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摘要：常规的钟摆钻具必须在低钻压下吊打才能表现出较好的降斜效果，这样极大地影响了钻井速度，若将钟摆钻具和偏心钻具结合起来设计一套钟摆偏心防斜降斜钻具组合，适合大钻压下降井斜，不失为一种新的思路。最优的降斜钻具组合在直井和斜井中是不一样的，组合1适合于直井，组合2适合于定向井，说明井斜角对钟摆钻具组合的应用效果影响很大。在需要降斜施工时，要视具体井型选择适合的钟擺钻具组合。改进后的钻具组合2的降斜效果明显优于钻具组合1的，通过研究钻具组合2，可以设计新型铰接式钻具组合，以达到快速优质钻井的目的。
关键词：井身设计；定向井；降斜段；最优钟摆钻具组合；快速优质钻井
油田正处于开发中后期，为挖潜剩余油，井身设计由原来直增稳的“三段制”（见图2）变为直增稳降稳的“五段制”（见图1），在现场施工过程中，利用稳斜钻具组合打降斜段，就算是轻压吊打也降不下来井斜，所以需要设计定向井降斜段比较理想的钟摆钻具组合。
1下部钻具静力分析的力学模型
“五段制”的定向井井眼轴线为一条曲率无规则变化的三维空间螺旋线，可由测斜数据经数学回归得出。在五段制井身剖面的降斜段，处于高速旋转的钟摆钻具，在井眼内受到的载荷主要有轴向力、径向挤压力、弯曲力矩、离心力、旋转扭矩、纵向震动、横向摆振。钻柱在井眼内的状态是动态的、多变的。在不同的井段，钻具在井眼圆周的任一方向上都可能与井壁发生大面积接触，若接触必定存在接触反力和摩擦阻力、阻力矩作用，其接触状态随井眼形状、钻井参数的变化而改变，接触边界范围、位置及接触力的大小和分布不能事先确定，必须依赖于整个问题的求解，因此这是一个大面积随机接触非线性力学问题。钻具与井壁的摩擦接触状态用间隙元来模拟。由于钻具的截面尺寸各段不一样及在载荷作用下钻柱发生了一定程度的位移和转动，存在屈曲和扰度，不宜采用纵横弯曲连续梁法计算，对于这种几何非线性的杆件结构，采用有限元法对整个钻柱进行空间离散。
钻具与井壁之间存在着初始间隙，整体离散后，空间梁单元和相应的间隙元必然增多，计算量太大，导致计算的时间较长。有学者经过研究指出：占整个钻柱95%的钻具对井眼轨道的影响是由下部钻具300-500英尺长度来决定的，在控制井眼轨道中只需研究下部钻具即可，不需要以整个钻柱为研究对象。下面选取距钻头以上100-110m（包括所有稳定器）的下部钻具为研究对象，并充分考虑上端截面处的力和位移边界条件（上部钻具对下部钻具的力和位移作用），钻具在各种外载荷作用下发生拉压弯扭的变形，力学模型见图3，做如下假设：
（1）井眼为一刚性的圆形井眼，井径随井深可以任意变化。（2）钻具为弹性变形体，变形前其轴线与井眼轴线重合，并与井壁存在初始间隙，变形后与井壁产生多向随机接触摩擦。（3）钻柱结构上的稳定器及各种接头的个数和安放位置不受限制。（4）忽略一切动态因素。
2钟摆钻具组合的改进
2.12种钻具组合的现场应用对比分析
油田定向井降斜段常用的钻具组合与直井施工中一直使用的钟摆钻具组合相同，见钻具组合。组合1：215.9mm钻头+。17mm钻铤（19.26m）+。214ram方接头+。165mm钻铤（60-70m）+。127mm钻杆。在油田区块现场应用的实钻数据看出，常用的钟摆钻具组合应用在五段制定向井的降斜段中，降斜效果不是很理想，降斜率在1.0°/100m以内，不能满足井眼轨迹降斜段降斜率的要求，需要对常规的钟摆钻具组合进行改进，改进后的钟摆钻具组合如下：组合2：0 215mm PDC+0 178mm钻铤（19.26m+0 165mm钻铤（9.36m）+。214mm螺旋稳定器+。178ram钻铤9.36m+。214mm螺稳定器+。165nun钻铤（60-70m）+。127mm钻杆。在油田区块试验的实钻数据对比可知，钻具组合2的降斜率明显好于钻具组合1的，降斜效果达到了要求。
2.22种钻具组合的力学计算
为便于对比，选定相同的计算参数：钻压取20k N；转速为280r/min；井眼直径取。226mm（扩大率为1.05）；井斜变化率1.2°/100m；钻头直径。215ram；稳定器直径。214mm。运用有限元法对2种钻具组合进行力学计算。组合2的钻头侧向力大于组合1的钻头侧向力，均为降斜力，随着井斜角的增大，2种钻具组合的侧向力也增大，而且随着井斜角的增大，组合2侧向力增加的幅度比组合1的要大，这为现场应用提供了重要的理论依据。分析如下：组合2与组合1相比，在下稳定器与钻头问多加1根。165mm钻铤。钻柱处在斜的井眼轨道高速旋转状态下，下部2根。178mm钻铤自重的横向分力较大，且随着井斜角增大，自重的横向载荷也增大，多加的。165mm钻铤的刚性小于。178mm钻铤的刚性，此处的。165nun钻铤相当于一柔性短接，钻具组合2在降斜段剖面中，施加低钻压吊打，。165mm钻铤以下的2根。178mm钻铤自然而然地倾向井眼低边，。165mm钻铤与井壁存在着较大的环空间隙，钻柱的横向摆振较大，带动下部的。178mm钻铤以比组合2较大的钻头偏转角切削井眼低边，加上高转速形成的离心力和钻具自重的钟摆力，大大地增强了钟摆钻具的降斜效果，这在直井眼中是办不到的，井斜角越大，降斜效果越好。组合2与组合1相比，下。214mm螺旋稳定器以上，隔一根。178ram钻铤又加了一个。214mm螺旋稳定器，有利于降斜段方位的稳定。214mm螺旋稳定器的排屑槽为螺旋槽，棱为螺旋棱，。214mm方接头的排屑槽为直线状，棱为直棱，。214mm稳定器合理的流道设计，使其兼具了普通方接头与螺旋稳定器的优点。螺旋稳定器旋转一周与井壁形成支点率，大大优于方接头，稳定器螺旋排屑槽易造成环空钻井液的紊流流动，返屑效果比方接头好，所以。214mm螺旋稳定器比。214mm方接头更适合定向井井眼轨迹的控制，这也是组合2优于组合1的一方面。
3结束语
直井中标准的钟摆钻具组合在五段制定向井降斜段中用于降斜，效果不理想。为了研究和探索定向井中降斜段最优钟摆钻具组合，进行了技术改进和现场试验对比，得出了最佳降斜性能的钟摆钻具组合，试验效果较好。运用有限元法和间隙元理论建立了静力分析模型，对下部钻柱进行了受力变形计算，为技术改进得到的最佳降斜性能的钟摆钻具组合提供了重要的理论依据。
关键词：井身设计；定向井；降斜段；最优钟摆钻具组合；快速优质钻井
油田正处于开发中后期，为挖潜剩余油，井身设计由原来直增稳的“三段制”（见图2）变为直增稳降稳的“五段制”（见图1），在现场施工过程中，利用稳斜钻具组合打降斜段，就算是轻压吊打也降不下来井斜，所以需要设计定向井降斜段比较理想的钟摆钻具组合。
1下部钻具静力分析的力学模型
“五段制”的定向井井眼轴线为一条曲率无规则变化的三维空间螺旋线，可由测斜数据经数学回归得出。在五段制井身剖面的降斜段，处于高速旋转的钟摆钻具，在井眼内受到的载荷主要有轴向力、径向挤压力、弯曲力矩、离心力、旋转扭矩、纵向震动、横向摆振。钻柱在井眼内的状态是动态的、多变的。在不同的井段，钻具在井眼圆周的任一方向上都可能与井壁发生大面积接触，若接触必定存在接触反力和摩擦阻力、阻力矩作用，其接触状态随井眼形状、钻井参数的变化而改变，接触边界范围、位置及接触力的大小和分布不能事先确定，必须依赖于整个问题的求解，因此这是一个大面积随机接触非线性力学问题。钻具与井壁的摩擦接触状态用间隙元来模拟。由于钻具的截面尺寸各段不一样及在载荷作用下钻柱发生了一定程度的位移和转动，存在屈曲和扰度，不宜采用纵横弯曲连续梁法计算，对于这种几何非线性的杆件结构，采用有限元法对整个钻柱进行空间离散。
钻具与井壁之间存在着初始间隙，整体离散后，空间梁单元和相应的间隙元必然增多，计算量太大，导致计算的时间较长。有学者经过研究指出：占整个钻柱95%的钻具对井眼轨道的影响是由下部钻具300-500英尺长度来决定的，在控制井眼轨道中只需研究下部钻具即可，不需要以整个钻柱为研究对象。下面选取距钻头以上100-110m（包括所有稳定器）的下部钻具为研究对象，并充分考虑上端截面处的力和位移边界条件（上部钻具对下部钻具的力和位移作用），钻具在各种外载荷作用下发生拉压弯扭的变形，力学模型见图3，做如下假设：
（1）井眼为一刚性的圆形井眼，井径随井深可以任意变化。（2）钻具为弹性变形体，变形前其轴线与井眼轴线重合，并与井壁存在初始间隙，变形后与井壁产生多向随机接触摩擦。（3）钻柱结构上的稳定器及各种接头的个数和安放位置不受限制。（4）忽略一切动态因素。
2钟摆钻具组合的改进
2.12种钻具组合的现场应用对比分析
油田定向井降斜段常用的钻具组合与直井施工中一直使用的钟摆钻具组合相同，见钻具组合。组合1：215.9mm钻头+。17mm钻铤（19.26m）+。214ram方接头+。165mm钻铤（60-70m）+。127mm钻杆。在油田区块现场应用的实钻数据看出，常用的钟摆钻具组合应用在五段制定向井的降斜段中，降斜效果不是很理想，降斜率在1.0°/100m以内，不能满足井眼轨迹降斜段降斜率的要求，需要对常规的钟摆钻具组合进行改进，改进后的钟摆钻具组合如下：组合2：0 215mm PDC+0 178mm钻铤（19.26m+0 165mm钻铤（9.36m）+。214mm螺旋稳定器+。178ram钻铤9.36m+。214mm螺稳定器+。165nun钻铤（60-70m）+。127mm钻杆。在油田区块试验的实钻数据对比可知，钻具组合2的降斜率明显好于钻具组合1的，降斜效果达到了要求。
2.22种钻具组合的力学计算
为便于对比，选定相同的计算参数：钻压取20k N；转速为280r/min；井眼直径取。226mm（扩大率为1.05）；井斜变化率1.2°/100m；钻头直径。215ram；稳定器直径。214mm。运用有限元法对2种钻具组合进行力学计算。组合2的钻头侧向力大于组合1的钻头侧向力，均为降斜力，随着井斜角的增大，2种钻具组合的侧向力也增大，而且随着井斜角的增大，组合2侧向力增加的幅度比组合1的要大，这为现场应用提供了重要的理论依据。分析如下：组合2与组合1相比，在下稳定器与钻头问多加1根。165mm钻铤。钻柱处在斜的井眼轨道高速旋转状态下，下部2根。178mm钻铤自重的横向分力较大，且随着井斜角增大，自重的横向载荷也增大，多加的。165mm钻铤的刚性小于。178mm钻铤的刚性，此处的。165nun钻铤相当于一柔性短接，钻具组合2在降斜段剖面中，施加低钻压吊打，。165mm钻铤以下的2根。178mm钻铤自然而然地倾向井眼低边，。165mm钻铤与井壁存在着较大的环空间隙，钻柱的横向摆振较大，带动下部的。178mm钻铤以比组合2较大的钻头偏转角切削井眼低边，加上高转速形成的离心力和钻具自重的钟摆力，大大地增强了钟摆钻具的降斜效果，这在直井眼中是办不到的，井斜角越大，降斜效果越好。组合2与组合1相比，下。214mm螺旋稳定器以上，隔一根。178ram钻铤又加了一个。214mm螺旋稳定器，有利于降斜段方位的稳定。214mm螺旋稳定器的排屑槽为螺旋槽，棱为螺旋棱，。214mm方接头的排屑槽为直线状，棱为直棱，。214mm稳定器合理的流道设计，使其兼具了普通方接头与螺旋稳定器的优点。螺旋稳定器旋转一周与井壁形成支点率，大大优于方接头，稳定器螺旋排屑槽易造成环空钻井液的紊流流动，返屑效果比方接头好，所以。214mm螺旋稳定器比。214mm方接头更适合定向井井眼轨迹的控制，这也是组合2优于组合1的一方面。
3结束语
直井中标准的钟摆钻具组合在五段制定向井降斜段中用于降斜，效果不理想。为了研究和探索定向井中降斜段最优钟摆钻具组合，进行了技术改进和现场试验对比，得出了最佳降斜性能的钟摆钻具组合，试验效果较好。运用有限元法和间隙元理论建立了静力分析模型，对下部钻柱进行了受力变形计算，为技术改进得到的最佳降斜性能的钟摆钻具组合提供了重要的理论依据。