摘要：S135钢级钻杆在矿井勘探、探放水、瓦斯抽采等钻孔施工中得到了广泛使用。然而,由于钻杆接头螺纹承受轴向拉压、扭转、弯曲及其复合载荷的循环作用,导致接头螺纹的使用寿命远远低于其设计寿命,是整个钻杆结构中最薄弱的环节。因此,通过万能拉伸试验获得钻杆接头材料的力学性能参数,经计算转化得到其本构参数,对钻杆接头进行有限元分析。为了提高有限元分析效率,推导垂直于钻杆接头轴线的螺纹截面轮廓几何表达式,基于旋转、抬升、缩径和连接节点的设计思路,提出了一种考虑钻杆接头锥度和台肩的三维螺纹参数化建模方法,并根据单元和节点之间的关系开发了钻杆接头连接的参数化三维六面体网格建模程序,通过与交互式建模方法计算结果的对比验证了其有效性和可行性。此外,对上扣扭矩、压扭及压弯扭复合载荷作用下接头外螺纹的力学特性进行了分析。结果表明:3种工况下钻杆接头外螺纹上的应力近似呈现“浴盆”形态,第1螺纹牙上的应力最大;随着圈次的增加,螺纹牙上的应力迅速下降,最后一圈螺纹牙上的应力呈现上升趋势;在弯矩的作用下,螺纹牙上的应力具有非对称特征。在接头螺纹设计时,必须考虑井眼曲率的影响并且需要重点关注接头压缩边第1螺纹牙上的应力。

摘要：圆柱螺线法是井眼轨道设计和实钻井眼轨迹计算中最常用的方法,目前常使用近似公式计算圆柱螺线型井眼轨道的平均井眼曲率。推导了圆柱螺线型井眼轨迹的井眼曲率和平均井眼曲率的精确计算公式。通过数学实验方法对行业标准公式和刘修善公式相对于圆柱螺线型井眼轨迹真实平均井眼曲率的偏差进行了研究,得到了偏差的统计规律:偏差随井段井斜角、方位角差值而增大;对于行业标准公式,井斜角差值是产生偏差的主要影响因素;对于刘修善公式,方位角差值是产生偏差的主要影响因素;行业标准公式和刘修善公式只适用于井斜角、方位角差值较小的情形。

摘要：为明确套管下入对井眼曲率的限制,从套管弯曲截面真实的轴向力出发对弯曲段套管进行受力分析井眼曲率的选择对定向井轨道设计至为关键,其大小受制于多种条件;基于API计算最大井眼曲率传统公式的推导过程明确其适用范围及不足;对其他学者的相关计算模型的优缺点进行了评述。为了提高适用性与准确性,从弯曲段套管真实受力出发,基于有效应力得出了适用于各种拉力条件下的套管下入所允许的最大井眼曲率的计算模型。并对套管下入过程中的各种工况进行分析,且分析结果认为上提套管为最危险工况,此时的最大井眼曲率为某一弯曲井段保证套管安全下入的最大井眼曲率。得出了可适用于任何拉力条件下的新的最大井眼曲率计算模型。

摘要：由于API螺纹抗弯扭性能较差,导致接头螺纹的使用寿命会低于其设计寿命。以API NC50钻杆接头螺纹为例,通过改变API螺纹台阶面结构来增强API螺纹的抗扭性能。首先,通过万能材料试验机得到了35CrMo的材料性能参数,建立螺纹材料的本构模型;其次,基于材料本构模型建立了钻杆接头螺纹有限元分析模型,并验证了该分析模型的准确性;最后,分析了钻杆接头螺纹在上扣载荷、上扣+压缩载荷和上扣+压缩+弯曲载荷下的螺纹牙应力场情况。分析结果表明:梯形台阶面结构能够有效改善接头螺纹扭矩的分布,使螺纹牙所承受的扭矩值降低了50%;在上扣+压缩载荷工况下,螺纹牙上最大应力总体变化趋势为随着压缩载荷增加而不断降低,且梯形台阶面螺纹牙上的最大应力低于API螺纹结构;当增加弯曲载荷后,钻杆外螺纹螺纹牙应力均随着井眼曲率的增加而增加,但未超过材料的最大屈服极限,梯形台阶面螺纹牙应力也低于API螺纹。

摘要：随着水平井、定向井、大位移井及大斜度井钻井技术在石油钻井工程中的广泛应用,由钻柱与套管间侧向接触力引起的套管连接螺纹磨损问题日益突出,导致了修井周期缩短,开采成本增加,成为制约钻采工程效益的主要因素之一。近年来,不少学者对套管磨损问题进行了大量研究,但均集中于套管非连接部分,而复杂结构井中磨损套管连接螺纹的三维力学行为研究鲜见报道。针对上述问题,基于虚功原理、Von Mises屈服准则以及接触非线性理论,建立了磨损套管连接螺纹的三维数值仿真模型,研究了复杂结构井中套管的上扣特性以及固井条件下磨损深度、磨损开度与井眼曲率对套管连接螺纹的影响。研究结果表明:磨损与井眼曲率对套管连接螺纹的应力状态影响极大,常见的某些工况会导致套管螺纹的连接性能和密封性能降低,考虑到服役后开采时的压力波动,常规的水平井、定向井、大位移井及大斜度井弯曲段套管连接螺纹的设计和选型应着重考虑磨损和井眼曲率的影响;针对设计曲率井眼中的每种待选螺纹类型,都应考虑可预见的磨损进行精细化数值计算,以确保其安全工作。

摘要：为避免异常高压造斜井段套管挤毁和变形等复杂情况,针对该井段套管抗挤强度开展了研究,建立了弯曲套管抗挤受力模型及套管磨损量化理论模型,研究了套管抗挤强度随井眼曲率、轴向载荷及磨损深度变化的规律。研究结果表明:套管抗挤强度随井眼曲率、轴向载荷的增加逐渐下降,且服从良好的二次函数关系;综合考虑轴向载荷及弯曲作用下,套管抗挤强与磨损深度服从良好的线性下降关系。针对目标井所用的244. 5 mm技术套管,在设计的每100 m井段10°造斜率下校核了不同磅级与不同钢级下的套管抗挤强度,推荐了满足强度要求的套管规格。综合考虑轴向载荷及磨损,在设计的10°造斜率下,计算得到剩余套管抗挤强度最低为54. 106 MPa,较套管API名义抗挤强度降低约7. 194 MPa,降幅11. 74%,剩余抗挤安全系数为1. 312(>1. 125),满足标准设计要求,同时计算了推荐套管所能承受的最大曲率范围。指出弯曲载荷下的套管抗挤强度受弯曲率及磨损深度影响较大。研究结果对于造斜井段的套管抗挤强度设计具有一定的借鉴意义。

摘要：导向筛管是超短半径水平井柔性钻具的重要组成部分,其结构尺寸的合理性直接影响钻具的造斜能力。基于导向筛管与井眼曲率相匹配的条件,采用贝塞尔曲线拟合导向筛管运动轨迹方程,得到导向筛管单节最大长度。在满足强度和弯曲刚度条件基础上,对各结构参数进行了优化。采用有限单元法,考虑导向筛管的材料非线性及横缝之间的接触非线性,建立了导向筛管有限元模型,并给出了求解策略。对优化后的单节导向筛管进行力学分析,验证了导向筛管结构优化设计的合理性。研究成果为导向筛管开槽结构设计提供理论参考,为超短半径水平井的成功钻进提供必要的工具支持。

摘要：大位移井钻井极限延伸能力是大位移井钻井设计和施工的关键参数,它往往被人们所忽视,目前有关此方面的研究尚不多见。针对大位移井的钻井实际,应用大位移井整体钻柱摩阻力分析的间隙元理论,给出了大位移井的延伸极限力学判断准则和计算模型。应用编制的大位移井极限延伸能力计算机软件,对影响大位移井的延伸极限能力因素进行分析,确定影响大位移井极限延伸能力的主要因素。得出了从对极限延伸能力的大小程度分依次为井眼摩阻系数最大、井眼曲率次之、门限钻压第三、转盘转速最小的重要结论,为今后大位移井的钻井设计和施工提供依据。

摘要：垣平1井是大庆已完钻水平井中最长水平位移预探井,该井在扶余油层共布置了6个靶点,设计水平段大于3 000 m,水垂比大于2。通过综合考虑剖面类型、井眼曲率、靶前距以及钻柱受力等多种因素,对垣平1井可钻达地质目标的各种轨道进行了优化设计,最大程度地降低了摩阻扭矩,增加了井眼延伸距离,降低了井眼的狗腿度。另外,通过对该大位移井的钻具组合和井身结构等方面进行优化设计,为该井的安全施工和顺利完钻提供了保证,该井三开钻进2 660 m水平段仅用了15.79 d,平均机械钻速17.59 m/h,创下了大庆油田完钻水平段最长、全井安全无复杂事故的记录。实现了该井评价分析扶余油层薄互层储层及探索提高低渗透油层产量的钻探目的。

摘要：钻前的摩阻和扭矩分析是大位移井可行性研究、钻机设备选择或升级改造以及优化井眼轨迹剖面设计的重要依据,对比预测的摩阻扭矩和实测的摩阻扭矩,可以监测井筒清洗程度,预防严重事故的发生。为此,建立了一种大位移井摩阻扭矩力学分析新模型。对于井眼轨迹曲率不同的部分及钻柱刚度不同的部分,采用不同的计算模型,这将提高模型的计算精度;钻柱的某个部分采用何种模型不需人为指定,而完全由程序自动判断控制,这将增强模型的适应能力。考虑底部钻具组合(BHA)中稳定器的影响,将底部钻具组合作为纵横弯曲梁模型,采用加权余量法进行力学分析;考虑钻柱的刚度和井斜、方位的变化,对于除底部钻具组合的钻柱其余部分,由程序根据井眼轨迹曲率及钻柱刚度的大小,自动选用软绳分析模型或刚杆分析模型。