《中短半径双弯螺杆钻具在套管内的通过能力分析》由会员分享，可在线阅读，更多相关《中短半径双弯螺杆钻具在套管内的通过能力分析（4页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、中短半径双弯螺杆钻具在套管内的通过能力分析卫增杰付建红刘永辉曾文广(西南石油学院油气藏地质及开发工程国家重点实验室 )摘 要 套管内侧钻中短半径水平井 ,由于造斜率比常规的中半径水平井要高得多 ,结构弯角必然较大 ,因此提出了这种钻具在套管内能否顺利下入的问题。采用纵横弯曲法 ,对在13917 mm套管内带垫块的双弯螺杆钻具组合建立了受力与变形分析模型 ,重点分析了双弯螺杆参数对底部钻具组合与套管壁摩擦力的影响 ,由实例数据计算出此钻具组合在套管内的摩擦阻力 ,分析了螺杆钻具在套管内下入的可行性。结果表明 ,双弯螺杆钻具在 13917 mm套管内能顺利下入。关键词 双弯螺杆 钻具组合 纵横弯曲
2、法 侧向力 摩擦力引言在 13917 mm 套管内侧钻中短半径水平井 ,由于造斜率比常规的中半径水平井要高的多 (1 /m以上 ) ,为了取得较高的造斜率 ,需要在 13917mm套管内下入带垫块的双弯螺杆钻具组合。由于双弯螺杆钻具初始弯曲较大 ,而 13917 mm套管内径较小 ,而高造斜率的螺杆钻具钻头处的位移又比较大 ,因此 ,螺杆钻具在套管内能否顺利下入是侧钻井必须解决的问题 ,文章用纵横弯曲法对此问题进行求解。 31计算模型分析111双弯螺杆钻具的几何结构带垫块的双弯螺杆钻具的几何结构形式如图1。其中 , L1为钻头到垫块中点的距离 , L2为垫块中点到上切点的距离 , m 1为钻头
3、到垫块中点的距离 , m2为垫块中点到下弯角的距离 , m 3为下弯角到上弯角的距离 , m 4为上弯角到上切点的距离。按照不同造斜率设计要求 ,其上弯角 2 ,下弯角 1可设计成不同的数值。对于预期造斜率为112 /m左右的上弯角 2为 2 /m以上 ,下弯角 1为 215 /m以上 ,垫块的高度也是影响带垫块的双弯螺杆钻具造斜特性的一个重要因素 ,要获得较高的造斜率 ,垫块高度最好大于 6 mm,考虑到井眼扩大的影响 ,垫块高度还应适当增加。图 1同向双弯带垫块 (下 )钻具组合几何关系112力学模型纵横弯曲法建立三弯矩方程的依据是相邻两跨简支梁在同一支座处的转角连续条件。用纵横弯曲法时
4、,首先把井底钻具组合从支座处 (垫块处和上切点 )断开 ,得到若干受纵横弯曲载荷的简支梁柱 ,再用弹性稳定理论求出每跨简支梁柱的端部转角值。利用连续梁柱在支座处转角相等86断 块 油 气 田2005年 1月FAULT 2BLOCK O IL & GAS F IELD第 12卷第 1期3 收稿日期 2004 - 11 - 01第一作者简介 卫增杰 , 1973年生 , 1998年毕业于大庆石油学院机械设计及制造专业 ,现西南石油学院研究生院硕士在读 ,地址 (610500) :四川省成都市新都区西南石油学院研究生院 ,电话 : (028) 83032796, E - mail: xlrwzj16
5、31com。的连续条件和上切点处的边界条件 ,即可得到一系列以支座内弯矩和最上一跨长度为未知数的代数方程组 ;解此代数方程组 ,即可完全确定该弹性体系的受力与变形 (见图 2)。图 2连续梁中第 1 , 2跨梁柱的变动与变形图 2中 qi为第 i跨梁柱上的均布横向载荷集度 , L i为第 i跨梁柱的长度 , Hi为第 i个支座处变形前后移动的距离 , Ri 、 Li 为第 i跨梁柱变形前后右端 (R)、左端 (L )转角的增量 , Pi为各跨梁柱的轴向载荷。初弯曲问题的处理 1 ,用一当量横向集中载荷 ,把它附加作用在直梁柱与对应的曲梁的弯角相等的位置处 ,就可以把曲梁柱的变形问题转化为直梁柱
6、受纵横弯曲的变形问题。钻具组合的连续性条件和上边界条件为 2 R1 = - L2 (1) T = R2 + ( R2 ) 0 (2)2M 1 Y ( u1 ) + I1 L2I2 L1Y ( u2 ) = - q1 L214 X ( u1 ) -q2 L32 I14L1 I2 X ( u2 ) +6E I1 (H1 - H0 )L21 -6E I1L1 (H2 - H1L2 -L2 ) (3)q2 X ( u2 ) L42 + 4M 1 Z ( u2 ) L22 =24E I2 H2 - H1 - L2 R2 - L2 ( R2 ) 0 (4)其中 , L2、 R2 为当量横向集中载荷产生的附
7、加梁端转角 , ( R2 ) 0 为第 2跨梁柱右端的初始角。 L2 = 1 sin2 u2 (m 3 +m 4 )L2sin2u2 -m3 +m 4L2 +2 sin2 u2 m 4L2sin2u2 -m 4L2 (5) R2 = 1 sin2 u2 m 2L2sin2u2 -m 2L2 + 2 sin2 u2 (m2 +m 3 )L2sin2u2 -m 2 +m3L2 (6)( R2 ) 0 = 1 + 2 (7)连续梁支座的总反力 3 :R0 = P1 (H1 - H0 )L1+M 1 +M 0L1- q1 L12 (8)R1 = P1 (H1 - H0 ) +M 1 - M 0L1+M
8、 1 - P2 (H2 - H1 ) - M 2L2 +q1 L1 + q2 L22 (9)R2 = P2 (H2 - H1 ) +M 2 - M 1L2+ q2 L22 (10)式中 ,M 0为钻头处的弯矩 , N m; M 1 为垫块处的弯矩 , N m;M 2为钻具与套管壁切点处的弯矩 , N m; ui为第 i跨梁柱的稳定系数 ; Y ( ui )、 X ( ui )、Z ( ui )为第 i跨梁柱的放大因子 ; Ii为第 i跨梁柱的截面轴惯性矩 , m 4 ; E为钻柱弹性模量 ,MPa。113螺杆钻具下入可行性判断双弯螺杆钻具有较高的造斜率 ,但由于其固有的结构特点 ,初始变形较大
9、 ,且其变形还要受到13917 mm套管内径较小的限制 ,导致入井困难。双弯螺杆钻具下入可行性判断的依据是 ,首先计算钻头处、弯外壳垫块处、上切点处总的摩擦力的大小 ,如果螺杆自重及井架允许的一定长度的钻具的重量能够克服约束螺杆钻具向下运行的总摩擦力 ,则螺杆钻具就能顺利下入。2实例分析某油田在 13917 mm套管内侧钻中短半径水平井 ,造斜率为 112 /m, 89 mm双弯螺杆钻具各部分尺寸如下 :套管内径 124 mm ,垫块至钻头距离 015 m,垫块至下弯点距离 0153 m ,弯外壳两轴点间距离 2145 m ,钻铤直径 86 mm,钻铤内径39 mm ,摩擦系数 0125,垫块
10、厚度 8 mm,下弯角3 ,上弯角 2。在分析计算中每次仅变化一个参数 ,其余不变的参数按上述取值。211垫块高度对下入总摩擦力的影响由图 3可知 ,总摩擦力随着垫块高度的变化呈现出显著增大的趋势。垫块的高度越大 ,双弯96第 12卷第 1期卫增杰等 1中短半径双弯螺杆钻具在套管内的通过能力分析 2005年 1月螺杆钻具所受的总摩擦力越大 ,不利于螺杆钻具组合在套管内的下入。图 3总摩擦力与垫块高度的关系212下弯角对总摩擦力的影响由图 4可知 ,钻具组合所受的总摩擦力随着下弯角的增加而显著增加 ,且两者基本上类似于直线的关系。且只要稍加改变下弯角 ,即可对双弯螺杆钻具组合在套管中的下入产生很
11、大的影响。但 3根 8819 mm钻铤能够将双弯螺杆钻具顺利下入。图 4总摩擦力与下弯角的变化关系213上弯角对下入总摩擦力的影响由图 5可知 ,随着上弯角的增加 ,下入总摩擦力增加 ,所需要的钻铤长度相应增加 ,从图中可以看出 ,当弯角为 315时 ,最多 3根 8819 mm钻铤的重量就能将双弯螺杆下入。一般情况下 ,上弯角不会超过 3。图 5总摩擦力与上弯角的变化关系3结论与认识(1)建立了双弯螺杆钻具在 13917 mm套管内受力和变形的力学模型 ,计算出了带双弯螺杆钻具的下部钻具组合与套管之间总的摩擦力。(2)通过比较总摩擦力和下部钻柱自重的相对大小 ,可以判断双弯螺柱在小直径套管内
12、下入的可行性。(3)分析了双弯螺杆钻具结构参数对总摩擦力的影响 ,计算结果表明 ,螺杆钻具垫块高度、结构弯角对总摩擦力有较大影响 ,但现有的 89mm双弯螺杆钻具能够顺利地下入到 13917 mm套管内。参 考 文 献1白家祉 ,苏义脑 1井斜控制理论与实践 1北京 :石油工业出版社 , 19901149 1672苏义脑 1螺杆钻具研究及应用 1北京 :石油工业出版社 ,20011205 2083刘鸿文 1材料力学 1北京 :人民教育出版社 , 1980152 58(编辑 赵卫红 )072005年 1月断 块 油 气 田第 12卷第 1期The south block of lin13 EsX
13、2 is a stratified and faultedreservoirs with high reserve abundance1During the earlyp roduction period , the layer series of development was rough,the technology of full zone injection development wasapp lied1Due to the influence of the heterogencity, the situationof water driving is non2equilibrium
14、 in the interlayer at the samewell pattern1 Since 2000, the composite water cut of this blockwas higher than 90% , and the conflict of the interlayer becameaggravated 1 The original stratum of p roduction and wellpattern would not adjust to the demand of tapp ing potentialp roduction1 In 2002, the w
15、ork of the fine reservoir descrip tionand the subdivision development had been done in the southblock of L in13 EsX2 and achieved a very good result 1After thework , the composite water cut was descreased by 416% andthe rate of oil p roduction was increased by 0141% and oilrecovery efficiency was increased by 613% 1 The p ratice ofsubdivision in the south block of lin13 EsX2 p rovides usefulreference for the development of the same kind1Key W ords: Stratified and faulted reservoirs , Finereservoir descrip tion, H igh water cut , Study of residual oildistri
