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三维大位移水平井庄海8Es【摘要】在大位移井施工过程中，随着测深的增加，管柱与井壁之间的摩擦力限制了水平位移进一步延伸。
当管柱在井内旋转时产生的摩阻扭矩会削减传递到钻头上的扭矩；甚至会超过钻杆或驱动系统的扭矩极限。
进行摩阻扭矩分析是保证大位移井的实施必不可少的步骤。
【关键词】大位移井摩阻扭矩庄海8es-h5井是大港油田实施的一口三维大位移水平井。
该井水平位移4842m创中油集团最高记录；完井斜深5536m/垂深1536.99m，实际闭合位移4841.61m，水垂比3.15；采用三开井身结构（如表1所示）。
1 模型选择现有的摩阻扭矩计算模型主要有3种：软模型、硬模型和有限元模型。
庄海8es-h5大位移井摩阻扭矩计算中采用软模型，并考虑钻井液流变性带来的摩阻（钻井液流变性对计算结果影响较大，钻井液性能直接制约大位移井位移的延伸）。
软模型假设条件是：（1）钻柱类似于一个软绳，刚性很小，可以忽略；（2）刚性井壁，钻柱受井壁限制，与井眼轴线完全一致；（3）忽略钻柱的局部形状，如钻杆接头、扶正器等对摩阻扭矩的影响，（4）钻柱受力平衡时，忽略钻柱截面剪力的影响；（5）忽略钻柱动态因素的影响。
软模型虽然使用范围有限，但是计算过程简单，计算方法可靠。
将井眼中的钻柱看成软绳，看似不可理解，但对5536m的钻柱来说，只要井眼光滑，没有局部的严重狗腿，这种简化是合理的。
在庄海8es-h5大位移井的设计中避免较大狗腿的出现，保证较小的井眼曲率；根据现场施工中实际摩阻的拟合情况，其摩阻扭矩预测结果是可接受的。
钻柱在井眼内的轴向摩擦力考虑钻井液粘滞阻力。
粘滞阻力是起下钻和钻进时由于液力的影响而产生的阻力。
钻井液粘滞力是钻井液在钻柱中均匀流动时产生的稳定力，而不考虑钻井液的加速度引起的变化的力。
2 载荷及扭矩2.1 φ311.1mm井眼载荷及扭矩计算由于井眼净化不干净，井内岩屑堆积以及地层因素影响，裸眼井段摩阻因数大于套管内实测的摩阻因数。
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。
第4章管柱的摩阻扭矩计算●摩阻扭矩计算概述●摩阻扭矩计算的软模型●摩阻扭矩计算的一般步骤一、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；●摩阻扭矩过大，轻则会增加施工难度，延长钻井作业时间，重则使钻井作业无法进行，导致井眼提前完钻或报废。
1. 摩阻扭矩的主要危害●钻柱起钻负荷很大，下钻阻力很大；●滑动钻进时加不上钻压，钻速很低；●旋转钻进时扭矩很大，导致钻柱强度破坏；●钻柱与套管摩擦，套管磨损严重，甚至被磨穿；●套管下入困难，甚至下不到底。
2. 摩阻扭矩计算的主要模型●现有的摩阻扭矩计算模型主要有三种，软模型、硬模型和有限元模型；●不管哪种计算模型其核心都是通过合理地假设以便求出管柱与井壁的接触正压力，从而求出摩阻扭矩；●软模型和硬模型都假设管柱与井眼轴线形状一致，且与井壁连续接触，虽然硬模型考虑了管柱的刚性对摩阻扭矩的影响，但其计算精度有时还不如软模型，因为管柱刚性与“管柱与井眼轴线形状一致”是不符合实际情况的；●有限元模型假设与实际很接近，精度高，但计算困难。
二、摩阻扭矩计算的软模型1. 软模型的基本假设●管柱类似于软绳，其刚性很小，可以忽略；●管柱与井眼轴线形状完全一致，且与井壁连续接触；●井壁为近似刚性的；● 忽略管柱和井眼局部形状如钻杆接头、扶正器、井径扩大等对摩阻扭矩的影响； ● 忽略钻柱动态因素的影响。
2. 软模型的计算思路● 根据井眼轨迹测斜数据或分点计算数据将管柱分为相应的计算单元(微元)；● 对于每个微元来说，它的单位长度的浮重是已知的，只要知道微元的下端轴向力就可以计算出该微元的接触正压力、摩阻摩扭和上端轴向力；● 最下面一个微元的下端轴向力就是钻压或为零，这样自下而上逐个微元进行计算就可以计算出整个管柱的摩阻扭矩和大钩载荷。
43南海东部珠江口惠州油田已连续高产开发多年，现场通过钻大位移井对油田进行改造，以提高油气的采收率。
其中，大位移井技术最大的难题是管柱高摩阻、高扭矩[1]，在钻井液粘滞力作用等因素下极易引发停泵后卡钻等复杂情况[2]。
在管住柱安装降摩减扭工具可以显著降低大位移井钻进过程中的摩阻和扭矩[3]，应用铝钻杆亦可降低大位移井钻井扭矩和摩阻。
本文将对降摩减扭工具在南海东部惠州油田大位移井的应用情况进行分析，可为后续大位移钻井作业中降摩减扭技术的选择提供参考。
1 应用背景惠州区块已钻7口大位移井中（表1），HZ-f井具有最大水垂比3.75，最大水平位移6196m，最大稳斜角84°，且已钻7口大位移井最大水平位移均超过5000m。
大位移井钻井施工摩阻扭矩方面主要有以下风险：（1）φ215.9mm井段扭矩大。
大位移井轨迹反扣，形成复杂的三维轨迹；稳斜段长、井斜大，钻具与井壁发生刮擦阻力更大；井深较深，且钻具质量大，摩阻更高。
（2）φ244.5mm套管磨损。
钻具质量大，更容易发生贴边，侧向力过高，易加快φ244.5mm套管磨损。
（3）下φ244.5mm套管及φ177.8mm尾管风险高。
φ177.8mm尾管挂提前坐挂，裸眼段较长，增加了钻具与井壁的接触，与井壁间的摩阻增大。
表1 惠州区块已钻大位移井基本数据项目井号HZ-a HZ-b HZ-c HZ-d HZ-e HZ-f HZ-g 总测深/m 7785790581187241794278887068总垂深/m 2233187021783865224518652337水垂比 3.1 3.75 3.28 1.48 3.07 3.75 2.53最大水平位移/m 5691565858445407580961965917稳斜段/m 4090343040173876399337074534稳斜井斜/°7982.581.56681.58482结合以上大位移井钻井施工的高摩阻扭矩风险，制定以下解决方案：（1）优选靶点，尽量选用二维替代三维轨迹设计，其次选旋转导向工具以提高轨迹光滑度，使用密度较低的铝钻杆减轻钻具质量，降低扭矩、摩阻；（2）应用拟悬链线轨迹设计，改善侧向力分布，使用性能稳定的旋转导向工具。
