旋转导向钻井技术介绍

旋转导向钻井技术介绍（共5篇）

篇1：旋转导向钻井技术介绍

旋转导向钻井技术及Power-V导向系统介绍

摘要：旋转导向钻井技术主要指井眼轨迹自动控制的闭环自动钻井技术，是20世纪90年代初期发展起来的一项钻井新技术，代表着当今国际钻井技术的最新发展方向，对超深井、超薄油层水平井、大位移井、分支水平井等轨迹控制具有独特效果。本文分析了旋转导向钻井系统的技术特点，介绍了国内外旋转导向钻井系统的发展、应用情况。并详细介绍了斯伦贝谢公司旋转导向系统Power-V的组成和工作原理。

1.概述

所谓旋转导向钻井，是指钻柱在旋转钻进过程中实现过去只有传统泥浆马达才能实现的准确增斜、稳斜、降斜或者纠方位功能。旋转导向钻井技术的核心是旋转导向钻井系统，如图1所示。它主要由井下旋转自动导向钻井系统、地面监控系统和将上述2部分联系在一起的双向通讯技术3部分组成。旋转导向钻井系统的核心是井下旋转导向工具，旋转导向钻井系统主要由以下几部分组成：

①测量系统:包括近钻头井斜测量、地层评价测量，MWD/LWD随钻测量仪器等，用于监测井眼轨迹的井斜、方位及地层情况等基本参数。

②控制系统:接收测量系统的信息或对地面的控制指令进行处理，并根据预置的控制软件和程序，控制偏置导向机构的动作。

图1 旋转自动导向钻井系统功能框图

2.旋转导向钻井技术的特点

旋转导向钻井技术与传统的滑动导向方式相比有如下突出特点：

①旋转导向代替了传统的滑动钻进：一方面大大提高了钻井速度，另一方面解决了滑动导向方式带来的诸如井身质量差、井眼净化效果差及极限位移限制等缺点，从而大大提高了钻井安全性，解决了大位移井的导向问题；

②具有不必起下钻自动调整钻具导向性能的能力，大大提高了钻井效率和井眼轨迹控制的灵活性，可满足高难特殊工艺井的导向钻井需要；

③具有井下闭环自动导向的能力，结合地质导向技术使用，使井眼轨迹控制精度大大提高。

旋转导向钻井技术的上述特点，使其可以大大提高油气开发能力和开发效率，降低钻井成本和开发成本，满足了油气勘探开发形势的需要。

3．国内外旋转导向钻井系统发展应用情况

目前，国外旋转自动导向钻井系统研究、应用成熟的有3种（如图2）：Baker Hughes Inteq公司的Auto Trak系统，Halliburton Sperry-sun公司的Geo-Pilot系统，以及Schlumberger Anadrill公司的Power Drive系统。其中，旋转导向钻井系统形成了两大发展方向：

一、不旋转外筒式闭环自动导向钻井系统: Auto Trak和Geo-Pilot；

二、全旋转自动导向钻井统:Power Drive。

图2 国外3种旋转导向工具原理图

3.1 Auto Trak旋转导向钻井系统

Baker Hughes Inteq在1997年推出的Auto Trak。截止到2000年上半年，该系统已下井575次，井下工作时间累计7万小时，总进尺100万米。其6 3/4“系统创下了单次下井工作时间92h，进尺2986m的世界纪录，8 1/4”系统创下了单次下井工作时间167h，进尺3620m的世界纪录。2000年8月，CACT公司在进行中国南海油田的1口侧钻水平井：HZ21一1一3SA井的1400m的定向井段的施工中，应用Auto Trak RCLS系统，结果只用了1.5d的时间就完成了用常规方式需要10d才能完成的定向井段的施工。2008年中石化西南分公司的HJ203H水平井在四开3755—5289m井段采用AutoTrak旋转导向钻井系统进行施工，机械钻速明显高于采用传统导向方式施工。3.2 Geo-Pilot旋转导向钻井系统

Sperry-sun在1999年推出新一代的Geo-Pilot旋转导向自动钻井系统，在美国墨西哥弯地区应用近50口井次，取得了良好的效果。

胜利油田于1998年引进了Halliburton公司的“AGS可变径稳定器+地层评价随钻系统FEWD”，并于2000年3月完成了胜利油田第1口位移超过3000m的海油陆采大位移水平井“埕北21一平1井”。2005年，中海油与Halliburton公司合作，在渤海的NB35-2油田水平分支井8-1/2〞井眼作业中，使用Geo-Pilot旋转导向工具，取得了预期的效果，完成了12口井作业。3.3 Power Drive旋转导向钻井系统

CAMCO公司1994年研制开发了SRD系统。1999年5月，CAMCO公司与Schlumberger公司的Anadrill公司合并，其SRD系统注册为Power Drive，成功应用于现场。截至1999年底，该系统已下井138次，累计工作时间11610h，总进尺47780m。目前，世界上3口位移超过10000m的大位移井中，有2口应用了该系统。

2000年，PowerDrive SRD系统引入国内海上应用，在设计井深8800m，水平位移超过7500m的南海XJ24—3—A18井6871—8610m井段中成功应用。

4Power-V简介

Power-V是斯伦贝谢旋转导向系统PowerDrive（如图3）家族中的一员。PowerDrive把旋转钻井条件下测得的井斜角、方位角和工具面角等数据上传到地面，地面计算机监控系统根据实钻井眼与设计井眼的相对位置来产生改变工具面角等参数的下传指令，井下微处理器分析脉冲信号加以识别，与储存在仪器里的指令对比后，由井下旋转导向工具执行指令。

图3 PowerDrive系统主要组成部分

4.1 旋转导向系统PowerDrive的优点

(1)反映和降低了所钻井段的真正狗腿度，使井眼更加平滑。用泥浆马达钻进30m井段，滑动钻进15m，旋转钻进15m，井斜角增加4°，得到平均狗腿度4°/30m。实际上，旋转钻15m井斜角几乎没有变化；而4°的井斜角变化是由滑动钻进15m产生的，这15m的实际狗腿度是 8°/30m。而用Power-V在同一设置下打出的每米都是同样均匀和平滑的，减少了井眼轨迹的不均匀度，从而减少了在起下钻和钻进过程中钻具实际所受的摩阻和扭矩。

(2)使用Power-V钻出的井径很规则。使用传统泥浆马达在旋转井段的井径扩大很多，而滑动井段的井径基本不扩大。这种井径的忽大忽小是井下事故的隐患，也不利于固井时水泥量的计算。

(3)由于Power-V钻具组合中的所有部分都在不停的旋转，大大降低了卡钻的机会。使用传统泥浆马达在滑动钻进时除钻头外，其它钻具始终贴在下井壁上，容易造成卡钻。

(4)在钻进过程中，由于Power-V组合中的所有钻具都在旋转，这有利于岩屑的搬移，大大减少了形成岩屑床的机会，从而更好的清洁井眼。这对于大斜度井、大位移井、水平井意义很大。

(5)由于Power-V钻具组合一直在旋转，特别有利于水平井、大斜度井和3000m以下深井中钻压的传递，可以使用更高的钻压和转盘转速，有利于提高机械钻速。使用泥浆马达在大井斜的长裸眼段滑动钻进时送钻特别困难，经常是上部的钻杆已经被压弯了，而钻压还没有传递到钻头上，还常常引发随钻震击器下击，损害钻头寿命。

4.2 Power-V 组成部分和工作原理简介

Power-V主要有两个组成部分，它们分别是上端的Control Unit(电子控制部分，简称CU)和下端的Bias Unit(机械部分，简称BU)。在两者中间还有一个辅助部分Extension Sub(加长短接，简称ES)。

(1)电子控制部分CU

CU是Power-V的指挥中枢，它内部有泥浆驱动的发电机，还有陀螺、钻柱转速传感器、流量变化传感器、震动传感器、温度传感器以及电池控制的时钟等等。它可以独立于外面的钻铤而旋转或者静止不转。

工作原理：开泵后，发电机发电，陀螺测量到井底的井斜角和方位角(即高边)，然后按照地面工程师的要求把其内部的电子控制部分固定在某一个方位上(即高边工具面角)，从而实现无论钻柱如何旋转，CU内部的控制轴始终对准在需要的方位上，这个方位加上一个校对值后就是地面工程师所需要的高边工具面角的反方向。如果需要调整这个控制轴的方位角，可以由地面工程师给Power-V发送命令，方法是：按照一定的时间编排方式，在不同的时间开不同的工作排量，CU内部的传感器探测到这个排量的变化后，由其内部的程序对其进行核对，如果与预先设定的某个指令吻合，就开始执行这个新的工作指令。

(2)机械部分BU BU是一个纯机械执行装置，主要一个泥浆导流阀和三个由泥浆推动的pad(推力块或者叫伸缩片)。这个导流阀与电子控制部分CU的控制轴相连，其方向由控制轴的方位而定。有2%~5%的泥浆首先经过这个导流阀分流，然后流向转到该方向上的某个推力块A，推力块A就伸出，推挤井壁，井壁对钻头产生一个反作用力，这就是所谓的钻头侧向力，从而把钻头推向地面工程师所需要的方位。该推力块A转过这个位置后，泥浆的液压作用就转向下一个转到这里来的推力块B，从而推力块B伸出。而推力块A则会在井壁对其的挤压下缩回去，周而复始，由此实现旋转导向功能。推力块在那个方位伸出、伸出次数的几率(百分比)都是由地面工程师通过电子控制部分决定的。对井壁推力的大小是由钻头压降决定的，可以由地面人员通过调节排量而进行控制（如图4）。

图4 PowerDrive盘阀控制机构示意图

(3)加长短接ES 其内部装有一个泥浆滤网，负责过滤分流后驱动机械部分BU当中推力块(pad)的泥浆。

4.3 影响Power-V性能的有关因素和使用参数

(1)泥浆密度：它会影响钻头压降，必须在Power-V下井之前得到下一趟钻泥浆密度的平均值和可能的范围。其次还要知道进行水力计算所需的塑性粘度和屈服值。

(2)排量：在Power-V下井之前，必须得到井队泥浆泵可以提供的排量范围。每根仪器具体的工作排量由实验室确定。

(3)钻头水眼：根据上述各项数据进行水力计算，在总泵压允许的情况下，按照Power-V比较理想的工作压降选择钻头水眼，如果可能的话，兼顾钻头水马力。

(4)钻头压降：它决定着推力块对井壁的推力大小。压降太大会降低机械部分的寿命，甚至破坏机械部分；压降太小会降低Power-V的作用，达不到预期效果。它的工作范围为600～800psi，650～750psi 之间比较理想。需要根据当时井的具体情况选择一个合理值。一旦仪器下井，通常是通过改变排量来调节钻头压降。

(5)转盘转速。工作范围0～240r/min，转速太低，达不到预期效果；转速太高，则机械部分BU的磨损加快，需要根据当时井的具体需要而定。

(6)Power-V的性能与钻压没有直接关系。

(7)Power-V对牙轮钻头的要求比较简单：能够承受高钻压和高转速。对PDC的要求比较严格：保径部分要短，保径部分上必须要有切削齿，Taper要短，钻头总长度要短，等等。

5.结论及认识

(1)旋转导向技术和地质导向技术的结合提高油层暴露程度，大大提高油气资源勘探开发效率和钻井效率，降低钻井成本和勘探开发总成本，经济效益和社会效益十分显著。

(2)旋转导向钻井配套特制的PDC钻头，可减少提下钻，大幅度提高钻速。(3)当前新疆油田每年钻大位移井、薄油层地质导向水平井、分支井的数量在增加，建议在各别区块引入旋转导向钻井技术。

(4)目前国产的动力钻具还只局限于普通井下泥浆动力钻具，其它的如可变径稳定器、旋转导向工具、地质导向工具等国内还处于研究和实验阶段，旋转自动导向工具离国际水平相差甚远。

(5)2009年我院的垂直导向钻井系统的实验成功为今后旋转导向工具的研制奠定了基础。

篇2：旋转导向钻井技术介绍

默认分类 2009-11-15 09:32 阅读10 评论0

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引用

wangjie869@126 的 快速钻井技术介绍【飞马钻井配件公司】

众所周知，提高钻井速度是加快油气勘探开发步伐的重要途径。多年来，特别是重组分立以来，经过甲乙双方的积极投入和广大钻井工作者的努力，油田拥有了一系列加快钻井速度的技术，钻井速度也逐年提高，但与国外先进的钻井速度指标相比，仍存在着很大的差距。

一、大港油田采用的优快钻井技术

目前，油田用于优快钻井的成熟配套技术有：

1、高压喷射钻井与优选钻井参数钻井

●钻头：除钻砾石、安山岩、玄武岩等硬质岩性用HJ517或H517牙轮钻头外，其余地层如明化镇、馆陶中上部、不含砾的沙河街组、孔店组、中生界首选PDC钻头，也可选用HAT127牙轮钻头。

●喷嘴：牙轮钻头组装中长喷嘴或不等径普通双喷嘴或三喷嘴(大小嘴径比为1:0.68-0.72或1:0.68-0.72:0.68-0.72)。

●钻具组合：

常规钟摆钻具(用于防斜和降斜)：钻头+短钻铤1-2根或钻铤1-3根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。

常规满眼钻具(用于稳斜和防斜)：钻头+稳定器+短钻铤1根+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。

常规增斜钻具(用于增斜)：钻头+稳定器+钻铤1-3根+稳定器+钻铤单根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆或钻头+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆或钻头+稳定器+钻铤1-3根+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。

导向钻具(可用于定向、造斜、稳斜、降斜和纠偏)：钻头+导向马达+无磁钻铤1根+MWD+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆。

●钻压：对于牙轮钻头，除防斜吊打、定向、扭方位外，最大的安全钻压为每英吋20KN。对于PDC钻头，钻压一般在40-80KN。●转速：对于机械钻机，在上部地层采用Ⅱ档或Ⅲ档的转速，在中深部地层采用Ⅰ档或Ⅱ档转速。对于电动钻机，采用适合牙轮钻头的95rpm。使用PDC钻头时，可采用动力钻具+转盘的复合钻井方式或转盘不低于Ⅱ档的转速。

●泵压：牙轮钻头的泵压达到17Mpa以上，PDC钻头的泵压达到14Mpa以上。穿漏层、定向与扭方位可适当降低泵压。

●排量：φ311.1mm及以上尺寸井眼的排量≥55L/S。φ244.5mm井眼的排量≥30L/S。φ215.9mm井眼的排量≥28L/S。φ152mm井眼的排量≥10L/S。

2、高效能PDC钻头和引进牙轮钻头钻井

在中深部地层中，选用进口的PDC钻头和牙轮钻头，可缩短起下钻时间，提高钻头的行程钻速。如：板深4井的Φ444.5mm井眼使用两只进口牙轮钻头打完2500m的井深，平均机械钻速达到了 m/h，比板深7井的同类型井眼少用牙轮钻头__ 只，机械钻速提高了 %。

3、PDC钻头+动力钻具钻井

直井采用PDC钻头＋1°螺杆钻具+螺旋钻铤1根+稳定器+螺旋钻铤18-21根+钻杆的钻具组合；定向井采用PDC钻头+导向钻具+无磁钻铤1根+MWD+稳定器+钻铤18-21根+加重钻杆+钻杆的钻具组合，均可加快钻井速度。特别是在油气层中钻井速度的提高，有利于缩短钻井液对油气层的浸泡时间，减少对油气层的污染。今年50528钻井队在官39-67井中应用该项技术，仅用15天21小时就打完井深2778米的直井。

4、防卡钻具组合

在定向井的钻具组合中，采用螺旋钻铤、加重钻杆和随钻震击器。随着井底位移和井下阻力的增加，为减轻钻具上提的总吨位，可用加重钻杆取代螺旋钻铤。水平井采用倒装钻具，即加重钻杆靠近钻头，螺旋钻铤接在加重钻杆的上面。

5、优质钻井液与完井液

一般情况下，在上部地层选用经济适用的聚合物钻井液体系，中深部地层采用有机硅钻井液体系。对于低压油气层来讲，在井身结构设计合理，技术套管封固了复杂地层的情况下，可采用低密度低固相的钻井液体系来保护油气层，如：聚合醇钻井液、甲酸盐钻井液等。对于易塌地层，宜采用硅盐钻井液。在油气层保护方面，进入油气层前加入屏蔽暂堵剂，揭开油气层后适当补充屏蔽暂堵剂。

6、井眼润滑、稳定与净化

●井眼润滑：如果录井允许，采用最经济适用的原油做钻井液的润滑剂，控制原油含量在6-8%，并加入磺化沥青改善泥饼的质量。如果录井对萤光有要求，可在钻井液中加入水基润滑剂、膨化石墨、极压润滑剂、低萤光磺化沥青等低萤光润滑剂。完井时，为确保电测和下套管的顺利进行，还可在封闭液中加入塑料微珠。目的是在直井中控制钻井液的摩阻≤0.10，在定向井中控制钻井液的摩阻≤0.08。

●井眼稳定：主要依靠力学和化学作用维护井壁的稳定，即钻井液的静态压力能平衡地层的坍塌压力或当量密度≥地层坍塌压力梯度，钻井液的高温高压失水≤10ml，钻井液中含有一定比例的防塌剂。工程上采取相应的措施，如：起下钻中途开泵要避开易垮塌地层；起钻及时灌满钻井液；钻进中出现掉块时，及时提高钻井液的密度和粘切等。

●井眼净化：钻进时保证排量，使用四级固控设备控制钻井液的含砂量，及时短起下钻清除井壁的岩屑床。快速钻进时，接单根前后做到晚停泵早开泵，并控制环空岩屑浓度≤6%，必要时，中途循环除砂。起钻前和下钻到底充分循环除砂。

7、近平衡压力钻井

在保证井下安全(不塌、不喷)的前提下，尽量将钻井液的密度降低，一方面可避免压差卡钻，另一方面可加快钻井速度，缩短钻井液对油气层的浸泡时间。

8、欠平衡钻井

可在地层稳定的井眼中实施，该项技术有利于保护油气层、提高钻井速度、穿易漏失的地层。如：油田在板深7等 口井中，应用液相欠平衡钻井技术保护千米桥潜山油气层并提高钻井速度。

9、PDC可钻式浮鞋浮箍

技术套管的浮鞋浮箍采用可钻式，有利于再次开钻时，直接下入PDC钻头钻进，减少一次起下钻作业。如：泛华反承包市场，下表套用可钻式浮鞋浮箍，二开直接下PDC钻头钻进。

10、组合与随钻测井

常规井的中完和完井采用大满贯测井技术，可节省电测时间，缩短钻井液对油气层的浸泡时间。目前，测井公司正在推广此项技术。

大位移井和水平井在进入油气层前，下入LWD，可实现随钻测井，节省钻杆输送法测井的时间，缩短完井时间。如：去年实施的五口水平井全部使用LWD钻穿油气层。

11、低密度早强水泥浆固井

对于安全窗口窄的易漏失井和低压井，使用低密度早强(24小时强度≥14MPa)水泥浆体系固井，可防止固井过程中的井漏，减轻固井对油气层的污染。目前，油田水泥浆的最低密度可达1.40g/cm3。

二、国外先进的钻井技术

国外在加快钻井速度方面的技术有高压喷射钻井、旋转导向钻井、闭环钻井、大位移水平井钻井、气液相欠平衡钻井、垂直钻井、套管钻井、连续油管钻井、无侯凝固井、快速拆装井口装置、快速下套管工具等。下面以赵东平台为例，介绍一些国外的先进技术。

（一）基本情况

赵东海上油田是CNPC与美国APACHE石油公司合作开发的第一个海上油田。平台位于河北省黄骅市南排河镇赵家堡村东南渤海湾海域，距陆地大约8公里，平均水深7米。平台总重6800多吨，上下总共4层，是国内最大的海上固定式综合生产平台，设计钻井能力为60口。赵东平台是由美国APACHE公司作为作业者，大港油田滩海工程公司以日费的方式提供钻井服务，同时由Schumberger和BAKER INTEQ公司提供定向井技术服务，Schumberger公司提供固井、测井服务，Weatherford公司提供钻井工具、套管钻井和下套（油）管服务，南海MI提供泥浆技术服务，BAKER公司提供完井技术服务。

该平台于2003年2月25日开始施工，至2003年12月28日仅用283.5d就完成了第一期26口井（包括4口水资源井、13口生产井、9口注水井）的施工，钻井总进尺达56655.8 m，平均机械钻速为48.47m/h。完成井（含4口水平井）基本采用两开制，钻井施工前将26"导管砸至75m左右，入泥深度35m左右；一开有24口井采用了13 3/8＂68ppf-K55套管钻井技术，另两口井采用常规171/2＂钻头开眼，下入13 3/8＂68ppf-K55-BTC扣型套管的方法；二开基本采用121/4＂钻头开眼，下入9 5/8＂47ppf-N80-BTC扣型套管作为完井套管；同时有4口井还进行了81/2＂井眼的施工（其中2口井采用裸眼完井技术，2口井下入了7＂尾管）。

（二）采用的先进技术与工具

在国外石油钻井行业中，由于人员工资高、技术服务费昂贵，造成钻井作业的的施工成本非常高，例如赵东平台施工阶段日成本基本保持在20万美元左右，浪费1小时就是近万美元的损失，所以促使作业者广泛应用新工艺、新技术，大胆改进施工作业程序，来缩短钻井作业的周期，达到节约施工成本的目的。

1、套管钻井技术

篇3：调制式旋转导向钻井工具控制研究

复杂结构井生产是现代油气勘探开发中的前沿技术之一[1]。旋转导向钻井的特点是在井下导向工具与钻柱同步旋转的条件下随钻完成钻井的导向和造斜。这种方法具有在旋转钻进时连续导向的能力,可以提高机械钻速和井眼净化效果,减少压差卡钻,降低钻井成本,其成井效果明显优于传统的滑动导向钻井法,是现代导向钻井的一个主要发展方向[2,3]。

根据原理偏置式导向工具亦称是通过推靠钻头的侧向力来改变钻进方位。调制式旋转导向钻井工具的基本特征是利用钻井过程中的钻井液压差产生一个指定方向的偏置推靠力,工作中在井壁上不存在任何静止支点,因此具有更强的复杂井眼轨迹实现能力和更高的造斜率能力,是偏置式旋转导向钻井中较为先进的一种方法[4]。

1 调制式旋转导向钻井基本原理

调制式旋转导向钻井工具主要由惯导稳定平台机构、液压盘阀分配机构和偏置执行机构3部分组成。其基本结构如图1所示。

整个导向工具安装在井下钻柱接近钻头处的钻铤内部。稳定平台是一个可以根据地面下传指令自动控制其空间滚动姿态角度的控制轴。整个控制轴通过支撑轴承与外钻铤联接,不随钻柱旋转运动且有自动调整滚动角的功能。通过控制轴驱动液压盘阀的动作使钻井工具偏置执行机构在旋转中产生指定方位的造斜导向偏置力。

液压盘阀系统下盘阀与钻柱本体联接,故与钻头同速旋转。下盘阀盘体上有3个圆形泄压孔,每个孔通过各自流道通向偏置执行机构中对应的一个翼肋驱动组件。工作中的钻井液若能进入任何一个圆形泄压孔,钻铤内外的压差能够驱动相应的翼肋推板推出。因此,当稳定平台带动控制轴及上盘阀稳定在空间某一固定角度时,旋转中的3个下盘阀圆形泄压孔会在该固定角度依次与弧形泄压孔连通,如图2所示。高压的钻井液通过3个泄压孔注入分别与之相连的3个翼肋推板的液压腔,由此产生出导向钻井所需要的一定方向的偏置推力[5]。钻进中的井斜产生方向为与翼肋推靠力相反的方向,即钻井工具在全旋转状态下,通过盘阀的高、低压的导通截止过程来改变翼肋对井壁的作用矢量力,产生具有所需井斜方位轨迹方向的导向力。

在复杂地质条件下,地面监控软件或技术人员还需要通过实时轨迹参数或地质参数对设计轨迹进行修正并得到新轨迹的导向控制指令。因此,地面的下传控制指令应包含造斜和稳斜状态、工具面角和导向力等级等多个必要信息,实际上就是井下导向闭环系统的一种计算机指导系统上位机命令。井下导向工具中的控制电路根据地面指令调整控制动作,通过稳定平台的闭环控制,达到实时调整井斜和方位的目的。

2 稳定平台工作原理

通过稳定平台控制轴稳定在相应的工具面角,调制式导向工具在导向工作方式产生所需的造斜效果。钻井工程中的工具面角是指以高边方向线为始边,顺时针转到工具面与井底圆平面的交线的角度,如图2所示。工具内稳定平台控制的上盘阀泄压孔的工具面角度,实际上就是在导向过程中3个翼肋在旋转中依次对井壁产生推靠力的方向。

根据工作原理,施加在稳定平台控制轴上的反向扭矩包括盘阀机构和平台支撑轴承的摩擦力矩等,反向转矩的存在使平台得到了一个与外钻铤转向相同的转动趋势。当泥浆涡轮带动装有永磁式磁钢的扭矩发生器转子旋转时,通过与稳定平台同轴的电枢绕组会在控制轴上产生一个与涡轮转向相同的电磁转矩。该转矩作用是在稳定控制轴上提供平台正向旋转的控制力矩,这个转矩的大小不仅与泥浆流量及电机的本身结构有关,也与电枢电流成正比关系。为了使稳定平台在旋转的钻柱内维持稳定,就需要实时调节控制轴上的总力矩。在控制中,闭环系统根据空间状态传感器反馈的信息,由控制电路通过闭环控制运算不断改变扭矩发生器的电枢负载电流,调节控制输出轴上的扭矩值,使平台控制轴产生期望的动作[6]。

3 稳定平台控制原理

由于稳定平台角控制对象是一种可以多圈自由旋转的旋转体,因此其控制与一般的直线位移位置控制也有着很大的不同,例如当它的偏差角绝对值增加到大于180°时,系统的控制扭矩输出需要变向,以保证平台从偏差角绝对值较小方向返回0°。考虑到对象惯性及其参数周期性等综合因素,稳定平台角位置控制算法需要采用一些特殊的思路,例如当偏差角接近0°时速度环的提前降速;偏差角在±180°左右控制作用的无扰换向及提前切换控制等。试验证明,只要考虑到上述特点,系统采用角速度和角位置的双闭环控制结构加上改造后的常规PID算法就可以满足最基本的控制要求。由于常规算法的局限性,使系统的响应频率、鲁棒性及抗干扰能力等性能的进一步提高受到了一定的局限,而导向调制式稳定平台对象在井下实际工况下时又存在有较严重的非线性、时变性和较多的不确定因素。在研究试验中分别使用多种算法对这种特殊系统的控制效果进行了深入的分析研究,控制性能和效果得到了不同的提高。

系统设计的模糊控制规则基本思路如表1所示。双入单出的模糊控制算法在控制过程中综合考虑控制轴的转速和转角来计算控制的输出。控制输出为驱动电流的增量,控制轴角度稳定在给定状况,输出驱动电流保持不变。

注:PL—正大,PM—正中,PS—正小,NL—负大,NM—负中,NS—负小,Z—0。

当偏差角α等于0时,若转速n不等于0,调节的动态过程也不能完全结束。且当转速值较大时,只做降速控制,基本不考虑实时角位置的测量值。当转速接近0时,系统只按α控制,使对象按偏差符号从期望的转方向回到给定工具面角度。

当转速较小时,需根据转速和转角的具体值综合考虑。这2个量之间的符号按以下思路区别对待:n和α同号时,表明偏差角正在增大,需要有与输入反向的控制量输出,并且尽可能取较大值,使对象尽快降速,力争能在该转向半周内使n为0甚至反向;若n和α符号相反,说明现在偏差角正在减少,应适当地减少降速作用,可以利用小转速转动提高对象响应时间。另一个需要注意的特殊问题是,当偏差角偏差绝对值增加且接近其最大值180°时,控制作用的方向也将要发生转换。采用串级PI控制和模糊控制2种不同控制算法进行试验比较。调节整定使原两系统动态响应结果基本相近。但在被控对象模型的增益、时间常数、滞环或死区增加的情况下,串级控制系统已经不能稳定,基本呈反向增速旋转结果。而模糊控制系统的角位置在外扭矩机械阶跃干扰变化下仍能在往复旋转后回到给定角度并保持所期望的稳定状态。

4 结语

调制式全旋转导向钻井系统通过液压盘阀分配机构控制偏置机构产生造斜的导向力。导向钻井工具中的稳定平台控制与一般的直线位移控制系统有很多不同,与其他军用及民用惯导平台的控制比较也有着许多特殊之处。

钻井工具稳定平台对象存在较严重的非线性、时变性和较多的不确定因素,应用常用的常规或智能控制方法,但需要充分考虑全旋转导向钻井工具在工作和控制上的特点,可以实现导向钻井工具稳定平台的控制要求。应用模糊控制算法可以提高系统对井下不确定因素的适应能力。文中提出的模糊控制规则,考虑到全旋转角位置控制系统的特殊性与常规的模糊系统也有着很大的区别。

参考文献

[1]张绍槐,张洁.21世纪中国钻井技术发展与创新[J].石油学报,2001,22(6):63-68

[2]Downton G,Hendricks A.New directions in rotary steerable drilling[J].Oilfield Review,1999(26):29

[3]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

[4]韩来聚,孙铭新,狄勤丰.调制式旋转导向钻井系统工作原理研究[J].石油机械,2002,30(3):7-9

[5]闫文辉,彭勇,张绍槐.旋转导向钻井工具的研制原理[J].石油学报,2005,26(5):94-97

篇4：旋转导向钻井技术介绍

关键词：旋转导向

Abstract：The current development situation，market prospects and prospective value of rotary steering drilling technology are analyzed in the 2013 annual report.And the research content，key technology and research development of the engineering integration and application in Rotary Steerable Drilling System are focused on.

Key Words：Rotary steering

篇5：旋转导向钻井技术介绍

经过十多年的研究和探索,胜利油田钻井工艺研究院成功开发出推靠式旋转导向钻井工具,为其国产化迈进了一大步[2~4]。为了进一步提高其导向钻井的精度和钻井工具的性能,迫切需要设计一套测试旋转导向钻井工具导向能力的设备,通过在地面条件下模拟导向机构井下工作过程中的巴掌推力特征、推靠位置,及其受到井底粘滑及钻铤转速等因素的影响情况,检验旋转导向机构的性能指标,为推靠式旋转导向工具的软/硬件设计与改进、控制方案的优化、导向能力与导向精度测试、钻井方案的实施提供技术支持。

为了在下井前检验所设计的旋转导向工具的导向能力,国外钻井服务公司都自行研制开发了导向能力测试设备,由于技术保密缘故,谢绝参观与购买,而国内尚未开发出相关的导向能力测试设备。笔者所在的科研团队,基于导向翼肋作用下模拟井筒应变的分析和导向翼肋作用下模拟井筒的有限元分析,模拟井筒应变传感器的优化布局,设计了具有自主知识产权的推靠式旋转导向钻井工具导向能力测试系统。

1 总体设计

在推靠式旋转导向钻井工具中,通过控制3个导向翼肋的定向支出拍打周围的井壁来控制井眼轨迹,实现造斜效果,其基本结构如图1 所示。但是,在实际钻井过程中,由于诸多原因,可能造成导向翼肋拍打井壁的位置不对、拍打力度不合适,造成导向钻井精度下降,钻井轨迹偏离。因此需要研制导向能力测试装置,确定推靠式旋转导向钻井工具的导向翼肋在拍打过程中,实际产生的推靠力和推靠位置,进而对导向工具的导向能力进行评估。

测试装置通过测量沿钻铤一周的模拟井筒外壁的应变分布规律,判断导向翼肋拍打过程中实际产生的推靠位置和推靠力,为真实钻井提供数据支持。试验装置由模拟井筒与测试短接、信号调理与现场采集单元、信号传输单元、监控计算机4部分组成。

模拟井筒与测试短接,选择一定尺寸的不锈钢管模拟井筒,将图1 所示的推靠式旋转导向工具置于模拟井筒中,模拟井筒上、下两端固定。导向工具旋转过程中,导向翼肋张开拍打模拟井筒内壁,使模拟井筒外壁产生变形。通过均匀贴在模拟井筒外壁的32 组应变片,测量沿钻铤一周的模拟井筒外壁的导向翼肋拍打所产生的应变分布规律,然后分析并计算导向翼肋拍打过程中实际产生的推靠位置和推靠力。

2 导向翼肋作用下模拟井筒应变分析

模拟井筒在测试过程中受到多种载荷( 轴向拉力和压力、扭矩、弯曲力矩、离心力及导向翼肋推靠力等) 作用时会产生轴向和环向应变,同时由于温度的变化也会使模拟井筒产生应变。下面主要分析测量短接受到Z方向的轴向载荷( 包括重力) 、导向翼肋推靠力及温度等变化,对模拟井筒产生的应力与应变。

2. 1 轴向载荷应力与应变分析

模拟井筒受到的轴向载荷主要有由自重产生的拉力、由钻井液产生的浮力和因井口加钻压而产生的压力。当模拟井筒受到轴向载荷作用时,模拟井筒的轴向和环向各点受到相同的应力作用,所以具有相同的应变。

2. 2 温度变化产生的应变分析

当温度变化时,模拟井筒受到围绕Z方向的一对扭矩 Ω 作用时,模拟井筒的轴向和环向也具有相同的应变。

2. 3 导向翼肋推靠应力与应变分析

当模拟井筒某一位置受到导向翼肋推靠力作用时,模拟井筒的轴向和环向不同位置将产生不同的应变,应变分布与导向翼肋推靠力的大小和位置有关。

综上所述,当模拟井筒受到轴向载荷( 包括重力) 、导向翼肋推靠力及温度变化等作用时,模拟井筒将产生一定的应变。但是,轴向载荷( 包括重力) 及温度变化等对模拟井筒的轴向和环向具有相同的应变,所以轴向载荷( 包括重力) 及温度变化等作用产生的应变可以看作“共模信号”,可以通过应变片的“半桥”或“全桥”信号调理电路予以消除。而只有导向翼肋推靠力会使模拟井筒的轴向和环向不同位置产生不同的应变,且应变分布与导向翼肋推靠力的大小和位置有关,所以可以通过在模拟井筒的轴向和环向不同位置粘贴相应的应变片来测量应变分布,从而确定导向翼肋推靠力的大小和位置。

3 导向翼肋作用下模拟井筒的有限元分析

ANSYS软件是集结构、流体、电场、磁场及声场分析于一体的大型通用有限元分析软件,可以对复杂情况下的应力载荷作用下进行分析[5],通过ANSYS有限元仿真软件模拟井筒的某一位置受到不同大小的导向翼肋推靠力作用时,导向翼肋推靠力的大小、位置与模拟井筒轴向、环向应变分布之间关系,为应变传感器的布局及推靠力大小/位置计算等提供依据。

对于沿环向分布的各点和沿轴向分布的各点( 图2、3) ,当受到导向翼肋推靠力作用后,各点将同时产生环向应变和轴向应变,它们的变化分布规律分别如图4、5 所示。

综合沿环向分布和轴向分布的各点,在受到导向翼肋推靠力作用后,产生环向应变和轴向应变变化分布规律,可以得出以下结论:

a. 最大应变均出现在接触线上,环向应变值或轴向应变值最大的位置即为导向翼肋推靠位置。而且,在同样的导向翼肋推靠力作用下,沿环向各点的环向应变比轴向应变灵敏度高。所以,可以通过沿环向不同位置环向粘贴相应的应变片,来测量沿环向不同位置的应变,最大应变的位置即为导向翼肋所作用的位置。

b. 对于轴向分布的各点,最大应变点出现在导向翼肋上、下两端的作用区域,距离越远应变越小,当距离导向翼肋上、下两端的距离大于100mm时应变已很小,可以忽略。所以,轴向的应变测量最佳位置为距导向翼肋上、下两端小于100mm作用区域。

c. 应变大小与导向翼肋所作用推靠力基本呈线性关系,因此可以通过应变片测量某点( 应变最大点) 应变的大小,可以相对准确地推算导向翼肋所作用推靠力的大小。

这些结论是应变传感器布局和导向翼肋推靠力的大小/位置计算的依据。

4 模拟井筒应变传感器的优化布局

应变片选用KFG-2-1K-D16-11 N1M2,灵敏系数2. 13 ± 1. 0% ,标称电阻1000 ± 3. 5Ω,温度范围- 196 ~ + 150℃,应变栅长度2mm,引出线长度1m,外型尺寸7. 2mm × 4. 5mm。其中,应变栅长度和外型尺寸都选择得较小,原因是: 可以在模拟井筒的环向( 周长方向) 布置更多的应变片,从而保证能在所在位置获得更高的测量分辨率。

下面根据有限元仿真分析得到的结论,来优化模拟井筒应变传感器的布局。

4. 1 应变片粘贴方向的确定

通过有限元仿真分析得到的结论: 对于环向分布和轴向分布的各点,在受到导向翼肋推靠力作用后,环向应变比轴向应变灵敏度高约两倍。所以应变片应测量环向应变,应变栅的敏感方向应与环向应变一致,即应变栅的敏感方向为环向( 垂直于轴向) ,如图6 所示。

4. 2 模拟井筒轴向的应变片布局

由有限元仿真分析得到结论: 轴向各点应变最大为导向翼肋上、下两端的作用区域。当距离导向翼肋上、下两端大于100mm时应变已很小,可以忽略。对应地,模拟井筒应变片的轴向布局如图10 所示,轴向的应变测量分别选择导向翼肋上、下两端的A'和B这两个位置,因为这两个位置应变最大,所以在A'和B位置的应变片,可以用来测量由于导向翼肋推靠力的作用而引起的A'和B相应位置的模拟井筒的应变变化,从而推算导向翼肋推靠力的位置和大小。

而A和B' 与A' 和B的距离分别为120mm( 大于100mm) ,所以在A和B'位置的应变片几乎不受导向翼肋推靠力的影响,即导向翼肋推靠力的作用不会引起A和B' 位置应变片的应变。而轴向载荷( 包括重力) 及温度变化等对模拟井筒的的各位置具有相同的应变,即在A和B'与A'和B位置的应变片都将受到相同的环向应变。所以轴向载荷( 包括重力) 及温度变化等作用产生的应变可以看做是共模信号,可以通过应变片的“半桥”或“全桥”信号调理电路来消除由于重力、温度及扭矩等共模信号对测量结果的影响。这里,A和B'主要用于消除这些共模信号。

4. 3 模拟井筒环向的应变片布局

由有限元仿真分析得到结论: 对于环向分布的各点,当受到导向翼肋推靠力作用后,在导向翼肋与管壁接触线处的环向应变最大,都为拉应变,然后沿圆周逐渐减小至压应变,再逐渐增大至拉应变状态,但是最后一点的应变值( 导向翼肋推靠位置轴对称的位置) 比接触线处的拉应变小得多。所以,只要在环向不同位置均匀粘贴相应的应变片,用来测量环向不同位置的应变,最大应变的位置即为导向翼肋所作用的位置( 径向角度) 。

为了保证位置测量的分辨率和应变片安装的便捷,应变片采用以下方式布局: 模拟井筒外壁的周长为72. 6cm,将周长进行32 等分,每两等分分别粘贴一片应变片A组( A'用于测量,A用于补偿消除共模信号) 和B组( B用于测量,B'用于补偿消除共模信号) 应变片,A组和B组应变片的位置交错,以增加应变测量的分辨率,相当于在环向均与地布置32 个应变测点。将被测点用铅笔画好十字交叉线以便定位,应变片在周向展开的模拟井筒壁的定位如图7 所示。

由有限元仿真分析得到结论: 模拟井筒某位置的应变大小与导向翼肋所作用的推靠力基本呈线性关系,因此可以通过应变片测量某位置( 应变最大点) 应变的大小,可以相对准确地推算导向翼肋所作用的推靠力。

5 计算机测控系统

计算机测控系统是整个测试装置的神经中枢,是试验工作得以开展的前提条件和实现试验自动化一体操作的核心平台,主要完成以下工作:

a. 测试过程自动化。通过友好的人机交互,按照预定的测试要求控制整个测试过程,操作员能够通过监控软件的各个显示界面,动态监控试验过程中的一切可能信息,及时了解测试过程的进展情况,保证测试过程自动、平稳而又有序地进行。

b. 信号采集。32 组应变片的应变信号的实时采集与监控。

c. 数据处理。对采集得到的32 组应变片的应变信号进行滤波、信号对比、计算,得到导向翼肋推靠力的位置和大小,并输出测试报告。

计算机测控系统采用美国NI公司的虚拟仪器技术[6,7],主要由两部分构成: 底层硬件选用Compact DAQ以太网模块化硬件平台与模块; 上层软件选用Lab VIEW中文版图形化软件开发平台。

5. 1 硬件

计算机测控系统的硬件选用Compact DAQ以太网模块化硬件平台及模块,主要由应变信号测量单元、信号调理与现场采集单元、信号传输单元和监控计算机4 部分组成。

应变信号测量单元通过模拟井筒不同位置粘贴的应变片,将相应位置的应变变化装换成应变片电阻的变化,应变信号测量单元由模拟井筒外壁粘贴的32 对应变片和相应的引线端子排组成。

信号调理与现场采集单元将测试短接的32路应变片所产生的应变电阻信号,通过8 个应变片专用模块NI9237( 每个4 路,采用半桥连接) 进行信号调理并放大,进行24 位高精度A/D转换成数字信号,最后通过以太网机箱c DAQ-9188 将这些数据传输到监控计算机,各部分统一安装在一制柜中,安装于测试短接附近。

信号传输单元是各部分信号联系的枢纽,用于各部分之间信号传输,其中测试短接与信号调理及现场采集单元之间的距离较近( 1 ~ 2m) ,但传输的是微弱信号,易受外界电磁干扰,因此采用屏蔽电缆,信号调理及现场采集单元与监控计算机之间需要实时传输32 路信号,具有距离较远( 约100m) 且数据量大的特点,所以采用一根以太网连接传输信号。

监控计算机是整个测试装置的神经中枢,用于监控整个测试进程,并提供友好的人机交互界面和强大的数据分析处理/储存能力。经由以太网接收信号调理与现场采集单元传送过来的32路信号,通过导向翼肋拍打所产生的应变分布来分析、计算导向翼肋拍打过程中实际产生的推靠位置和推靠力大小。

5. 2 软件

软件开发采用模块化设计,在系统监控、过程操作及系统组态等方面提供了很好的人机界面,使用Excel电子表格管理试验数据。

计算机测控系统的软件的主要功能包括:

a.试验过程自动化,友好的人机界面。自动控制整个试验进程,提供友好的人机界面,在监控画面上能动态显示试验过程中的一切可能的信息。软件主界面和测试界面如图8、9所示。

b.自动测量。实现模拟井筒0~360°范围内32路应力与应变的自动精确测量,实时动态显示并保存数据。

c.数据处理。通过0~360°范围内32路应变的自动测量结果,进行滤波、信号对比和计算,得到导向翼肋推靠力的位置和大小,并输出测试报告。

6 结束语

笔者介绍了一套具有自主知识产权的推靠式旋转导向钻井工具导向能力测试系统,专门用于测试推靠式旋转导向工具的导向能力,为推靠式旋转导向钻井系统提供一套导向能力测试设备与测试方法,在不同转速及井底粘滑等条件下,测量导向机构工作过程中产生的推靠力大小与推靠位置,为导向机构控制系统的设计、控制算法的改进及机械与传动机构的优化等工作提供强有力的技术保障。经一年多的试验运行,各项指标均达到了设计要求,为设计、制造和推广国产化的推靠式旋转导向钻井工具提供了可靠的保证。

摘要：基于导向翼肋作用下模拟井筒应变的分析和导向翼肋作用下模拟井筒的有限元分析,模拟井筒应变传感器的优化布局,设计具有自主知识产权的推靠式旋转导向钻井工具导向能力测试系统,并给出其硬件组成与软件工作流程。