机械毕业设计312英文翻译外文文献翻译310
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非开挖水平定向钻机操作性能分析 摘要： 水平定向钻机在城市管道环境或者非常复杂的地理环境位置成为越来越受欢迎的管道安装装置，例如：河道下面和地铁下面。这种科学装置先定向挖一个小洞然后扩大到允许后面的管道装置进入。对于非开挖水平定向钻机控制动力头的运动路径很困难和难以保持动力头的运动位置是阻止这种新型装备取代传统装置的主要难点。 两种类型的动力头在现在的水平定向挖掘机中广泛应用，喷嘴式的钻头和安装在弯曲管道由泥浆驱动的钻头。前者应用与较松的土壤环境，后者应用于较紧的土壤环境。这篇文章分析对实验钻头在用泥浆驱动的 54 水平定向钻机 装置的调查数据来研究参数对于动力头挖掘位置的影响。操作过程分解为旋转挖掘和滑动直线挖掘，分开进行研究。钻井实践、挖掘设备、挖掘长度和挖掘地质情况会影响控制动力头位置的能力。 1、前言 水平定向挖掘机是一种通用设备，适用于油田科技，越来越多的用于安装河流下面的线缆和管道和其他基础设施建设。水平定向挖掘机现在常用 两种钻进工具，一种是使用松土的由泥浆驱动的刀片形切削钻头，另一种是用于较紧土壤的由泥浆驱动的螺杆钻。 文章主要集中于水平定向钻机用泥浆驱动的实验动力头位置的控制，调查 54 水平定向钻机装置，由 86 节组成超过 42 千米。通过对调查数据进行分析，通过对比水平定向钻机操作者的操作记录和动力头位置数据的记录，来分析水平定向钻机在不同土质环境下的性能。 三锥辊使用的设施调查 (细胞 )位不稳定元素在井下组装。那些设施使用金刚石复合片 (PDC)位 ,稳定器或作为“问题”进行地面条件没有调查。每个驱动器的数据被组织成部分描述每个旋转 钻探和滑动钻井长度用来建立。实际的比率转向性能对性能被确认为每个部分对转向控制的因素的影响在硬盘安装 (以下的做法浅色印花布 ,1999;瑞士思德利公司 ,2007)。研究确定了许多因素 ,影响硬盘驱动器的控制转向的能力包括 :钻滑动部分的长度 ,从钻井平台的距离井下组装；钻头类型和弯曲角地质的类型。 之前调查的结果的表示这些因素，井下的简要总结使用硬盘安装程序集和需要控制操舵在硬盘驱器。 2、用于井下马达控制操舵的水平定向钻孔装置 容积式井下马达纳入钻字符串，权力旋转钻头 , 合并一个钻头，可以旋转不考虑钻柱的旋转导致 的发展两个钻井实践；钻探 (或旋转钻探 )和滑动 (或滑动钻井 )(图 1)。钻井是指旋转钻机的钻柱，同时提供推力和滑动指的是仅提供推力。在这两种情况下，泥浆马达驱动钻头。连续钻井创建部分孔而滑动创建弯曲部分(面向通过管理工具的角度的脸和控制的角度 )。在钻柱的存在导致旋转钻部分有大孔直径比由滑动钻井 (图。 1)，这可能产生影响的能力来控制钻头的位置。 设备可以连接到井下组装和允许创建弯曲部分同时旋转钻探，虽然这是很少纳入 水平定向钻机 安装，不考虑。 3、水平定向钻机通常所用的钻头类型 油田行业利用 PDC 比特 (剪切形成 ),或细胞碎片 (泥和粉碎形成 )；位 (MT)或碳化钨插入位 (TCI)。然而，水平定向钻机安装往往是由细胞碎片随着 PDC 产生巨大nts扭矩和侧向切削能力，和相对较弱的地质条件与水平定向钻机安装 PDC 位遭受过度。描述钻头的横向漂移由于旋转力量作用于钻头 (刘和， 2002)。细胞碎片将经历但下级 PDC 钻头 ,由于减少了转矩产生的水平位 (诺里斯， 1998)和减少侧向切削潜在。然而 ,为了有效地减少 ,相比 PDC 碎片 ,细胞碎片的经验减少机械钻速(ROP)和需要更大的最小力应用于钻头 ;称为钻压 (钻压 ),为了有效地减少，相比PDC 碎片。 4、 监测井下组装的位置 在钻井井下马达装配的使用不是没有问题，传感器用于监视的位置钻的电动机 (使用产生的干扰传统的水平定向钻机设备 )，必须放置几米后面的 (图 2)。因此，运营商不准确知道实时的位置点，必须等到传感器达到所需的点来获得准确的位置数据。很明显有潜在的钻头偏离理想的路径和运营商要么钻柱和撤军生或正确的钻头的位置，因为它往前移动。的将偏离线和水平有可能破坏钻柱或产品管大调的 -荷兰国际集团后续安装。 (2006 年， 2006 年 )和查普曼。 (2007)主张研究改善的必要性控制井下组件如果水平定向钻机的位置普遍 采用，代替开放切割方法，在连续实现长距离驱动器。 5、在实验钻探期间建立所需路径 转向模式通常是由硬盘操作符飞行员指导钻孔机之前 ,允许预测位置的井下组装期间任何时候驱动器，确保所需的成立。这些指导模式是按照创建的温度对井下组装的技术数据。当开发转向模式在弯曲部分，水平定向钻机运营商传统上利用序列交替驱动短长度的钻孔和滑动的喜欢竟连续滑动钻井。这是由于担忧关于准确的位置控制的能力井下长距离组件同时滑动。 收集的数据从传感器在井下组装被比作监控井下指导模式装配位置；提供方位，倾向，距离位，距离传感器和工具面角是已知的。频率、以及所采取的战略，测量的位置井下组装可能导致偏离所需的孔 -路径。目前的做法是在设置点 (每个静态调查时间引入一个新的钻杆字符串，或一套笔，之后距离，最多 10 米调查点之间通常用于水平定向钻机行业 )。施托克豪森和浅色印花布 (2003 a， b， c)进行连续测量油田镗能够说明假设钻头必须削减受访生两个点 (近似调查距离30 米 )是无效的，并可能导致重大偏差内孔如果偏差不确定并且允许的结合孔的长度。这是推 荐的图 1。插图的钻探 (旋转钻探 (左 )和滑动在水平定向钻机 (滑动钻井，右 )。改变需要调查的策略，即增加调查或走向连续测量、改善控制钻头的定位。本文的作者认为，同时测量距离的水平定向钻机小于油田行业 (10 米的间隔，而不是每隔 30 米 )连续苏尔 -不同，扎成静态调查每 10 米 (或安装新钻杆钻柱 )，将同样适用水平定向钻机安装并提供确定性的增加位置控制的井下组装。 6、 确定油田钻井中影响转向控制的因素 先前的研究，进行位置控制孔组件往往是指油田应用和关注在使用 PDC 位，不觉得直接相关水平定向钻机行业。然而，许多因素已经辨 明，可能是水平定向钻机安装，包括相关；岩石的抗压强度；岩石强度的变化；井下的类型装配使用钻压工具的脸角；稳定器的大小由迁移远离线和创建的级别。 瑞士思德利公司针对装置之间的关系进行调查使用（在油田行业）和转向反应。调查水平定向钻机的平均指导驱动器的性能，然后进行聚类分析。创建有限元模型预测的行为“典型的”井下总成 (基于集群的结果分析 )和模型被用来进行nts参数化研究确定重要参数对转向响应 (如上面所描述的那样 )。图德博土开发的一个程序可用于钻井性能进行调查。打破一个驱动器分门别类，比较预测模型性能与实际 (由用户提供 的变量 )的性能。 根据之前的研究进行转向控制在油田钻井、分析控制操舵的硬盘安装摘要颁布的报道 广泛遵循的方法由瑞士思德利公司 (2007)的数据集被分解成几部分 ,调查值不值与理论价值。修改后的数据集用于参数研究评估的相对重要性欠条因素对控制水平定向钻机的位置井下代号。参数研究包括滑动钻的长度部分 ,从钻井井下代号的距离 -布莱 ,钻头类型和所述井下的性能组装的弯曲角度。使用的方法创建模型参数的数据和结果论文的研究报告在以下部分。 7、分析水平定向钻机实验钻头转向功能 在这项研究中使用的数据由三种格式；钻探信息 (位置、钻井条件下钻井泥浆压力和流率、井下组装使用、传感器的长度等 )指导正式描述符的信息整个安装过程和调查数据。数据跨越十年并描述了水平定向钻机安装在 13 个国家的 20家公司承担。据悉 10 年来，技术和实践的变化可能效应分析。然而，数据是包括意义的数据集需要调查哪些参数影响转向的控制，这是觉得水平定向钻机引导荷兰国际集团技术在这一时期则无明显变化。 8、 制备研究中使用的数据集 本研究中使用的大多数位没有细胞。因此基于 PDC 的数据集，稳定从数据集用于井下总成被移除这项研究。如果提供的信息数据也被删除是对项目需求的 不足。有时候，演习凌记录状态，遇到的战役条件崇拜或“有问题的” ,尽管进一步的信息提供了解为什么这可能是没有提供。 在这些情况下，钻井记录也被拒绝了数据集，因为它是不可能量化为什么地上是“有问题的” ,也没有“困难”地面引导影响如何荷兰国际集团控制，它被认为是不适当的在分析这些数据。 据悉地面条件将是困难的感兴趣的任何调查，认为水平定向钻机的控制操舵；这种情况下可能导致极端偏离 -生。“困难”的地面是一个术语通常用来描述。这些结构偏差造成的困难估计没有先验知识的取向相对钻对齐。预测偏差的困难被认为是不切实际的 ,没 有详细的映射的逻辑结构的正在钻。多弧离子镀方法会编译此类信息地球物理测井设备通过完成；一些作者都不知道，水平定向钻机正在采取的当然没有安装封闭的。 总共大约 16 安装不删除适合本研究 (72 安装， 130 个驱动器最初调查 )。水平定向钻机项目位置、数量的驱动器在安装期间 ,近似最大驱动长度内安装表 1 中可以找到。为目的分析安装数据表格式和二进部分描述钻井或滑动 (的变化在安装期间由司钻日志 )。调查数据 (方位和倾角数据 )结合形成了在安装期间创建，尽管对于本研究分析了数据在两架飞机 (水平和垂直，分别称为转变和构建，图2)，签 署公约构建，把这里定义为：构建移动时是积极的对高压侧和负向低端；转积极转向右边，负向左边。 曲率 ( / m)的速度在两架飞机 (表计算 2)每个部分钻井 (钻井速度和钻井构建率；分别 DTR 和 DBR)和滑动 (滑转率分别和滑动率； STR 和 SBR)。测量表 2 距离是指在每个旅行的距离阶段的钻探和滑动 (变化的计算例如从钻机钻头 )。达到预期的坏蛋 的能力开车期间被分裂曲线率评估在每个部分 (STR 和 SBR)的预测曲线转身构建井下组装的飞机。构建和利率最初使用制造商的利率每个井下曲率nts引用相关文献组装 (称为建立率、钻 )。由此产生 的比率描述了“滑动效果” (无量纲 )驱动，转身构建组件称为：滑动有效 转洛克 (STE)和滑动构建有效性 (分别的参数研究，主要集中在关系二层价值观和各种参数进行调查， DBR 和 DTR 也考虑。等效钻井参数滑动效果没有派生不应该有偏离线和水平钻井时，虽然这些规划设计确实存在 (见本文的后续部分 )。 9、所建立的井下程序集滑动效果的影响的预测 水平定向钻机安装考虑此处进行使用各种井下马达有不同的情况 尽管不是所有的数据集包括制造商的安装中使用的类型信息。每个井下马达都有一个关联的芒刺，由制造商决定，虽然用于计算钻头 的方法不同，这些没有一定公开。有可能时所用援引钻的引导 的预测产生影响年龄控制在地上。这是难以评估大多数的设施利用井下马达从一个制造商 (尽管可能会改变在类型安装 )。一个安装使用两个制造商的井下马达一个网站，由多个驱动器。在整个安装运营商没有记录任何困难的地面条件；前这个数据集被用来引用钻如何进行调查在本研究产生影响。图 3 展示了差异两个马达的 SBE 使用制造商的钻和引用一个通用钻 (定义符合提供的通用钻降低部分 )。这个盒子情节说明参数的数量 使用数据集：箱子的描述与 50%的数据平均值强调内部和情节上的误差线。 凯特变异的 100%。括号内的值上数据在本文描述的数量下滑钻 -规划设计对于一个给定的条件下，进行在图 3 钻滑动部分的数量给定的驱动器。的变化钻只有电机用于最初的影响有限驱动器，但显著影响 SBE 第二电机使用在后来的驱动器的影响应用通用钻在计算 STE 可以在表 3（调查驱动部分的数量吗代表的数量滑动钻井部分进行的每个电机的硬盘安装调查 )。的使用通用钻不普遍与改善 STE 计算。然而，产生的STE 的增加采用一个通用的钻是远远低于经验丰富的折痕，常见的方法是在创建SBE 和 STE 值允许调查的影响欠条参数的转向响应硬盘安装利用井下 马达。鉴于此，一般钻在制造商的数据研究的地方。因此，本文的其余 SBE 和 STE(图 3 除外 )将基于通用钻的决定每滴剂。安装，不包括汽车上的数据也转换为使用泛型钻。如果井下组装数据 (弯曲角度、距离从传感器等 )不足来计算一个通用钻从研究安装就被拒绝了。 10、开发一个通用的井下率程序集 通用钻了三点弯曲钻计算方法假设 (2006)幻灯片的路径跟随电弧通过中枢 钻洞钻井组装。对水平定向钻机组装很少集中。内孔所以假设钻柱的通用方法在接触表面的孔在三个地方低孔。如果井下组装的几何形状 (角位传感器的距离、直径等等 )已知钻 头可以计算 (图 4)。因此，一个值通用钻没有采用；相反，它是为每一个决定安装使用制造商的引用几何井下组装。图 4 中的曲线代表了 -路径由滑动钻井和钻头由描述作关于起源的一个角度为钻头往前移动。 钻通常表示为度每 30 米，或 100 英尺测量距离在硬盘，但每将显示为度米。点钻柱 (图 4)中 1 - 3 被认为相同的曲率。可以计算的曲率半径 (r)使用其提出的关系。 (2)说明了解决这个几何方程的井下组装在图 4。提供长度 A 和 B 都知道然后 C 和 D 长度和角度 c 和 d(图 4)可以使用毕达哥拉斯的定理和其他派生简单的三角关系。钻可以预测井下组装 使用 (3)(指的是长度弧和弧的对角 )。 11、当钻头偏离理想的线和水平滑动 图 5给出了分布 DBR DTR和 SBESTE分别 (一个理想化 SBE和 STE应该有价值 1.0，nts这个值在适当的数字 )。这两个数据集的分布尖峰的 (通常分布曲线叠加在图 5进一步说明物的性质分布 )，建议指导水平定向钻机是可控的，可以无效使用统计数据通常与通常分布有关的数据集 (布朗， 1997)。 图 5 说明了 SBE STE 值大于 10 的前郊区故事的事件，为便于查看，随后 SBE 或STE 的阴谋仅限于 A10 的最大射程 10(除了图 8)，“极端” SBE， STE 事件被确定应用三个标准差的意思 (高斯 -伊恩分布所描述的区域范围内应用包含至少 99%的标准差数据集 )。据悉，分布在这个研究尖峰的，因此该模型不能直接适用。然而，在尖峰的曲线表现出更大的数据集的分布意味着比遇到附近态分布曲线认为，尽管应用边界上的不准确发行版使用标准差，外面的数据边界仍然可以被认为是“极端”出现。这是考虑到这一点 ,“极端”限制的数据集应用。 图 6 演示了构建之间的关系，将钻井和太滑 TCI，一个理想 SBE 和 STE 之间应该协调 (1， 1)散点图里，理想的距离就越大从计划的位置点偏差就越大。旋转一对钻探的理想情况下应该为构建和返回值为零无花果。 5 和 6，钻柱的旋转的结果直。很明显从无花果。 5 和 6 小德格力的变异水平可以预期。提供一个上下文弯曲的程度与旋转钻探马克斯最小值平均值和标准偏差的相融合 RTR 随着 SBR 和STR 展示在表 4。很明显在最大曲率利率 (大约 0.14 / m)范围内，水平定向钻机运营商的选择当滑动钻一个曲线 ,虽然平均曲率几乎一个数量级低于滑动钻井。 图 7 演示了从基准与高程的变化距离在滑动钻井理想化例 (安装有一个假定的一个钻，曲率半径 955 米 )和表 5 礼物的差异之间的高度增加 SBE 价值观对 SBE 1。共同的距离滑动钻井钻了 10 米反映了最大可能的距离测量水平定向钻机。可以看出越频繁轨迹 -受访的井下组装是就越大多弧离子镀重大偏离期望的路径，需要收缩的钻柱和孔，修正管道的路径，允许局部常位置或纠正措施的演习提出恢复井下组装的位置到所需的位置。 12、 参数研究 反复交替滑动和演习的实践，在短距离创建的弯曲部分孔，来代替滑动钻井整个曲线在一个连续动作，是是可以承受更大的控制地位钻头。这种技术可以利用长度的滑动远远低于钻头和传感器之间的距离，通常短于一米。合并的做法这样短幻灯片钻部分可以归因于大 SBE -在调 查数据集问题。图 8 演示了关系船之间对有效构建 (SBE 弯曲部分的长度建立通过滑动钻井 )，有一个明确的对应关系在返回 SBE 之间有效的构建和改进。图 9 介绍了分布 SBT， STE 的数据集有效构件1 米或更少。虽然这两个发行版在图 9 中仍然尖峰的他们正接近正常分布。 5 和9 表明，发生 -芮妮的极端事件，最初考虑 SBE 或 STE 值超过现在似乎 4 或更高的值。相信重大 SBE 和 STE 值与短滑动距离是两个参数的函数。首先，实验的创建通过旋转钻探大于那滑动钻井 (包含在图 1)。不存在显著的钻压，没有保证钻头而不是“走”在钻孔时钻柱的旋转终止 (改变从钻井到滑动 )和滑动演习会偏离理想的线和水平。其次，功率对传感器整合在井下组装背后的重要的距离 (图 2)，因此这些偏差不太可能确定，除非静态位置调查吗在这一点上。如果短的交替开采和滑动，那么这些偏差可以很快和钻孔机有一个非常可怜的理解实际的创建(更不用说井下的实际位置装配在任何点之间调查 )和整体偏移从理想的线水平可以相当大 (如所示施托克豪森 (2003 a， b， c)，尽管他们的研究焦点油田行业的静态位置点少比水平定向钻机 )。这将是确定感兴趣的协议中的重复偏差引入弯曲部分对产品的拉片部队在安装管道。还没有完全 理解如果这些偏差在平滑或仍有影响在产品的拉片管。 nts如果一个指定半径的曲线形式所需的孔的一部分在安装路径，钻孔机选择建立使用交替的钻探和滑动角必须将更大，因此曲线创建纯滑动，短规划设计的滑动所需角就越大。图 8说明使用短长度的滑动钻井结果大型 SBE和 STE值。据了解，偏差并通过极端 SBE 值在短距离可能相对小 (图 7 和表 5)，但这样的重复包含戴维 -我们将有可能增加摩擦力和弯矩作用于产品在拉片管。然而，作者认为，使用更大的长度的滑动 (需要较低的钻 )在创建弯曲部分的孔将导致减少 SBE或 STE值改变从什么时候凌滑动 (上面 列出的原因 )。因此，增加滑动长度减少了潜在的偏差的数量包括在钻头，降低 SBE / STE 的严重程度 (图 8)，并提供了一个更加清晰的认识实际孔需求情况。然而，增加滑动的长度增加了风险的严重程度的放大 (图 7)，孔装配背离。 因此，建议应滑动的长度足够长，以避免积累钻头中的多个未入帐的偏差，而减少重大偏离线和水平可以避免这种情况的发生。如果实时对整个系统拥有主权位置监控 (结合静态监控 )是使用传感器，可以直接定位的是后位。 14、钻进距离 长度的滑动时控制 显然是一个重要的参数位置，但这种关系在图 8 不占钻头的 位置关系钻井平台。在钻柱将保持在理想条件孔的中心和摩擦损失将会由于流感阻力 (城和波兰人， 2007)，导致相对较小损失。因此，降低钻压。在现实中钻柱将接触孔壁 (如果只生的锡箔部分路径 )和摩擦损失将更高，比射流阻力(皇家， 2010)。因此，钻压会减少。细胞部分要求钻压有效运作和有潜在的损失与增加转向控制荷兰国际集团的距离钻机的摩擦损失。 分组测量距离的滑动数据范围从入口点 (图 10)之间的关系测量距离和转向响应调查。图 10 展示了盒须图中的数据格式，类似于图 3(50%框中的数据，意味着显示框内 )。很显然，方差在数据 集，这样很难得到任何特定的的趋势。这是加剧了有限的数据集无与伦比的距离 1000 米 (只有 8 安装超过这，例如只有其中的一个延伸过去的 1500 厘米 )。不过，检查每个范围的测量距离的平均值，建议有一个减少转向响应距离。 15、 钻头、弯曲角度和地质学 由于井下隔离的转向控制行为装配或地质地质条件是有问题的安装的不完全的特征。大多数的装置利用一种井下组装和多个驱动器进行了地质条件的勘测。 相关数据的变化在英蒂 井下总成守寡的设施是有限的； TCI 太具体的选择条件 (TCI 用于难度比太岩层 ) 通常不会改变。图 11 显示了 95%的置信区间的意思对于三个安装，角或改变钻头。由于变化影响钻头类型似乎不重要，又似乎没有一个相关性的严重性角度和转向反应。很明显，数据集生成从三个安装很小，进一步的研究将会重新确凿的发现之前报道的影响给定角度的或者有效的钻头类型赖斯 -规划设计。这样的研究可能会在实验室更成功，在控制和准确的监测，水平定向钻机安装。 图 11 说明了地质转向的影响能力 (特别是混合土壤状况和泥 -石头 )，尤其是在转弯的能力。在调查对水平定向钻机进行协议的条件以前，但这些往往主要聚焦于稳定生 (例如夏和摩尔 ,2006)。然而，作者无法识别在文献调查报告调查转向响应在不同地质条件。图 12 展示了 SBE 地质条件并提供了置信区间 (95%的意思 )。一个数量置信区间的小数据集，额外的数据，包括当前的外部限制内进行丹斯间隔很可能被证明是“极端”事件，增加预测的距离的意思。 nts电机驱动部分在表层土壤中很少使用，可以成功地用于建立孔。尽管很明显，使用井下马达在“土壤” ,“填满”，沙子和碎石，转向是困难的 (与坊间的情况相符证据 )。 泥岩、页岩和粉笔似乎也会滑动。据推测，这是由于比较之间弱强度的岩石类型和潜在的薄片或互层地层。在砂岩滑动，粉砂岩，更令人惊讶的是粘土岩，回报预测结果，当钻井与水平定向钻机和它推测这是由于缺乏薄片通常与这些形式有关规划设计。这也是真正的粘土层 (尽管没有提供了额外的数据在粘土 )。 哈尔兰德提出一个关于罗普地面强度成反比，可以用于实时和准确地控制。PDC 钻头的能力似乎是成反比罗普 (2007)。策划对 SBE 倒罗普 (图 14)行为类似于数据与测量距离 SBE 和分布的小盒子的情节很难获得任何明确的从数据。然而，行为的平均值 SBE 倒罗普建议有轻微增加钻井响应越来越僵硬湖水。很弱的地面条件，高罗普没有可用的研究作为参照，往往在这种情况下 ,使用和地点确定为“困难”在钻井日志中被拒绝在这个研究困难这术语是主观的和可应用于多个的情况。包含这些数据可以提供进一步的洞察罗普 (或反向罗普 )和控制之间的方向盘，虽然需要小心 “困难”条件，包括在未来研究之中。 16、结论 数据集来自 54 个水平定向钻机，一直努力学习安装开发影响参数控制水平定向钻机的转向响应的能力。数据组成基于网站的数据，运营商的钻井记录和调查数据。组织数据水平定向钻机安装到旋 转的部分钻井和滑动钻井 (钻探和滑动 ),和确定实际的比例对预测、转向性能曼斯，使得识别的几个因素的影响在水平定向钻机安装。这项研究的结果说明偏离理想的线和水平将发生在钻井和滑动，相信偏差是由于误码率的因素包括钻井设备的选择、卡尔钻井响应钻井前，钻探实践期间利用安装和地质学孔的建立。 地质地层明显影响钻孔机的控制位置的能力钻头。地层，岩性，特别是必须被认为是形成钻头可能偏离在层间的或层压结构。之间的接口跨边界地层钻井时也必须理解，二层结构的不同优势的潜力在这些实例有些偏差。形成刚度 (通过反相罗普 )也将产生影响， 来控制钻头的位置与一些更有可能偏离较弱的形成，并允许一个消息灵通的发展钻井的策略。再次，采用钻探设备允许传感器直接背后的公司位将有助于防止偏离预期的钻孔路径。 致 谢 感谢公司提供水平定向钻机指导数据 ,使得这一研究成为可能。 参考文献 略 ntsUKKeywords:Horizontal directional drillingSteering responseDown-hole motorsdirectional drilling installations and the potential inability to maintain such positional control is a factorisof HDD in various ground conditions. The installations investigatedused tri-cone roller (TCR) bits without stabilising elementsbent-sub; the geology in which the installation takes place. Priorto the presentation of the results from the investigation of thesefactors, a brief summary on the use of down-hole assemblies inHDD installations and the need to control steering in HDD is given.2. Control of steering in HDD installations using down-holemotorsPositive displacement down-hole motors are incorporated intodrill strings, with bent-subs, to power rotary drill bits that areAbbreviations: BUR, build up rate (C176/m); DBR, drilling build rate (C176/m); DTR,drilling turn rate (C176/m); HDD, horizontal directional drilling (dimensionless); MT,mill-tooth (TCR bit) (dimensionless); PDC, polycrystalline diamond compact(dimensionless); ROP, rate of penetration (m/min); SBE, sliding build effectiveness(dimensionless); STE, sliding turn effectiveness (dimensionless); SBR, sliding buildrate (C176/m); STR, sliding turn rate (C176/m); TCR, tri-cone roller (dimensionless); TCI,tungsten carbide insert (TCR bit) (dimensionless); WOB, weight on bit (kN).* Corresponding author. Tel.: +44 (0) 121 414 5141; fax: +44 (0) 121 414 3675.Tunnelling and Underground Space Technology 25 (2010) 754765Contents lists availableTunnelling and Undergroujournal homepage: www.eE-mail address: a.c.royalbham.ac.uk (A.C.D Royal).adapted from oilfield technology, that is increasingly being usedto install cables and pipes under rivers and infrastructure. HDD tra-ditionally uses two cutting tools; shaped blades (that jet-cut withdrilling mud) for soft soils and down-hole drill bits, powered bymud-motors, for stronger formations.This paper focuses upon the control of steering HDD pilot borescreated using down-hole mud-motors. Fifty-four HDD installa-tions, comprising 86 drives over 42 km, were investigated; usingsite investigation survey data, HDD operators steering records(developed prior to installation to ensure that the desired borepathis achieved) and recorded drilling data, to analyse the performancenot investigated.The data for each drive was organised into sections describingeach length of rotary drilling and slide drilling used to establishthe borepath. The ratio of actual steering performance against pre-dicted performance was identified for each of the sections to deter-mine the factors that impact upon steering control in HDDinstallations (following the approach by Lesso et al., 1999; Studeret al., 2007). The study identified a number of factors that impactupon the ability to control steering in HDD, including; the lengthof slide drilled sections; the distance from the drilling rig to thedown-hole assembly; the drill bit type and bend angle of the1. IntroductionHorizontal directional drilling (HDD)0886-7798/$ - see front matter C211 2010 Elsevier Ltd. Alldoi:10.1016/j.tust.2010.06.004that prevents the widespread adoption of this technique in place of traditional open cut methods.Two types of drill bit are commonly used in horizontal directional drilling; shaped jet-cutting bits andbits mounted on bent-subs and driven by mud-motors, the former being utilised in weak ground condi-tions and the latter in stronger formations. This paper analyses a dataset of survey data from pilot boresfor fifty-four HDD installations that used mud-motors to investigate the parameters that impact uponthe control of the position of the drilling bit. The drives are broken down into sections of rotary and slidedrilledborepathandtheseareinvestigatedseparately.Drillingpractice,drillingequipment,lengthofdriveand the geology in which the bore is being established will have an effect upon the ability to control theposition of the drilling bit.C211 2010 Elsevier Ltd. All rights reserved.a versatile technique,within the down-hole assembly. Those installations using poly-crystalline diamond compact (PDC) bits, stabilisers or were identi-fied as being undertaken in problematic ground conditions wereReceived 9 June 2009Received in revised form 25 January 2010Accepted 17 June 2010Available online 17 July 2010in urbanised environments or in locations where trenching is difficult, such as under rivers or railways.This technique utilises down-hole bits to create the bore before it is expanded with back-reamers to allowinstallationoftheproductpipe.ControllingthepathoftheboreiscriticaltothesuccessofmanyhorizontalAnalysis of steering in horizontal directionalusing down-hole motorsA.C.D Royala,*, T.J. Riggallb, D.N. ChapmanaaSchool of Civil Engineering, University of Birmingham, Edgbaston, Birmingham B15 2TT,bRiggall & Associates Limited, Nailsworth GL6 0DT, UKarticle infoArticle history:abstractHorizontal directional drillingrights reserved.drilling installationsis becoming an increasingly popular technique for the installation of /locate/tustat ScienceDirectnd Space Technologyntsefficient at cutting through rock formations. Incorporating a drillbit that can be rotated irrespective of the rotation of the drill stringhas resulted in the development of two drilling practices; drilling(or rotary drilling) and sliding (or slide drilling) (Fig. 1). Drilling re-fers to the rotation of the drill string whilst providing thrust fromthe drilling rig and sliding refers to the provision of thrust only. Insignificant torque and have side cutting capabilities, and in thecomparatively weak geological conditions associated with HDDbehind the bit (Fig. 2). Thus the operator does not accurately knowthe position of the bit in real time and must wait until the sensorof short alternating drive lengths of drilling and sliding in prefer-ence to continuous slide drilling. This is due to the concernsregarding the ability to accurately control the position of thedown-hole assemblies whilst sliding over long distances.Data collected from the sensors in the down-hole assembly canbe compared to the steering patterns to monitor the down-holeassembly location; provided that the azimuth, inclination, distanceto bit, distance to sensor and tool face angle are known. The fre-quency, and adopted strategy, of surveying the position of thedown-hole assembly can lead to deviations from the desired bore-path. Current practice is to take static surveys at set points (everytime a new drill rod is introduced into the string, or after a set pen-etration distance; a maximum of 10 m between survey points isgenerally used in the HDD industry). Stockhausen and Lesso(2003a,b,c) undertook continuous surveying of oilfield boring andwere able to illustrate that assuming the drill bit must cut a pre-dictable bore between two surveyed points (approximate surveydistance of 30 m) is invalid and can lead to significant deviationswithin the bore if the deviations are not identified and are allowedto combine over the length of the bore. It was recommended that aA.C.D Royal et al./Tunnelling and Underground Space Technology 25 (2010) 754765 755reaches the desired point to obtain accurate positional data. Clearlythere is the potential for the drill to deviate from the desired pathand the operator must either withdraw the drill string and re-drillthe bore or correct the position of the drill as it moves forward. Theincorporation of deviations from line and level (known as dog-legs)has the potential to damage the drill string or the product pipe dur-ing subsequent installation. Royal et al. (2006, 2010) and Chapmanet al. (2007) have argued for the need for research to improve thecontrol of the position of down-hole assemblies if HDD is to be-come universally adopted, in place of open cut methods, andachieve long distances in continuous drives.installations PDC bits suffer from excessive bit-walk. Bit-walk de-scribes the lateral drift of the drill bit due to rotational forces actingon the bit (Liu and Shi, 2002). TCR bits will experience bit-walk butat a lower level to the PDC bit, due to the reduced level of torquegenerated by the bit (Norris et al., 1998) and the reduced side-cutting potential (Ernst et al., 2007). However, TCR bits experiencereduced rate of penetration (ROP) and require a greater minimumforce applied to the bit; known as the weight on bit (WOB) (kilo-newtons), in order to cut effectively, when compared to PDC bits.4. Monitoring the position of the down-hole assemblyThe use of down-hole motors within a drilling assembly is notwithout its problems as the sensors used to monitor the positionof the drill suffer from interference generated by the motor (usingconventional HDD equipment) and must be placed several metresboth cases the mud-motor drives the drill bit. Drilling createsstraight sections of bore whereas sliding creates the curved sec-tions (which are orientated by managing the angle of the tool faceand controlled by the angle of the bent-sub). The presence of thebent-sub within the drill string results in rotary drilled sectionshaving greater bore diameters than those created by slide drilling(Fig. 1), this can have an impact on the ability to control the posi-tion of the drill bit. Equipment is available that attaches to thedown-hole assembly and allows for the creation of curved sectionswhilst rotary drilling, although this is rarely incorporated into HDDinstallations and is not considered herein.3. Bit types commonly used in HDDThe oilfield industry utilises either PDC bits (these shear the for-mation), or TCR bits (which gouge and crush the formation); mill-tooth bits (MT) or tungsten carbide insert bits (TCI). However,HDDinstallationstendtobedominatedbyTCRbitsasPDCgenerateFig. 1. Illustration of drilling (rotary drilling, left)5. Establishing the desired borepath during pilot drillingSteering patterns are often developed by the HDD operatorsprior to pilot boring to guide the drillers, allow for the predictionof the location of the down-hole assembly at any point duringthe drive, and ensure that the desired borepath is established.These steering patterns are created in accordance with manufac-tures technical data for the down-hole assembly in question.When developing steering patterns for curved sections withinthe borepath, HDD operators have traditionally utilised sequencesFig. 2. Configuration of down-hole assembly, the tool face convention (lookingfrom the surface down into the bore) and the components used to describe a 3-Dcurve (drawing not to scale).and sliding (slide drilling, right) in HDD.ntsveying, tied into static surveys every 10 m (or at the installationbly, the drill bit type and the stated performance of the down-holerate; DTR and DBR, respectively) and sliding (sliding turn rateand sliding build rate; STR and SBR, respectively). The measuredassembly, the bend angle of the bent-sub. The methodology usedto create the modelled data and the outcomes of the parametricstudy are reported in the following sections of the paper.7. Analysis of steering HDD pilot boresThe data used in this study comprised three formats; drillinginformation (location, drilling conditions, drilling mud pressuresand flow rates, down-hole assembly used, bit to sensor length,of a new drill rod into the drill string), would be equally applicableto HDD installations and would provide increased certainty in thepositional control of the down-hole assembly.6. Factors identified in oilfield drilling that impact upon thecontrol of steeringPrevious research undertaken in positional control of down-hole assemblies tends to refer to oilfield applications and focusupon the use of PDC bits, which is not felt to be directly relevantto the HDD industry. However, a number of factors have been iden-tified that may be relevant to HDD installations and include; thecompressive strength of the rock (Lesso et al., 1999; Harelandet al., 2000); changes in rock strength (both laminations and inter-bedding within the strata, Boualleg et al., 2006); the dip of the for-mation (Stockhausen and Lesso, 2003b); the type of down-holeassembly used (Lesso et al., 1999; Studer et al., 2007); the ROP(Ernst et al., 2007; Lesso et al., 1999), the WOB (Lesso et al.,1999; Studer et al., 2007); bit-walk (Liu and Shi, 2002); tool faceangle (Lesso et al., 1999; Studer et al., 2007); stabilisers (that am-plify the size of dog-legs created by migration away from line andlevel).Lesso et al. (1999) and Studer et al. (2007) both developed ap-proaches to investigate the relationship between the apparatusused (within the oilfield industry) and steering response. Lessoet al. (1999) investigated 4600 drives by averaging the steeringperformance for the drive and then undertaking a cluster analysis.Finite element models were created to predict the behaviour oftypical down-hole assemblies (based on the results of the clusteranalysis) and the models were used to undertake a parametricstudy to identify important parameters on steering response (asdescribed above). Studer et al. (2007) developed a program thatcan be used in post-analysis to investigate drilling performance.The model breaks a drive into segments and compares predictedperformance (derived from user supplied variables) with actualperformance.In light of the previous research undertaken on steering controlin oilfield drilling, the analysis of control of steering in HDD instal-lations reported in this paper broadly follow the approach under-taken by Lesso et al. (1999) and Studer et al. (2007). The datasetswere broken down into sections and the surveyed values werecompared to theoretical values. The modified datasets were thenused in a parametric study to assess the relative importance of var-ious factors on the control the position of HDD down-hole assem-blies. The parametric study included the length of slide drilledsections, the distance from the drilling rig to the down-hole assem-change in survey strategy is needed, i.e. to increase survey fre-quency or move towards continuous surveying, to improve thecontrol of bit positioning. The authors of this paper believe that,whilst the surveying distance in HDD is less than in the oilfieldindustry (10 m intervals instead of every 30 m), continuous sur-756 A.C.D Royal et al./Tunnelling and Undergroundetc.), steering information (formalised description of operatorsprocedures throughout the installation) and the surveyed data.The data spans a 10 year period and describes HDD installationsdistance in Table 2 refers to the distance travelled during eachphase of drilling and sliding (calculated from the change in dis-tance from drilling rig to bit). The ability to achieve the desired cur-vature during the drive was assessed by dividing the curve ratesachieved in each section (STR and SBR) by the predicted curve rateof the down-hole assembly in the turn and build planes. The pre-being undertaken in 13 countries by 20 companies. It is understoodthat in 10 years changes in technology or practice could have an ef-fect upon the analysis. However, the data was included as a signif-icant dataset was required to investigate which parameters havean effect on the control of steering and it was felt that HDD steer-ing technology had not changed significantly within this period.8. Preparation of the dataset for use in the studyThe majority of bits used in this study were TCR without stabil-isers. Therefore datasets based on PDC, drag-bit, or stabiliseddown-hole assemblies were removed from the dataset used inthe study. Data was also removed if the information providedwas insufficient for the needs of the project. Occasionally, the dril-ling records would state that conditions encountered were diffi-cult or problematic, although further information providinginsight as to why this may be the case were not supplied.In these instances, the drilling records were also rejected fromthe dataset because it was not possible to quantify why the groundwas problematic, nor how difficult ground impacted upon steer-ing control, and it was felt that it would be inappropriate to includesuch data within the analysis.It is understood that difficult ground conditions would be ofinterest to any investigation that considered the control of HDDsteering; as such cases could result in extreme deviations from de-sired borepath. Difficult ground is a term often used to describewhen cavities, fractures, faults, boulders, and cobbles wereencountered. Deviations caused by these structures are difficultto estimate without prior knowledge of their orientation relativeto the drill alignment. Prediction of deviations in difficult groundis believed to be impractical without detailed mapping of the geo-logical structures in which the borepath is being drilled. A poten-tial method to compile such information would be to pullgeophysical logging equipment through the completed borepath;something the authors are unaware of being undertaken in HDD,and certainly had not been undertaken in the installations inves
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