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通过底部钻具组合设计控制钻井振动J.R.Bailey等著 翻译：魏 振（钻井所）审校：（）摘要：通过底部钻具组合的重新设计，成功地控制钻井振动，从而实现钻井性能的大幅提高。这项技术不但增加了日进尺，而且减轻了钻具损坏。过去的文献已经对作为机械钻速控制过程关键组成的现场振动控制1,2的改进做了描述。作为一项并行的工作，底部钻具组合的重新设计使钻井施工获得了大约36%的额外性能提高。底部钻具组合的动态模型已经确立了影响性能提高的关键设计参数。相对于标准底部钻具组合，重新设计的底部钻具组合的计算振动指数更低。底部钻具组合设计的评价过程使用了一种应用于钻前和钻进预测模式中的频域横向动态模型。底部钻具组合横向振动的特点是能够研发替代的底部钻具组合结构，并与推荐的原始组合直接比较。在预测模式中，底部钻具组合模型可以按照记录的钻压和转盘转速操作，以产生响应的钻时或井深的模型，并且这些值可以与实际测量数据相比较。在一个实例研究中，描述了一个带有动力钻具和牙轮扩眼器的重新设计的底部钻具组合，并具有四个原始钻具组合以及四个重新设计钻具组合的现场数据。在第二部分应用中，通过对两个旋转导向组合的模型和现场实钻的比较，评价此模型在更小井眼尺寸和不同底部钻具组合类型中的预测能力。最后，在更大尺寸的井眼中，使用动力钻具底部钻具组合论证此模型确立的优选转盘钻速的功能。关键词：底部钻具组合 振动 机械钻速 模型介绍之前两篇文章描述了由底部钻具组合模拟推导而来的基本方法。第一篇文章3对模型进行了总的描述，并介绍了四个用此模型进行的现场实例研究。第二篇文章对同一油田的13趟底部钻具组合进行研究，并使用了稍微不同的钻具组合设计和操作参数。第二篇文章的附录包括被称为VybsTM的基本的频域横向振动模型的详细数学描述。本文针对RasGas和ExxonMobil进行接头研究中所遇到的钻具组合设计问题进行了方法应用解释。简言之，通过底部钻具组合组件的机械尺寸计算的输入模板开始模拟，直到加重钻杆（HWDP），其详尽水平与打捞图相近。正确的输入接触点条件是十分重要的，而刚度和惯性对底部钻具组合进行了恰当的描述。提供的操作参数包括钻压（WOB）和转盘转速（RPM）的预期范围。线性建模过程考虑了关于静态的动态扰动问题。模型所采用两种振动模式对每种候选钻具组合设计进行比较：横向弯曲和螺旋。对于横向弯曲振动模式，设计时输入相同的钻头侧向力参照，并沿着底部钻具组合在其他的位置对响应值进行比较。对于螺旋模式，对每一个模型单元施加相同的质量偏心，以研究底部钻具组合的稳定性对偏心质量和离心力的影响。对模拟结果绘图，以二维或三维向量对底部钻具组合设计进行显示。通过系数值的设计，简述动态性能，并选择确定最有效点的结构。系数包括底部钻具组合应变能和传输应变能，分别代表底部钻具组合和加重钻杆的动态弯曲应变，稳定器侧向力系数用于量化动态墙的接触作用力，而端点弯曲系数表示模型的顶端对钻头激振的弯曲。由于在底部钻具组合上部的自由钻杆上没有明确的已知节点位置，因此对模型顶部端点的多个可能的节点进行敏感性分析，并用结果确定平均和最差条件。对于挠曲横向弯曲模式，不同的转盘转速和长度条件下的激振，对每个转盘转速和钻压状态计算其系数的平均值（RMS或均方根）和最大值。通过使用相对直观的模型，设计模型以描述底部钻具组合的振动趋势，并简化了设计选择的比较过程。按照本文所展示的，从振动角度考虑，由于一些其他的底部钻具组合设计，获取更加全面的解决方案，而不是简单的识别和避免已给设计的临界速度。通过推导底部钻具组合模拟的简化方法，实现切实的好处。这些好处包括广泛的适用性、易于使用、简化的计算需求以及基于实时现场观测的快速转换。这个模型是一个支持底部钻具组合设计和选择的决策过程的工程工具，并能够减轻横向动态振动和底部钻具组合产生的粘滞滑动。这个工具还能够对底部钻具组合做最佳操作开发，因此可以作为教学工具。最终，我们希望将这个模型部署到工程电脑上。按照文献所述1,2，我们的此项工作于之前的努力对提高钻井性能有协同作用。下面的实例研究将会展示由模拟底部钻具组合设计得到的其他好处。实例1：12-1/4英尺动力钻具底部钻具组合的重新设计弯曲可调造斜动力钻具组合是12-1/4英尺井眼段的标准设计，RasGas所钻的每口井几乎都采用这个设计。在底部钻具组合设计时，几年前引入牙轮扩眼器，极大的减小了倒划眼的需求。旋转着提离井底不但浪费时间，而且对钻井设备也有危害。然而，在最初的现场应用中，超过12口井发生了牙轮扩眼器本体的断裂。为了解决这一问题，将牙轮扩眼器从底部钻具组合调整到加重钻杆上方一到两个接头的位置。与此同时，在试验的基础上，移除近钻头稳定器。之前，这种稳定器在大斜度长稳斜段使用过。图1所示的是这两套底部钻具组合结构，命名为“标准底部钻具组合”和“重新设计的底部钻具组合”。这些改进的设计减小了牙轮扩眼器的断裂，并使得牙轮扩眼器成为长稳斜段的常规工具。这种重新设计的底部钻具组合已经连续使用了两年，并取得了良好的现场应用效果。四个井段采用标准设计，四口井采用重新设计的底部钻具组合，由现场数据得出其结构变化后的性能优势。图2所示的是标准设计（红色，平均进尺1038英尺/天）和重新设计的结构（蓝色，平均进尺1412英尺/天）的单日进尺，表明平均增长了36%。值得注意的是，所有的8趟钻都使用相同的固定切削刃钻头模型，数据来源于同一钻机在相邻区块的相同地层。在超过两口井采用稍微变化的钻头设计，获得性能的持续改进，如图2的紫色三角形所示。其他的数据表明重新设计的底部钻具组合性能的提高。如图3所示，8口井出现两个断裂的牙轮扩眼器，并且两个都是标准钻具组合结构。大体上，由于设计的改进，牙轮扩眼器断裂的可能性由50%降低到0%。唯一没有达到井深是标准结构，而重新设计的结构的每趟的平均进尺为5225英尺，与标准底部钻具组合相比增长了15%。钻头磨损等级表明重新设计的底部钻具组合在外部钻头磨损和损坏方面有了很大的降低，尽管第二组井需要钻更长的井段。标准设计的钻头磨损等级为6.3，而重新设计的钻头磨损等级为3.8。重新设计底部钻具组合标准底部钻具组合12-1/4英尺重新设计底部钻具组合的性能提升图1 标准底部钻具组合（红色）和重新设计的底部钻具组合（蓝色）的结构。平均=1412英尺/天平均=1038英尺/天增加36%提高底部钻具组合的抗震动性，使得连贯性得到提高按时间排序的油井每日进尺 英尺/天标准底部钻具组合重新设计底部钻具组合进一步改进图2 比较四口井每天的进尺，重新设计的底部钻具组合比标准底部钻具组合提高了36%。重新设计BHA标准BHA井 进尺 钻进长度 牙轮扩眼器 内径 外径 位置 尺寸 其他 原因 评价图3 对8口井的钻头磨损等级、牙轮扩眼器和钻头进尺进行研究。井1和井5对底部钻具组合结构的机械比能进行比较，如图4所示。经验表明，保持机械比能低于100ksi是很重要的，而实现这一指标时钻头的寿命很难保证。机械比能持续超过100ksi，会增加钻头提前失效的风险，使钻头在钻达目的层之前失效，就像井4所发生的情形。标准BHA重新设计BHA机械比能机械比能机械比能实际垂深上部B段 上部C段 中间段 图4 重新设计的底部钻具组合的机械比能在井1和井5的类似井段进行比较。按照上面所论证的，在一个井组中，重新设计底部钻具组合的性能要高于标准底部钻具组合，可以通过振动模型研究这种设计差别。重新设计钻具组合有两个变化。每个变化单独的影响是什么，进行更多的控制钻井测试，以确定是否有其他的结构比重新设计底部钻具组合有更好的性能？为了解决两个单独变化的相对优点问题，在振动模型中又引入两个额外的结构。如图5所示，在其中一个底部钻具组合的马达下方未配置近钻头稳定器，这个设计显示为黄色，保持牙轮扩眼器带着钻铤在其初始位置。另一个设计保留近钻头稳定器，而牙轮扩眼器位于加重钻杆上方两个接头的位置。在这个模型的应用中，通过颜色标定各种设计是很有用的，后面仅通过颜色参考底部钻具组合。重新设计底部钻具组合无近钻头接头标准底部钻具组合去除牙轮扩眼器图5 模型中介绍的“无近钻头接头”和“去除牙轮扩眼器”的两种中间结构。对单个作业点的横向动态弯曲模型模拟结果包括钻压、转盘转速和激振模式，如图6所示。在这个图中，x轴表示到钻头的距离，图5中即到左侧边界钻头的距离。1X激振模式被展示出来；这个模式是在我们所观测到最高的频率数据下提出来的。图6最上层的结果表示横向位移。第一个空间导数是倾斜角，并在随后显示。这个图表由弯曲和最终剪切载荷组成。每种底部钻具组合结构的参考颜色显示出其结果。看起来，剪切载荷更加接近，还可能观察到钻头上的侧向力干扰，对所有的结构都是相同的。距离钻头远一点的位置，反应会完全不同，这取决于结构。剪切载荷的中断可以看做稳定器接触点反应的垂向分量。垂向分量的大小表示稳定器的动态侧向力，其反应了动态扭矩。底部钻具组合的螺旋导致粘滞滑动振动和稳定器磨损。蓝色底部钻具组合响应最小动态剪切载荷中断剪切载荷倾斜角弯矩位移图6 在给定钻压、转盘钻速和模式下的位移、倾斜角、弯矩和剪切载荷图。图6是只有一种操作条件下的详细的响应。为了评价总体响应，需要评价更多的操作条件，例如整体的转盘转速。在牙轮扩眼器处的接触干扰在近钻头稳定器处的接触干扰转盘转速图7 30千磅钻压、1X激振下的梁剪切载荷对于所有结构的相应。图7是每种结构在指定钻压，在1X激振模式下，横梁剪切载荷的完整响应图。并且所有实例中钻头的扰动都相同，然而，红色和绿色底部钻具组合的大小显示近钻头稳定器的扰动增加，而在牙轮扩眼器处，红色和黄色设计比蓝色好绿色底部钻具组合要高。在测试的旋转速度下，钻头处放大的扰动表明更高的振动。蓝色底部钻具组合的平面响应是理想的，在上部井眼位置放大幅度最小。在图7中，针对单一的激振模式，在每个转盘转速下，针对每种结构都有一个输出向量。振动系数将模型结果减为钻压和转盘转速的几个标量。这些指数为选择底部钻具组合结构提供了一个定量的依据。图8解释了用于此分析的几种振动系数。在图8中，底部钻具组合应变能系数是动态弯曲应变能，单位长度的弯曲，如图6所示。采用相同的方式计算传递的应变能，对于上部的底部钻具组合而言，通常是加重钻杆开始的几个接头。稳定器的侧向力系数是动态接触力的和，是图6中剪切载荷的垂向分量。如果考虑钻头处对于系统输入的激振，端点曲率指数是模型顶部的系统输出测量值。钻头处的横向弯曲激振端点曲率BHA最后部分的曲率与机械比能的良好关系稳定器侧向力稳定器接触面的动态反应力传递应变能BHA上部应变能导致弯曲变形BHA应变能应变能导致弯曲变形与机械比能的良好关系图8 对于确定钻压、转盘转速和模式下的位移、井斜角、弯矩和剪切载荷图。端点曲率BHA侧向力传递应变能BHA应变能系数转盘转速图9 12-1/4英寸螺杆钻具底部钻具组合重新设计分析的振动系数。图9所示的是在30千磅钻压下，四套底部钻具组合结构的一组横向弯曲指数、现场的两趟钻和仅用模型进行的两次分析。对于每个转盘转速，在每个激振模式下，对挠曲模式横向弯曲激振，根据模拟结果计算均方根的平均值。这里，均方根的平均值已经在模式1X到3X下进行了计算。更低的振动指数表明更少的振动和更光滑的操作。按照图9所示，依据特定系数和旋转速度，由红色线到蓝色线上的其中一个系数降低动态振动系数。这个结果表明，对于蓝色底部钻具组合，预测振动的显著降低。通过图9，可以评估个性化设计修正的近似值。模型的结果表：明近钻头稳定器的消除和牙轮扩眼器引入加重钻杆造成了几乎相同数量的底部钻具组合振动。现在，可以看出，没有必要进行进一步的现场试验来评价这两种独立的变化。钻井参数、测量数据和计算振动系数可以在测井数据曲线上进行标注，可以称之为“测井模式”图。井1的数据以测井模式图的模式在图10中展示出来。中间的红色条带是将左边的运行数据和右边的模型预测进行区分的标记，并且我们即刻知道这是红色底部钻具组合。按照常规依据，机械比能（MSE）超过100ksi；图4的图表来自于这个数据集（和源于图11）。最大的横向加速度一般为5g。Lat最大值 屈曲 模式1端点曲率 弯曲应变 均方误差转盘转速 钻压 测深图10 井1标准底部钻具组合的数据和模拟结果的测井模式显示。图11给出了井5的测井模式图。为了便于比较，对于图10的数据轴进行了重新的标度。钻压和转盘钻速的数值基本类似，但是相比于图10，机械比能和“LatMax”有很大的降低。机械比能大约为50ksi，最大的横向振动为23g。使用重新设计的底部钻具组合打钻，比标准底部钻具组合更有效。Lat最大值 屈曲 端点曲率 模式1弯曲应变 均方误差钻压 转盘转速 图11 数据的测井模式显示和井5重新设计钻具组合的模拟结果。右边蓝色条带的系数表明，与图10相比，挠曲模式弯曲应变均方根（1st栏）、弯曲应变1X结果（2nd栏）和端点曲率（3rd栏）有很大的减小。值得注意的是，按照最后一栏的表示，弯曲应变螺旋模式系数实际上增大了。数据可以以另一种与振动系数图相似的方式绘制。图12是井1的“DVDT”（钻井振动数据测试）图。按照图12所示，使用四个象限显示信息。由井下MWD得到的“LatMax”测量数据，并以粉色圆圈作图。曲线与数据对应，按照深色红线绘图，呈现出线性拟合。模型的结果用黑色和蓝色“x”标记绘出。在图12的左上象限中，弯曲应变能系数用转盘转速函数绘图。黑色“x”标记表示弯曲模式均方误差值（这里，针对模式1X4X），蓝色“x”标记针对螺旋模式结果。底部左边的图表示这个数据与钻压比较所绘的图。图12井1钻井振动数据测试图和标准底部钻具组合模拟结果。图12右边的象限显示是虚拟传感器模拟结果绘制的图，即这个实例中的虚拟传感器是位于相近位置的加速度计，并作为工具中的传感器。虚拟传感器提供给定点的模拟结果，而系数在更大的范围衡量系统响应。这个特征可以与点传感器数据进行更好的比较。黑色的“x”标记对应挠曲横向弯曲模式的均方根平均值，蓝色“x”标记表示螺旋模式结果，这个和之前的一样。Y轴都标记到最大值10，井1的最大横向加速度为1g。在图12中，很明显，与螺旋模式相比，数据对应的曲线与黑色挠曲模式弯曲应变能更加契合。图13井1钻井振动数据测试图和重新设计底部钻具组合模拟结果。图13表示井5的“DVDT”（钻井振动数据测试），其数据格式和比例与图12相同。很明显，蓝色底部钻具组合的最大横向振动更低，很少有值超过3g。在这个图当中，螺旋模式的轨迹，其曲线与数据更加契合，并且与横向弯曲挠曲模式具有不同的斜率。趋于一致的螺旋模式的蓝色底部钻具组合与测井模式比较相一致。设计的改变致使横向弯曲挠曲相应转换为损失较少的螺旋响应。使用几乎相同的挠曲模式性能提供的二次评价，数据支持由挠曲模式值为依据的设计过程。这个实例直接支持了设计方法。实例2：两种旋转导向钻具组合的比较对于专业的定向钻井应用，例如，长水平井，技术人员有时选取旋转导向钻具组合（RSS）。一般来说，旋转导向钻具组合所钻的12-1/4井眼段质量很好。然而，8-1/2井段则混合使用，有几趟钻很好，其他几趟钻使用常规螺杆钻具底部钻具组合。在8-1/2井眼使用两套旋转导向，是为了突出振动系数和实际现场效果。图14 8-1/2寸井眼的两套旋转导向结构。图14对两套旋转导向进行了说明，一套显示为橙色，另一套为紫色。针对典型钻压和1X转盘转速的激振模式，对梁剪切载荷的三维图与转盘转速和距离钻头的距离进行比较。值得注意的是，橙色的钻具组合显示出更大的响应放大，而紫色的底部钻具组合显示出柔和、平稳的响应。端点曲率35是性能良好RSS-2的振动系数比RSS-2的振动系数低挠曲-端点曲率挠曲-传递应变能挠曲-侧向力BHA应变能图15 8-1/2英尺旋转导向系统振动系数分析。图15对振动系数进行了展示，不仅绘制了均方根（粗线），还绘制了最大值（细线）。这里的均方根值的平均值超过所有计算的激动模式（1X到3X）和所有所选的端点节点位置。图15显示的橙色钻具组合的振动指数没有紫色底部钻具组合打钻的效果好。由之前的经验和模型校准，我们认为端点曲率指数值为个位数的底部钻具组合设计的打钻性能很好。系数规范化是为了进一步了解绝对系数性能。图16给出了两趟钻的总结。对应模拟结果，RSS（旋转导向）-1出现钻穿套管鞋的问题，并起钻几百英尺下入MWD组合。这个井段使用常规螺杆底部钻具组合打钻。另一方面，RSS（旋转导向）-2以很低水平的横向振动、可控制的粘滞滑动、很好的定向控制和持续的50英尺/小时的机械钻速打钻5000英尺。RSS-2钻至接近5000英尺粘滞滑动很低至中间水平最小的横向振动很好的定向控制钻头等级为1-3-CT-S-X-I-CT-TDRSS-1钻穿时很高的均分方差套管鞋下均分方差很高&粘滞滑动粘滞滑动时横向振动超过4g两趟钻突然失效设备&维护过程or振动图16 第一和第二套旋转导向系统运行总结。粘滞滑动钻头转速 均方误差 测深钻穿时的高均方误差套管鞋下的高均方误差和粘滞滑动均方误差 转盘转速波动图17 第一套旋转导向的钻井数据显示很高的均方根和持续的粘滞滑动。图17所示的是RSS（旋转导向）-1打钻的结果。均方根值很少低于200ksi，一般等于或者高于300ksi。这个钻具组合的粘滞滑动也很严重。对于测量钻井参数，RSS（旋转导向）-2模拟结果以测井模式显示格式在图18呈现出来。钻这一井段时的转盘转速和钻压，计算的端点曲率系数与经验准则相比较低，打钻效果很好。人们可以观察到几个井段的粘滞滑动，但是总的来说粘滞滑动振动相对较低。测深14的低端点曲率图18 具有低端点曲率系数的第二套旋转导向的测井模式图。图19 在一个1300英尺的井段，对由图18得到的转盘转速和钻压进行对比。图19所示的是以“DVDT”（钻井振动数据测试）格式的相同的数据。在图19中，振动系数用超过1300英尺井段的粘滞滑动测量值绘制。这一井段包括这一井段末端的粘滞滑动。值得注意的是“DVDT”（钻井振动数据测试）显示，模拟结果以两个相同的均方根平均值标度。图19有四个象限。测量的粘滞滑动数据用红色的二次趋势曲线，以粉红色数据圆圈表示。曲线图的上面一排以转盘转速为x轴，下面一排以钻压为x轴。左边的图表表示弯曲应变能，右边的表示传递应变能。蓝色“x”值表示螺旋结果。这些数据离散性很大，更高的粘滞滑动值趋向于更低的钻压和更高的转盘转速。粘滞滑动值最大时的转盘转速为90转/分钟，钻压低于30千磅。数据显示30千磅是底部钻具组合发生螺旋屈曲的临界钻压值。结果还显示螺旋模式对于钻压十分敏感，特别对于上部底部钻具组合系数，例如右边显示的传递应变能和端点曲率系数（未显示出来）。底部钻具组合应变能系数和实际加速度计（未显示出来）显示了一个更加柔和的效应。这个数据模式反应了一个描述为底部钻具组合屈曲导致粘滞滑动的环境，并且与模拟的结果相一致。值得注意的是这一观测结果与钻头导致粘滞滑动相悖，因此底部钻具组合屈曲导致粘滞滑动应当考虑进设计和操作之中。总体评价表明RSS-2钻进成功，而RSS-1则不是。对于这一差别，振动模拟与现场实际相符。实例3:17-1/2英尺螺杆钻具底部钻具组合最佳点预测值得注意的是，在早期的报告中，有一台钻机在使用17-1/2英尺螺杆钻具组合以90转/分钟转盘转速打钻时，经历了最佳点。作为最后一个实例研究，我们对其进行调研。模拟显示振幅降到90转/分钟图20 17-1/2英尺井眼的标准螺杆底部钻具组合和1X挠曲模式的三维相应曲面。图20给出了底部钻具组合设计示意图。顶部稳定器的尺寸不足，然而其作为这个模型的节点。在钻具组合中，稳定器在这个位置的连接使其作为一个节点。图20表示为这个设计的1X挠曲模式结果的三维图。这条线与“DBIT”轴平行，表示沿着底部钻具组合的一层作为给出的操作速度。图20中，90转/分钟的曲线穿过几个峰值的锥形点，表明在更高速度的振动模式峰值应避免8590转/分钟。对于1X、2X和3X模式，在图21中作出传递应变能振动系数。值得注意是，高于8590转/分钟时，1X的形状有一个很大的升高， 并90转/分钟点几乎位于相应平面的右侧，扩展降至55转/分钟。然而，2X模式由60转/分钟变为80转/分钟，并逐渐升高到110转/分钟。最终，3X模式相应显示出局部最小值位于8590转/分钟。挠曲-传递应变能系数（1、2、3）因此，比较图20中的三维图和图21中的横向弯曲振动系数，模拟结果趋向于支持现场对于最佳位置的观测，接近于90转/分钟。3X模式2X模式1X模式图21 对个别激振模式的横向弯曲系数（传动应变能系数）。使用“DVDT”（钻井振动数据测试）格式，图22以单位g，对于2870英尺的一趟钻，在观测的最佳点给出了“LatMax”加速度数据。曲线与数据二次拟合，上部左侧黑色“x”显示的数据表示为传递应变能，2X模式在上部右侧，3X模式在底部左侧，均方根（1X3X）在底部右侧。图22 按照90转/分钟的最佳点运行的测井模式显示。在图22中，曲线拟合和模拟结果之间有一个合理的对应。以模拟结果和现场数据为依据，90转/分钟附近的最佳点是合理的。在这个实例中，项目团队设置了两组现场记录（24小时最快进尺和17-1/2英尺井段的最佳循环时间），这可以归因于转速的优化。技术人员在前一节的技术评审中使用振动模拟结果，以加强现场优化作业。总结底部钻具组合设计改进是振动控制的重要部分。已经证明，在动态弯曲力和横向稳定性方面更好的了解和模拟稳定器和牙轮扩眼器安放的影响，能够提高底部钻具组合设计。实施比较模拟方法，作为一种频域振动模型，来评估不同设计钻具组合的相关振动趋势，并且将模拟结果与现场经验紧密结合。在第一个实例研究中，已经观察到钻具组合设计中牙轮扩眼器和稳定器的安放会很大的影响底部钻具组合动力和钻井性能。更低的振动系数伴随着更高的每日进尺、更好的钻头级别和底部钻具组合与牙轮扩眼器结构更小的磨损。第二个实例研究中，比较了两个旋转导向钻具组合，一套打钻几百英尺，然后因为失效起钻两次，表明过高的横向振动、粘滞滑动和机械比能。第二套旋转导向几乎结构打钻5000英尺，并实现全部定向目标。模拟结果表明，这个设计的横向弯曲挠曲系数更低。第三个实例研究表明模型和现场钻井数据与这种底部钻具组合在90转/分钟的转盘转速的最佳点相吻合。 在这些研究中，考虑挠曲横向弯曲和旋转屈曲模式的相关影响，并发现关键设计目标是降低挠曲模式系数，以降低横向振动。在一个实例研究中，数据表明上部底部钻具组合的屈曲系数可以作为底部钻具组合造成粘滞滑动潜在性的次要的评估工具。在这些和其他一些实例分析中，我们已经发现建立在模式应用基础上的相关性能评价