静态推靠式旋转导向钻井工具防自锁设计方法

史玉才, 孙海芳, 岳步江, 管志川, 王 恒, 苗在强

(1.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580; 2.中国石油川庆钻探钻采工程技术研究院,四川广汉618300; 3.航天科工惯性技术有限公司,北京 100074)

静态推靠式旋转导向钻井工具防自锁设计方法

史玉才1, 孙海芳2, 岳步江3, 管志川1, 王 恒1, 苗在强1

(1.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580; 2.中国石油川庆钻探钻采工程技术研究院,四川广汉618300; 3.航天科工惯性技术有限公司,北京 100074)

基于静态推靠式旋转导向(SRS)钻井工具的结构和工作原理,建立SRS钻井工具受力分析模型,给出防止导向翼肋自锁的倒角优化设计方法。结合实例分析井底实际钻压随导向翼肋前倒角变化,以及前倒角上限随导向翼肋推靠力和名义钻压上限变化。结果表明:导向翼肋与井壁台阶是否自锁与导向翼肋倒角设计、钻井参数(推靠力、钻压)及井壁摩擦系数有关;井底实际钻压随导向翼肋前倒角增加而迅速减小;前倒角上限随推靠力之和增大而减小、随名义钻压上限增大而增大、随侧倒角增大而略有减小;对于Φ216 mm井眼中使用的SRS钻井工具,推荐导向翼肋前倒角45°左右,侧倒角45°～60°,侧倒角较大时还应适当减小前倒角。

旋转导向钻井系统; 静态推靠式; 受力分析; 自锁; 倒角; 优化设计

旋转导向钻井系统(rotary steerable drilling system,RSS)是在钻柱旋转钻进条件下随钻实时完成导向功能的一种导向钻井系统[1-2]。自20世纪90年代以来,旋转导向钻井技术逐渐成熟并推广应用,大大提升了定向钻井技术水平[3-5]。目前,国内已经研制出与BakerHughes公司AutoTrak钻井系统接近的静态推靠式旋转导向(SRS)钻井工具,正准备开展大规模现场试验及应用[11-12]。SRS钻井工具的井下执行机构是一个特制的非旋转滑套,上面安装有3个可以单独控制的导向翼肋。由于正常钻进时非旋转滑套几乎不随钻柱旋转,导向翼肋与井壁接触面上存在较大摩擦力。在软硬交错地层钻进时,由于井径不规则,井壁上存在小台阶或残留小凸起,如果导向翼肋倒角(前倒角、侧倒角)设计不合理,在倒角面接触到井壁台阶或凸起以后有可能发生自锁,导向翼肋将难以通过井壁台阶或凸起,更不能维持正常钻进工作。国内研制SRS钻井工具时不重视导向翼肋倒角设计,在前期现场试验中多次出现类似问题,目前正在改进导向翼肋设计。鉴于此,笔者建立适用于SRS钻井工具的导向翼肋防自锁设计方法,为SRS钻井工具研制及现场应用提供技术支撑。

1 SRS钻井工具结构及原理

以AutoTrak钻井系统为例,SRS钻井工具的基本结构及工作原理如图1所示。非旋转滑套上面有3个可以单独调节的导向翼肋,液压单元通过柱塞控制导向翼肋伸出或缩回;当导向翼肋全部支撑到井壁上以后,翼肋提供的推靠力在钻头上沿预定方向产生侧向力,其值和作用方向可以根据井眼轨迹控制要求随时进行调整,在钻柱旋转条件下完成导向钻进工作[11-13]。

图1 SRS钻井工具结构及原理Fig.1 Structure and principle of SRS drilling tool

理论和实践表明,正常钻进时非旋转滑套并非真的不旋转,而是随心轴缓慢旋转(1～10 r/h)[6]。因为心轴高速旋转时非旋转滑套两端的轴承会传递摩擦力和扭矩,迫使非旋转滑套随心轴缓慢旋转。现有SRS钻井工具均能够考虑非旋转滑套旋转影响并实时调整调控指令,确保导向合力作用方向不变。该情况下让非旋转滑套缓慢旋转有助于导向翼肋顺利通过井壁台阶或凸起,维持正常钻进。

2 导向翼肋防自锁设计方法

导向翼肋可能发生两种自锁现象:前倒角面接触井壁台阶后无法相对滑动,即摩擦力自锁,该情况下无论释放多少大钩悬重也不能使导向翼肋通过井壁台阶;继续释放大钩悬重可以使导向翼肋通过井壁台阶,但是井下工具自身的结构和强度设计不允许这样做。无论出现上述哪种自锁现象,导向翼肋均难以通过井壁台阶,无法继续钻进。

2.1 SRS钻井工具受力分析模型

建立模型时假设:井壁为刚性,据此假设可以不考虑井壁岩石屈服破坏及导向翼肋变形影响;井壁台阶高度小于导向翼肋完全收回对应的井眼间隙,即如果井壁无台阶时井眼直径为dh,导向翼肋完全收回后直径为dso,那么井壁台阶高度应小于(dh-dso)/2。

当导向翼肋前倒角面与侧倒角面同时接触到井壁台阶时,SRS钻井工具整体受力分析如图2所示。

图2 SRS钻井工具受力分析Fig.2 Force analysis of SRS drilling tool

为了便于绘图和示意,图2中仅绘出了1个导向翼肋,实际上应有3个导向翼肋。全部外载荷包括:驱动非旋转滑套旋转的摩擦扭矩Mf,导向翼肋工作面上所受井壁支撑力Nsi及摩擦力fsi,前倒角面上所受井壁支撑力Nfi及摩擦力ffi,侧倒角面上所受井壁支撑力Nli及摩擦力fli,上端截面处所受轴向力Wo(释放大钩悬重获得的名义钻压)和下端截面所受轴向力Wa(实际钻压)。该情况下,由于导向翼肋前倒角面和侧倒角面上均受到井壁支撑力和摩擦力作用,工作面上所受井壁支撑力Nsi不等于推靠力Fsi。导向翼肋受力分析如图3所示。

图3 导向翼肋受力分析Fig.3 Force analysis of steerable pad

由图2和图3可知:当导向翼肋前倒角面和侧倒角面同时接触到井壁台阶后,原来作用在工作面上的外载荷会部分或全部转移到前倒角面和侧倒角面上;导向翼肋能否通过井壁台阶与前倒角设计有关,还与名义钻压有关。如果前倒角设计不合理,一旦该处发生自锁,无论名义钻压多大,导向翼肋也不可能通过井壁台阶。如果前倒角设计合理,该处不会发生自锁,提高名义钻压后工作面及侧倒角面上外载荷产生的力矩一方面会降低非旋转滑套旋转速度(甚至完全不旋转),另一方面还有可能迫使导向翼肋绕销钉向内侧转动,使柱塞伸出量减小,即导向翼肋回缩。据模型建立假设,井壁台阶高度相对较小,导向翼肋完全回缩后对应直径小于井壁台阶处井眼直径,导向翼肋能够通过井壁台阶。

综合上述分析可知:导向翼肋能否通过井壁台阶与导向翼肋结构(前倒角)、钻井参数(推靠力、名义钻压)以及井壁摩擦系数有关;导向翼肋前倒角面不与井壁自锁、导向翼肋回缩是确保导向翼肋能够通过井壁台阶的两个必要条件。为了维持正常钻进,须适当提高名义钻压(多释放大钩悬重),确保井底实际钻压满足钻头破岩要求。

2.2 导向翼肋倒角优化设计方法

基于上述分析可知,导向翼肋防自锁设计的关键是优选前倒角,使导向翼肋容易回缩。考虑到正常钻进时非旋转滑套始终在缓慢旋转,侧倒角面始终与井壁台阶接触,须同时考虑前倒角面及侧倒角面上所受井壁支撑力和摩擦力。

将导向翼肋所受井壁摩擦力沿井眼轴向和切向进行分解,

(1)

(2)

(3)

(4)

式中,va为钻井速度(沿井眼轴向),m/h;ns为非旋转滑套旋转速度,r/h;Dh为井径,m;μ为井壁摩擦系数;μa和μl分别为沿井眼轴向和切向的等效摩擦系数[14];Nsi和fsi分别为单个导向翼肋工作面上井壁支撑力及摩擦力,kN;fsai和fsli分别为单个导向翼肋工作面上摩擦力沿井眼轴向和切向分量,kN;Nfi和ffi分别为单个导向翼肋前倒角面上井壁支撑力及摩擦力,kN;ffai和ffli分别为单个导向翼肋前倒角面上摩擦力沿井眼轴向和切向分量,kN;Nli和fli分别为单个导向翼肋侧倒角面上井壁支撑力及摩擦力,kN;flai和flli分别为单个导向翼肋侧倒角面上摩擦力沿井眼轴向和切向分量,kN。

当导向翼肋开始回缩时,导向翼肋的工作面会暂时脱离井壁,该工作面上不再承受外载荷。此时,柱塞施加给导向翼肋的推靠力、作用在前倒角面和侧倒角面上的井壁支撑力和摩擦力产生的力矩须满足以下条件:

(5)

式中,Lt为导向翼肋总长度,cm;Ls为翼肋中心至销钉的距离,cm;α和β分别为导向翼肋前倒角和侧倒角,(°)。

将式(3)、(4)代入式(5),整理后得到导向翼肋回缩条件为

λfNf(cosα-μasinα)+Nl(cosβ-μlsinβ)≥Fst.

(6)

其中

据SRS钻井工具整体受力分析,当导向翼肋开始通过井壁台阶时,实际钻压、名义钻压与前倒角面和侧倒角面上所受载荷满足以下关系:

Wo-Nf(sinα+μacosα)+μaNl.

(7)

为了确保井下工具(SRS钻井工具、钻头等)安全,须设定名义钻压上限;为了维持正常钻进工作,须设定实际钻压下限。设定名义钻压上限、实际钻压下限后,由式(7)可得最小钻压传递条件为

Nf(sinα+μacosα)+μaNl≤Womax-Womax.

(8)

式中,Womax为名义钻压上限,kN;Wamin为实际钻压下限,kN。

如果还要求非旋转滑套继续缓慢旋转,前倒角面及侧倒角面上全部外载荷施加给非旋转滑套的合力矩(扭矩)应满足以下条件:

(9)

式中,ds为导向翼肋工作面宽度,m;y和z分别为侧倒角面上井壁支撑力、摩擦力对应的力臂,m。

驱动非旋转滑套旋转的摩擦扭矩Mf与SRS钻井工具的工作指令和钻进参数有关,与导向翼肋是否接触井壁台阶无关。井壁无台阶时仅有导向翼肋工作面接触井壁,工作面上支撑力Nsi等于推靠力Fsi,摩擦扭矩Mf计算公式为

(10)

将式(3)～(5)及式(7)代入式(10),得到非旋转滑套旋转条件为

(11)

其中

当导向翼肋通过井壁台阶时,为了不影响正常钻进,导向翼肋结构参数(前倒角、侧倒角)、钻井参数(推靠力、名义钻压、实际钻压)及井壁摩擦系数须同时满足以下条件:

(12)

式(12)中有3个不等式和4个未知量——前倒角α、侧倒角β、前倒角面上井壁支撑力Nf和侧倒角面上井壁支撑力Nl,须结合实际情况对该模型进行适当简化并采用试算法寻找合适的前倒角和侧倒角组合。

考虑到井壁有台阶时还要求非旋转滑套能够继续旋转比较难,现场试验也发现该情况下非旋转滑套几乎不再旋转。该情况下可以认为非旋转滑套近似不旋转,令当量摩擦系数μl→0,μa→μ,对式(12)进行简化,

(13)

通常须按以下思路求解式(13):先试选一个前倒角和侧倒角组合,然后利用式(13)中第1个和第3个不等式构建方程组,求出前倒角面和侧倒角面上井壁支撑力,最后再利用式(13)中其他条件进行检验。若两个井壁支撑力之中有负值,则重新选择前倒角和侧倒角。若两个井壁支撑力都不小于0,则直接代入式(13)中第2个不等式进行检验:若满足则输出设计结果;反之则减小前倒角或同时减小侧倒角,重新开始。

考虑到合理选择前倒角比侧倒角更重要,为了减少试算次数和提高求解效率,建议先凭经验试选一个较合适的侧倒角,利用式(13)求出与之对应的前倒角上限取值范围,然后选择较合适的前倒角,

(14)

其中

对于上述求解方法,不仅找到了满足要求的前倒角和侧倒角组合,也求出了导向翼肋通过井壁台阶时前倒角面和侧倒角面上井壁支撑力。据式(7)能够求出井底实际钻压为

Wa=Wo-Nf(sinα+μacosα)+μaNl.

(15)

其中

优化导向翼肋倒角设计不仅要避免倒角面与井壁台阶自锁,有利于导向翼肋通过井壁台阶,还要有利于向井底传递钻压。

3 模拟计算分析

利用上述力学模型开展模拟计算分析,最终优选出可防止导向翼肋自锁的倒角设计方案。

3.1 模拟计算条件

参考AutoTrak及国内在研的SRS钻井工具,以Φ216 mm井眼中SRS钻井工具及PDC钻头为模拟分析对象,制定模拟计算条件如下:

(1)导向翼肋参数:总长度30 cm,翼肋中心至销钉的距离为25 cm,工作面宽度5.0 cm;单个导向翼肋可以提供的推靠力最大值为30 kN。

(2)钻井参数:名义钻压上限为150 kN、实际钻压下限为20 kN;井壁摩擦系数0.3;正常钻进时钻井速度5.0 m/h,非旋转滑套转速2 r/h;导向翼肋在井壁台阶处遇阻后不再旋转。

3.2 实际钻压随前倒角变化

为了维持正常钻进,井底实际钻压必须始终大于0。限定导向翼肋推靠力之和为50 kN(相当于导向力66%工作指令),侧倒角为60°,不同名义钻压下实际钻压随前倒角变化如图4所示。

由图4可以看出:在给定条件下,实际钻压随前倒角增大而快速减小;前倒角较大时,实际钻压等于0,此时导向翼肋与井壁台阶发生自锁,无法维持正常钻进。对于Φ216 mm井眼和PDC钻头,若设定名义钻压上限为150 kN,则导向翼肋前倒角应小于60°。正常钻进时名义钻压通常控制在100 kN以内,为了避免钻进过程中井底实际钻压低于下限值,推荐导向翼肋前倒角45°左右较合适。

图4 实际钻压随前倒角变化Fig.4 Variation of real WOB with front chamfer

3.3 前倒角上限随推靠力之和变化

不同侧倒角下前倒角上限随导向翼肋推靠力之和变化如图5所示。

图5 前倒角上限随推靠力之和变化Fig.5 Variation of up range value of front chamfer with total pushing forces

由图5可以看出:在给定条件下,推靠力之和越大,前倒角上限越小,二者近似呈线性变化;且前倒角上限随侧倒角增大而略有减小。对于现有SRS钻井工具,单个翼肋提供的推靠力最大值为30 kN,3个导向翼肋提供的推靠力之和最大值约为70 kN(相当于导向力100%工作指令),与之对应的前倒角上限约为50°。

3.4 前倒角上限随名义钻压上限变化

不同侧倒角下前倒角上限随名义钻压变化如图6所示。由图6可以看出:在给定条件下,名义钻压上限越大,前倒角上限越大。对于Φ216mm井眼和PDC钻头,若限定名义钻压上限为120 kN,则前倒角上限约为55°;若限定名义钻压上限为150 kN,则前倒角上限为55°～60°。

图6 前倒角上限随名义钻压上限变化Fig.6 Variation of up range value of front chamfer with nominal WOB

3.5 导向翼肋倒角优化方案

对于Φ216 mm井眼中使用的SRS钻井工具,推荐导向翼肋防自锁设计方案为:前倒角45°左右、侧倒角45°～60°,侧倒角较大时还应适当减小前倒角。

推荐方案与AutoTrak同类产品设计案基本一致。如果导向翼肋前倒角面(硬质合金敷焊层)不够光滑,摩擦系数较大,应适当减小前倒角。

4 结 论

(1)导向翼肋是否自锁与导向翼肋倒角设计、钻井参数及井壁摩擦系数有关。

(2)井底实际钻压随导向翼肋前倒角增加而迅速减小。

(3)防止导向翼肋与井壁台阶自锁的前倒角上限随推靠力之和增大而减小,随名义钻压上限增大而增大,随侧倒角增大而略有减小。

(4)对于Φ216 mm井眼中使用的SRS钻井工具,推荐导向翼肋前倒角45°左右、侧倒角45°～60°,侧倒角较大时还应适当减小前倒角。

[1] 张绍槐.现代导向钻井技术的新进展及发展方向[J]. 石油学报,2003,24(3):82-85.

ZHANG Shaohuai. New progress and development direction of modern steering drilling techniques[J]. Acta Petrolei Sinica, 2003,24(3):82-85.

[2] 王鹏,盛利民,窦修荣,等.国外旋转导向最新技术进展与发展趋势[J]. 钻采工艺,2013,36(6):32-35.

WANG Peng, SHENG Limin, DOU Xiurong, et al. Newest development and tendency of foreign rotary steerable systems[J]. Drilling & Production Technology, 2013,36(6): 32-35.

[3] DABYAH A A, BISCARO E, MAYER H. New generation of rotary steerable system enables higher BUR and performance[R]. SPE 181358, 2016.

[4] BRYAN B, COX J, BLACKWELL D, et al. High dogleg rotary steerable system: a step change in drilling process[R]. SPE 124498, 2009.

[5] HAHNE U, RISDAL G, RUSZKA J, et al. Integrated BHA concept of the latest generation rotary closed-loop system for hole size from 5 7/8” to 18 1/4”[R]. SPE 87168, 2004.

[6] 赵金洲,孙铭新. 旋转导向钻井系统的工作方式分析[J]. 石油机械,2004,32(6):73-75.

ZHAO Jinzhou, SUN Mingxin. Operating mode analysis of rotary steerable system[J]. China Petroleum Machinery, 2004,32(6):73-75.

[7] 李作会,孙铭新,韩来聚.旋转自动导向钻井技术[J]. 石油矿场机械,2003,32(4):8-10.

LI Zuohui, SUN Mingxin, HAN Laiju. Rotary steering drilling technology[J]. Oil Field Equipment, 2003,32(4):8-10.

[8] 苏义脑,窦修荣,王家进.旋转导向钻井系统的功能、特性和典型结构[J]. 石油钻采工艺,2003,25(4):5-7.

SU Yinao, DOU Xiurong, WANG Jiajin. Functions, characteristics and typical configurations of rotary steerable drilling system[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2003,25(4):5-7.

[9] 姜伟,蒋世全,付鑫生,等.旋转导向钻井技术应用研究及其进展[J]. 天然气工业,2013,33(4):75-79.

JIANG Wei, JIANG Shiquan, FU Xinsheng, et al. Application of rotary steering drilling technology and its research progress[J]. Natural Gas Industry, 2013,33(4):75-79.

[10] 姜伟,蒋世全,盛利民,等.旋转导向钻井工具系统的研究及应用[J]. 石油钻采工艺,2008,30(5):21-24.

JIANG Wei, JIANG Shiquan, SHENG Limin, et al. Research on rotary navigation drilling tool and its application[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2008,30(5):21-24.

[11] 杜建生,刘宝林,夏柏如.静态推靠式旋转导向系统三支撑掌偏置机构控制方案[J]. 石油钻采工艺,2008,30(6):5-10.

DU Jiansheng, LIU Baolin, XIA Bairu. The control scheme for three-pad static bias device of push-the-bit rotary steerable system[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2008,30(6):5-10.

[12] 李士斌,王业强,张立刚,等.静态推靠式旋转导向控制方案分析及优化[J]. 石油钻采工艺,2015,37(4):12-15.

LI Shibin, WANG Yeqiang, ZHANG Ligang, et al. Analysis and optimization of static push-the-bit rotary steering control scheme [J]. Oil Drilling & Production Technology, 2015,37(4):12-15.

[13] 孙铭新,韩来聚,李作会. 静态偏置推靠钻头式旋转导向钻井系统介绍[J]. 石油矿场机械,2003,32(6):4-7.

SUN Mingxin, HAN Laiju, LI Zuohui. Introduction of static bias push-the-bit rotary navigational system[J]. Oil Field Equipment, 2003,32(6):4-7.

[14] 韩志勇.井眼内钻柱摩阻的三维和两维模型的研究[J].石油大学学报 (自然科学版),1993,17(增):44-49.

HAN Zhiyong. Study on 3-D and 2-D models of drill string torque and drag in hole[J]. Journal of the University of Petroleum, China(Edition of Natural Science), 1993,17(s):44-49.

(编辑 李志芬)

Adesignmethodtopreventself-lockingofastaticpush-the-bitrotarysteerabledrillingtool

SHI Yucai1, SUN Haifang2, YUE Bujiang3, GUAN Zhichuan1, WANG Heng1, MIAO Zaiqing1

(1.SchoolofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China;2.Drilling&ProductionTechnologyResearchInstituteofChuanqingDrillingCompanyLimited,PetroChina,Guanghan618300,China;3.AerospaceScienceandIndustryInertialTechnologyCompanyLimited,Beijing100074,China)

In this study, according to the structure and working principle of a static push-the-bit rotary steerable (SRS) drilling tool, analytical models of the loading condition and force balance of the SRS drilling tool have been figured out, and a method to optimize the front chamfer design was established, which can prevent the self-locking risk of SRS system effectively. In a case study, the variations of the actual weight-on-bit (WOB) due to the front chamfer, the variations of the front chamfer due to the total pushing forces and the maximum nominal WOB were analyzed. The results show that whether the steerable pads run into a self-locking state against the ladders on wellbore wall is dependent on the front chamfers, the drilling parameters (i.e. the total pushing force and weight-on-bit) and the friction coefficient. The actual WOB decreases with the front chamfer quickly. The maximum front chamfer decreases with the total pushing force sharply, but it increases with the maximum nominal WOB rapidly, and decreases with the side chamfer slightly. For the SRS drilling tool in aΦ216 mm wellbore, the recommended front chamfer is of 45°or so, and the recommended side chamfer is between 45° to 60°, and a larger side chamfer should be matched to a smaller front chamfer.

rotary steerable drilling system; static push-the-bit; force state analysis; self-locking; chamfer; optimization design

2017-02-17

国家自然科学基金项目(51674284);国家科技重大专项(2016ZX05022-002)

史玉才(1972-)，男，副教授，博士，研究方向为定向钻井理论与技术。E-mial:shiyucai2008@163.com。

1673-5005(2017)05-0080-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2017.05.009

TE 122.14

A

史玉才,孙海芳,岳步江,等.静态推靠式旋转导向钻井工具防自锁设计方法[J].中国石油大学学报(自然科学版),2017,41(5):80-86.

SHI Yucai, SUN Haifang, YUE Bujiang, et al. A design method to prevent self-locking of a static push-the-bit rotary steerable drilling tool[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2017,41(5):80-86.