大位移水平井（精选9篇）
大位移水平井 篇1
歧口凹陷位于黄骅坳陷中区,是黄骅坳陷最大的生油凹陷,勘探面积近3000km2。2011年,大港油田展开了斜坡区岩性油气藏和潜山油气藏勘探工作。本文对珵海斜坡大位移水平井ZH68-10L井进行轨道设计,然后利用landmark软件进行理论摩阻扭矩计算,优选设计出合适的井眼轨道。
1 ZH68-10L井基本情况
Z H68-10L井目的层为沙河街组砂三段砂岩储层,靶点垂深4300米。其钻探目的为落实珵海斜坡沙一下白云岩储层的含油气情况,实现对珵海区块的滚动开发。
2井身剖面的选择
为了有效地保障水平井轨迹控制的成功率及中靶精度,形成了“直-增-增-增-平”的连增复合型“三增”式剖面。“三增”式剖面井眼轨迹圆滑,摩阻扭矩较小,环空间隙较大,有利于安全钻进,降低水平段施工难度[1,4]。
3井眼轨道设计结果
根据井眼轨道设计的原则及相关公式,设计了造斜点在1100m的“三增”式井眼轨道,然后使用landmark软件对设计结果进行了对比。设计结果如表1所示。
从以上结果对比可知,两种方法计算结果大致相同,井深、造斜率等计算数据相差很小,说明计算方法是准确的。
4井眼轨道摩阻扭矩计算结果
针对前面设计的井眼轨道,对其摩阻扭矩进行了计算分析[5]。
设计完钻钻具组合为216m m钻头+动力钻具+203mm无磁钻铤+127mm无磁钻铤+127mm加重钻杆+127mm钻杆。在计算中钻井液密度取1.3g/cm3,摩阻系数取2.5,计算时设钻头在技术套管内。计算了起下钻、旋转钻井、滑动钻进等不同工况下的摩阻扭矩值。轨道转盘面扭矩和大钩载荷的对比结果如表2所示。
从表2中可以看出,井眼轨道在不同工况下的大钩载荷与轨道转盘面扭矩均较小。因此,本文选取该轨道作为最优井眼轨道。其设计结果如图1所示。
(1)相对于“双增”剖面,“三增”剖面井眼轨迹圆滑,摩阻扭矩较小,有利于安全钻进,为井眼轨迹控制创造有利条件。
(2)比较了“三增”剖面轨道节点计算值与landmark设计值,数据相差较小,说明计算方法是正确的。
(3)计算了不同工况下设计轨道的摩阻扭矩值,结果显示不同工况下的大钩载荷与转盘面扭矩均较小,因此选取该轨道作为最优井眼轨道。
参考文献
[1]刘修善,石在虹.给定井眼方向的修正轨道设计方法[J].石油学报,2002,23(2):72-76
[2]唐雪平,苏义脑,陈祖锡.三维井眼轨道设计模型及其精确解[J].石油学报,2003,24(4):90-93
[3]张焱.定向井井眼轨迹最优化设计方法研究[J].天然气工业,2000,20(1):57-60
[4]眭满仓.水平井井迹曲线的优化设计[J].江汉石油学院学报,2000,22(2):25-26
[5]闫铁,马红张海,谷玉堂等.钻柱在水平分支井段中的摩阻力分析[J].科学技术与工程,2010,10(22):5378-5380
大位移水平井 篇2
关键词：基坑；自由测站；水平位移监测方法；平稳运营
21世纪以来，我国经历了2008年全球金融危机、2011年欧洲债务危机，外部金融环境日益动荡，内部市场条件不断变化，为切实提高自身核心竞争力，促进企业平稳向上发展，各大中小建筑企业进行全面技术革新。基坑水平位移测算、地质勘探、地形监测逐步向信息化监控管理迈进。伴随全球经济一体化进程不断加快，城市高层建筑、地下工程日益增多，地铁、地下车库这类工程均需开挖基坑，势必会对周围建筑稳定造成影响。自由测站水平位移监测方法的应用，可有效解决因基坑开挖引起周边土体变形导致工作基点不稳定、影响监测精度等问题。
笔者通过对自由测站水平位移检测方法、全站仪自由测站观测原理、应用范围进行仔细分析，力求客观全面分析问题，解决问题，改善传统视准线法、测小角法，精度不高，应用范围窄、成本高等弊端，切实为我国建筑业进一步发展提供一定参考意见，推动我国社会主义特色经济建设走向可持续发展道路。
一、全站仪自由测站法原理、使用范围分析研究
2001年我国加入世贸组织（World Trade Organization WTO）以后，受到国际知名建筑企业冲击，我国建筑行业内部市场条件发生重大变化，逐渐由原来的粗放型转变为集约型经营，传统基坑水平位移监测方法依然难以满足当前建筑质量，工程效率，施工安全等多方面要求，全站仪自由测站法的运用，在一定程度上切实提高基坑计算效率，减小监测误差。
1.1全站仪自由测站观测原理、适用范围
1.1.1全站仪自由测站法观测原理
传统基坑水平位移监测要利用经纬仪对基准点和观测点距离和角度分别测量，监测耗时长、操作不便、且数据精度较低。全站仪自由测站法监测，以极坐标法为基础，对基准点和观测点同时进行角度和距离测算。
应用全站仪高精度的特性，在基坑附近设置观测站，可根据实际要求任意设置观测点，并对变形监测点方向距离，根据极坐标法计算出坐标及方位角定向，建立自由坐标系。进而在观测站上观测基准点与变形监测点的方向距离。全站仪内自由测站观测程序通过基准点、测站点坐标周期性变化，监测变形体观测点位移变化。
1.1.2全站仪自由测站法适用范围
适用于较为狭小场地、施工障碍多等复杂地理环境，主要解决因基坑开挖引起周边土体变形，导致施工不稳定影响监测精度的关键问题，可满足一级深坑、二级深坑、三级深坑精度要求，对高铁、地铁、大型地下车库、人防工程等建筑位移监测有良好效果。
二、自由测站法水平位移监测中应用及精度分析
2.1自由测站点坐标系统形成分析
根据图1所示，距离自由设站点P一定距离内设置多个基准点Ki（i=1、2、3、…、n），在自由设站点架设全站仪，瞄准基准点方向分别测量其方向值和距离，利用间接平差方法计算p点坐标。两个基准点间形成一条近似平行于基坑的基准线，该基准线在水平面内水平投影为坐标系X轴方向，相应垂直于X轴方向为Y轴。
2.2自由测站法坐标计算公式分析
基坑设置全站仪后，观测基准点选取K1、K4，自由设站点到K1、K4间的距离分别为S1、S4，仪器中心P点与K1、K4两基准点夹角为α，在全站仪三轴中心引出新的做别系P—X'Y'。
①、K1点坐标为Xk1=S1*cos^n 、Yk1=S1*sin^n；
②、K2点坐标为，XK2=S2*COS（α+β）、Yk2=S2*sin（α+β）
③、K1、k2两点水平投影在Y轴上则Xk1=Yk1。可根据上述分析出任意观测点Kn坐标为：Xkn=Sn*COS（α+β）=X'k1 、Ykn=Sn*sin（α+β）=Y'k1，根据K1和其他基准点坐标可得到所需水平位移。
2.3自由测站法精度分析
①、实际测算交会角度越大，自由测站点位精度越高，即测站点点位精度与交会角成正比。临界角度为40度，点位精度提高放缓，自由设站点P在两基点之间时，点位精度达到最大值，监测过程中需增加后视点，以减少监测误差。
②、根据测定设站点P点坐标，利用全站仪自由设置模块程序，分析可得水平位移精度误差，由自由设站点误差和极坐标法测量误差两部分引起。为较少误差影响可通过增设多余监测、增加控制点数、切实提高水平位移监测精度，提高检测可靠性。
③、自由测站水平位移监测法可根据基坑实际情况，监测需求，随时架设，随时测量，与测小角法与视准线法不同，不用考虑测站对中误差，只需考虑测角误差，可有效避开障碍，灵活设站。
④、自由测站法监测优点在于应用范围较广，位移监测精度较高，可快速高效反馈变形信，既能保证精度符合要求同时，切实提高作业效率。
结语
本文通过对自由测站的水平位移监测方法进行全面研究，仔细分析了全站仪自由测站法原理、使用范围、自由测站点坐标系统形成过程，着重探讨自由测站法坐标计算公式与监测精度，明确自由测站法精度高、工作效率强、应用范围广等特点，切实为今后建筑基坑施工水平位移高精测绘提供一定参考意见。展望“十二五”规划，我国建筑企业唯有制定详细发展目标，不断总结经验，才能在激烈的市场竞争中，平稳、向上发展。
参考文献
[1]张建坤；王金明；贾亮；自由设站法进行基坑监测的精度分析[J]；测绘工程；2011（4）：5
[2]骆旭佳；高飞；胡小华；刘小伟；全站仪自由设站在测绘中的应用[J]；勘察科学技术；2010（01）：10—11
[3]王玉民；浅谈高层建筑基坑工程监测方法[J]；赤峰学院学报（自然科学版）；2010（02）：4
金平2浅层大位移水平井钻井技术 篇3
二、主要内容
1. 金家地区地层岩性情况
上部地层以棕黄色粘土、砂质泥岩、泥岩、细中砂岩、泥质粉砂、粉砂为主, 岩层欠压实, 成岩性差, 强水敏的特点, 易造成井壁坍塌和缩径卡钻;
下部地层及产层以灰色粉砂岩、玄武质砂岩、灰质泥岩、灰质泥岩与灰色泥岩互层, 含玄武质砂岩和砾石层为主, 易发生井漏和井壁坍塌。
2. 设计参数
(1) 井身结构设计
(2) 轨道参数设计
3.技术难点
(1) 上部地层井段浅, 成岩差, 含大段物理性质不稳定泥岩, 疏松易缩径、垮塌, 定点循环易形成大肚子, 出现造斜率低, 井眼轨迹不规则。
(2) 直井段短, 水平段长, 直井段向水平段的转化的井眼曲率大, 出现钻具易疲劳破坏, 起下钻柱、下套管困难, 钻进过程出现脱压现象。
(3) 采用“倒装钻具”进行钻进, 加压过大导致下部钻具失稳弯曲而增大摩阻、扭矩, 增加了井眼轨迹控制的难度。
(4) 大尺寸Ø273.1mm技套下入井斜95.8°井段难度大。
(5) Ø177.8mm油套下入井斜99.9°上翘水平段难度大。
(6) 水平井段井眼环空净化能力差。
三、应用情况
1. 二开主井眼
(1) 钻具组合:Ø346.1mm3A钻头+244.5mm*1.5°-1.75°单弯动力钻具+Ø177.8mm无磁钻铤+MWD+Ø127mm加重钻杆 (30柱) +Ø127mm斜坡钻杆。
(2) 参数:钻压 (60-100-140) KN;泵压 (11-12) MPa;排量 (33-35) L/S。
(3) 二开主井眼大尺寸Ø273.1mm技套下入井斜95.8°井段。考虑273mm技套刚性大, 井眼造斜率高, 下套管势必困难的原因:
首先:对该井段采用足尺寸牙轮钻头和通井工具进行修壁, 力求井眼轨迹光滑平稳。
其次:增加井壁的稳定性和钻井液的润滑性, 来减少套管下入的摩阻。
2. 三开上翘水平段的钻进
采用倒装加重钻杆加压, 通过该井段倒装的钻具轴向拉力和下部钻具摩阻力进行受力分析计算得到加重钻杆施加钻压的最佳井段。随着上翘水平段的增加, 钻具悬重不足以克服井壁的阻力, 因此在井口采用一定数量的7in钻铤及加重钻杆对井内钻具进行加压, 和对下部失稳弯曲的部分钻具段进行替换为加重钻杆, 来增强起刚度。
3. 三开油层套管的下入 (悬挂)
(1) 采用7in钻铤井口加压和及时灌注钻井液。
(2) 对井眼轨迹即井斜和方位的精准控制。
(3) 根据水平的上翘、井径大小及油层走势导致轨迹变化的因素, 采取在下部引鞋套管上镶焊2只Ø241.3mm*177.8mm弹性扶正器作为下部引鞋的支撑点, 支撑和引导套管下入井斜90°至99.9°, 水平段长710.23m的井段。
4. 钻井液性能和携岩处理:
(1) 一开井段采用预水化膨润土浆体系:加入2.00%~3.00%膨润土+自然造浆+0.30%~0.40%高分子聚合物。
(2) 二开导眼及二开主井眼井段采用聚合醇润滑钻井液体系:加入2.00%~3.00%聚合醇、2.00%~4.00%降滤失剂和2.00%~4.00%磺化沥青等。
(3) 三开水平段采用聚合醇润滑防塌钻井液体系:加入1.50%~2.00%聚合醇、3.00%~4.00%降滤失剂和1.00%~1.50%磺化沥、7.00%-10.00%原油等。
(4) 进入目标层之前, 调整钻井液参数:密度1.05~1.10 g/cm, 黏度45~52 S, FLAPI=≤3m L, 塑性黏度μpv=10~15 m Pa·S, 动切力τ= (8~10) Pa, 静切力=【 (2~3) / (5~8) 】Pa。由于A靶垂深大于B靶, 水平段A点至B点轨迹上翘, 在A点附近易聚集大量岩屑, 难以清除。因此在优选钻井液体系的前提下, 采用调整钻井液参数和短起下等技术措施, 最大限度的提高携岩能力, 已达到清洁井眼, 为后期下套管作业、提高固井质量打下良好基础。
四、总结
技术措施的严谨制定和落实是本井成功的关键。
1. 钻头及工具的选择。HAT127牙轮钻头、1.5°-1.75°单弯螺杆钻具, 解决在松软地层造斜率和几套机械钻速的问题;
2. 钻进参数的优化。合理的钻进参数保证了携岩及井眼的净化, 同时提高机械钻速;
3.辅助技术措施的优化。每钻完一根单根进行一次划眼, 及时修整井壁, 在井斜达到50°以后易形成岩屑床的井段, 为防止因岩屑床而导致卡钻事故的发生, 每钻进100m进行一次短起下钻, 起钻前的循环, 采取上下大幅度活动钻具, 提高排量, 及时清除粘附在井壁上的钻屑, 确保井眼干净和起下钻的畅通;
4.润滑泥浆体系的配置。随着水平段的增加, 润滑问题显得更加突出, 为降低摩阻, 根据井眼容积, 始终保持原油含量在7~10%, 控制润滑系数小于0.06, 以达到增强其润滑性。
五、应用效果
大位移水平井 篇4
关键词:GPS测量位移精度
中图分类号:TV698.1文献标识码:A文章编号:1674-098X(2011)03(a)-0059-02
黄壁庄水库是海河流域子牙河水系两大支流之一滹沱河中下游重要的控制性大(1)型水利枢纽工程,主要由主坝、副坝、重力坝、正常溢洪道、非常溢洪道、新增非常溢洪道、灵正渠涵管及电站等枢纽建筑物组成,工程连绵十几公里。在大坝外观监测系统设计时,针对工程规模大和建筑物分散的特点,进行了常规大地测量和GPS卫星定位测量模式比较,以及不同模式中多方案优化设计。为了提高作业效率,减少工程投资,保证监测精度,科学提出了采用GPS基准网控制整体,建筑物部分采用传统大地测量与现代测量技术兼备监测的新思路,达到了整体与局部、传统与现代的和谐统一。水平位移测量采用的是GPS的静态测量功能。
1 大坝外观监测系统布设情况
黄壁庄水库大坝外观监测系统由基准点、工作基点和位移监测点组成。监测部位为主坝、副坝、重力坝、正常溢洪道、原非常溢洪道和新非常溢洪道。
1.1 水平位移基准点布设
水平位移基准网以能够控制所有监测点并能最大限度的保证与大坝上监测点组成理想图形为原则,以提高监测网的稳定性、灵敏度和减少工程投资为目的。建立了由三点组成的大坝水平位移基准网,点名分别为GPS01、GPS02和GPS03,大致分布在大坝的左、中、右三个位置。
1.2 水平位移工作基点布设
将主坝、副坝各个观测断面上位于坝顶下游坝肩处的测点纳入GPS水平位移监测网,作为该点所在断面的工作基点,以此作为基准,采用极坐标法测定该断面上其余各点的变形量;在正常溢洪道两端布设一条视准线,设置正溢01、正溢02两个工作基点,作为视准线观测的工作基点;原非和新非各布设一条视准线,在视准线两端分别设置非溢02、非溢03和非溢01、非溢04两组工作基点。
1.3 水平位移监测点布设
主坝上设有7个变形监测断面,左坝端1个断面布设了3个变形点,其余6个断面布设了4个变形点,共27个监测点,每个断面在上游坝坡、坝顶下游坝肩、下游坝坡马道、坝脚路上游侧各布设一个测点,每个测点均为综合测点,即同一测点兼作垂直和水平位移测点。
副坝设有11个变形监测断面,每个断面布设3个测点,分别位于上游坝坡、坝顶下游坝肩、下游坝坡马道上,每个测点均为综合测点,即同一测点兼作垂直和水平位移测点。
正常溢洪道、原非常溢洪道和新非常溢洪道的水平位移点布设在闸墩墩顶上。
2 水平位移监测方案
2.1 精度等级
黄壁庄水库大坝属Ⅰ级土石坝,按照《水电规范》的划分标准,黄壁庄水库枢纽建筑物水平位移监测网应达到专三级的精度指标。
2.2 监测系统基准
监测网坐标基准采用WGS84坐标系统。将首期GPS01、GPS02、GPS03三个基准点的无约束平差坐标固定作为起算基准。
2.3 方案设计
主、副坝变形监测工作网以基准网GPS01、GPS02、GPS03为起算数据,与主、副坝上的水平位移观测点共同组成。观测方式采用大地四边形法,为保证监测点精度一致,架设在基准点上的仪器固定不动,架设在主、副坝观测点上的仪器轮流观测的方式进行。
溢洪道变形监测工作网以GPS02、GPS03为起算数据,与正常溢洪道的视准线工作基点正溢01、正溢02,校核工作基点正溢03、正溢04,非常溢洪道的视准线工作基点非溢01、非溢02、非溢03、非溢04,,校核工作基点正溢05、正溢06,共同组成。网形采用边连接形式。
2.4 观测时段的优化
在正式测量前,分别在观测时段长度为30min、60min、120min(两时段)的情况下进行了实验测量。经过对测量成果的比较分析表明,采用120min(两时段)观测,精度最高,但工作量较大;而30min时段作业效率高,但精度不能满足要求;60min一时段观测,精度小于专三级控制网5mm指标要求,作业效率可比120min(两时段)观测提高一倍。因此,最后采用60min一时段观测。
3 GPS测量技术规格
为便于对利用GPS进行大坝位移监测的分析研究,寻求一种既能保证监测精度,又使观测周期缩短的最佳监测模式,对基准网和工作网的作业规格均参照《水利水电工程测量规范》进行,并适当延长了观测时段的时长,以便于数据分析时进行时间段的截取,制定了以下标准。
(1)一时段观测,时段长60min。
(2)数据采样率15s。
(3)观测卫星树不少于5颗。
(4)卫星截止高度角15°。
(5)卫星与测站组成的图形强度因子PDOP值≤8。
(6)天线对中精度不大于1mm。
(7)观测前后,由三个方向测量天线高,误差不大于2mm。
4 数据处理
4.1 基线处理
4.1.1 星历的确定
卫星轨道的精度是影响GPS基线解算精度的重要因素之一,经分析,本监测网采用广播星历即可满足监测精度的要求。
4.1.2 基线解算
本监测网基线解算采用美国Trimble Geomatics office ver1.61随机软件,并采用广播星历解算。在基线的解算过程中,为了确保基线的质量可靠,提高成果的精度,根据时间线工具Timeline 的情况,禁用了一些残差比较大的、观测时段比较短的卫星;根据实际情况,禁用了一些残差比较大的、周跳比较严重的时段。然后对基线进行再处理,分析比率、参考变量及RMS值,直至取得基线的最优解。采用的主要技术指标为:(1)RMS≤0.03;(2)Ratio值≥3;(3)数据剔除率≤10%。
4.2 GPS网平差
GPS基线解算完成后,对GPS网进行平差,平差中的参数设置如下。
(1)置信度采用95%。
(2)最终收敛限差为5mm。
(3)仪器高度误差采用≤1mm。
(4)对中误差为1mm。
(5)应用纯量到各观测值,纯量类型为交替的。
在WGS84坐标系下对GPS网进行平差。平差软件采用Trimble Geomatics office ver1.61。在平差的过程中对一些含有粗差的边进行了剔除,平差后分析平差报告,直到报告中的各项限差都满足要求。
5 精度检验与效率分析
5.1 精度检验
为评价GPS基线观测质量,验证采用GPS进行水平位移监测的精度,采用DI2002精密测距仪对正常溢洪道5条边进行了抽样检验,结果见下表。以精密测距边作为真值,可计算得GPS边长测量中误差为±1.48mm,小于专三级平面控制网规定的测距中误差±2.5mm的精度要求,说明采用GPS进行水平位移监测是行之有效的。
如表1所示。
5.2 效率分析
采用常规测量的全边角观测方法,一标准作业组(8人)对全部变形点观测一期需要时间约120天,这种方法只能进行局部分期监测,无法对对整个大坝及建筑物进行同期全面性监测。采用60min一时段GPS观测,只需4人,约15天,即可完成整个变形监测网的观测工作,提高作业效率近10倍。对测量人员要求要求方面,常规监测方法方法对测量人员的业务水平要求较高,受人为因素的影响较大,很大程度上制约了监测进度和精度的提高;而用GPS监测只要有一人精通观测方案计划和数据处理即可,对其他观测人员业务水平要求较低。
6 结语
大位移水平井 篇5
1 大位移水平井岩屑床机理分析
1.1 井斜角角度
岩屑的携带能力直接取决于大位移井斜角、大斜度和井斜位移等, 即各井斜角的增加直接致使岩屑的携带能力的下降。就井斜角而言, 岩屑的携带能力存在如下一些情况:若井斜角<40°, 岩屑处于上返阶段, 钻井液必然在钻柱旋转作用所的影响下顺着轴向朝着上方向移动, 并表现为周向速度, 而井壁四周的岩屑却受到周向速度的影响表现为二次循环, 则此井斜角不会产生岩屑床。若井斜角处于40°—60°, 受到自重作用影响的钻具必然改变钻井液的流变性, 进而对岩屑的携带能力造成严重的负面影响, 加之下井壁与钻具间的间隙受到钻具偏离的影响而变小, 进而导致钻井液的剪切速率增大, 并最终削减钻井液的粘度, 则为岩屑床的形成提供了可能。若井斜角>60°, 钻井液的轴向速度分量必然会受到钻具的严重偏离的影响而变得极小, 而切向速度分量的减小趋势表现为:从下井壁至上井壁逐渐增加, 注意下井壁的速度分量无限接近0。此时, 钻井液的携岩能力受到轴向速度分量的制约, 而钻具必然会压实或压碎岩屑, 并为岩屑床的形成提供了条件, 进而直接影响到工程施工安全和施工质量。
1.2 力作用角度
冲击力、重力、浮力和粘滞阻力均会对井眼内固体微粒造成不同程度的影响。斜井钻井往往受制于多种因素进而致使岩屑浓度更大, 则岩屑床的存在在所难免。环空返速和井斜是岩屑床的主要影响因素。
1.2.1 井斜的影响
针对垂直井与水平井和斜井间的差异, 可从以下两个方面进行判别:有一定厚度的岩屑床分布在较低侧面;岩屑朝着井底方向发生滑移现象。井斜是岩屑床形成的必要条件之一。一般而言, 临界返速和环空岩屑浓度均与井斜呈正相关, 而井眼净化程度却与井斜角间呈负相关, 即岩屑床更容易在井斜角较大的井段分布 (见上一小节) 。
1.2.2 环空返速的影响
若环空返速超出临界值, 岩屑床必然会表现出冲蚀与沉积交迭的动态平衡状态。研究结果显示, 若井斜角等于45°, 岩屑的临界返速超出直井若干倍。一般而言, 临界返速与井斜角呈正相关。就客观角度而言, 井斜角的增加必然会因马达、机泵和冲刷等的影响而制约返速的最大化提高, 进而致使冲蚀比沉积更小, 则岩屑床与井斜角间呈正相关。
2 大位移水平井岩屑床的处理对策
2.1 预防措施
均匀悬浮式 (见图1) 、移动床式 (见图2) 、非均匀悬浮式和固定床式是岩屑床的四种运移方式, 而均匀悬浮式是斜井内岩屑的最佳运移形式。均匀悬浮式的实现可参考如下一些方面:
2.1.1 井斜角
若井斜角未超过40°, 少数岩屑会依附在钻具表面, 并顺着钻具的旋转叶卷起, 此时岩屑床难以形成。若井斜角超过40°, 钻井液的流变性在钻具偏心的作用下必然发生较大改变, 其为岩屑床的形成提供了有利的条件。因此, 钻井液流变参数和流态应基于井斜角的不同加以合理选择。
2.1.2 环空返速
研究结果显示, 环空返速对岩屑运移的影响具有可控性。若井斜角处于40°—60°间, 钻井液的返速<0.6m/s, 井眼必然有岩屑床的存在;若钻井液的返速>0.9m/s, 岩屑床必然会失去最佳的形成条件。就大斜度井而言, 岩屑床在钻井液环空返速>1.5m/s的条件下不易产生。因此, 务必要基于现场设备均具备足够的承受能力, 合理确定设备的排量。
2.1.3 钻井液的流态
若现场设备允许, 应就上返速度和钻井液排量予以适当提高, 以便通过设备的紊流状态实现设备携岩能力的提高, 但应基于井斜角范围的不同选择恰当的流态。若井斜角处于0°—55°间, 紊流效果略次于层流效果;若井斜角>55°, 紊流的携岩能力略优于层流;若井斜角处于45°—55°, 层流和紊流的携岩能力不相上下。
2.1.4 钻井液的性能
若现场设备的环空返速较低, 钻井液的动塑比必然会对钻井液的携岩能力造成明显的影响, 层流均不会超过0.5Pa/m Pa·s。研究结果显示, 若流动指数<0.6、动塑比>2:1, 设备的携岩能力会明显增加;钻井液过高的触变性会对岩屑运移造成极大的阻力;钻井液过高的环空返速和触变性必然会给岩屑的清除工作造成严重的负面影响。由于钻井液目前尚不能满足钻井液中岩屑不下沉的要求, 则应把钻井液性能的调整与其他岩屑清除方法配合使用。
2.2 提高参数设置的合理性
研究结果证明, 合理的钻井参数和水利参数配合最佳的钻井液性能可确保流体始终保持紊流状态, 进而实现主动清岩的目的。若机泵设备仪器的性能允许, 其排量最好取上限值, 以确保环空上返速度提高至临界返速之上;若机泵仪器设备的性能有限, 应采取间断短时间大排量循环。若钻时足够快, 务必要就机械钻速予以适当控制或合理停钻, 以实现循环清岩的提高, 并把岩屑浓度控制在50‰以内。若钻时足够快, 务必要就接单根前予以科学循环, 以提高岩屑的高度, 避免岩屑沉入井底。
基于微粒滑动方程 (Hopkin) 计算结果可得:接单根3min应对应循环1.4min。此外, 应该就钻井液的性能予以适当调整, 就钻井液的流性指数予以适当降低, 就钻井液的动塑化予以切实提高, 以确保钻进的紊流状态。在钻进阶段, 应间断泵入粘度更低的段塞, 泵入量约7.85m3—15.9m3, 以确保段塞循环的紊流态, 同时泵入粘度更高的清扫液, 以提高清岩的效果。
2.3 及时清除岩屑床
一般而言, 破岩机具均具备清除岩屑床等特性。本文着重介绍两种岩屑床清除工具, 即V形槽和岩屑床专业清除工具。
2.3.1 V形槽
图3是V形槽设置图:
结合图3可得, V形槽的工作原理为:V形槽部位环空截面积更大, 钻井液在此处的流动速度也更大, 以提高流体对岩屑的冲刷力;就来流而言, V形槽可发挥导向作用 (即V形槽可改变来流的方向) , 加之V形槽旋转作用可增加来流的压力, 进而实现流体速度的增加;V形槽旋转与流体速度的协同作用可实现流体紊动程度的提高, 进而实现岩屑床清除能力的提高。
2.3.2 岩屑床专业清除工具
相对于V形槽, 岩屑床专业清除工具的结构具有离心泵的特点, 即就来流发挥抽吸作用。图4为岩屑床专业清除工具结构图。
备注:AB段和BC段均具备螺旋叶轮;B C段的环空截面积自下而上呈递增趋势;AB段属等径结构。
结合图4可得, 岩屑床专业清除工具的工作原理为:流体受到BC段螺旋叶轮的作用而发生旋转, 加之下部流体的作用, 钻井液顺着螺旋叶轮被抛向井壁, 进而破坏岩屑床;流体向上流动必然致使下部形成真空状态, 进而就下部流体发挥抽吸作用, 并实现了流体流速的提高;流体流动方向可随着螺旋叶片发生改变, 进而实现了流体紊动程度的增加, 并对岩屑床发挥破坏作用。
3 结束语
综上所述, 井斜角过大条件下的岩屑携带能力必然受到钻井液流变性的影响;钻柱旋转实现了环空钻井液的螺旋流动, 进而对岩屑床发挥破坏作用, 随着环空截面的被破坏, 其也可发挥运移岩屑的功能。基于岩屑携带能力的分析可得, 若要有效预防并清除岩屑床, 可采取如下措施:提高钻井液性能+大排量+岩屑床清除工具, 以保证大位移水平井钻井作业的顺利开展。
摘要：在开采技术和各项科学技术深入发展的背景下, 水平井技术应用而生, 其凭借着自身所具备的高产出、低投入等优点而被广泛应用。但水平井技术的应用范围却受制于开采阶段的卡钻现象, 进而对钻井作业造成严重的负面影响。所谓卡钻现象, 其产生的原因在于水平井位移过大且水平段长度过长, 进而导致钻井阶段侧钻弯曲幅度过大, 并最终因粘卡现象而导致岩屑床现象的出现。本文简述了大位移水平井的常见问题——岩屑床, 并基于问题的分析, 提出相应的解决对策。
关键词：大位移水平井,岩屑床,解决对策
参考文献
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提高大位移水平井固井质量方法 篇6
关键词：水平井,大位移,固井质量,顶替效率
1 概述
由于大位移水平井在单井产量和降低开发成本等方面潜在的经济效益，近几年来，大位移水平井已成石油工业的重要研究领域。胜利油田经过几十年的发展，在大位移水平井方面积累了丰富的经验，先后完成了ZX314、CB21-平1等一批处于全国领先水平的大位移水平井，取得了一些成功经验。从大的方面讲，大位移水平井与直井或定向井固井有许多相似之处，但有自己的特殊性，大位移水平井在固井施工中主要存在以下问题：1)套管柱存在较大的偏心，且窄间隙位于井眼下方，这使提窄间隙处的钻井液不容易顶替。2)井眼下方易存在钻屑床，这对钻井液及注水泥前循环洗井要求严格。3)由于较大井斜和较长的水平位移，油气层保护要求高，使水泥浆失水、自由水、流变性及稠化时间必须控制在一定范围内，增加优选水泥浆体系的难度。4)由于套管偏心，钻井液性能要求高，提高直井注替效率的一般措施难以奏效。
因此，大位移水平井固井重点需要解决几个问题：大斜度和水平段套管阻力大，套管如何下至井底?如何确保套管居中及提高顶替效率?如何确保水泥浆体系性能稳定?如何组织现场施工?
2 提高顶替效率方法
在偏斜井眼内，套管会在许多部位与井壁接触，在大位移水平井中，会出现整段套管与井壁接触现象，即使采用最优扶正器方案，套管还是会在许多部位偏离井眼中心，并在偏心偏心环空内产生很大的横向力。在井眼上侧，流动阻力小，钻井液顶替效率高，而在井眼下侧，就容易形成水泥浆窜槽。另一种复杂情况是，注水泥时管内是较重的水泥浆，而环形空间内的泥浆比重比较低，这时扶正器所受的载荷大于只有套管重量时所产生的载荷，胶塞碰压后，作用力方向相反，这样就降低了套管的实际重量。依据顶替原理，调节钻井液性能，合理选用扶正器、配制优质冲洗液和隔离液、活动套管都有利于井眼净化，提高顶替效率。
2.1 调节钻井液性能
钻井液性能是影响注水泥顶替效率的因素之一，如果钻井液性能不好，将直接影响下套管和固井质量，所有研究表明，控制钻井液的流变性是注水泥作业中达到环空无窜的关键。在水平段环空下侧，常有固相沉积床，在周围井壁粘附着泥饼和粘稠的钻井液，在井筒低边可能有钻屑和加重材料的沉积而形成固相连通渠道。因此在大斜度段和水平段，岩屑不再由钻井液和摩阻所支撑，以颗粒沉降速度为基础预测井眼净化程度技术不再适宜，而认为屈服值是影响携岩性能的重要因素。在大位移水平井中，在井斜角小于450时，推荐的钻井液性能如表1。
在井斜度大于450时，为了更好地悬浮岩屑等固相颗粒，钻井液屈服值应达到下列要求：
一般认为，大位移水平井钻井液屈服值的变化范围宜控制在8～15Pa，在水平井中为了确保井眼清洁，注水泥前环钻井液至少三周，或达到进出口钻井液密度相等为止，循环排量尽量使钻井液达到紊流状态，环空返速须在1m/s以上，以便消除各种固相沉积。
2.2 套管居中
在大位移水平井中，套管更容易靠向井眼下侧而形成管信偏心，以致严重影响水泥浆顶替效率。因此，在大斜度井段和水平段，选取合适的扶正器比直井更重要，它不仅能保证套管居中，提高顶替效率，而且有助于清除扶正器附近范围内的固相沉积，并可以防止粘卡套管和减少套管摩损。
井眼与套管尺寸的配合将显著影响顶替效率。在直井内合适的环空间隙一般为19mm，而在大位移水平井内其间隙至少应达38mm，这样才能为顶替钻井液提供充分的间隙，并使其流动压耗减小。为了提高套管居中度，提高顶替效率，采用新型全刚旋流扶正器(如图1所示)。该扶正器具有以下优点：一是将套管与井壁之间的线接触变为点接触，防止粘卡并增加套管居中度;二是扶正器上旋流状扶正块可改变环空内流体流场，增加对低边泥浆的驱动力，有利于提高顶替效率。室内模拟试验表明：全钢旋流扶正器可以在较低的排量下 (模拟井眼条件为0.7m 3/m in) 使流体旋转流动，并随排量的增大，有效旋流长度也增大，流体通过扶正器后流态发生变化，旋转向前的流体具有一定向心力，对提高窄边和大肚子井眼滞留泥浆的顶替效率有显著改善。另外扶正器两头小，中间大，可以减小摩阻。
2.3 紊流顶替
在注水泥和替泥过程中，用紊流顶替是目前提高顶替效率的有效方法之一。因为在紊流状态下，水泥浆流速高、动力大、流线不规则且呈径向分布，井壁和套管上的泥浆易被带走，这样就能有效封隔地层，减少泥浆污染储层，增加第二界面胶结质量。因此尽量提高注替排量，使之达到紊流状态。大位移水平井达到紊流时，最小顶替排量可按下式计算：
式中：V-临界流速m/s;n-水泥浆流性指数;Re-临界雷诺数;k-水泥浆稠度系数Pa.s n;D-井眼直径m m;d-套管外径m m;ρ-水泥浆密度kg/l;Q-临界排量m3/min;Aw-井眼环容L/m。
2.4 优质冲洗液和隔离液
为了最大限度地驱走钻井液，促使两种液体充分隔离，在水平井内更应采用冲洗液和隔离液。在大位移水平井钻井过程中一般使用混油钻井液以减少摩阻，为了提高顶替效率，应选用流动性好、油水兼容性强、易达到紊流的隔离液。已研制出SGY-1型冲洗液，并用低比重水泥浆(密度1.55～1.60g/cm3)作隔离液，既可以冲洗油膜，有效改变环容水润湿环境，以利于水泥石胶结，又可以提高水泥浆与钻井液的兼容性，避免接触面胶凝。冲洗液和隔离液的使用量应保证接触时间不少于6mim，最好为8～10min。
2.5 活动套管
活动套管提高顶替是显而易见的，有数据证明可以提高30%，上下活动套管所产生的机械作用有助于破坏钻井液中的胶凝体，并可松动聚集在井壁上的岩屑。尤其是在水平段易形成低边固相导致窜槽，活动套管是消除这种窜槽的有效方法。另外，在循环停止到注水泥开始，因固井施工准备使钻井液在井筒内静止时间达30min之久，触变性好的钻井液在这段时间内已形成致密的网架结构而胶凝，活动套管是破坏这种胶凝的有效方法。
3 优化水泥浆体系
3.1 大位移水平井对水泥浆性能的要求
1)自由水及稳定要求在水平井段，水泥浆注入后，由于重力作用难以保持原有稳定性，水泥浆颗粒易在套管下侧聚结沉淀，水泥浆性能受到破坏，自由水析出，易在套管外形成自由水通道。计算表明，若水泥浆自由水含量为1%时它将会在水泥环上部形成1mm左右宽的自由水通道，同时在套管上侧的水泥浆密度降低，渗透率升高，造成油气水窜槽，影响固井质量。全面提高水泥浆性能特别是降低自由水是提高固井质量的关键。大位移水平井要求水泥浆自由水小于0.5%，最好为0。由于固相颗粒沉降问题，水平段水泥石上中下密度差小于0.006g/cm3。
2)水泥浆流变性能要求在大位移水平井固井注水泥过程中，通常要求降低水泥浆的胶凝强度、屈服值来改善水泥浆的流变性，以降低水泥浆顶替排量。在进行水泥浆设计时，为了保证水泥浆具有较高的稳定性和驱替能力，水泥浆的屈服值宜控制在15Pa左右，API失水小于50m l。
3)水泥浆稠化时间的要求自由水析出是造成固井质量差的原因，大位移水平井水泥封固段一般较长，在保证注水泥安全的前提下，应尽量缩短水泥浆的稠化时间和稠化过渡时间，最好实现“直角”稠化。
3.2 提高水泥浆综合性能方法
水泥浆自由水控制：影响水泥浆自由水含量的主要因素有三个：水泥细度、水灰比、沉降稳定性。有效控制水泥浆自由水含量的方法有：1)采用超细水泥。研究表明：当水泥在比表面积2275cm 2时其自由水含量为4.5%，当比表面积增加到3434 cm2时，其自由水含量降低到0.5%。若水泥全部通过200目筛子，其自由水只有0.2%。因此，在大位移井水平井固井中，宜选用超细水泥，以降低水泥浆中自由水含量;2)适当降低水灰比;3)使用降失水剂和降自由水剂。
水泥浆沉降稳定性控制：提高水泥浆沉降稳定性的方法主要是通过加入具有抗沉降性能的减阻剂来增加液相粘度和动电位，从而增加水泥颗粒的沉降阻力，减缓沉降速率。
水泥浆综合性能评价方法：适用于大位移水平井的水泥浆综合性能可用水浆性能系数NSP进行评价，其模式为：
式中：NSP-水泥浆性能系数，无因次;B-水泥浆API失水ml;T100BC、T30BC-水泥浆达到100BC、30BC的时间m in。其评价标准如表3:
4 现场施工技术
4.1 井眼条件准备
在电测完下套管之前，反复通井，以防止键槽粘卡，可去掉钻头大排量循环洗井，在水平段和大斜度段每下150m～200m循环洗井，并开动除砂设备确保井内沉砂完全冲洗干净。起钻前在斜井段及水平段注入塑料小球，为套管顺利下入创造良好的井眼条件。
4.2 下套管措施
套管能否顺利下入预定井深取决于两个因素：一是套管柱重力的轴向分力能否克服整段套管柱的摩擦阻力;二是套管强度条件所允许弯曲是否小于造斜率的曲率半径。套管允许弯曲半径采用文献[6]推选公式：
R=(E·D·K1·K2)/200YP
式中：R-套管允许弯曲半径m;E-钢材弹性模量KPa;D-套管外径cm;K1-套管抗弯安全系数;K2-螺纹连结处的安全系数;Yp-钢材屈服极限Kpa
根据起下钻过程中与计算机模拟计算的摩阻值，采用全钢旋流扶正器, 油层部位一根一只, 其余封固段二根一只。为保证套管丝扣连接牢固密封，使用带有自动上扣扭矩表的专用套管钳，并在套管丝扣中加入特殊密封脂(Jetlube)。为防止套管在下入过程中粘卡，在套管出技套之前，每20根套管灌一次泥浆，出技套以后边下边灌，精心组织好下套管施工，减少下套管时间。
4.3 注水泥技术
·下完套管顶通后，先小排量循环2周，将塑料小球循环出井眼并过滤干净，然后增加排量循环两周以上，彻底将井底沉砂清除。
·注入具有良好油水润湿环境的优质前置液，占环空长度150m～200m，有效防止泥浆与水泥浆混掺。
·注入密度为1.55-1.60g/cm 3前导水泥浆10m 3左右(其作用为增加水泥浆的流动性，使其在低返速下易达到紊流，将套管壁和井壁上的泥饼驱替干净)，注入主导水泥浆和尾浆。
·提高替浆排量，考虑到套管漂浮与施工安全，采用清水压塞及小排量碰压。
5 结论
1)采用全钢旋流扶正器可以降低下套管摩阻，合适的安放间距不仅保证套管居中，而且可改善环空流体流场，有利于提高顶替效率。
2)使用超细水泥并加入降失水剂和降自由水剂，降低水泥浆失水，增加水泥浆的沉降稳定性，可以满足现场施工与保护油气层要求，提高固井质量。
3)采用水泥浆性能系数评价水泥浆性能，可以满足大位移水平井固井要求。
4)科学的设计、可靠的设备、严密的组织，是确保现场施工成功的保证。
参考文献
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大位移水平井 篇7
1. 井眼清洁及摩阻扭矩控制
根据该井的直-增-稳-增-稳-增-平轨道设计, 如何避免或减轻岩屑床的形成, 将摩阻扭矩控制在合理范围内, 保障钻具及井下安全是首要任务。
2. 密度及劣质固相控制
大位移井中钻屑携带效率低, 上行时间长, 易水化分散。同时, 在环空内反复研磨, 惰性固相颗粒变细增加了钻井液密度, 而密度低的泥岩经研磨粒径变小, 更易水化分散, 增加了清除难度, 直接影响钻井液性能。
3. 井壁稳定
胜利油田沙三中以下泥岩地层, 层理较发育, 引起地层垮塌主要原因是由于钻井液及滤液沿层理和微裂缝渗入地层内部, 引起泥岩的裂解, 导致剥落坍塌以及密度不能平衡地层坍塌应力造成的。因此, 钻井液处理应从加强对泥岩裂缝进行封堵, 减少滤液向地层的侵入着手, 同时采用合理的密度和较强的抑制能力, 对易破碎地层, 采用合理的流型和流变性能成为防塌的重要手段。在工程上, 控制起下钻速度和转盘转速, 减轻钻具对井壁的碰撞。
二、钻井液技术对策
1. 保证井眼清洁的技术对策
(1) 上部技套钻进时, 调整钻井液流变参数, 维持适当低的粘度 (45~50s) , 切力 (2~3/4~7Pa) , 保持φ3在3左右;水平段钻进时, 调整钻井液流变参数, 维持粘度 (45~55s) , 切力 (3~4/6~10Pa) , 保持φ3在6左右, 防止钻井液粘滞性过强, 粘附井壁, 提高钻井液冲刷井壁的能力。
(2) 沙三以上地层相对稳定, 采用2m3/min的大排量钻进, 环空返速≥1.2m/s, 携岩效率低, 起钻前充分循环。
(3) 尽量以旋转钻进的方式, 提高钻屑携带效率, 采取钻一根划一根的措施, 避免岩屑床形成。
2. 控制钻具摩阻与扭矩的技术对策
(1) 保持井眼轨迹圆滑。
(2) 保持钻井液良好的清洁井眼的能力, 使用固控设备清除劣质固相, 将黏土含量、滤失量控制在合理范围内, 提高泥饼质量。
(3) 保证润滑剂含量, 加入原油8%左右, 依井下摩阻扭矩实际, 可配合加入1.5%石墨类固体润滑剂。
3. 密度及劣质固相控制
本井区沙河街组地层砂泥岩互可钻性好, 机械钻速高, 钻屑量大, 用PDC钻头钻屑细, 大位移井钻屑携带效率低且反复研磨, 为克服不利因素, 采取以下对策:
(1) 使用铝胺高性能钻井液, 抑制钻屑的分散, 保持其完整, 利于固控设备清除。
(2) 强化三级固控设备的使用, 使用细目振动筛, 除砂器100%利用率, 配合使用离心机清除被磨细的固相颗粒。
4. 保持井壁稳定的技术对策
(1) 钻井液体系选择
铝胺高性能钻井液是以有机胺处理剂胺基聚醇和铝基聚合物为主处理剂的钻井液体系, 胺基聚醇有粘土晶格固定作用, 铝基聚合物有井壁固化作用, 该钻井液体系抑制能力强, 有利于井壁稳定、防止钻头泥包和提高机械钻速, 并可提高钻井液的抗污染能力及稳定性。
(2) 保持井壁稳定的其它措施
增强钻井液的剪切稀释性, 严格控制起下钻、开泵等速度, 避免压力激动引发井壁失稳也非常重要。
三、现场维护处理
1. 一开井段 (0~161m)
一开清水钻进, 利用地层粘土自然造浆, 提高粘度和切力。排量30l/s开钻, 100米后逐步提高排量至55l/s以上, 钻完进尺短起下后充分循环将岩屑循环干净, 提高粘度至40~45S, 确保下套管和固井的顺利施工。
2. 二开井段 (161~3002m)
东营组以上地层成岩性差, 造浆能力强, 可钻性好。重点是做到井眼畅通并适当控制井径;东营组以下地层泥岩易水化、剥落坍塌, 重点是做到井壁稳定且清洁。
(1) 直井段 (161~2287m)
使用一开钻井液开钻, 大循环部分用0.3%的PAM胶液控制钻井液全絮凝, 小循环后使用三级固控设备控制固相, 使粘度保持在30~32s之间, 钻至东营组底部井深1700m, 粘度逐步升至35s, 之后定性处理钻井液, 加入NH4-HPAN、FBJ-2调节流型将滤失量控制在8ml以内, 改善泥饼质量。
(2) 斜井段 (2287~3002m)
进入沙河街地层后, 加入KFT将滤失量降到5ml以内, 利用FF-3和DLP-1增强井壁的稳定性。合理控制流变参数, 初切在3~6Pa, 同时保证泵排量在50~55l/s, 配合短起下等作业保证井眼清洁畅通。
3. 三开井段 (3002~3959m)
本井井眼清洁、摩阻控制、固相控制、井壁稳定等难点都出现在三开井段。根据室内试验确定的钻井液配方, 开钻前在技套内调整钻井液, 将黏土含量控制在60~70g/l, 加入0.5%AP-1增强钻井液抑制能力, 加入5-6%原油提高润滑性, 泥饼粘附系数保持在0.01~0.03之间。进入沙三段, 逐步补充KFT、SMP-Ⅱ及原油, 降低滤失量, 改善泥饼质量。
四、施工效果
本井完钻井深3959m, 斜井段长1672m, 最大井斜91.33°, 水平位移1180.21m。钻井期间未出现任何复杂情况, 施工顺利, 创出同类型井地区高指标。
结论和认识
1.使用抑制型强封堵钻井液体系, 调整流变参数, 高效率固控设备, 合理工程措施等手段, 可以解决大位移井的井眼清洁问题。
2.铝胺高性能钻井液抑制能力强, 并兼有化学固壁及物理封堵等多重防塌作用, 配合一定量的沥青类、树脂类、KFT类处理剂, 及适当的钻井液密度, 可解决大位移条件下沙河街组泥页岩垮塌问题及井眼清洁问题。
3.黄原胶在水平段, 提高钻井液剪切稀释性, 是其它处理剂无可比拟的。
摘要：胜利油田沙河街及以下地层井壁坍塌的主要原因是泥页岩层理较发育, 钻井液及滤液沿层理和微裂缝渗入地层, 引起地层裂解。优选钻井液是解决井壁坍塌的主要措施。合理的钻井液密度及适当的工程措施也是稳定井壁的重要条件。营11-平6井设计井深4021米, 最大井斜92°, 水平位移1218m。斜井段长、水平位移大, 井壁稳定、井眼清洁问题突出并带来摩阻扭矩控制难题。为此, 该井三开在聚磺基础上转化为铝胺高性能钻井液体系, 提高了抑制能力的同时突出了化学固壁及封堵裂缝的作用, 确保了井壁稳定。
大位移水平井 篇8
1 模型选择
现有的摩阻扭矩计算模型主要有3种:软模型、硬模型和有限元模型。庄海8Es-H5大位移井摩阻扭矩计算中采用软模型, 并考虑钻井液流变性带来的摩阻 (钻井液流变性对计算结果影响较大, 钻井液性能直接制约大位移井位移的延伸) 。
注:表中S表示正弦弯曲, H表示螺旋弯曲。
软模型假设条件是:
(1) 钻柱类似于一个软绳, 刚性很小, 可以忽略;
(2) 刚性井壁, 钻柱受井壁限制, 与井眼轴线完全一致;
(3) 忽略钻柱的局部形状, 如钻杆接头、扶正器等对摩阻扭矩的影响,
(4) 钻柱受力平衡时, 忽略钻柱截面剪力的影响;
(5) 忽略钻柱动态因素的影响。软模型虽然使用范围有限, 但是计算过程简单, 计算方法可靠。
将井眼中的钻柱看成软绳, 看似不可理解, 但对5536m的钻柱来说, 只要井眼光滑, 没有局部的严重狗腿, 这种简化是合理的。在庄海8Es-H5大位移井的设计中避免较大狗腿的出现, 保证较小的井眼曲率;根据现场施工中实际摩阻的拟合情况, 其摩阻扭矩预测结果是可接受的。
钻柱在井眼内的轴向摩擦力考虑钻井液粘滞阻力。粘滞阻力是起下钻和钻进时由于液力的影响而产生的阻力。钻井液粘滞力是钻井液在钻柱中均匀流动时产生的稳定力, 而不考虑钻井液的加速度引起的变化的力。
2 载荷及扭矩
2.1 Φ311.1mm井眼载荷及扭矩计算
由于井眼净化不干净, 井内岩屑堆积以及地层因素影响, 裸眼井段摩阻因数大于套管内实测的摩阻因数。摩擦系数分别按管内0.25、管外0.35;管内0.20、管外0.30两种情况选取, 计算如下表2:
从以上计算结果可以看出, Φ311.1mm井眼, 管内摩擦系数0.20、管外摩擦系数0.30的情况下, 钻至2800m和3200m开始钻具在滑动钻进和滑动下钻时发生正弦弯曲, 接近井底时均出现螺旋弯曲;管内摩擦系数0.25、管外摩擦系数0.35时, 钻至2400m和2800m时, 钻具在滑动钻进和滑动下钻时发生正弦弯曲, 钻至3600m以后出现螺旋弯曲。计算结果说明必须采用旋转钻进方式钻进才能顺利调整井眼轨迹, 将钻具下至井底。
2.2 Φ215.9mm井眼载荷及扭矩计算
Φ215.9mm井眼摩擦系数分别按管内0.25、管外0.35;管内0.2、管外0.25两种情况选取 (如表4所示) 。
Φ215.9mm井眼, 管内摩擦系数0.20、管外摩擦系数0.3未出现管柱弯曲;管内0.25、管外0.35的情况下, 滑动下钻和滑动钻进均出现螺旋弯曲。计算结果说明要采用旋转下钻方式才能顺利将钻具下至井底, 如果要调整井眼轨迹也必须采用旋转钻进方式钻进。
3 工程措施
3.1 定向与下钻方式
根据上述计算结果, 由于Φ311.1mm和Φ215.9mm井眼均较深, 井深在3200m以前井眼可采用常规导向钻具及正常下钻方式, 3200m以后井眼则必须采用旋转钻进方式调整井眼轨迹及旋转下钻方式下钻。
3.2 钻井液优化
通过调整泥浆性能, 合理填加钻井液水基润滑剂、加入塑料微珠来增加钻井液的润滑性减小泥浆摩阻系数。
3.3 减摩减扭工具
使用减摩减扭接箍。使用减摩减扭接箍后可以降低扭矩和摩阻10%~20%。
3.4 短起下作业
实施短起下钻作业, 帮助清洗井眼以及保证尽量高的旋转钻进时间, 以机械方法破坏岩屑床。
4 结论
(1) 大位移井的摩阻扭矩值远大于常规定向井, 在钻井中必须予以重视。
(2) 通过预测庄海8E s-H5井摩阻扭矩, 有效指导了现场下钻和定向方式。上部井段选用MWD+导向马达成熟的定向钻具结构, 通过旋转钻进配合滑动钻进的钻井方式, 有效控制井眼轨迹。下部井段采用LW D+旋转导向系统的钻具结构, 保证高水垂比井段井眼轨迹的延伸。
(3) 精确的摩阻扭矩分析是大位移井现场制定工程措施的有效依据。
参考文献
[1]秦永和, 付胜利.大位移井摩阻扭矩力学分析新模型.天然气工业, 2006[1]秦永和, 付胜利.大位移井摩阻扭矩力学分析新模型.天然气工业, 2006
[2]张武辇, 张明江.西江24-3-A14大位移井244.5mm套管固井技术.中国海上油气工程, 1998[2]张武辇, 张明江.西江24-3-A14大位移井244.5mm套管固井技术.中国海上油气工程, 1998
软土基坑深层水平位移监测分析 篇9
该工程设有地下室4层,底板设计标高约为相对高程-14.70m。采用C30强度和0.8m厚的地下连续墙(兼做地下室外墙)+5m宽×5m格构式深层搅拌桩作坑内加固+三道内支撑作为基坑支护体系,基坑深度约16m。根据基坑周边环境及基坑本身安全要求,在基坑开挖期间,对基坑进行监测,确保基坑安全稳定。本文主要分析不同区域部位及不同开挖深度地下连续墙深层水平位移的变化规律。
基坑支护相关的主要岩土层由上至下为:素(杂)填土,粉砂,淤泥质土,粉砂,淤泥质土,粉砂,砾砂,中分化砂岩(标高约-45m)。勘探期间测得钻孔内初见水位埋深1.10~2.40m,场区地下水主要赋存于砂层中,地下水丰富。
2.基坑监测
地下连续墙深层水平位移监测为本工程监测的核心内容,故监测精度要求较高,监测所用仪器为CX-3C型仪器,监测精度为±0.01mm/500mm,测斜孔采用PVC测斜管,布置于连续墙内,深度与地下连续墙深度一致约40m,每25m设置1个,共18个,每3~4天测一次,遇到突变或雨季节应加强观测。水平位移观测点与测斜孔间隔设置。深层水平位移预警值[2]30mm,报警值40mm。
埋设方法:测斜孔采用在连续墙内预埋测斜管法,专用PVC测斜管与连续墙钢筋网片绑扎牢固,做好孔口及各段接头处的密封,以防连续墙混凝土灌注时浆液进入管内,测斜管与连续墙钢筋网片一同吊入连续墙槽段内,注意PVC内管导槽一各方法与基坑边垂直,另一个方向与基坑边平行。
3.变形规律分析
3.1各墙面变形最大值分析
本文分别将振华路方向地下连续墙各深层水平位移最大值和建设路方向地下连续墙深层水平位移最大值作为坐标系的Y值,将地下连续墙左边点作为0点,建立坐标系,绘制曲线。其中振华路方向选取CX03、CX02、CX01、CX18、CX17作为研究对象,建设路方向选取CX07,CX08,CX09、CX10、CX11、CX12、CX13作为研究对象,研究地下连续墙墙体最大变形情况。本研究中作以下两点假设:1、地下连续墙最大值在同一深度处;2、假设地下连续墙底部即测斜管底端为不动点,作为地下连续墙深层变形参考零点。从图2和图3地下连续墙深层水平位移监测点最大值曲线可知,振华路方向地下连续墙和建设路方向地下连续墙深层水平位移最大值均位于地下连续墙靠近中间位置的监测点,从中间向两边其各测点深层水平位移最大值逐渐减小,其中位于振华路方向地下连续墙中间位置的测点CX02最大值为54.79mm,建设路方向地下连续墙中间位置测点CX09最大值为62.2mm。出现这一现象主要原因:(1)基坑边角处空间效应明显,抑制了其邻近区域内变形的发展.(2)由于边角处附加荷载较小。由此,在以后类似工程中基坑中间位置应作为重点监测区域,且设计时应注意这一现象,以保证基坑安全。
3.2开挖过程地下连续墙倾斜变形分析
根据以往工程经验,靠近基坑中部由于基坑中部墙体变形较大,其危险性也相应较大,故选择监测点CX09作为分析对象。从图3~5可以看出第二道支撑施工完毕其深层水平位移最大值为15.43mm,位于基坑7m处,第三道支撑施工完毕其深层水平位移最大值28.46mm,位于基坑9m处,底板施工完毕其深层水平位移最大值为62.2mm,位于16m。根据CX09测斜曲线及最大位移值,分析总结以下规律:(1)随着基坑开挖深度的增加,最大位移点逐渐下移,最大位移值也不断增大;(2)深层水平位移最大值虽然超过报警值,但是1月1日至1月6日其单日变化量趋于稳定,呈收敛状态,表明底板的浇筑完成起到支撑作用,有效控制了墙体位移的发展。(3)基坑底部基本没有位移,说明地下连续墙根基稳固,基坑处于安全状态。(3)从图1和图2可以看出基坑顶水平位移第二道支撑施工完后随着开挖的继续顶部水平位移反而小幅变小,出现这一现象的原因是对撑传递了对面的土压力,而两边土质并不完全相同。从图3和图4可以看出地下连续墙顶部水平位移没有继续变化,说明基坑下部工况的开挖对顶部水平位移影响有限。
4结论
本文从佛山某深基坑地下连续墙深层水平位移监测数据出发,对深厚软土地区深基坑在开挖期间其围护结构的深层水平位移情况做了全面总结分析,得出以下结论:(1)在基坑土方开挖过程中,基坑角部侧向位移最大值小于基坑中部处水平位移最大值,说明基坑开挖具有一定的空间效应,因此在基坑的监测过程中基坑中间处应为重点监测部位;(2)随着基坑开挖深度的增加,最大位移点逐渐下移,最大位移值也不断增大;(3)底板的及时施工能够较为有效的控制围护结构水平位移的发展。
摘要：深厚软土地区,周边环境复杂的深基坑对变形要求十分严格。本文以佛山某软土基坑开挖为研究对象,对基坑土体开挖期间地下连续墙深层水平位移进行动态监测,并根据监测结果分析出不同监测区域及开挖深度地下连续墙深层水平位移的变化规律,为以后基坑设计及施工提供宝贵经验。
关键词：软土基坑,深层水平位移,监测
参考文献
[1]JGJ120-2012建筑基坑支护技术规程[S].