偏轴钟摆钻具组合力学特性分析.docx

偏轴钟摆钻具组合力学特性分析史玉才，管志J(石油大学石油工程学院，山东东营257061)摘要：运用纵横弯曲连续梁理论和达朗伯原理，建立了偏轴钟摆钻具组合动力学分析模型。该模型能够用于求解钻头处的侧向力和转角以及偏轴接头处的侧向力，以评价钻具组合的防斜(纠斜)能力和偏轴接头附近的偏磨程度。计算结果表明，适当降低钻压或提高转速，有*EJT-eq ；增加偏轴接头偏心距或将偏轴接头位置上移，有利于纠斜，但不利于控制钻铤(或接头)偏磨；扶正器位置上移基本上不利于纠斜，也不利于控制钻铤(或接头)偏磨；偏轴接头处存在较大的接触力时，适当调整钻井参数或钻具结构能够避免或减轻钻铤偏磨。关键词：钻井；井斜控制；钻具组合；偏轴接头；钟摆钻具中图分类号：TE 21 文献标识码：A偏轴钟摆钻具组合是目前常用的防斜打直钻具组合之一。理论研究和现场实践表明，该钻具组合具有防斜和纠斜能力强、防斜打直效率高的优点|l4j。然而，作为一种较新的防斜打直技术，该钻具组合在使用中还存在一些问题，主要表现在：(1)还没有公开发表的成熟的力学模型，现场工程人员难以深入理解和掌握此项技术，大部分使用者还只是凭经验设计钻具组合，选择钻井参数，这势必影响防斜打直效果。(2)偏轴接头附近的钻铤普遍存在偏磨现象，严重偏磨有时会造成钻铤刺漏、断裂，目前还没有有效的评价方法和预防措施。为此，笔者建立一个较简单、实用的偏轴钟摆钻具力学模型，通过计算钻头处的侧向力和转角以及偏轴接头处的侧向力，评价该钻具的防斜打直效果及偏轴接头附近的偏磨程度，从而为钻具组合设计、钻井参数选择和预防钻铤严重偏磨提供理论指导。1 偏轴钟摆钻具组合及力学模型偏轴钟摆钻具集中了普通钟摆钻具和偏轴钻具的结构特征。图l是偏轴接头结构示意图，两端的螺纹轴线均偏移。偏轴钟摆钻具的基本组合形式lj 为： 2159 mm钻头+ 1778 mm钻铤(912 1TI)+偏轴接头(e=1215 mm)+ 1778 mm钻铤(69 m)+ 215 mm扶正器+ 1778 mm钻铤4+ 127 mnq_钻杆；钻井参数：钻压w 为60 180 kN，转速 为60150 rmin。运用文献5中纵横弯曲连续梁理论，将钻头处简化为固定铰支座，将偏轴接头、扶正器以及上切点处均简化为滑动支座，针对第l段钻铤转至井眼低边、井眼高边两个特殊位置，建立如图2(a)和图2(b)所示的力学模型。辛(a)井眼艮 低边边 p 群|L J争 阶面 I I I INo N1N2 N3图2 偏轴钟摆钻具力学分析模型11 偏轴接头的等效处理对偏轴接头的等效处理是建立和求解该模型的关键。忽略偏轴接头长度的影响，接头处就成为一个台阶面，如图2(C)所示。台阶面两侧转角连续，横向位移和内弯矩不连续，存在如下关系：M=M P e (1)e=e e (2)收稿日期：2003123O作者简介：史玉才(1972一)，男(汉族)，河南南阳人，博士研究生从事钻井工艺技术研究。第28卷第2期 史玉才等：偏轴钟摆钻具组合力学特性分析 43 式中，P 和e分别为偏轴接头处的轴向力和偏心距；Mc，e，M 和e 分别为偏轴接头左、右侧的内弯矩和横向位移。式中的“”在图2(a)情况下取“ + ”， 图2(b)情况下取“一”。基于偏轴接头附近普遍存在较严重偏磨的事实 ，本模型中补充假定偏轴接头处与井壁始终保持接触。由此补充假定直接给出该处横向位移，使模型简化，计算公式如下：TR I(DbD )+P2，D 一D。 ， 1 1(DhD )2，0D 一D P j式中，Dl1ID 和D 分别为钻头直径、偏轴接头直径和钻铤直径。偏轴接头与井壁的接触情况比较复杂，因此，对式(3)作如下说明。当D 一D e时，偏轴接头可能与井壁接触，偏轴接头偏磨9当0D D e时，偏轴接头两端的钻铤可能与井壁接触，钻铤偏磨。因此，只要满足D 一D e，就可以避免钻铤出现偏磨，允许直径较大的偏轴接头偏磨。偏轴接头左侧与井壁接触时，由该式给定 ，由式(2)给定e ；右侧与井壁接触时，由该式给定 ，由式(2)给定eL；偏轴接头与下井壁接触时，式中的“”取“-t-”；与上井壁接触时，式中的“”取“一”。12 离心力的等效处理运用达朗伯原理等效处理钻柱公转产生的离心力，能够将上述静力学模型转换成拟动态力学模型。偏轴接头上、下两段钻柱的横向载荷(包括钻柱自重分量)的近似计算公式为ql qol f sinaq2= q02 sin口2*2*(4)式中，g为重力加速度；a为井斜角，(。)； 为钻柱公转角速度，rads；q0，为第i段钻铤的单位长度浮重，Nm；q，为第i段钻铤的等效横向载荷，Nm。式中“”的选择方法与式(1)和式(2)相同。理论分析及模拟实验证明，钻柱公转角速度和自转角速度 关系如下 ：n= _ ，0 0或N P 0 (10)若计算结果不满足式(10)，需要按式(3)重新选择e或e 并求解上述方程组。钻头处侧向力Nb及转角A b的计算公式为Nb=ql Ll+丁ML-Mo一l 挚Ll PI，= y( +觜 (11)(12)L ， 44 石油大学学报(自然科学版)3 计算结果及分析偏轴钟摆钻具的防斜打直效果与钻具结构(接头位置、偏心距，扶正器等)、钻井参数(钻压、转速等)、井眼条件(井径、井斜角等)等因素有关。上述偏轴钟摆钻具中偏轴接头直径D 为2032 mm，取当前井斜角a为3。，钻井液密度p为12 gcm3。31 钻压和转速对目标变量的影响钻压w 对目标变量的影响见图3(L =L =9m，e=15 m，72=75 rmin)。由图3可以看出，钻具结构一定时，钻压增加使，b减小、Ab和， 增加。因此，适当降低钻压有利于纠斜，也有利于减轻钻铤(或接头)偏磨。转速 z对目标变量的影响见图4(Ll=L2=9m，W =160 kN，e=15 mm)。由图4可以看出，钻具结构一定时，A， 均随钻速增加而增加，且，h和， 比A 变化更快。这说明提高转速有利于纠斜，同时也会使钻铤(或接头)偏磨更严重，所以要控制转速不能太高。墨疆暮鲻摇鲻。尽疆暮螭钻压 kN图3 钻压对目标变量的影响、蜱矗一、辞转逯n(rInin 1)图4 转速对目标变量的影响32 偏轴接头偏心距和安放位置对目标变量的影响偏轴接头偏心距 对目标变量的影响见图5(Ll L2=9 m，W =160 kN，77=75 rmin)。由图5可以看出，钻井参数和钻具结构一定时，A1和， 均随e增加而增加， 比，b和Ab变化快。如果以， ，h为优化条件，可以得出e的取值范围(最大值)。偏轴接头安放位置L。对目标变量的影响见图6(W =160 kN，e=15 mm， =75 rmin)。由图6可以看出，钻井参数、接头偏心距、扶正器位置一定(Ll+L2=18 m)时，b和， 均随Ll增加(L2减小)而增加，N 比，I 变化更快；Ab随L。增加而先减小后增加。如果以Ab最小，或， ，b为优化条件，可以得出L 取值范围为6090 m。I l _一 ，= =。一偏心距e加m图5 偏轴接头偏心距对目标变量的影响。邑摇暮鲻鲻摄头位置L，图6 偏轴接头安放位置对目标变量的影响33 扶正器位置对目标变量的影响钻井参数、偏轴接头位置L 一定时扶正器位置L 2对目标变量的影响如图7所示(L =90 m，W =160 kN，”=75 rmin，e=15 mm)。星疆暮鲻舞鲻扶正器位置L2m图7 扶正器位置对目标变量的影响(下转第48页)O 5 O 5 O 5 O 5 O4 3 3 2 2 l O二 疆二 邑暮 48 石油大学学报(自然科学版)5 讨 论 井眼椭圆度控制在12左右是比较合理的c由前述可知，椭圆形水泥环对改善易坍塌地层的套管应力状态是有利的，这就引出了一个在工程中如何利用的问题。从以往的钻井实践看，大都追求把井眼控制为圆形，以井径扩大率尽可能低为目的。尽管从钻井作业的角度考虑，这样做是安全的，但却在一定程度上限制了井周应力的释放。在固井结束套管内替为清水后，井壁围岩应力释放并形成椭圆井眼的趋势依然存在，这相当于给套管施加了一定的预应力，对套管受力是不利的。实际上，完全控制井壁围岩的坍塌既不必要也很难实现。应该允许一定的井壁失稳，促使井眼形成一定的椭圆度。这就意味着要适当降低钻井液密度，一来可以改善套管的受力状态，延长其使用寿命，二来也可以减轻地层伤害，提高机械钻速，这与欠平衡钻井的益处相当。椭圆形井眼的形成固然能改善套管的受力状态，但却增大了钻井作业时的风险，一是钻井液液柱压力的降低增大了井涌、井喷的可能，二是扩大的井眼尺寸会给固井作业带来困难，导致固井质量的下降。如果固井质量不好，水泥环缺失严重，将会大大恶化套管的应力状态。因此，必须将井眼椭圆度控制在一定范围内，在保证固井质量的前提下进行工艺设计与改进。针对文中的算例，水泥环椭圆度超过13后对改善套管应力状态的作用明显趋缓。因此，综合两方面的考虑，笔者认为，将易坍塌地层的6 结 论(1)易坍塌地层的井眼形状为椭圆形，相应的水泥环形状亦为椭圆形。(2)在固井质量良好的前提下，椭圆形水泥环对改善易坍塌地层套管的应力状态有利，应该在工程设计中予以考虑。(3)椭圆形井眼的形成会影响到固井质量，必须将井眼椭圆度控制在一定范围内。参考文献：1 张先普，陈继明，张效羽，董事尔，等我国油田套管损坏的原因探讨J石油钻采工艺，1996，18(5)：7一l22 邓金根，张洪生钻井工程中井壁稳定的力学问题M北京：石油工业出版社，1999、3 张效羽套管有限元计算的若干问题分析J天然气工业，2001，21(1)：62654 宋明，杨凤香，宋胜利，等固井水泥环对套管承载能力的影响规律J石油钻采工艺，2002，24(4)：795 练章华，等塑性流动地层套管破坏的有限元分析J 天然气工业，2002，22(6)：55576 WARPINSKI N R，et a1Insitu stresses in lowpemleability，normarine rocksRSPEDOE 16402，19897 中石油勘探与生产分公司工程技术与监督处钻井监督M北京：石油工业出版社，2003(责任编辑李志芬)(上接第44页)从图7可以看出，Nb和 均随L2增加而先增加后减小，N 随L2增加而增加，N 比Nb和Al】变化快。如果以Nb最大或N Nb为优化条件，可以得出L2取值范围为60120 m。4 结 论(1)钻具结构一定时，适当降低钻压或提高转速，均有利于纠斜，但提高转速不利于控制钻铤(或接头)偏磨。综合考虑，要求转速不能太高。(2)钻井参数、扶正器位置一定时，偏轴接头偏心距增加或将偏轴接头位置上移，均有利于纠斜，但不利于控制钻铤(或接头)偏磨。(3)钻井参数、偏轴接头偏心距和位置一定时，扶正器位置上移(超过1个单根)基本上不利于纠斜，也不利于控制钻铤(或接头)偏磨。(4)偏轴接头处存在较大的接触力，偏磨现象是普遍存在的，适当调整钻井参数和钻具结构能够有效地避免或减轻钻铤偏磨。参考文献：1 张东海井斜控制技术的现状及发展J钻采工艺