适合215mm直井井眼最优防斜钻具组合的讨论

宁清志

（大庆油田有限责任公司大庆钻探工程公司，黑龙江大庆163318）

适合215mm直井井眼最优防斜钻具组合的讨论

宁清志*

（大庆油田有限责任公司大庆钻探工程公司，黑龙江大庆163318）

为防止直井井眼偏斜和发生偏斜后有效降斜，对常用的钟摆钻具组合进行了现场应用对比，对得出的结论做出合理的解释。为寻求适合215mm直井井眼的大钻压下防斜钻具组合，进行了技术研究和改进。现场试验证实了改进后的钟摆偏心钻具组合的防斜降斜效果好于以往所用的，且实现了大钻压纠斜，效果令人满意。

钟摆钻具；防斜；横向分力；纵横弯曲

直井中防斜降斜的钻具组合有很多种，如钟摆、满眼、塔式钻具组合等等，如今这些钻具组合已经在钻井工程中获得了广泛的应用，国内外学者也对这些钻具组合的防斜原理做过详细地说明和系统地论述，但任何钻具组合都有它的优点和不足，也有发挥最佳防斜降斜效果的使用条件（钻压、转速、地层倾角、井眼井斜角等），同时受实际情况（设备参数、水力参数、地质参数等）的制约，对于这些在此不做赘述。众所周知，钟摆钻具的纠斜能力大大强于满眼钻具和塔式钻具，在大庆油田，更多地采用钟摆钻具组合,控制钻压，轻压慢打。大庆油田打的井大多数都是在1300m以内，井眼尺寸215mm的调整井，井浅，地层复杂情况少，唯一的难点就是地层造斜能力强，特别是嫩二段。轻压吊打，既影响了钻井速度，井身质量也不是很好，特别是对于地层倾角较大的地层，所以，寻求大庆油田215mm直井井眼最佳的防斜降斜钻具组合，成为亟待解决的问题。

1 钟摆钻具的原理

利用钻具自身重力产生的钟摆力实现降斜的目的，根据降斜率和井斜角的大小，来设计稳定器到钻头的距离，根据井眼尺寸和稳定器下面钻铤的尺寸来限定施加的钻压，以保证良好的降斜效果。

2 钟摆钻具组合的应用对比及技术改进

2.1 常用的钟摆钻具组合的应用对比和效果分析

常用的5种钟摆钻具组合如下：

组合1：∅215mm钻头+∅178mm钻铤（19.26m）+∅210mm方接头+∅165mm钻铤（60～70m）+∅127mm钻杆；

组合2：∅215mm钻头+∅178mm钻铤（28.26m）+∅210mm方接头+∅165mm钻铤（60～70m）+∅127mm钻杆；

组合3：∅215mm钻头+∅178mm钻铤（19.26m）+∅214mm方接头+∅165mm钻铤（60～70m）+∅127mm钻杆；

组合4：∅215mm钻头+∅165mm钻铤（19.26m）+∅214mm方接头+∅165mm钻铤（60～70m）+∅127mm钻杆；

组合5：∅215mm钻头+∅203钻铤（19.26m）+∅214mm方接头+∅165mm钻铤（60～70m）+∅127mm钻杆。

在大庆油田喇区试验了这5种钟摆钻具组合，将实际应用情况做了对比，对比的前提是：

（1）试验的井位于同一区块，相距较近，且受地层特性的影响程度相同。

（2）同一种钻机，相同的钻井参数和水力参数。

（3）钻井工程技术措施相同。

（4）每种钻具组合的钻具参数严格符合设计的要求。

（5）每种钻具组合进行了3口井试验，取其井眼中的最大井斜角及相应的井深。

试验的实钻数据见表1。

由表1可知，按防斜降斜效果由好到坏对这5种钻具组合排序为3→1→5→4→2，下面对于现场应用得出的排序结果做出解释。

表1 5种钟摆钻具组合实钻数据表

对于3→1→5，稳定器以下的钻铤尺寸虽然增加了，钻铤刚性得到了增强，使得下部钻铤重量的横向分力也增大，但并不能从很大程度上增加钟摆钻具的降斜力，此时影响钻具防斜降斜效果的主要因素是钻头的轴线转角，而不是下部钻具自重的横向向力。钻铤尺寸增加了，井眼环空却减小了，类似于塔式钻具组合的防斜能力强，降斜能力弱，当钻遇硬夹层或易斜地层时，钟摆钻具的纠斜效果明显强于塔式钻具。钻井施工中，钻具处于高转速旋转状态，在井眼中要受到离心力、钻柱横向摆振造成的公转力的作用，环空间隙小了，钻具摆动的横向位移受到井眼尺寸的限制，钻头切削井眼低边的运动幅度也相应降低了，理论上能够达到的侧向切削角和侧向切削力，实际上根本达不到，钻头侧向切削的转角减小，影响了钻头侧向切削效果，所以尽管横向力大了，但实际的降斜力却小了。4→2，随着稳定器到钻头的距离的增加（L），稳定器尺寸（D）的降低，降斜效果减弱了，笔者认为，L比D更能影响钻具组合的防斜降斜效果，L增加，在施加钻压的情况下，稳定器以下的钻铤与井壁形成了新的切点，构成了钻具组合的新支点，相当于又增加了一个小尺寸稳定器，而减弱了原来的稳定器的支点作用，同时又减短了下部钻具组合施加横向分力的钻铤有效长度，降低了下部钻具的横向分力，所以降斜纠斜力明显降低。

贾仲宣等人运用纵横弯曲连续梁法计算出了直井中最优的钟摆钻具组合[1]：

组合6:∅215mm钻头+∅178mm钻铤（19.26m）+∅214mm方接头+∅178mm钻铤（9.36m）+∅214mm方接头+∅165mm钻铤（60～70m）+∅127mm钻杆。

在喇区试验了这种双稳定器钟摆钻具组合，对比的前提同上。

试验的实钻数据见表2

表2 钻具组合6的实钻数据表

由上，钻具组合6的防斜降斜效果好于上述5种钟摆钻具组合。

2.2 防斜钻具组合的技术改进及原理分析

以上6种钻具都是在低钻压吊打的情况下，表现出的降斜防斜效果。钻压小，机械钻速太低，大大延长了建井周期，增加了设备的损耗，影响了钻井的经济效益，同时该种钟摆钻具钻头与井眼轴线夹角较大，防斜降斜效果并不理想，井斜发生率高。钻压大又会造成井斜的明显增加，需要改进以往的钟摆钻具，使其能够适应大钻压下还能发挥较好的降斜作用，改进后的钻具组合如下：

组合7：∅215mm钻头+∅178mm钻铤（9.66m）+∅194mm偏心接头（1.9m）+∅178mm钻铤（9.46m）+∅214mm方接头+∅178mm钻铤（9.36m）+∅214mm方接头+∅165mm钻铤（60～70m）+∅127mm钻杆。

在相同的条件下进行现场试验，实钻数据见表3。

表3 钻具组合7的实钻数据表

综上，钻具组合7的防斜降斜效果最好，且满足大钻压下增加机械钻速的要求，被称为钟摆偏心防斜钻具组合。

分析如下：钻具组合7有单钟摆钻具自重的横向分力降斜的特点，又能在大钻压下减小了钻头轴线倾角，并使钻头朝向井眼低边的方向切削，即钻头轴线倾角为负值，将以往大钻压的不利因素变为有利因素，有利于钻具的防斜降斜性能的发挥。

钟摆偏心防斜钻具组合在井眼发生偏斜时的运动状态分析如下：

当偏心接头的偏心带旋转至下井壁时，下部钻具的受力变形如图2所示，钻头轴线与井眼轴线之间的夹角β小于图1的β，减小了钻头的上倾切削角，自然就减弱了钻具的增斜力，偏心接头以下的钻铤起到了钟摆力作用。当偏心接头的偏心带转至上井壁时，下部钻具的受力变形如图3所示，偏心力将钻柱拉向上井壁，钻头轴线与井眼轴线之间的夹角β是负的，即钻头钻进的方向是朝井眼低边，钻头切削下井壁，起到了降井斜的作用，转盘转速越高，在离心力的作用下，偏心带更多次地处于上井壁，降斜效果越理想。

为便于对比，选定相同的计算参数：转速为280r/min；井眼直径取∅226mm（扩大率为1.05）；井斜变化率0.3°/100m；钻头直径∅215mm；稳定器直径∅214mm；偏心接头直径∅194mm；钻井液密度1.10g/cm3。对钻具组合6和钻具组合7运用纵横弯曲连续梁法进行了理论计算，见表4。

表4 2种钻具组合在不同钻井参数下的受力变形计算结果

据表4，组合7的钻头侧向力与组合6相比，小得多；当组合7的偏心接头偏心带处于上井壁时，钻头轴线转角相差很大。组合7的钻头轴线转角为负值，起了很好地降斜作用，这为组合7优于组合6提供了重要的理论依据。

3 结论和认识

（1）运用纵横弯曲梁法能够对下部钻具组合进行准确的受力变形计算，为防斜降斜钻具组合的设计提供了重要的理论依据。

（2）通过技术改进，研究出了钟摆偏心防斜钻具组合，现场应用的降斜效果较为理想，并运用纵横弯曲连续梁法从理论上给予了求证。

（3）在钻具组合的降井斜力上，各种影响因素起的作用程度不同，有的占主要，有的占次要。

（4）对下部钻具组合的分析仅从静力学角度是远远不够的，还要根据井下的实际情况和运动状态建立瞬态动力学模型，综合分析井下钻具的受力和变形及其动态的变化。

（5）钟摆钻具组合在低钻压下才能收到防斜降斜的效果，且不是很理想，大大地降低了钻井速度和井身质量。要实现大钻压下的防斜降斜，笔者认为有2种途径：

①可以将满眼钻具与钟摆钻具有机结合，并充分利用高转速下钻具的离心力，实现钻具的公转，通过钻柱切点沿井壁的周性公转，达到使井底周边受均等的切削机会，避免井斜，不失为设计大钻压下防斜钻具组合的一种方法，如倒钟摆钻具组合的设计[2]。

②可以将偏心钻具与钟摆钻具结合起来，利用偏心钻具的偏心力和切点下钻具的钟摆力，钻头产生负倾角切削井眼低边，使得井眼趋向铅直状态，达到防斜降斜，如偏心防斜钻具的应用[3]。

[1]贾仲宣，阎铁，周英操.大庆长垣西翼易斜区钻井技术研究[C]//于洪金，等.大庆钻井技术新进展，石油工业出版社，2005:131-156.

[2]尹虎，李黔.倒装钟摆钻具组合设计方法[J].西南石油大学学报，2007,29（6）：168-170.

[3]殷朝阳，柏景海，孙超，等.偏心防斜钻具[J].大庆石油学院学报，1999,23（3）：58-60.

TE921

B

1004-5716（2015）01-0035-04

2014-01-02

宁清志（1985-），男（汉族），黑龙江大庆人，工程师，现从事钻井现场的定向管理工作。