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压裂施工管柱摩阻计算苏权生摘 要：压裂施工管柱摩阻计算对压裂施工过程中压力波动判断和压后净压力拟合具有重要意义。
目前对压裂液在层流状态下的摩阻计算比较成熟，计算结果可信度高，但对压裂液在紊流状态下性质还未找出一定的规律，摩阻计算结果误差较大。
本文以降阻比法为基础进行压裂管柱摩阻计算，通过理论计算与现场实测数据进行对比分析，提高计算精度。
关键词： 管柱摩阻 紊流 降阻比 计算精度压裂管柱摩阻计算是压裂施工过程中压力变化判断的基础，是进行井底压力和裂缝净压力计算的关键。
在实际压裂设计中经常采用经验估计法对管柱摩阻进行粗略计算，往往不能准确地预测实际管柱摩阻。
本文以降阻比法为基础，分别对HPG 压裂液的前置液、携砂液沿程管柱摩阻进行理论计算，并结合胜利油田现场施工井的实际数据进行对比分析，对影响管柱摩阻计算的影响因素进行修正，提高理论计算和现场施工数据的一致性，形成适合胜利油田压裂施工管柱摩阻计算的相关计算程序。
1、降阻比管柱摩阻计算Lord 和MC Gowen 等人在前人研究的基础上提出了HPG 压裂液前置液，携砂液摩阻计算的新方法，称为降阻比法，其基本原理是在相同条件（如排量、管径、管长相同）下，压裂液摩阻与清水摩阻之比称为降阻比，用公式表示为:wf p f P P )()(∆∆=δ (1)式中：p f P )(∆：压裂液摩阻，Mpa ；w f P )(∆：清水摩阻，Mpa ；δ：降阻比系数,无单位。
1.1 清水摩阻计算从公式（1）可以看出，降阻比法要首先计算清水摩阻，且其值的准确性对压裂液摩阻计算有较大的影响，水力学中伯拉休斯清水摩阻计算式:L Q D P ***10*779.775.175.461--=∆ (2)式中： 1P ∆：清水摩阻，Mpa ； D ：管柱内径，m ； Q ：施工排量m 3/s ； L: 管柱长度，m ；用车古201井数据进行清水摩阻验证，车古201井酸化施工管柱为Φ73mm 光油管，下深4505m ，施工前用20m 3清水正洗井降温，排量1.5m 3/min ，测得沿程管路摩阻为31Mpa ，用公式(2)计算管柱摩阻值为30Mpa ，计算值与实际值误差3.2%。
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。
水平井钻柱摩阻扭矩分段计算模型闫铁1，李庆明1，王岩2，李井辉1,3，毕雪亮1【摘要】根据水平井接触和受力特点，利用分段计算方法，建立水平井钻柱摩阻扭矩计算模型；采用三维纵横弯曲梁理论，计算钻柱BHA(底部钻具组合)段摩阻扭矩；采用软杆模型，求解BHA以上钻柱段的摩阻扭矩；对井眼曲率变化较大及刚度较大的加重钻杆井段软杆模型加以修正，考虑钻柱屈曲的影响，建立适合水平井的摩阻扭矩三维分段计算模型.应用结果表明，该模型计算精度较高，平均相对误差为10%，可为现场实践应用提供技术参考.【期刊名称】东北石油大学学报【年(卷),期】2011(035)005【总页数】5【关键词】关键词：摩阻扭矩；水平井；钻柱；分段计算模型；底部钻具组合；软杆模型基金项目：国家科技重大专项(2011ZX05021-006)；黑龙江省博士后基金(LBH-Z10235)0 引言随着钻井技术的发展，水平井、大位移井等钻井技术不断出现并被广泛应用，对钻柱的力学分析和计算要求逐渐增高，钻柱的摩阻扭矩是钻柱力学分析的核心问题.人们对钻柱摩阻扭矩问题进行研究，建立相应的力学分析模型[1-8].如Johansick C A分析全井钻柱受力，提出在定向井中预测钻柱拉力和扭矩的软杆模型[1],该模型简单且能够满足一般条件下计算精度要求.根据大变形理论，何华山等考虑钻柱刚度影响，提出改进的摩阻扭矩模型[2-3]，该模型考虑钻柱刚性对摩阻、扭矩的影响，使摩阻力预测计算更加精确，通常称其为刚杆模型；但其控制微分方程较复杂，在轴向力和扭矩的耦合作用下，难以准确求解.人们随后建立的摩阻扭矩模型是在这2种模型基础上的发展或完善[4-8].针对井下钻柱的接触和受力特点，利用分段计算方法建立钻柱摩阻扭矩计算模型，并充分考虑钻柱屈曲影响.该方法继承软杆模型计算过程简单、计算方法可靠的优点，对局部严重狗腿度井段及刚度较大的钻柱段，考虑钻柱刚性对摩阻扭矩的影响，能够提高计算精度.1 计算模型水平井钻井过程中，底部钻具组合(Bottom Hole Assembly，简称BHA)段为包含大直径稳定器和高刚度钻铤的特殊钻具，钻具与井壁之间的接触主要为稳定器或弯接头的肘点与井壁之间的局部接触[9]；BHA上切点以上的钻柱可近似为与井壁连续接触.基于此，提出水平井钻柱分段摩阻扭矩计算原则：BHA段采用纵横弯曲梁理论计算；BHA上切点以上钻柱段采用软杆模型计算；井眼曲率及刚度变化较大的钻柱段，考虑钻柱刚性影响，采用修正的软杆模型计算，对不同钻柱段采用不同计算模型，以提高模型计算精度.1.1 单元钻柱软杆模型钻柱软杆模型认为井下钻柱为一条不承受弯矩、但可承受扭矩的软杆，在钻柱刚度较小、井眼不出现严重狗腿度情况下，钻柱刚度对其受力影响较小，可以采用软杆模型.计算三维井眼内钻柱受力情况时，需要确定钻柱空间位置.假设井下几千米钻柱轴线形状与井眼轨迹相同，且为细长弹性体，除BHA段外，整个钻柱离散成微单元段；摩擦因数、钻柱单位长度、质量相同的井段为一个钻柱单元[10-11].建立简化摩阻扭矩软杆模型时，假设：(1)钻柱类似于一个软杆，刚性很小，可以忽略；(2)刚性井壁，钻柱受井壁限制，与井眼轴线一致；(3)忽略钻柱局部形状如钻杆接头、扶正器等对摩阻扭矩的影响；(4)忽略钻柱横截面上剪切力影响；(5)忽略钻柱动力效应影响.在井眼轨迹曲线上任取一弧长为dl的微元段，单元受力分析见图1.根据单元的力学平衡，推导单元轴向力、摩阻扭矩计算公式为Ti+1=Ti+(Wgdlcos α±μNi),(1)Mi+1=Mi+μNir,(2)(3)F=±μNi,(4)式中：Ti+1，Ti分别为第i钻柱单元上端、下端的轴向应力；Mi+1，Mi分别为第i钻柱单元上端、下端的扭矩；Ni为第i钻柱单元与井壁的接触正压力；Wg为单位长度钻柱浮重；μ为滑动摩擦因数；r为钻柱单元半径；F为摩擦阻力；α，Δα，Δφ分别为平均井斜角、井斜角增量和方位角增量，钻柱向上运动时取“+”，向下运动时取“-”.1.2 修正软杆模型对于局部井眼曲率变化较大的井段及刚度较大的加重钻杆段，钻柱刚性对摩阻扭矩影响较大，不能忽略.考虑钻柱刚性的影响，受井眼约束而产生的附加接触正压力Ng为(5)式中：E为钻柱材料的弹性模量；I为钻柱的惯性矩；K为井眼曲率；D为井眼直径；Do为钻柱外径；ΔL为钻柱附加刚性正压力的管柱段长度，ΔL=[24(D-Do)/K]1/2.修正软杆模型的正压力N由2部分组成：一部分是按照软杆模型计算的正压力；另一部分是刚性钻柱在弯曲井眼中产生的附加接触正压力Ng.1.3 BHA段模型对带有稳定器或弯接头的BHA段，钻头、稳定器或弯接头(n个)以及上切点把钻具组合BHA分为n+1跨受纵横弯曲载荷的梁柱[12-14].以n跨连续梁第i，i+1跨梁柱为对象，其受力分析见图2.将BHA段的三维分析分解为井斜平面(P平面)和方位平面(Q平面)的二维分析，考虑摩阻对轴向应力的修正，通过P、Q平面上建立的三维弯矩方程求解各接触点处弯矩，并推导接触点处支反力求解公式.轴向应力修正公式为(6)支反力公式为(7)分别求出P平面和Q平面上的支反力NiP和NiQ，则接触点处的支反力Ni=(NiP+NiQ)1/2.BHA段摩阻、扭矩分别为(8)(9)式(6-9)中：FBHA为BHA段摩阻；MBHA为BHA段扭矩；qi为第i跨钻柱在钻井液中的单位质量；Mi为第i个支点处的弯矩；Li为第i跨钻柱的长度；yi为第i个支座坐标.2 整体钻柱摩阻扭矩2.1 未屈曲时通过对BHA段受力分析，求出上切点位置和各接触点处弯矩，进而求出各接触点处的正压力、BHA段的摩阻和扭矩；上切点以上钻柱段，采用软杆模型计算.以上切点处的轴向应力、扭矩为迭代起点，自下而上逐个单元进行计算，可求得整个钻柱的摩阻扭矩受力.(10)(11)式中：Tj，Mj分别为从上切点算起，第j个钻柱单元上端的轴向应力和扭矩；ΔTi，ΔMi分别为上切点以上第i个钻柱单元的轴向应力和扭矩增量；Ts，Ms 分别为上切点处的轴向应力和扭矩.2.2 屈曲时摩阻扭矩计算模型式(10-11)建立在钻柱未发生屈曲条件下，实际钻井作业大部分工况下，钻柱下部处于受压状态，其轴向载荷过大时，钻柱发生正弦或螺旋屈曲，严重时引起钻柱自锁.屈曲钻柱在井眼中的形状发生改变，增大钻柱与井壁间的正压力，导致摩阻扭矩增大.钻柱受压发生正弦屈曲时，钻柱与井壁之间的侧向力还应附加由钻柱正弦屈曲产生的接触力[15]：(12)钻柱受压发生螺旋屈曲时，钻柱与井壁之间的侧向力还应附加由钻柱螺旋屈曲产生的接触力[16]：(13)式中：ΔN为附加接触压力；T为钻柱轴向力；r′为井眼与钻柱直径差值的1/2.求得附加接触压力，可以计算钻柱屈曲后的附加摩阻，进而建立水平井整体钻柱摩阻扭矩计算模型.3 现场应用根据文中建立的水平井钻柱摩阻扭矩分段计算模型，进行计算并编制摩阻扭矩分析软件.运用该软件对吉林油田长深地区某水平井进行计算和分析.该井目标点垂深为3 534.71 m，水平位移为1 314.56 m，造斜点深度为3 114.34 m.以φ152.4 mm井眼为例，三开钻具组合(3 675～4 723 m)：φ152.4 mm钻头×0.19 m+φ127 mm螺杆1°×6.3 m+φ146 mm扶正器×0.44 m+LWD×12.21 m+φ88.9 mm无磁钻铤×9.23 m+φ101.6 mm加重钻杆×12根+φ101.6 mm钻杆×94根.井身结构：0～502.5 m为表层套管段；502.5～3 569.8 m为技术套管段；其余为裸眼段.模拟计算条件：套管内摩阻因数为0.25，裸眼摩阻因数为0.30.旋转钻井工况下，井口大钩载荷、扭矩的模拟计算值与实测值见图3和图4.由图3和图4可知，计算值与实测值的平均误差为10%，说明该模型计算较为准确，模拟计算时选取的套管段内和裸眼段内的摩阻因数合理，符合工程实际.产生误差的原因为：(1)设线质量为10.160 g/cm 的新钻杆，计算时线质量为20.86 kg/m ，钻杆由于施工磨损，每米质量减小1.00～2.00 kg ；(2)计算时游车系统质量为150 kN，实际偏小.4 结论(1)通过水平井内钻柱分段受力分析，建立水平井三维钻柱摩阻扭矩计算模型，对井眼曲率不同井段及钻柱刚度不同部分采用不同计算方法，提高计算精度. (2)考虑软杆模型和硬杆模型优点，以及钻柱屈曲影响，扩大适用范围.利用建立的模型编制摩阻扭矩计算软件，可对不同工况下大钩载荷和摩阻扭矩进行计算.(3)吉林长深地区某水平井的现场应用结果表明，计算模型与实测值平均误差为10%，符合现场工程要求.参考文献：[1] Johansick C A. T orque and drag in direction wells prediction and measurement[J].Journal of Petroleum Technology,1984,36(6):987-992. [2] Ho H S, NL Technology systems/NL industries inc. general formulation of drillstring under large deformation and its use in BHA analysis[R].New Orleans: Society of Petroleum Engineers, 1986:1-12. [3] Ho H S, NL Petroleum services. An improved modeling program for computing the torque and drag in directional and deep wells[R].Houston: SPE Annual Technical Conference and Exhibition,1988:407-418.[4] Sheppard M C, Wick C, Burgess T, et al. Designing well paths to reduce drag and torque[J]. 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大位移井套管下入摩阻预测新方法牛成成;郑德帅;杨顺辉;李梦刚;刘波【摘要】以往大位移井的套管柱摩阻计算没有考虑波动压力的影响,现在考虑波动压力影响的基础上优化了套管柱的摩阻计算模型,并以西江大位移井A22井为例定量计算了套管下入过程的摩阻.计算结果表明考虑波动压力的套管摩阻预测值比不考虑时更符合实测值,考虑波动压力的摩阻预测模型更适合作为指导套管下入的依据.另外在套管下入摩阻较大的关键井段,考虑波动压力的摩阻预测值比实测值仍然偏小,但偏小值在可控范围内,这可能是由于摩擦系数不合理或者井壁不光滑所致,需要进一步研究.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)006【总页数】5页(P130-134)【关键词】大位移井;下套管;井下摩阻;波动压力【作者】牛成成;郑德帅;杨顺辉;李梦刚;刘波【作者单位】中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院,北京100101;中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院,北京100101;中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院,北京100101;中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院,北京100101;中海油能源发展有限公司监督监理技术分公司,天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE256近年来，随着我国复杂油气田勘探和开发的实施，低渗透、稠油、滩海及海洋等复杂油气田成为主要研究对象，大位移井成为提高复杂油气田单井产能与最终采收率，并节约边际油田开发成本的主要井型。
大位移井中涉及的关键技术很多，其中套管下入摩阻预测技术就是其关键技术之一。
由于大位移井的大斜度和长稳斜段的特点，套管和尾管的下入能力在很大程度上取决于井眼的摩阻。
摩阻是套管在井眼中运动时与井壁或上层套管摩擦引起的运动阻力，它随斜井段的延伸而增加。
严重的摩阻问题会成为大位移井等复杂结构井套管下深的限制因素，致使套管下不到位，影响后续作业并有可能造成钻井事故。
因此，如何准确地对大位移井套管的下入摩阻进行预测已成为钻井工程中亟待解决的问题之一。
大港油田大斜度大位移井固井技术难点及对策摘要：针对大港油田大斜度大位移井固井存在的地层压力系统复杂、储层密集且油水间距小、界面冲洗效率低和后期储层改造易破坏水泥环完整性等技术难题，通过强化井眼准备与提高顶替效率技术、高效冲洗隔离液技术、高强度韧性水泥浆技术和配套固井技术措施等技术集成，形成了适用于大港油田大斜度大位移井固井的成套技术，保证了固井施工安全，改善了界面胶结质量，为大港油田大斜度大位移井固井质量的提高提供了技术支撑。
关键词：韧性水泥浆大斜度大位移井固井配套措施大港油田经历50多年的大规模开发，油田老区已经进入高含水开发阶段，稳产增产难度极大。
为稳住产能规模，进一步挖掘增产潜力，目前主要以加密定向大斜度大位移、分层开采、注水开发、酸化压裂改造的方式提高产能。
油田老区随着复杂断块油藏的深入开发，地质构造复杂化（主要是油气水层多、层间隔小，层间压力系统差别大、地层压力动态变化，固井候凝过程易发生水侵），钻井液膨润土含量高、触变性强及虚泥饼厚等一系列的固井难题日益突出，严重制约着大斜度大位移井固井质量的提高。
多年来油田大斜度大位移井，特别是当井斜角大于50°且位移大于800m，固井优质率不理想，直接影响了油田产能建设。
1.主要固井技术难点1.1地质条件复杂，多压力系统并存区块先期注水，导致地层压力体系发生变化，形成局部高压圈闭，同一区块地层压力截然不同，钻井遭遇复杂，油气水侵较多。
如大港油田官16-3井，设计钻井液密度1.15g/cm3，见后效提至1.65g/cm3后继续钻进。
1.2储层密集、层间距小、油水关系复杂储层油气水层分布广且间距小，存在油气水窜风险，层间不易有效封隔。
如小5-23-1L井储层段共36个油气层显示；在港西、王官屯和枣园等区块，层间距在1-5m之间，层间压力系数不均衡。
1.3钻井液性能不匹配，影响界面胶结质量大港油田大斜度大位移井使用的钻井液体系主要以硅基钻井液、聚合物钻井液为主。
