定向井下部钻具组合设计方法.docx
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定向井下部钻具组合设计方法
SY/T5619—1999
定向井下部钻具组合设计方法
代替SY/T5619—93
Methodofbottomholeassemblydesignindirectionalwells
1范围
本标准规定了井斜角小于60°的定向井下部钻具组合的设计方法。
本标准适用于陆上石油、天然气及地质勘探钻定向井钻具组合设计，侧钻井及大斜度井的下部钻具组合设计也可参照使用。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
SY/T5051—91钻具稳定器
SY/T5172—1996直井下部钻具组合设计方法
3钻铤尺寸及重量的确定
3.1钻铤尺寸的确定
3.1.1在斜井段使用的最下一段（应大于27m）钻铤的刚度应适用于设计的井眼曲率。
3.1.2入井的下部钻具组合中，钻铤的外径应能满足打捞作业。
3.1.3钻头直径与相应钻铤尺寸范围的要求见表1。
表1钻头直径与相应的钻铤尺寸mm（in）
钻头直径钻铤直径钻头直径钻铤直径
120.7（43/4）79.4（31/8）241.3（91/2）158.8（61/4）
177.8（7）
152.4（6）104.8（41/8）311.2（121/4）203.2（8）
228.6（9）
215.9（81/2）158.8（61/4）444.5（171/2）228.6（9）
3.2无磁钻铤安放位置及长度的确定
3.2.1无磁钻铤安放位置
无磁钻铤的安放位置应根据钻具组合的特性（造斜、增斜、稳斜或降斜）、具体尺寸和连接螺纹类型，使之尽可能接近钻头。
3.2.2无磁钻铤长度的确定
3.2.2.1根据图1确定施工井所在区域。
3.2.2.2施工井在1区时，无磁钻铤长度根据图2进行确定。
图2（a）为光钻铤组合。
在曲线A以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部3.3m。
在曲线A以上：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部13.6m；
图2（b）为满眼或螺杆钻具组合
在曲线B以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部4.5m；
在曲线B和C之间：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部6.6m；
在曲线C以上：
无磁钻铤长度为27.4m；
仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
3．2．2．3施工井在2区时，无磁钻铤长度根据图3进行确定。
图32区无磁钻铤长度选择图
图3（a）为光钻铤组合。
在曲线A以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部3.3m。
在曲线A以上：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部14.6m；
图3（b）为满眼或螺杆钻具组合。
在曲线B以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部4.5m；
在曲线B和C之间：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部6.6m；
在曲线C和D之间：
无磁钻铤长度为27.4m；
仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
在曲线D以上：
无磁钻铤长度为36.5m；
仪器位置距无磁钻铤底部15.7m。
3.2.2.4施工井在3区时，无磁钻铤长度根据图4进行确定。
图43区无磁钻铤长度选择图
图4（a）为光钻铤组合。
在曲线A以下：
无磁钻铤长度为9.1m；
仪器位置距无磁钻铤底部3.3m。
在曲线A和B之间：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部4.5m；
在曲线B以上：
无磁钻铤长度为27.4m；
仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
图4（b）为满眼或螺杆钻具组合。
在曲线C以下：
无磁钻铤长度为18.3m；
仪器位置距无磁钻铤底部6.6m。
在曲线C和D之间：
当无磁钻铤长度为27.4m时；仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
当无磁钻铤长度为18.3m时；仪器位置距无磁钻铤底部6.6m；
在曲线D和E之间：
当无磁钻铤长度为36.5m时；仪器位置距无磁钻铤底部15.7m；
当无磁钻铤长度为27.4m时；仪器位置距无磁钻铤底部13.7m；
在曲线E以上：
无磁钻铤长度为91.5m；
仪器位置距无磁钻铤底部45.7m。
3.3钻铤重量的确定
3.3.1常规定向井中钻铤重量的确定
根据设计的最大钻压，确定所需钻铤的总重量，再确定钻铤尺寸和长度。
所需钻铤在空气中的总重量按式
（1）计算：
pk
G1=…………………………
（1）
fcosα
式中：
Gi——所需钻铤在空气中的总重量，kN；
p——设计的最大钻压，kN；
k——安全系数，可取1.2～1.5；
f——钻井液浮力校正系数；
α——井斜角，（°）。
3.3.2深定向井及难度较大定向井中钻铤重量的确定。
为了减少钻柱的扭矩、摩擦阻力以及高密度钻井液造成粘附卡钻的可能性，可采取加重钻杆、普通钻杆和铝合金钻杆代替钻铤加钻压，但应进行稳定性分析计算。
钻杆开始弯曲时的临界压缩载荷按式
（2）计算：
Fmax=2（9.8feIρAsinα/γ）1/2……………
（2）
式中：
Fmax——钻杆开始弯曲时的临界压缩载荷，KN；
E——弹性模量可取2.059×1011N/㎡,N/㎡；
ｆ——钻井液浮力校正系数；
Ｉ——管材的轴惯性矩，ｍ4；
ρ——管材密度，１／ｍ3；
Ａ——管材横截面积，ｍｍ2；
α——井斜角，（°）；
γ——钻杆与井眼间的间隙值，ｍｍ。
钻杆稳定性设计所需的条件按式（３）计算：
Ｆmax＞p-Wcosα…………………（3）
式中：
p——设计的最大钻压，kN；
W——下部钻具组合钻杆以下钻铤的浮重，kN；
应用式
（2）和式（3）确定钻铤、加重钻杆、普通钻杆和铝合金钻杆重量。
4螺杆钻具定向造斜钻具组合的设计
4.1螺杆钻具定向造斜钻具组合的基本形式见图5。
4.2钻头直径与相应的螺杆钻具尺寸范围按表2要求组合。
4.3弯接头角度的确定。
表2螺杆钻具组合mm
钻头直径螺杆钻具直径
117.5～152.485.7
165.1～200.0127.0
212.7～250.8165.1
250.8～311.2196.9
311.2～444.5244.5
444.5～660.4304.8
4.3.1弯接头可按表3的数据，同时结合本地区的地质特性、钻井实践等因素选取。
4.3.2弯接头规格的配备：
通常应配备1.0°,1.5°,2.0°,2.5°,3.0°等规格。
表3螺杆钻具组合预计造斜率（弯接头式）
弯接头工具尺寸，mm
角度98.4127.0165.1196.9244.5
（°）井径造斜率井径造斜率井径造斜率井径造斜率井径造斜率井径造斜率
mm（°）/100mmm（°）/100mmm（°）/100mmm（°）/100mmm（°）/100mmm（°）/100m
1.09.811.58..28.25.74.1
1.5120.711.5152.415.6215.911.5244.412.3311.28.244.57.4
2.013.118.014.816.411.59.8
2.516.416.414.8
4.4弯壳体螺杆钻具应结合本地区的地质特性、钻井实践选用。
4.5钻头与螺杆钻具之间尽可能不用配合接头。
4.6使用图5（d）型螺杆钻具组合时，可通过调节下稳定器的位置来调节工具的造斜率。
5转盘钻增斜钻具组合的设计
5.1转盘钻增斜钻具组合可选用三种基本形式（见图6），基本尺寸要求见表4。
5.2稳定器组合的受力分析及安放位置的计算，推荐使用纵横弯曲连续梁法，其计算公式见附录A（标准的附录）。
表4转盘钻增斜钻具组合稳定器安放高度
增斜钻具组稳定器安放高度
合基本形式L1L2L3
图6（a）1.0～1.8————
图6（b）1.0～1.818.0～27.0——
图6（c）1.0～1.89.0～18.09.0～10.0
5.3调整钻头侧向力的方法：
a）调整钻头与近钻头稳定器的距离（距离越短，造斜力越大，但不
小于1.0m）；
b）调整稳定器之间的距离；
c）调整钻铤尺寸；
d）调整稳定器与井壁的间隙；
e）调整钻压。
5.4使用多稳定器增斜时，当井斜角增大到使第二稳定器失效前，L2应相应的减小。
5.5用单稳定器钻具组合钻进，当井斜角小时（小于30°），钻具组合的方位稳定性较差，使用中应慎重。
5.6下部钻具组合刚度增大时，应逐个增加稳定器进行通井，划眼。
5.7短钻铤的配备：
应配备1.0，2.0，3.0，4.5，6.0m等规格的短钻铤。
6转盘钻稳斜钻具组合的设计
6.1转盘钻稳斜钻具组合有三种基本形式（见图7）基本尺寸要求见表5。
6.2图7（c）型钻具组合推存在井斜角30°以上使用。
1—钻头；2—短钻铤；3—稳定器；4—无磁钻铤；5—普通钻铤
图7转盘钻稳斜钻具组合基本形式
表5转盘钻稳斜钻具组合稳定安放高度m
稳斜钻具组稳定器安放高度合基本形式
合基本形式L1L2L3L4
图7（a）1.0～1.83.0～6.09.0～18.09.0～27.0
图7（b）1.0～1.84.5～9.09.0～18.0——
图7（c）1.0～1.89.6～10.0————
6.3在硬地层或研磨地层中稳斜钻进时，如扭矩大或钻头及稳定器的直径磨损严重，可把螺旋稳定器换成滚轮稳定器。
6.4长井段及大井斜角中稳斜钻进时，应采用微增斜钻具组合钻进，以平衡钟摆降斜力，达到长井段稳斜目的。
6.5为加强稳斜效果，可将近钻头稳定器串联使用。
6.6可采用转盘钻（转速为50r/min左右）加弯壳体螺杆钻具稳斜。
7转盘钻降斜钻具组合的设计
7.1转盘钻降斜钻具组合有三种基本行式（见图8），基本尺寸要求见表6。
1-钻头；2—无磁钻铤；3—普通钻铤；4—稳定器
图8转盘钻降斜钻具组合基本形式
表6转盘钻降斜钻具组合稳定器安放高度m
降斜钻具组稳定器安放高度
合基本形式L1L2
图8（a）9.0~27.0—
图8（b）9.0~27.09.0~10.0
图8（c）0.8~1.018.0~27.0
7.2调整侧向力的方法：
a）增加近钻头稳定器到钻头的距离；
b）减小稳定器的直径；
c）控制钻压。
稳定器安放位置的计算按SY/T5172—1996中的第3章执行。
7.3如钟摆钻具组合降斜无效，可用井底动力钻具组合降斜。
7.4选用图8（c）型钻具组合时，下稳定器尺寸比上稳定器小。
8稳定器的要求
8.1稳定器的外型结构见SY/T5051。
8.2在软地层中，一般应选用支撑面宽、扶正条较长的螺旋稳定器；在硬地层中，一般应选用支撑面窄、扶正条较短的螺旋稳定器。
8.3在阻卡严重的地区，可采用可变径稳定器。
附录A
（标准的附录）
纵横弯曲连续梁法
A1纵横弯曲连续梁法
A1.1纵横弯曲连续梁法计算所使用的符号和单位（见表A1）
表A1纵横弯曲连续梁法计算所使用的符号和单位
符号名称单位
Si第i段钻柱的轴向力N
Mi第i个稳定器处的钻柱内弯距N·m
Ri第i个稳定器处的井壁反力N
R。
钻头处的井壁反力N
Qi第I段钻柱的横向载荷N/m
Ii第I段钻柱的惯性矩m4
E钻柱的弹性模量N/m2
Pi第I段钻柱在空气中单位长度的重量N/m
pa钢材密度g/cm3
pm钻井液密度g/cm3
a井斜角（°）
Δγi第I个稳定器与井壁间的半径差值m
Li第I段钻柱的长度m
Yi第I段钻柱的最大挠度m
Oo钻头转角rad
A1.2计算公式
A1.2.1设共有n个稳定器，那么第i（I=1，2，….，n）个稳定器处的三弯矩方程为：
aiLiLiLi+1Li+1
Mi+1+2（βi+βi）Mi+ai+1Mi+1
IiIiIi+1Ii+1
qiLi3qi+1Li+13
=－γi－γi+1+6EQi……………………（A1）
4Ii4Ii+1
其中：
Δγi+1－Δγi-1Δγi+1－Δγi+1
Qi=－
LiLi+1
33
a=－
nisin（2ui）2ui2
33
βi=－
（2ui）22uitg（2ui）
3（tgui－ui）
γi=
ui3
SiLi2
Ui=（）1/2
4EIi
A.1.2.2切点处的辅助方程为：
MnLn+1qn+1L3n+1Δγn+1－Δγn
an+1+γn+1=…（A2）
6EIn+124EIn+1Ln+1
A.1.2.3第i个稳定器处的井壁反力Ri为：
Ri=Ri′+Ri″……………………………（A3）
其中：
qiL2i1
Ri′=[+Mi+1－Mi+Si（Δγi－Δγi+1）]
2Li
qi+1L2i+11
Ri″=[+Mi+1－Mi－Si+1（Δγi+1－Δγi）]
2Li+1
A1.2.4钻头处的侧向力pc为：
qiL2i+11
Pc=－R0=－（+Mi－SiΔγi）………………（A4）
2Li
A1.2.5第i段钻柱的中点挠度Yi为：
Yi=Y/i+Y//i+Y///i+Y////i………………………（A5）
其中：
Mi+1Li211
Y/I=·2（－）
16EIiui2cosuiui2
MiLi211
Y//I=·2（－）
16EIiui2cosuiui2
1u2i
5qiL4icosui－1－2
Y///I=（）
384EIi5ui4/24
（Δγi－Δγi+1）
Y////I=Δγi+1+
2
A1.2.6钻头转角θ0为：
MiLiqiLi3Δγi
θ0=ai+γi+………………（A6）
6EIi24EIiLi
A1.2.7各段钻柱的横向载荷表达通式为：
ρ
qi=Pi（1－）sina……………………（A7）
ρc
A1.2.8各段钻柱的轴向载荷为：
Li-1Liρm
Si=Si-1－（Pi-1+Pi）（1－）cosa……………（A8）
22ρc
A2使用说明
A2.1采用纵横弯曲连续梁法编制的计算机程序，可以较为精确地作出直井中的光钻铤组合、满眼钻具组合、钟摆钻具结合，以及定向井中的转盘钻增斜钻具组合、稳斜钻具组合、降斜钻具组合的设计计算和分析计算。
A2.2采用计算机程序计算的有关参数，只有在一定的井斜角及钻压范围内使用才有效，即保证稳定器之间的钻铤发生弯曲变形后不与井壁接触。
在其他参数不变的情况下，根据组合的实际（增斜及稳斜）能力，校核这套钻具组合在不与井壁接触时的允许最大井斜角。
A2.3钻头侧向力等参数的计算，取决于井眼尺寸、稳定器的安放高度、稳定器的个数、稳定器之间的钻铤尺寸、稳定器的直径、井斜角、钻井参数及钻井液密度等因素。
A2.4在采用连续梁法分析下部钻具组合时作了以下假设：
a）从钻头至顶部稳定器之上的10～20m的井段为斜直井段，即井斜角一致，无方位角变化
b）刚性井壁
c）不考虑井壁与稳定器之间的摩擦
d）不考虑钻柱旋转的影响。
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