第3章5：大位移井管柱摩阻扭矩分析

1、1大位移井管柱摩阻扭矩计算软件大位移井管柱摩阻扭矩计算软件2主主 要要 内内 容容 问题的提出 力学模型 计算软件的功能 应用实例 结论3摩阻摩阻/扭矩分析在大位移井工程中的地位扭矩分析在大位移井工程中的地位 摩阻和扭矩是在大位移井设计和现场施工中备受重视的两个关键因素。 钻前的扭矩和摩阻分析是大位移井可行性研究的出发点之一，是钻机设备选择或升级改造的基础，是优化井眼轨迹剖面设计的重要依据。 钻后的摩阻和扭矩分析是优选下套管作业方案的依据。 对比预测的扭矩/摩阻和实测的扭矩/摩阻，可以监测井筒清洗程度。45直角坐标系和曲线坐标系直角坐标系和曲线坐标系 6二维井眼中管柱轴向载荷的解析解二维井眼中

2、管柱轴向载荷的解析解 111cossincossin1iiiiiiBAeBATTii7三三 维维 井井 眼眼 中中 的的 管管 柱柱 单单 元元T 为轴向力为轴向力 为为井斜角井斜角 为方位角为方位角 为管柱单元的全角变化为管柱单元的全角变化Ls 为管柱单元的长度为管柱单元的长度q 为单位长度管柱的有效重量为单位长度管柱的有效重量 为为切向量切向量n 为法向量为法向量m 为副法向量为副法向量下标下标0、1和和2分别表示管柱单元分别表示管柱单元的中点、的中点、上端点和下端点上端点和下端点8管管 柱柱 轴轴 向向 载载 荷荷 计计 算算 模模 型型nEasFFqLTTcos2cos21sndpqL

3、nTTF3212sinssnpqLmmqLF3snpndpnLFFF22 a为平均井斜角为平均井斜角 为摩阻系数为摩阻系数Fndp为法线方向的正压力为法线方向的正压力 Fnp为副法线方向的正压力为副法线方向的正压力Fn为单位长度总正压力为单位长度总正压力 FE为和管为和管柱柱弯曲变形有关的正压力弯曲变形有关的正压力n3为法向量的第三分量为法向量的第三分量 m3为副法向量的第三分量为副法向量的第三分量9管柱旋转钻进时的摩阻系数22tmttVVV22tmmaVVV2602ttDnVa轴向的摩阻系数轴向的摩阻系数t周向摩阻系数周向摩阻系数滑动摩阻系数滑动摩阻系数n转速，转速，min-1Dt管柱外径管

4、柱外径V Vm m轴向运动速度轴向运动速度V Vt t周向最大运动速度周向最大运动速度 10管管 柱柱 的的 扭扭 矩矩 计计 算算 221tjsnTTDLFMMMT1单元上端的扭矩单元上端的扭矩MT2单元下端的扭矩单元下端的扭矩Dtj管柱接箍外径管柱接箍外径滑动摩阻系数滑动摩阻系数Fn单位长度总正压力单位长度总正压力Ls 管柱单元的长度管柱单元的长度11管柱单元的划分 12已知的已知的下端轴向力下端轴向力初始假设的初始假设的上端轴向力上端轴向力计算正压力计算正压力计算上端轴向力计算上端轴向力计算结果是否计算结果是否满足精度要求满足精度要求满足满足不满足不满足上一单元上一单元下一单元下一单元即

5、为上一单元即为上一单元的上端轴向力的上端轴向力即为下一单元即为下一单元的下端轴向力的下端轴向力由下端轴向力计算管柱单元上端轴向力的流程由下端轴向力计算管柱单元上端轴向力的流程13是否轴向压力是否轴向压力计算屈曲产计算屈曲产生的正压力生的正压力是否屈曲是否屈曲计算正常情计算正常情况的正压力况的正压力否否否否是是是是任一管柱单元中正压力和计算任一管柱单元中正压力和计算14管柱的螺旋屈曲临界载荷管柱的螺旋屈曲临界载荷E材料杨氏弹性模量材料杨氏弹性模量 I 截面的惯性矩截面的惯性矩 q 轴向分布力轴向分布力r r 管柱和井眼之间的间隙管柱和井眼之间的间隙 井斜角井斜角rEIqFhelsin2215EI

6、rTFnhel42管柱发生螺旋屈曲时的侧向力管柱发生螺旋屈曲时的侧向力轴向载荷轴向载荷r r钻柱接箍外壁和井壁之间的距离钻柱接箍外壁和井壁之间的距离 E弹性模量弹性模量 I截面惯性矩截面惯性矩1617不同下套管方式的内部状态不同下套管方式的内部状态Inside State of Different Casing Running常规常规常规掏空常规掏空全掏空全掏空漂浮接箍漂浮接箍钻井液钻井液空气空气套管套管井眼井眼181920XJ24-3-A22大位移井：大钩载荷计算值与实测数大位移井：大钩载荷计算值与实测数据的对比（据的对比（R1 WT1 In；摩阻系数取；摩阻系数取0.27）21XJ24-3

7、-A22大位移井：大钩载荷计算值与实测数大位移井：大钩载荷计算值与实测数据的对比（据的对比（R1 WT1 Out；摩阻系数取；摩阻系数取0.29）22XJ24-3-A22大位移井：钻大位移井：钻215.9 mm井眼的转盘扭井眼的转盘扭矩的计算值与实测值对比（摩阻系数取矩的计算值与实测值对比（摩阻系数取0.20）23XJ24-3-A22XJ24-3-A22井不同方法下套管时大钩载荷与测深的关系井不同方法下套管时大钩载荷与测深的关系（阻系数取（阻系数取0.500.50）24北堡西北堡西3X1井套管柱轴向力沿井深方向分布井套管柱轴向力沿井深方向分布（实钻测斜数据，摩阻系数（实钻测斜数据，摩阻系数0.

8、484）25L30L301 1井井 26L30L301 1井井 27L30L301 1井井 管径mm接头直径mm线密度kg/m壁厚mm段长m158.8158.8134.750.830127.0165.173.525.470127.0165.129.09.19630127.0165.173.525.4180127.0165.129.09.192590216PDC216PDC及牙轮钻头及牙轮钻头214214双母稳定器双母稳定器159159短钻铤短钻铤2m2m214214稳定器稳定器159159非磁钻铤非磁钻铤1 1根根127127无磁承压无磁承压钻杆钻杆1 1根根127127加重钻杆加重钻杆6 6

9、根根+127+127钻杆钻杆6363柱柱127127加加重钻杆重钻杆1818根根127127钻杆钻杆133133方钻杆方钻杆 28L30L301 1井井 上提时大钩载荷为上提时大钩载荷为1324.43kN1324.43kN（摩阻为（摩阻为552.09kN552.09kN，实测，实测600kN600kN）；下放时大钩载荷为）；下放时大钩载荷为461.93kN461.93kN（摩阻为（摩阻为310.41kN310.41kN）；摩阻系数为零时大钩载荷为）；摩阻系数为零时大钩载荷为772.34kN772.34kN。 摩阻系数取0.3 29L30L301 1井井 摩阻系数取0.3 下钻 30L30L30

10、1 1井井 摩阻系数取0.3 31L30L301 1井井 摩阻系数取0.2 32L30L301 1井井 摩阻系数为0.2 33钻具处于悬挂状态时，钻具上作用了静摩阻力。当钻具悬重为882.9kN（90吨），算得摩阻系数为0.076；当钻具悬重为981.0kN（100吨），算得摩阻系数为0.135。正常情况下，上提钻柱时大钩载荷为931.95kN（95*9.81+50），算得摩阻系数为0.105；最高摩阻的情况下，上提钻柱时大钩载荷为1531.95kN（95*9.81+600），算得摩阻系数为0.379。 L30L301 1井井 34Z104/Z104HZ104/Z104H井井 35Z104/Z

11、104HZ104/Z104H井井 36管径mm接头直径mm线密度kg/m壁厚mm段长m127.0165.173.525.433.00127.0165.129.09.19925.63127.0165.173.525.4221.25127.0165.129.09.193849.12最后一趟钻具组合简化为下表所示 215.9mm+172mm1.25215.9mm+172mm1.25单弯单弯6.92m+4316.92m+431410+LWD5.29m 410+LWD5.29m +127mm+127mm无磁加重无磁加重DP9.20m+MWD1.51m+411DP9.20m+MWD1.51m+411410

12、 + 127mm410 + 127mm无无磁加重磁加重DP9.19m+127mmDP925.63m+127mmDP9.19m+127mmDP925.63m+127mm加重加重DP221.25m+DP DP221.25m+DP 37 上提时大钩载荷为上提时大钩载荷为1322.36kN1322.36kN（摩阻（摩阻141.17kN141.17kN，实测，实测180180200kN200kN）；下放时大钩载荷为）；下放时大钩载荷为1050.51kN1050.51kN（摩阻（摩阻130.68kN130.68kN）；摩阻为零）；摩阻为零时大钩载荷为时大钩载荷为1181.19kN1181.19kN。 按摩阻为按摩阻为180180200kN200kN反算的摩阻系数为：反算的摩阻系数为：0.3620.3620.390。摩阻系数。摩阻系数表明，摩阻稍大。表明，摩阻稍大。Z104/Z104HZ104/Z104H井井 摩阻系数摩阻系数0.3 0.3 38Z104/Z104