大位移井钻井技术.docx
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大位移井钻井技术
大位移井钻井技术
所谓大位移井钻井技术，是一种高精尖的钻井工艺，是当今定向井、水平井技术的综合系统工程，可广泛地应用于滩海油田、海上油田和地面条件极其复杂的油气藏的勘探开发。
尤其位于我国南海西江和渤海湾的近海地区的浅海区域有许多油田，可以利用大位移井钻井技术进行海油陆采，可节约大量的修建海堤或人工造岛等投资费用。
我国引进应用和研究大位移井钻井技术，是从1997年开始的。
应用大位移井，不仅使西江24-1边际油田得以成功开发，而且极大地推动了国外先进的大位移井技术在国内的研究与应用。
近年来，专家针对大位移井的六大技术难点，对大位移井钻井的优化设计理论、国产化配套技术、计算机应用软件技术等进行研究摸索，形成了正确的理论研究方法。
在先导性实验井埕北21-平1井的施工中，首次在我国使用变曲率悬链线井身轨迹剖面设计方法，首次引进具有世界先进水平的调式AGS稳定器和FEWD无线随钻测量仪等组成带地质导向的先进钻井技术，并配合使用新型黑色正电胶硅聚钻井液，有效地解决了摩阻、扭矩等技术难题，这口井创出目前国内陆上大位移延伸井水平位移最长全国新纪录，并在大位移井优化设计、井眼轨迹控制、井下工具应用和研制以及钻井液、完井液等方面，取得了7项突破性的研究成果，形成了钻3000m以上大位移井的配套技术，开展了水平位移4000m以上大位移井的钻井工程设计及井眼轨迹控制技术模拟实验，具备了5000m以内大位移的施工能力。
与此同时，在塔里木酸盐岩地层中，打出一口超深水平井———解放128井，填补了国内钻井施工运用6in钻头水平段和采用世界先进的换压钻进技术边喷、边钻两项钻井技术空白，创出了水平井施工垂深最深的亚洲记录；并在渤海湾附近的桩西古潜山地层中，钻出一口水平位移超2000m的高难度海油陆探大位移延伸定向井---桩斜314井，均见到良好油气显示。
大位移井井身结构设计的基本原则：
1.能够有效地保护储油气层；2.避免产生井漏、井塌、卡钻等井下复杂事故，为安全、优质、快速和经济钻井创造条件；3.当实际地层压力超过预测地层压力值,发生溢流时,在一定的范围内，具有处理溢流的能力。
在裸眼井段中，存在着地层压力、地层破裂压力、井筒内钻井液液柱的有效压力，由于井壁的不稳定性，还需要考虑岩层的坍塌压力梯度。
为预防井喷、井漏以及地层坍塌而引起的埋钻、卡钻等井下复杂情况，地层－井筒内的压力系统还必须满足Pf（地层破裂压力）≥Pm（钻井液液柱的有效压力）≥Pc（岩层的坍塌压力）≥Pp（地层的孔隙压力）等条件。
大位移井井身结构设计应主要考虑的因素包括：
地质数据：
地层压力梯度剖面、地层破裂压力梯度剖面、岩性剖面及故障提示；钻井工程数据：
扭矩、摩阻分析、钻机负荷、钻杆尺寸及钻具组合、钻井液的性能参数和流变性、套管钢级和尺寸及联接扣型、套管磨损、套管程序的备用方案、水泥浆在环空内的返高、水泥浆的可泵送时间和稠化时间及终凝强度等；完井工程数据：
主要考虑完井方案、防砂措施、分层开采要求、人工举升方案、生产管柱。
国内常规定向井钻井技术已经成熟，目前已初步具备钻位移为3000m大位移定向井的技术能力。
近几年，国内也开始研制开发大位移井专用工具，如降扭工具、下套管工具等。
海洋石油钻井公司的大位移井钻井技术走在最前列，其大位移井工具主要以引进为主。
由于地面条件复杂及油藏构造的要求，大港油田钻定向井的数量居全国各油田之首，定向井技术水平亦居国内领先地位（见表2-2），并创造了多项国内领先指标。
通过多年不断的实践和相应的技术攻关，在定向井设计、井眼轨迹控制和测量方面，具有较强的技术经验和先进的工具仪器，1991年完钻了当时国内水平位移最大的定向井—张17-1井，井深3933.88m，井底位移2279.38m。
1997年完成的红9-1井测量井深2300.58m，垂直井深1180.6m，水平位移1727.57m，最大井斜角76°，位移与垂深之比达到1.463:
1，是国内典型的浅层大位移定向井。
2000年年初大港油田完成的港深69Xl井，井深5464.43m，完钻垂深4315.15m，水平位移3118.24m，是目前中油集团公司水平位移最大的一口深层大位移定向井。
目前胜利油田埕北2l-平1井水平位移达到了3167.33m。
图2-1 M16井井眼轨迹图
井号
油田
完井日期
测深/m
垂深/m
井底位移/m
位移/垂深
最大井斜角
钻井周期/d
张17-1
张巨河
1991.2
3933.88
2999.19
2279.38
0.76
50
146
张18-1
张巨河
1992.11
4076.5
3382.64
2167.89
0.66
47
265
F1
歧口
1996.12
4420
3329.02
2624.7
0.79
52.48
79
红9-1
泄洪区
1997.11
2300.58
1180.6
1727.57
1.46
76.22
16.6
歧73-1
歧口
1997.11
4604
3961.11
2133.02
37.4
102.71
港深69X1
马东东
2000.3
5464.43
4315.15
3118.04
0.72
46.4
111.88
港98X1
歧口
2000.7
2380
1800
1398
0.78
25
28.21
表2-2 大港油田典型大位移井技术指标表
未来大位移井钻井技术将进一步围绕降低成本、减少风险和提高成功率的目标而发展，将更广泛地用于海上油田、滩海油田和其他地面条件受到限制的油田。
1．国外主要技术发展应用情况
（1）井身剖面设计
选择摩阻小的井身剖面是钻大位移井的首要问题。
国外大位移井井身剖面主要有三种：
增斜-稳斜剖面、下部井段造斜剖面（小曲率
造斜剖面）和悬链线剖面。
现在悬链线剖面已成为大位移常用设计剖面。
在WytchFarm油田，准悬链线剖面，初造斜率为l°/30m～1.5°/30m逐渐增加到2.5°/30m。
实践证明，准悬链线井身剖面可减少钻井扭矩，增加套管下入重量20％～25％，增加钻具的滑动能力。
（2）钻柱设计
在大位移井钻井中，钻柱设计考虑了钻柱的拉压载荷和扭转载荷，建立了钻柱设计模型（如图2-2），以满足钻大位移井要求，BP公司除了采用高强度钻杆外，还采用了工具接头应力平衡、高扭矩丝扣油以及高扭矩接头、高扭矩联结等方法以保证钻柱具有足够高的扭转能力。
在井底钻具组合方面，国外公司目前采用的方法主要有：
采用螺旋钻铤和可调稳定器；选择好顶部及下部钻具组合的中合点；减少丝扣连接的数量；减少在斜井段使用的加重钻杆的数量。
（3）钻机和装备的改进
①钻井液系统。
泥浆泵增加至3台或更多，额定功率从1177kW提高至1471kW或1618kW，地面泥浆系统的额定压力从35MPa提高至40MPa或50MPa。
②由于长斜井段的扭矩问题，所以顶部驱动装置的扭矩是关键。
Oseberg钻机顶驱在165r/min时最大输出扭矩88kN·m。
③钻杆。
WytchFarm油田钻大位移井使用的钻杆钢级为S-135薄壁钻杆，通过降低钻杆自身重量，降低扭矩和摩阻。
所采取的办法有：
采用高摩擦系数丝扣油、双台肩或楔形螺纹提高工具接头的承扭能力；使用碳化铬合金对钻杆接头表面进行环形加硬层处理，有效预防接头磨损。
目前，屈服强度为12654kg/cm²的钻杆已获成功。
④绞车。
目前已有功率为4000～5000hp（2942～3678kW）的齿轮驱动绞车。
⑤钻杆和钻铤的存放能力。
国外采取了增加钻杆单根的长度至13m（加长4m），存放能力增加了1200～1500m；另外通过调整钻杆处理设备，由4个单根配成立柱，这样又增加了2500～2700m的存放能力。
（4）扭矩／摩阻控制技术
①采用油基钻井液，并提高油水比值，降低摩阻系数。
油基钻井液的润滑性和抑制性超过水基钻井液，国外试验证明：
将油水比为90:
10同油水比为62:
38的钻井液相比，金属对金属的摩阻降低50％，金属对砂岩的摩阻降低40％。
②Baroid钻井液公司开发出了Herschel-Bulkley流变模型，评估井眼清洁效果，以改善和解决扭矩、摩阻过大问题。
③采用塑料小球润滑剂。
北海试验结果表明：
塑料小球能够短期降低扭矩15％。
西江24-3-A14井在下部井段钻进中，钻至7248m时，开始加入含塑料小球泥浆，扭矩输出电流由原来的800A降低到650A，扭矩降低了18.75％，效果明显。
英国WytchFarm油田的M16井采用含塑料小球的泥浆添加剂来代替碎杏仁壳体系，当含塑料小球的泥浆体系泵入裸 眼井时，初期扭矩降低了45％。
④使用钻柱降扭短节及非旋转钻杆保护器（NRDPP）。
由SecurityDBS公司开发的钻柱降扭短节，可与钻井常用的127mm、139.7mm和168mm钻杆配合，使得钻大位移井时，钻杆接头离开套管，可避免套管磨损，降低扭矩，降扭幅度达40％。
使用非旋转钻杆保护器（NRDPP），国外的试验表明：
NRDPP可降低扭矩25％～30％，美国WestenWellTools公司提供的NRDPP在斜井段套管内使用，扭矩下降达23.3％，在降低扭矩和防止套管磨损方面的作用非常显著。
⑤使用加长马达，减少了钻头泥包，降低了钻头与地层或井眼之间的扭矩。
（5）井眼轨迹控制技术
①采用旋转导向钻井，精确控制井眼轨迹。
在钻进中，尽量采用旋转钻进方式，少采用滑动钻进方式来控制井眼轨迹。
如，WytehFarm油田在钻大位移井时旋转导向系统是最主要的工具。
②使用大刚度井眼控制钻具组合，防止井眼出现大的狗腿度。
③使用水力加压器，为钻头施加足够的钻压，减少了井眼轨迹的变化，使井眼轨迹得到更有效的控制。
④精确控制井眼轨迹，采用先进的随钻测量工具和数据传输系统，如：
传输速率60m/s的M10型MWD、三联（电阻、中子、密度及测井）或四联（三联加声波测井）的随钻测井（LWD）。
阿吉普等公司最近还使用了其独有的专利技术随钻地震（SWD）等。
⑤实施短起下钻作业，帮助清洗井眼，破坏岩屑床的同时，充分修整井壁，使井眼光滑、规则，减少局部狗腿度。
⑥采用大排量循环洗井，将井眼的岩屑带出地面，经固控设备处理，降低钻井液中的固相含量。
（6）井眼清洁技术
确保井眼清洁的主要因素是排量。
国外首先利用井眼清洁模型来计算可确保井眼清洁所需的最小排量和最优流变参数；其次采用顶驱和旋转导向钻井系统也有利于携岩；第三是加强地面固控，在WytchFarm钻超大位移井时，一般安装4台双层直线型振动筛，1台钻井液清洁器和2台离心分离器，使用特殊的波纹状筛布。
（7）大位移井用可变径稳定器
①多位变径稳定器。
WytchFarm油田大位移钻井中使用的Halliburton公司多位变径稳定器（如图2-3）。
图2-3 多位变径稳定器结构图
Halliburton公司研制的多位变径稳定器HVGS，已投入商业化使用。
这种装置代表了目前旋转钻井轨道控制系统的水平和国外可变径稳定器的发展方向。
HVGS是一套先进的机电液一体化装置，主要由三个功能部件组成，即下部的动力段、上部的控制段和一个正脉冲发生器。
下部的动力段为可径向伸出的稳定器翼片，由稳定器处环空内外压差启动，停泵时翼片缩进，开泵后翼片伸出。
与传统的机液可变径稳定器相比，HVGS具有以下特点：
·采用钻井液脉冲遥控技术、电子及液压技术调节稳定器外径，稳定器直径的位置数可根据需要选择；
·扩大了稳定器的径向调整范围，215.9mm变径稳定器直径调节范围为184.2～215.9mm，钻井液通过稳定器的压力损失大约为517.1kPa；
·通过MWD向地面通报稳定器的工作状态，其控制指令是钻井液排量序列，示位指令是MWD发出的钻井液脉冲信号。
现场试验：
据文献报道，由HVGS组成的旋转导向系统已成功应用于英国北海WytchFam油田M-2、M-3和M-4大位移井的钻井施工中，其中在M-2井创造了1603m垂直深度下的水平位移6732m的世界纪录，M-3井的实钻结果更是打破了M-2井水平位移的世界纪录，证明这种系统在大位移井钻井作业中具有广阔应用前景。
（7）大位移井用可变径稳定器
② 自动井斜角控制稳定器。
自动井斜角控制稳定器（AIC）由信号发生机构、信号接收与传递机构（油压传动装置）和信号执行机构（液控柱塞伸缩式变径稳定器）组成短节，装在钻头上方，其结构见图2-4。
1-可调件；2-稳定器本体；3-主活塞；4-柱塞；5-弹簧；6-端盖
图2-4 自动井斜角控制器结构简图
当实钻井斜角大于或小于设计井斜值时，AIC即发出两种不同信号，造成密闭油路内的油液换向，然后通过特殊设计的阀组使油缸活塞杆产生轴向伸缩运动，由此使主活塞同步运动，从而导致可变径稳定器的柱塞组作径向伸缩和锁位，通过改变钻具组合的力学特性来控制井斜角。
AIC用于水平井水平段和定向井稳斜段的井斜控制。
下井前只要把MC的角度整定机构调至标定井斜值，即可在井下把实钻井斜值自动控制在标定值的邻域以内，而不需要配备测斜仪器，所钻的实钻轨迹就是一条沿设计轨迹上下小幅度变化的波浪线，非常接近设计轨迹。
AIC实现了钻井过程中对设定目标（即标定井斜角）的井下闭环自动控制，可在钻进中省掉SST和MWD等测斜仪器，节省测量时间和大量费用。
作为机液装置，AIC未采用任何电子元件，而且其液压系统油路与钻井液完全隔离，从而可保证该控制工具在井下工作的可靠性。
（7）大位移井用可变径稳定器
③排量控制式变径稳定器。
这是一种遥控变径稳定器。
通过改变钻井泵排量，遥控改变井下变径稳定器的外径尺寸，从而实现造斜、降斜、稳斜等作业。
其原理与结构特征为：
主轴沿轴向开有数道环槽，上部连接凸轮轴，当排量为正常排量时，主轴处于上位，通过斜面与之接触的柱塞组复位内缩；当需要扩径时，调整钻井泵排量，由于节流嘴的作用产生压降，迫使主轴下行，在行程终了时锁定位置，主轴同时推动柱塞组外伸，达到稳定器扩径的目的。
④Andergauge公司旋转式可变径稳定器（已经过4000次以上的试验，见图2-5）。
结构特点：
可控制从5～17in的各种井径；锁定装置能有效的固定位置：
指示器能清楚地显示井底设备压力；旋转方向修正能减少狗腿，降低扭矩与拉力；持续旋转有助于清洁井眼，消除岩屑堵塞；钻头可在切向与水平方向旋转。
⑤遥控式可调直径的井下稳定器。
为了更好地控制井斜，减少更换井下钻具组合的起下钻次数，提高钻井效率，以及减少钻井成本，Anadrill、Halliburton等公司研制出了遥控式可调直径的井下稳定器（DownholeAdjustableStabilizers），即智能式稳定器。
它由其翼片可以收缩和扩张的翼片稳定器、控制系统、正脉冲发生器三大部分组成。
稳定器翼片在压差的作用下可以径向扩张，在钻井泵停泵时收缩。
稳定器的直径或翼片径向扩张程度，由控制系统中的微处理机按地面所给指令进行控制。
Φ216mm稳定器，正常可作6级直径调节，每次调节增量为6.35mm。
目前，这类遥控式可变直径稳定器已在水平钻井和大位移钻井中成功地应用，特别是在北海地区。
（8）其他专用工具、仪器
①串联马达（图2-6）。
②几种减扭工具（图2-7～2-12）。
图2-6 高强度扭转杆连接的串联马达
图2-7 钻杆轴承短节（DPBS）
图2-8 低扭矩短节
图2-9 不旋转钻杆/套管
护箍（DNPP）
图2-10 低扭矩钻杆设计钻柱
减扭短节（DSTR）
图2-11 新型DSTR
图2-12 DSTR短节的安装
示意图
（9）完井技术
国外大位移井完井方式有：
套管射孔完井、尾管射孔完井、尾管加绕丝筛管完井、割缝尾管完井，一般采用尾管完井方式。
套管柱的下入、尾管悬挂、注水泥技术等都是完井工程的关键技术。
在套管下入技术方面，国外多家公司研制成的选择性漂浮装置（SFD）能将完井管柱下人7000m以上井深。
对于尾管下入采用加重钻杆辅助措施、下推接头、尾管漂浮辅助措施等尾管悬挂系统可在大斜度井段成功座放，且允许尾管在固井作业时产生旋转，提高注水泥顶替效率。
WytchFarm油田采用润滑性好的油基钻井液，使西311.1mm井眼中摩擦系数为O.21，相应临界角为78°（一般在70°～72°之间），明显提高了套管下入能力。
①浮式套管。
Mobile公司的浮式套管有两种：
一是将气体、水或泥浆充入套管各段中，用密封装置将各段分隔开，填充的轻质液体产生的浮力沿套管均匀分布，保证套管在井眼内均匀分布，如图2-13。
二是利用在套管内放置轻质衬套来降低密度，衬套材料可用聚苯乙烯泡沫、聚氨酯泡沫、木材或软木，如图2-14。
Dismuskes公司建议采用塑料、铝或其他轻金属材料作为套管材料。
在套管壁上增加一些浮力材料或是一段密封圆柱体，使套管在钻井液中产生浮力，如图2-15。
图2-13 Mobile公司的浮式套管
图2-14 放入轻质衬套浮式套管
②选择性漂浮装置。
这是一种新型专利工具，这种工具可借助减小套管的法向力来降低摩阻力，借助这种方法可把套管的法向力减小20％，如图2-16。
这种工具在Pt.Pedernales油田大位移中下入Φ244.5mm套管时得到了广泛应用。
图2-15 Dismuskes公司带有密封体的浮式套管
图2-16 SFD安放位置示意图
（9）完井技术
③套管漂浮接箍。
该工具由内外筒两部分组成（如图2-17），这套装置接在套管柱上，作为套管柱的一个临时堵塞物，它的整个内筒可在钻水泥塞和浮箍浮鞋时一起被钻掉。
图2-17 套管漂浮接箍工作原理示意图
该套装置在我国南海石油公司的西24-3-A14大位移井下Φ244.5mm套管时得到应用。
西24-3-A14井有2146m飘浮套管段，利用该工具在套管内没有钻井液的情况下使套管对井眼低边正压重量减少93t左右。
④下套管专用工具。
挪威技术研究所研制的下套管工具可使水平井段下套管的长度比采用普通方法增加50％～100％，如图2-18。
图2-18 挪威技术研究所研制的下套管专业工具
（9）完井技术
⑤套管钻进下套管方式。
Dismukes公司利用一个可回收井下钻井马达来清除套管前面的障碍。
利用电缆将电动、螺杆钻具或涡轮钻具等可回收式马达下到井底，这些马达在井底通过驱动轴驱动推进器或钻头，清除套管前方的障碍或钻屑沉积，套管下到井底后，马达取出，钻头和驱动轴留在井中。
⑥TAM公司研制的套管循环头
不但适合于顶部驱动钻机系统，也适合于转盘钻进钻机，它是利用下套管同时循环钻井液减小摩擦力的方法来提高管柱下入能力，并降低卡钻的可能性。
美国K.W.NELSON公司研制的套管调节器相当于滑动接头或钻进震击器，安装在套管内的几个位置上，帮助将套管下到井底，该技术已申请了专利。
还有就是利用游车或大钩的自重往井下推动套管或尾管。
⑦尾管下入工具。
国外研制的水力尾管释放工具（HRT）（图2-19）能将尾管旋转并送到设计井深，而且能处理因旋转尾管导致的高扭矩（136.5kN·m）。
它可以在尾管的注水泥作业中边旋转边上下活动。
在尾管旋转下送至总井深并固井后，经钻杆投入胶塞，可使尾管在水力作用下与钻杆卸开。
该工具已应用于Unocal公司的大位移完井中。
⑧滚子扶正器。
可极大地减小摩擦系数，在泥浆中的旋转摩擦系数低达O．04（图2-20）。
（10）应用实例
①1998年初，BP公司在WytchFarm油田钻的M-11井水平位移 达10114m。
该井是该油田完成的第14口大位移井，该井所用的Dentag 钻机是欧洲最大的钻机，配有一台3000hp的绞车，3台1600hp的泥浆 泵和一套顶部驱动系统；为避免井眼损伤和泥浆漏失采用了Anadrill公 司的泥浆压力随钻监测仪（PWD）；定向控制采用了井下旋转导向钻井 系统，与传统导向工具的区别是它在井下可旋转导向，是该系统第一 次在WytchFarm油田应用。
②Oseberg油田大位移井完井采用177.8mm、重量为38kg/m的管 柱进行完井，考虑到完井管柱过长、过重，如果一次下入完井管柱，根据计算其抗拉伸和抗击毁安全系数不够，为解决这一问题，采取了尾管回接固井技术。
2.国内主要技术发展应用情况
我国在钻大位移井的设备配套上，目前兰州石油机械厂和宝鸡石 油机械厂都已开发研制出ZJ60D和DQ-60D顶部驱动钻机，为钻水平位移在4000m左右大位移井提供了设备上的保证。
在井眼轨迹控制及测量方面，我国陆上油田已引进多台套MWD测量设备。
西安石油学院已在进行降摩阻短节的试验研究，通过在中硬石灰岩地层试验水平钻进，机械钻速提高43％；在致密硬白云岩和石灰岩进行26°井斜钻进，机械钻速提高19％。
目前国内的几家主要石油设备生产厂家都已基本具备加工制造各类井下动力钻具、钻头及特殊工具的能力。
1991年，石油勘探开发科学研究院机械所开始研制遥控变径稳定器，开发了提压钻柱式、投球式和排量控制式三种遥控变径稳定器，为油田大位移井、水平井钻井作业提供了先进的工具。
（1）提压钻柱式变径稳定器
图2-21为提压钻柱式遥控变径稳定器的结构原理图。
由图2-2l可知，当驱动轴向上或向下发生位移时，驱动轴上的楔形面将推动支撑块伸出或缩进，从而实现稳定器工作面直径的变化。
驱动轴的位移通过提压钻柱实现。
稳定器直径变大的操作过程是停泵终止循环，驱动轴上的液力锁被打开，驱动轴处于自由活动状态，只要钻头与井底有一定的接触力，驱动轴就向上移动，支撑块被顶出，稳定器处于大尺寸状态，此时马上启动泵，在泵压作用下，液力锁活塞被推入其下端的弹性爪中撑开弹性爪，上壳体的内台阶挡住弹性爪，锁住驱动轴，稳定器就可在大尺寸状态下工作。
稳定器直径变小的操作过程是停泵终止循环，驱动轴上的液 力锁被打开，将钻头提离井底，利用钻头与钻铤的重力使驱动轴向下移动，支撑块与楔形面脱离，处于浮动状态，稳定器旋转时，支撑块与井壁碰撞，使支撑块缩回，稳定器就处于小尺寸状态，启动泵后，液力锁锁定驱动轴，稳定器就处于小尺寸状态工作。
1-上壳体；2-液力锁；3-支撑块；4-下壳体；5-驱动轴
图2-21 提压钻柱式变径稳定器
试验情况：
1993年4月在大港油田6-23-1井，对YW-178提压钻柱式遥控变径稳定器进行了第一次工业性应用，整个应用过程中，YW-178遥控变径稳定器变径自如可靠。
在此基础上，又先后开发了YW-12l，YW-203提压钻柱式遥控变径稳定器，形成了系列产品，并先后在四川、大港和青海等油田得到应用。
（2）投球式变径稳定器
图2-22为投球式遥控变径稳定器的结构原理图。
1壳体；2驱动轴；3驱动销；4支撑块；5球爪；6钢球
图2-22 投球式变径稳定器
工作原理：
驱动轴在中部设有凹凸轮，下部有特殊形状的滑道，上壳体上的驱动销可沿驱动轴上部滑道运动。
当要改变稳定器尺寸时，向钻具内投一钢球，钢球落至球爪处停止。
启动泵后，钢球在球爪处形成节流，使驱动轴向下运动。
驱动轴向下运动的同时，又被上壳体上驱动销驱动旋转一个角度，因驱动轴中部的凹凸轮不同角度有不同的径向尺寸，所以支撑块被顶出的尺寸不同，从而实现稳定器工作面尺寸的控制。
应用：
1997年6月在大港油田西1-5-1井，对QYW-78投球式遥控变径稳定器进行了第一次应用，经整改后1998年11月在大港油田板62-32井进行了可靠性试验，工作正常可靠。
在此基础上，又开发了QYW-178投球式遥控变径稳定器，并在四川地区成功应用。
（3）
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