抵消地层横向力。下扶正器的作用抵消地层横向力，限制钻头的横向移动，当地层造斜力不大时，满眼钻具能保持刚直居中状态，使钻头沿铅直方向钻进。 2. 增斜时钻具的防斜作用：当钻进时井斜较大的地层时，满眼钻具能有力地抵抗地层横向力，减小井斜的变化。在地层横向力的作用下，下扶正器和钻头靠向井壁高的一侧，抵抗地层横向力，限制钻头横向移动。同时地层横向力势必要扭弯下扶正器上的短钻铤，由于钻铤刚度大，能有力地抵抗此地层的横向力。中扶正器也帮助中扶正器以下的钻柱抵抗地层横向力。因此，限制了钻头的横向移动和侧斜。在已斜井眼内，钻具还有一个纠斜作用，这是由于上扶正器以上的钻铤因自重的作用靠在井壁低侧，并以上扶正器为支点将力下传，作用于上扶正器下的一根钻铤上有一个弯矩，此弯矩使中扶正器靠井壁高的一侧，再以中扶正器为支点将力下传使钻头趋向于井壁低的一侧，产生一个纠斜力。所以满眼钻具在增斜地层中，能限制井斜角的增大速度，可防止狗腿、键槽等现象的发生。
浅析钻具组合防斜打直技术在现场的应用中英文 Analysis of BHA anti-deviation direct application of technology in the field 中原油田钻井三公司在西部各油区主要以以刚性满眼钻具和钟摆钻具防斜。在吐哈盆地的巴喀、三塘湖马朗、条湖等高陡构造上也试验过偏心接头、柔性钟摆、动力钻具导向钻进等防斜技术 Three of Zhongyuan Oilfield Drilling in the western region mainly by rigid packed hole and pendulum deviation control. High steep structure in Tuha basin Baka, three Santanghu Malang, lake and so on also tested eccentric joint, flexible pendulum, dynamic drilling tool guiding drilling anti-deviation technology etc. 塔式刚性钻具组合防斜技术的应用 Application of technology of rigid inclined tower BHA prevention 在西部油区，Φ311mm以上尺寸(含311mm)井眼均采用由较大尺寸钻铤组成的塔式刚性钻具组合： In the western region, the size of a diameter of more than 311mm (including 311mm ) borehole using tower rigid assembly by the larger size of drill collar: Bit+Φ228mmDC×9m+Φ203mmDC×18m+Φ178mmDC×27m Bit+ Φ228mmDC ×9m+ Φ203mmDC ×18m+ Φ178mmDC ×27m 吐哈盆地、三塘湖盆地实钻情况表明，利用这钻具组合配以合理的钻井参数能够满足可钻性好、倾角较小的表层钻井时的防斜要求，井深800m（表层套管下深）以内一般能保证井斜不超过1.50°，钻井速度也比较快。 Santanghu basin, Turpan-Hami basin three drilling shows that, by using this tool combined with drilling parameters reasonably can meet the oblique requirements to prevent the surface drilling good drillability, angle when a small, well depth is 800m ( surface casing setting depth ) within the general can ensure the deviation of not more than 1.50°, drilling speed. 钟摆钻具组合防斜、纠斜技术的应用 Application of slant, straightening technology and pendulum drill assembly 在西部油区，直径小于311mm的井眼钻进时基本上采用钟摆钻具结构：
常用钻具组合 集团标准化工作小组 #Q8QGGQT-GX8G08Q8-GNQGJ8-MHHGN#
一、常规钻井（直井）钻具组合： BIT钻头；DC钻铤；SDC 螺旋钻铤；LZ螺杆钻具；SJ双向减震器；DP钻杆；HWOP加重钻杆；STB或LF钻具稳定器；LB随钻打捞杯；DJ震击器； 1、塔式钻具组合： Φ×0.50m+Φ229mmDC×27.24m +Φ203mmDC×54.94m+Φ165mmDC×54.51m+ΦΦ×0.40m+Φ229mmDC×54.38m+Φ203mmDC×82.23m+Φ165mmDC×81.83m+Φ Ф×0.32m+Ф×9.50m+Ф229mmDC×45.40m+Ф203mmDC×73.13m+Ф165mmDC×81.8 3m+Ф Φ×0.30m+Φ229mm SJ×6.62m+Ф229mmDC×53.94m+Ф203mmDC×81.75m+Ф165m mDC×81.83m+Ф 钻头FX1951X0.44 m（Φ311.1mm）＋ 6A10/630×0.61 m＋9″钻铤×52.17m（6根）＋6A11/5A10×0.47 m+ 8″钻铤×133.19m（9根）＋410/5A11×0.49 m＋61/2″钻铤×79.88m （9根）＋51/2″HWOP×141.88m（15根）＋51/2″钻杆（＊＊根）＋顶驱Φ×0.25m+430/4A10+Ф165mmSDC×161.56m+4A11/410+Ф165mmDJ×8.81m+411/4 A10＋61/2″钻铤×79.88m（9根）＋51/2″HWOP×141.88m（15根）＋51/2″钻杆（＊＊根）＋顶驱 2、钟摆钻具组合： Φ×0.50m+730/NC61母+Φ229mm SJ×9.24m+Φ229mmSDC×18.24m+730/NC61公+26″LF+731/NC61母+Φ229mmSDC×9.24m+730/NC61公+26″LF +731/NC56母+Φ203 mmDC×94.94m+410/NC56公+Φ+顶驱 Φ×0.50m+730/NC61母+Φ229mmSJ×9.24m+Φ229mm SDC×18.24m+171/2″LF+Φ22 9mmSDC×9.24m+171/2″LF +NC61公/NC56母+Φ203mmDC×121.94m+8″随震+8″DC×18.94m+410/NC56公+Φ127mmH WOP×141.94m +Φ+顶驱 Φ×0.46m+Φ229mmDC×18.08m+Φ308mmLF×1.82m+Φ203mmDC×9.10m+Φ308 mmLF×1.51m+Φ229mmDC×27.32m+203mmDC×73.13m+Φ178mmDC×81.83m+Φ+顶驱
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
异向双弯工具优化设计与应用 摘要：本次要设计的异向双弯工具针对新疆吐哈油田鄯勒区块J2X 地层易斜，采 用常规钻进，井斜较大，钻速不高等特点，通过ABAQUS 软件，优化设计了新 的?165mm 异向双弯防斜钻具，同时在制造过程中采用新型铸造工艺。在降低井 斜的情况下，取得了提速约74%的良好效果，达到了预期目标。 关键词：异向双弯；铸造工艺；液力推进器；井斜中图分类号：TE921 文献 标识码：A1 引言吐哈油田地层倾角大，防斜打快问题十分突出，2006 年吐哈油 田研发了防斜打快集成配套技术，解决了易斜区块中上部地层的防斜打快问题。 但在鄯勒、葡萄沟区块的下部J2X 井段（2800~3500m）由于煤层发育，地层复杂，为保证井下安全，只能采用光钻铤和液力加压防斜两种钻具结构，钻压得不到释放，井斜得不到有效控制，鄯勒区块完井电测数据显示3000~3500m 井段井斜在 15~20°之间；牛东区块在1500m 以后方位固定不变，井斜问题突出，地层破碎坍塌，只能采用常规钻具吊打防斜。针对这些问题，在总结各种防斜钻具组合的基 础上，吐哈油田设计研发了异向双弯工具。 2 异向双弯工具的优化设计2.1 异向双弯工具三维模型的建立利用Pro/E 软件 建立如图3 所示的异向双弯工具的三维模型。其中偏心角为3.0°，弯壳体直径为185mm，扶正器直径214mm，扶正器高度24.5mm，上稳定器到下拐点的距离为4500mm，下稳定器到钻头距离为1200mm。 图1 异向双弯工具Pro/E 三维模型2.2 异向双弯工具有限元模型的建立将画 好的异向双弯三维模型图保存为STEP 格式，并导入ABAQUS 中。依次经历材料的赋予，装配，设置分析步，以及载荷的赋予和边界条件的施加，网格的划分等， 图2 是异向双弯工具三维模型网格的划分，图3 是异向双弯工具的Von-Mises应 力云图。 图2 异向双弯工具网格的划分图3 异向双弯工具Von-Mises 应力云图2.3 异 向双弯工具优化设计过程2.3.1 端部直壳体设计根据实际现场应用情况，假定转 速为55r/min，弯角为1.5°，且扶正器位置距离钻头为1600mm，中部直壳体长 度取5100mm。在ABAQUS 中，这些因素保持不变的情况下，钻压取50kN 来进行分析，取不同的端部直壳体的长度，钻具侧向力大小表1 所示：表1 端部直壳体 长度变化及受力情况 随着端部直壳体长度的逐渐增加，钻具侧向力则呈下降趋势。但端部直壳体 的长度位于300mm 到500mm 的时候影响最大，可以在实际设计应用中在此区段 改变端部直壳体的长度以取得较好的实际防斜效果。 2.3.2 中部直壳体设计假定转速为60 r/min，弯角为1.5°，且扶正器位置距离 钻头为1600mm，同样，在这些因素保持不变的情况下，钻压取50kN来进行分析，取不同的中部直壳体长度，钻具侧向力受力如表2 所示：表2 中部直壳体长 度变化及受力情况 随着中部直壳体长度的逐渐增加，钻具侧向力呈下降趋势。 在实际应用中如果需要增加防斜效果，则可以适当减小中部直壳体的长度。 2.3.3 铸造工艺优化在异向双弯工具铸造中，将TRIZ 理论应用于铸造工艺优 化中，能够解决工艺问题冲突，显著改进工艺，满足生产需要。