基于钻井延伸极限的管柱分段优化设计方法

发布时间：2021-07-15 21:09

　　大位移井的横向延伸能力不断提高,管柱力学行为更加复杂,对管柱的优化设计提出了更高的要求。为此,综合考虑管柱各种作业工况和约束因素的影响,构建了一种基于大位移井延伸极限的管柱分段优化设计方法。对于大斜度段管柱采用加权目标函数法进行设计,采用先局部后整体的方法进行求解;对于上部常规段管柱采用近似延伸极限法进行设计,采用迭代法进行求解。研究结果表明,新设计方法可有效地解决大位移井管柱和接头优化设计问题。井眼状况良好时,可在钻柱上安装减阻器,以降低管柱摩阻;井眼状况较差时,采用小尺寸接头钻柱且不采用减阻接头,以降低局部机械阻力。套管设计中建议采用兼顾套管居中和减阻的折中方案,折中方案结果相对于仅考虑套管居中或减阻的结果更加合理。研究结果可为大位移井中管柱的优化设计提供参考。 

【文章来源】：石油机械. 2020,48(04)北大核心

【文章页数】：8 页

【部分图文】：

大位移井的上部常规段和下部大井斜段

方程(7)潜在设计方案个数为NcNL,涉及局部管柱优化设计问题(6)的次数为NcNL·NL,当Nc和NL比较大时,直接求解该模型很耗时。为解决该问题,相关研究[16]采用先局部后整体的求解方法,整体优化设计问题(7)可转换为从最后一段局部管柱优化设计依次到第一段局部管柱优化设计。然而由于该方法假定了优化顺序,所以优化效果存在不充分等问题。

不同设计方法下的钻柱优化设计结果如图3所示。初始设计全部采用?127.0 mm钻杆,常规优化是指在垂直段下部采用?127.0 mm加重钻杆。由图3可见,采用加重钻杆后屈曲状态没有得到改善,垂直段和水平段上管柱屈曲问题突出(见图3b),达到设计井深时地面大钩处轴向力为压力(见图3a),代表无法安全钻达设计井深。初始设计和常规优化下的井眼延伸极限小于设计值(见图3d),因此常规方法无法满足设计要求。采用本文模型进行优化设计,在垂直段底部采用?168.3 mm钻杆和?127.0 mm加重钻杆,水平开始段采用?127.0 mm钻杆(见图3c)。替换后的管柱具有更高的屈曲临界载荷,因此在垂直段和水平段上管柱屈曲问题得到有效抑制(见图3b),地面处管柱轴向力由压力转换为拉力(见图3a),井眼延伸极限大幅度提高(见图3d),达到了设计井深要求。

【参考文献】：
期刊论文
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[3]扎哈泉致密油水平井钻井技术对策[J]. 胡贵,李令东,刘新云,于文华,石李保,孟庆昆,徐鹏.  石油机械. 2016(02)
[4]大位移井顶替效率最优的套管居中度设计方法[J]. 步玉环,张大千,郭权庆.  中国石油大学学报(自然科学版). 2015(02)
[5]大位移井钻井极限延伸能力的研究[J]. 闫铁,张凤民,刘维凯,邹野,毕雪亮.  钻采工艺. 2010(01)
[6]大位移井钻柱优化设计方法及应用[J]. 夏忠跃,陈建兵,徐荣强,邢洪宪,黄小龙,张俊.  石油钻采工艺. 2008(06)
[7]大位移井钻井工程优化设计与应用[J]. 相玉辉,屈展,陈军斌,王升廷,陈艺林.  石油机械. 2006(10)
[8]水平井钻柱的优化设计问题[J]. 韩志勇.  石油大学学报(自然科学版). 1997(05)
[9]水平井钻柱设计[J]. 彭高华,赵洪激.  石油机械. 1991(12)

博士论文
[1]旋转钻井机械延伸极限研究[D]. 黄文君.中国石油大学(北京) 2016



本文编号：3286469