The Application of Seismic while Drilling in High Temperature, High Pressure Reservoirs of the Yinggehai Basin
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摘要:
南海莺歌海盆地高温高压地层的钻井安全风险较高，为降低钻井风险，需要准确预测高压地层的压力和深度。为此，在预探井DF-X1井钻井过程中研究应用了随钻地震技术，利用随钻地震数据获得时深关系和地层层速度，实时更新钻头在地震剖面中的位置，确定钻头前方高压储层的深度和地层压力系数。在DF-X1井实钻过程中，应用随钻地震技术准确预测了高压储层A1砂体的地层孔隙压力系数、破裂压力系数和深度，高压储层A1砂体的预测深度与实钻深度相差仅6.00 m，确保了ϕ244.5 mm套管成功下到高压储层上部的泥岩中，确保了ϕ212.7 mm 井段的安全压力窗口；A1砂体孔隙压力系数和破裂压力系数的预测精度分别达到3.0%和1.0%，确保了该探井的顺利完钻。研究结果表明，随钻地震技术可以准确预测地层压力和高压储层深度，能有效降低钻井风险，提高作业效率。
Abstract:There are high temperature, high pressure (HTHP) formations in the Yinggehai Basin in the South China Sea, and they are considered high-risk for safety when penetrating the HTHP formations. In order to reduce the drilling risk, it is necessary to accurately predict the pressures and at each formation depth. For this reason, the seismic while drilling technology was applied in the pre-exploration Well DF-X1. The technology uses seismic data while drilling to obtain the time-depth relationship and the formation velocity, and it updates the bit position on the seismic profile in real time, and thus it determines the high pressure reservoir depth and formation pressure coefficient in front of the bit. During the actual drilling of Well DF-X1, the seismic while drilling technology was used to accurately predict the pore pressure coefficient, fracture pressure coefficient and depth of the high pressure reservoir A1 sand body. The predicted depth error of A1 sand body was only 6.00 m with the actually drilled depth, which ensured that the ϕ244.5 mm casing was run into the mudstone above the high pressure reservoir. By using seismic while drilling, the prediction accuracy of A1 sand body pore pressure coefficient achieved 3.0%, and the accuracy of formation fracture pressure coefficient up to 1.0%. Based on this, the drilling fluid density of the completion section was optimized to avoid the gas cut and lost circulation, kept the successful drilling of the well. The research results showed that the seismic while drilling technology could accurately predict the formation pressure along with the depth of the targeted high pressure reservoir, thus effectively reduce drilling risk and improving operation efficiency.
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老井开窗侧钻是开采剩余油的重要举措，能够有效降低开采成本[1–2]。在开窗侧钻过程中，钻柱的受力非常复杂，通常要承受拉压弯扭等多种载荷的作用，特别是倒划眼作业时，井口附近的钻柱往往受到最大的拉力和扭矩，开窗侧钻时造斜段的钻柱会受到的弯矩最大，使使钻柱应力急剧增大[3–5]。螺纹接头是整个钻柱上最薄弱的环节，大载荷容易导致螺纹接头出现严重的应力集中，对螺纹接头的安全性和密封性产生极大影响[6]。
为改善螺纹接头应力分布，增强螺纹接头的密封性能，毛良杰等人[7–8]分析了在不同载荷条件下钻柱螺纹接头的应力、强度及密封性能；陈波等人[9–11]在此基础上进一步研究了内压与温度等载荷作用下螺纹的应力分布情况，分析了螺纹上最大应力的总体变化趋势。况雨春等人[12]通过研究不同载荷下螺纹三维应力特征以及不同轴向拉伸载荷条件下的极限工作扭矩，形成了快速确定不同拉力下钻具接头极限工作扭矩的方法。Chen Feng等人[13]提出了一种确定连接螺纹接头在拉弯作用下扭转极限的新方法，在一定程度上增强了螺纹安全性能，减少了螺纹失效故障的发生。A. G. Kazantsev等人[14]分析了螺纹生产过程中螺距误差对螺纹接头应力分布行为的影响，V. B. Kopei等人[15]据此提出了一种改变螺纹螺距，提高钻柱接头极限承受载荷的方法。虽然改变螺距在一定程度上能够改善螺纹接头的应力分布，但并不能增强螺纹接头的密封性能。在密封性能研究方面，刘永刚等人[16]研究了扭矩、弯矩等载荷对螺纹安全性和密封性的影响；潘潇扬等人[17–18]研究了螺纹接头高温高压下的应力和密封性能。姚进[19]通过研究发现，上扣扭矩不足容易导致内、外螺纹之间难以形成有效的接触，极大地降低螺纹接头的密封性能。陈锋等人[20]通过改变主、副台肩间隙使接触压力分布更为均匀，提高了螺纹接头的密封性能。
总的来说，目前对钻柱螺纹接头应力与密封性能的研究主要集中在单一载荷，缺乏对复杂工艺过程下螺纹接头应力与密封性能的研究。在进行倒划眼和开窗侧钻时，钻柱螺纹接头承受载荷更为复杂、载荷也更大，螺纹接头更容易发生应力集中和密封失效。为此，笔者建立了包含进退刀槽钻柱螺纹接头的三维有限元模型，评定了复杂载荷下螺纹接头的应力和密封性能，分析了不同工作状态、不同材料以及不同公差配合下螺纹接头的受力状态，得到了螺纹接头的应力和密封性能变化规律，以期为开窗侧钻条件下钻柱螺纹接头材料的选择和公差配合提供参考。
1. 考虑空间螺旋效应的钻柱螺纹接头模型
1.1 钻柱螺纹接头模型的建立
井下钻柱各部件间都是通过螺纹接头连接起来，螺纹接头对钻柱起承上启下的作用。因此，螺纹接头受力非常复杂。为保证开窗侧钻过程中螺纹接头的密封性能，钻柱通常采用双台肩螺纹接头。根据双台肩钻柱螺纹接头的结构和不同载荷作用的受力特点，假设接头材料具有各向同性，选择一段钻柱接头（包括外螺纹、内螺纹和部分钻柱）为研究对象，建立了钻柱螺纹接头三维有限元模型（简称钻柱螺纹接头模型），如图1所示。
图1所示螺纹结构形式为非对称结构的锥螺纹，建模时考虑了锥螺纹的螺旋升角，将内、外螺纹的接触面作为一个复杂的空间螺旋曲面，以充分反映上扣扭矩对螺纹结构的影响；而且，对螺纹牙进行了局部加密，使螺纹牙与螺纹牙和柱体都有很好的力学传递性能；最后，采用接触单元模拟内、外螺纹齿及主、副台肩的接触面，螺纹接触面的摩擦因数一般在0.08～0.10[21]，假定接触面的摩擦因数为0.08，以完全展现螺纹的接触性能，实现对螺纹密封性能的判断；另外，模型还包括进退刀槽结构，实现了对螺纹收尾处的准确描述。
1.2 钻柱螺纹接头模型的验证
为了验证所建螺纹接头模型的准确性，保证模型简化和边界条件处理的合理性，将其与文献[22]中某钻井队套铣作业时断裂螺纹的实际形貌及模拟结果进行了对比分析。
1.2.1 螺纹牙断裂的形貌分析
文献[22]中某钻井队在套铣作业时，钻柱接头外螺纹大端发生了断裂，断裂失效钻柱外螺纹断口的形貌如图2所示。
由图2可知，断裂的钻柱接头为典型的双台肩结构，断裂位置在螺纹大端靠近外螺纹密封台肩面16～20 mm处，也就是内外螺纹第1、2牙的啮合位置。裂纹从螺纹牙底向外延伸，外螺纹断面与螺纹轴线夹角约为45°，这是由于靠近内壁的断口位置受到挤压产生变形，导致该断口裂纹由螺纹牙底向内壁扩展。
为进一步分析发生断裂的原因，明确导致螺纹失效的影响因素，文献[22]采用数值模拟方法分析了螺纹接头在不同载荷下的应力。其中，螺纹接头结构参数为：外径104.8 mm，内径50.8 mm，螺距4牙/25.4 mm，螺纹锥度1∶6。材料参数为：屈服强度827.4 MPa，弹性模量210 GPa，泊松比0.30。螺纹接头施加60%屈服扭矩（11.6 kN·m）+最大安全轴向载荷（1 580 kN）时的应力分布如图3所示。
从图3可以看出，内外螺纹大端第1、2牙底出现明显应力集中，应力大值延伸方向与轴线呈45°夹角，内外螺纹大端第1、2牙啮合位置的应力达到钻杆接头屈服强度（952.5 MPa），与图2所示螺纹断裂位置相吻合，说明该模型与事故螺纹吻合较好，超大扭矩和轴向载荷是导致螺纹失效的原因。
1.2.2 螺纹牙应力的对比分析
依据建立钻柱螺纹接头三维数值模型的方法，建立事故钻柱接头的三维有限元模型，并对文献[22]所计算工况进行数值模拟分析，得到了不同工况下的计算结果。为了与1.2.1节试验和模拟结果进行对比分析，只给出了1.2.1节对应工况外螺纹的应力分布，如图4所示。
由图4可知，模拟得到的最大应力为954.5 MPa，出现在第1、2圈螺纹齿根处，与1.2.1节的试验结果、数值模拟结果基本相同，说明建立的螺纹接头模型能够较好地模拟出螺纹断裂状态。另外，通过该模型可以看出，螺纹第1、2圈应力都接近或已经达到屈服强度，而文献[22]的数值模拟结果只能看出螺纹在特定位置出现应力集中，并不能准确判断应力集中的范围；除此之外，该模型还能通过齿面和主、副台肩接触面的接触压力，评价螺纹断裂前的密封性能。
为进一步保证建立模型时的假设和边界条件处理的合理性，把文献[22]中不同工况下的模拟结果与本文模拟结果进行了对比，得到了螺纹外径最大变化量（见表1）。
表 1 螺纹外径最大变化量的对比Table 1. Comparison of maximum variations of outer diameter of thread计算工况 承受的扭矩/（kN·m） 外径最大变化量/mm 相对差值，% 文献[22] 本文 60%屈服扭矩 11.60 0.143 0.150 4.9 断裂70%屈服扭矩 13.43 0.236 0.247 4.7 在事故断裂位置所能承受的最大扭矩 17.00 0.378 0.397 5.0 896.35 MPa屈服强度的屈服扭矩 19.40 0.610 0.641 5.1 1.06×896.35 MPa屈服强度的屈服扭矩 20.60 1.088 1.145 5.2 由表1可知，模拟得到不同工况下螺纹外径的最大变化量比文献[22]的计算结果大5%左右，这是因为文献[22]建立的是轴对称平面模型，不能很好地描述上扣扭矩的旋进状态，本文建立的考虑空间螺旋效应的三维有限元模型能够弥补这些缺点，展现螺纹受到旋进挤压向外膨胀的受力状态，因此本文计算得到的外径最大变化量要略大于文献[22]的计算结果。
2. 钻柱接头在开窗侧钻过程中的受力
2.1 钻柱螺纹接头不同工作状态的受力分析
井下每一个钻柱连接螺纹接头都会受到轴向载荷、内外压、上扣扭矩和弯矩的作用，随着钻柱接头位置的变化，轴向载荷也不断变化；随着井斜角变化，螺纹接头受到的弯矩也不断变化，因此每一个钻柱接头的受力状态都不同[23]。倒划眼操作时，螺纹接头会受到等效轴向载荷作用力F1（井口地面载荷等效到钻柱接头的轴向载荷）和重力G1（钻柱接头以下各部分等效钻杆的重力）作用，本文对倒划眼进行分析时选择井口处的螺纹接头，此时螺纹接头不受弯矩影响，螺纹接头的应力与密封性能只与最大轴向载荷F1、上扣扭矩T、外压p1o和内压p1i有关。开窗侧钻时，钻柱螺纹接头除了轴向拉力F2和重力G2作用，钻柱接头还会受到斜向器阻碍发生弯曲，产生最大弯矩Mmax和摩擦力µG2sin θ（µ为斜向器摩擦因数，θ为斜向器摩擦角度）；此时，钻柱螺纹接头将同时承受来自钻柱的上扣扭矩T、轴向载荷F2（约为G2cos θ+µG2sin θ，以上提钻头拉力计算轴向载荷）、最大弯矩Mmax、外压p2o和内压p2i。不同工作状态下钻柱的受力如图5所示。
2.2 基于数值计算方法的钻柱接头附加弯矩计算
根据钻柱的结构特点和载荷特性，选择一段钻柱接箍进行研究。该钻柱接箍包括外螺纹、内螺纹和部分钻柱，螺纹接头分别采用材料1（高强材料）和材料2（软质材料），套管材料为N80钢。钻柱接头螺纹螺距7.257 mm，锥度1∶12，内径56.0 mm，螺纹接头长101.6 mm，牙高3.545 mm，牙底半径0.381 mm，外径104.8 mm，螺纹接头公差±0.076 mm。螺纹材料的力学参数见表2。
表 2 螺纹材料的力学参数Table 2. Mechanical parameters of thread material螺纹材料 弹性模量/MPa 泊松比 屈服强度/MPa 材料1 206 000 0.29 897 材料2 110 000 0.34 827 N80钢 210 000 0.30 552 为计算套管开窗时钻柱接头螺纹承受的最大弯矩，模拟了套管开窗过程。已知原井在钻井时与竖直方向的夹角较小，每10 m的角度变化范围在0°～0.5°，故忽略原井弯曲段对侧钻时的影响，仅考虑斜向器对钻柱接头弯矩的影响。
以某油井开窗侧钻为例，结构参数如图6所示。钻井液密度1.02 kg/L，倒划眼井深8 m，开窗侧钻点井深2 571 m，套管内径D1为121.36 mm，窗口长度L为4 380 mm，使用钻头直径D2为118 mm，实际开窗直径D3为129.77 mm。因套管内径与钻头直径相近，故假设窗口大小为斜向器倾斜段高度，忽略跳钻影响，得到斜向器角度θ为1.75°。
结合现有参数和开窗数据，把套管开窗时螺纹接头通过斜向器的过程分为若干个阶段，采用壳单元及实体单元建立螺纹接头在开窗时不同阶段的有限元模型，如图7所示。其中，螺纹接头采用1.1节方式进行简化。因模型采用静力学求解，不涉及螺纹接头与套管和斜向器的相互作用，套管和斜向器只起确定钻柱位置的作用，故套管不做开窗处理，斜向器采用倾斜面代替。
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图 7 钻柱在套管内通过斜向器的过程Figure 7. Process of drill string passing through whipstock inside casing假定初始弯矩M0为0，M为一个迭代增量（考虑计算精度，M取0.001 kN·m），对开窗侧钻过程中螺纹接头不同阶段受到的弯矩Mk进行迭代计算，来计算开窗侧钻过程中的最大弯矩。其计算流程如图8所示。
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图 8 开窗侧钻过程最大弯矩计算流程Figure 8. Calculation flow chart of maximum bending moment during window sidetrack drilling2种材料钻柱通过斜向器过程中所受到的弯矩如图9所示。从图9可以看出，钻柱接头所受弯矩在通过斜向器时分为上升阶段和下降阶段。在上升阶段，弯矩主要受钻柱弯曲角度的影响，此时钻柱与斜向器和套管形成一个钝角三角形，随着钻柱接头上端与套管的夹角逐渐增大，弯矩也逐渐增大；在下降阶段，钻柱接头已与斜向器平行，随着钻柱接头向前运动，承受弯矩的钻柱不断加长，弯矩不断减小。经计算，钻柱接头采用材料1所受到的最大弯矩M1,max为3.226 kN·m，采用材料2受到的最大弯矩M2,max为1.753 kN·m。不同材料的迭代计算结果表明：材料的弹性模量越小，螺纹接头在开窗侧钻时承受的弯矩越小。
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图 9 不同材料钻柱通过斜向器过程中所受的弯矩Figure 9. Bending moment of drill string made of different materials passing through whipstock3. 钻柱螺纹接头在不同工作状态下的应力与密封性能
已知该螺纹接头在倒划眼和开窗侧钻时都受到最佳上扣扭矩（T=14.3 kN·m，螺纹牙应力达到屈服强度的上扣扭矩）；倒划眼时轴向载荷F1=815 kN，泵压10 MPa；开窗侧钻的轴向载荷F2=85 kN，材料1的附加弯矩M1,max=3.226 kN·m，材料2的附加弯矩M2,max=1.753 kN·m。为分析开窗侧钻状态下弯矩对内、外螺纹应力的影响，将螺纹接头的最大应力与屈服强度进行对比，如果超过屈服强度则认为不满足强度评定条件，选择内、外螺纹两侧通过最大应力点的母线定义为路径1—路径4，如图1所示；为分析弯矩对螺纹接头密封性能的影响，将主、副台肩的接触压力与临界泄露压力（钻柱接头受到的内压）对比，如果超过临界泄露压力，则认为密封性能满足要求，并以主、副台肩接触面圆周方向做4条路径，分别为路径5—路径8（见图10）。
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图 10 主副台肩密封性能评定路径Figure 10. Sealing performance evaluation path of main (auxiliary) shoulders3.1 开窗侧钻过程中螺纹接头的应力与密封性能分析
3.1.1 螺纹应力计算结果及强度评定
为判断螺纹接头在最大弯矩作用下能否正常工作，分析了材料1螺纹接头通过斜向器的应力和密封性能，外螺纹等效应力分布如图11所示，受拉侧沿母线方向的应力曲线（路径1）如图12所示，外螺纹最大等效应力评定结果见表3。
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图 12 受拉侧沿母线方向的应力曲线（路径1）Figure 12. Stress curve along bus bar on tension side (path 1)表 3 外螺纹最大等效应力评定结果Table 3. Evaluation results of maximum equivalent stress of external thread外螺纹 最大等效应力出现位置 应力/
MPa屈服强度/
MPa强度
评定整体 主台肩第一圈齿根处 725 897 未屈服 路径1 主台肩第一圈齿根处 725 897 未屈服 路径2 主台肩第一圈齿根处 684 897 未屈服 从图11可以看出，外螺纹副台肩直段的应力在334～491 MPa，副台肩圆角处应力在581～647 MPa，而主台肩侧的应力明显较小，说明螺纹副台肩侧承受主要载荷，螺纹在此处发生了明显的应力集中。这是因为，在上扣扭矩作用下，外螺纹有向前旋进的趋势，主、副台肩的压应力进一步增大，因主台肩接触面积大产生的压应力较小，所以主台肩第一圈螺纹齿根处就能承受主台肩侧产生的大部分压应力；副台肩侧的接触面积小，产生的压应力大，而副台肩圆角处属于外螺纹的薄弱环节，故副台肩侧的压应力在此处产生了严重的应力集中；中间部分由于经过螺纹两端泄力，产生的压应力较小。在轴向载荷作用下，外螺纹有向后拉伸的趋势，主、副台肩的应力虽然得到一定缓解，但副台肩圆角处仍承受主要的压应力。在内外压作用下，螺纹齿啮合进一步加强，齿面和齿根应力增加。在弯矩的作用下，最大等效应力向受拉侧偏移，这是因为受压侧螺纹啮合更为紧密，更不容易产生应力集中。结合图12和表3中的数据可以看出，外螺纹两侧最大应力都发生在外螺纹主台肩侧第一圈齿根处，受拉侧的最大应力725 MPa，受压侧的最大应力684 MPa，但都小于材料屈服强度897 MPa，说明外螺纹在开窗侧钻过程中始终能够正常工作。
内螺纹等效应力分布如图13所示，受拉侧沿母线方向的应力曲线（路径3）如图14所示，内螺纹最大应力评定结果见表4。
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图 14 受拉侧沿母线方向的应力曲线（路径3）Figure 14. Stress curve along bus bar on tension side (path 3)表 4 内螺纹最大等效应力评定结果Table 4. Evaluation results of maximum equivalent stress of internal thread内螺纹 最大等效应力出现位置 应力/
MPa屈服强度/
MPa强度
评定整体 副台肩第二圈齿根处 632 897 未屈服 路径3 副台肩第二圈齿根处 632 897 未屈服 路径4 副台肩第二圈齿根处 629 897 未屈服 从图13可以看出，内螺纹应力在16～632 MPa，其中红色部分主要集中在副台肩侧前两圈螺纹齿根处，主台肩侧的应力较小，这是因为螺纹接头受到复杂载荷影响整体处于受压状态，压缩位置主要集中在副台肩侧。结合图14和表4可知，内螺纹两侧的最大应力都发生在副台肩侧第二圈齿根处，受拉侧的最大应力632 MPa，受压侧的最大应力629 MPa，都小于屈服强度897 MPa，说明内螺纹在开窗侧钻过程中也能够保持正常工作。
3.1.2 接触压力计算结果及密封性能评定
内螺纹主、副台肩接触面接触压力沿路径分布如图15所示，螺纹不同齿面接触压力分布如图16所示，最小接触压力评定结果见表5。
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图 16 螺纹不同齿面的平均接触压力曲线Figure 16. Average contact pressure curve of different tooth surfaces of thread表 5 最小接触压力评定结果Table 5. Evaluation results of minimum contact pressure接触位置 最小接触压力
出现位置接触
压力/MPa临界泄露
压力/MPa密封性能评定 主台肩 路径6的90° 159 35.7 满足要求 路径5 90° 305 35.7 满足要求 路径6 90° 159 35.7 满足要求 副台肩 路径7的90° 264 35.7 满足要求 路径7 90° 264 35.7 满足要求 路径8 90° 504 35.7 满足要求 螺纹齿面 第四圈180° 97 35.7 满足要求 从图15可以看出，主台肩内圈的接触压力明显大于外圈，副台肩内圈的接触压力明显小于外圈，这是因为主、副台肩圆角有明显的应力集中，所以靠近圆角侧接触压力大。从图16可以看出，螺纹齿第一圈和第九圈的接触压力较大，这是因为螺纹齿受力主要由这两圈承担，而第九圈大于第一圈则是因为螺纹接头整体受力集中在副台肩。结合表5可以得到主台肩接触面的最小接触压力为159 MPa，副台肩的最小接触压力为264 MPa，齿面最小接触压力为97 MPa，都大于临界泄露压力，说明螺纹接头的密封性能良好。主、副台肩内外圈的接触压力分布规律正好相反，但都是下侧接触压力较大，这是由于螺纹接头受到弯矩影响，左右两侧接触压力分布比较均匀，上下两侧呈现明显的不对称性，虽然受拉侧密封性能大幅度减弱，但仍能保持正常工作。
3.2 倒划眼井口处螺纹接头的应力与密封性能分析
为得到倒划眼操作对井口处螺纹接头安全性与密封性的影响，分析了井口处螺纹接头的应力与密封性能，其内、外螺纹整体最大等效应力和最小接触压力评定结果见表6和表7。
表 6 螺纹最大等效应力评定结果（倒划眼）Table 6. Evaluation results of maximum equivalent stress of thread (inverted hole redressing)螺纹部位 最大等效应力出现位置 应力/
MPa屈服强度/
MPa强度
评定外螺纹 主台肩第一圈齿根处 946 897 屈服 路径1 主台肩第一圈齿根处 946 897 屈服 路径2 主台肩第二圈齿根处 918 897 屈服 内螺纹 副台肩第二圈齿根处 860 897 未屈服 路径3 副台肩第一圈齿根处 831 897 未屈服 路径4 副台肩第二圈齿根处 860 897 未屈服 表 7 最小接触压力评定结果（倒划眼）Table 7. Evaluation results of minimum contact pressure (inverted hole redressing)接触位置 最小接触压力
出现位置接触
压力/MPa临界泄露
压力/MPa密封性能评定 主台肩 0 10.08 不满足要求 路径5 0 10.08 不满足要求 路径6 0 10.08 不满足要求 副台肩 路径8的184.5° 118 10.08 满足要求 路径7 166.5° 134 10.08 满足要求 路径8 184.5° 118 10.08 满足要求 螺纹齿面 第五圈193.5° 90 10.08 满足要求 由表6可知：外螺纹主台肩侧第一圈到第二圈齿根处的等效应力都超过屈服强度，说明外螺纹第一圈到第二圈齿根处已经完全失效，外螺纹可能在此处发生断裂；内螺纹最大等效应力为860 MPa，接近屈服强度897 MPa，但还能保持正常工作。
结合表7可知：在最大轴向拉力作用下，主台肩啮合面脱离，但螺纹齿面最小接触压力为90 MPa，大于临界泄露压力10.08 MPa，说明钻井液虽然能够进入主台肩面，使主台肩面发生粘着磨损，但并不会进入啮合齿使齿面出现粘扣现象；副台肩上的接触压力大幅降低，最小接触压力118 MPa出现在路径8的184.5°位置，但仍大于临界泄露压力，说明螺纹副台肩面密封性能良好。
4. 螺纹接头应力与密封性能影响因素分析
根据2.2节附加弯矩计算结果，材料的弹性模量会直接影响钻柱所承受的弯矩，弯矩会直接影响接触面接触压力分布；另外，通过3.1节螺纹在开窗侧钻下的应力与密封性能分析，发现在名义尺寸下螺纹接头应力集中的部位主要在副台肩侧，而通过调节螺纹配合公差，可以有效缓解副台肩侧的应力集中。故对不同材料和不同公差配合的螺纹进行了分析，以期为开窗侧钻螺纹材料和螺纹配合公差的选取提供参考。
4.1 材料对连接螺纹的应力与密封性能的影响
为比较开窗侧钻时不同材料内外螺纹的应力分布状态和密封性能，分析了2种材料在相同工作状态下的应力和接触状态，得到了不同材料外螺纹受拉侧沿母线方向的应力曲线（路径1，如图17所示）、主台肩的接触压力（如图18所示）、螺纹最大等效应力评定结果（见表8）和最小接触压力评定结果（见表9）。
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图 17 不同材料外螺纹受拉侧沿母线方向的应力曲线Figure 17. Stress curve along bus bar on tension side of external thread with different materials![]()
图 18 不同材料主台肩的接触压力Figure 18. Contact pressure of main shoulder with different materials表 8 不同材料螺纹最大等效应力评定结果Table 8. Evaluation results of maximum equivalent stress of thread with different materials螺纹部位 材料 最大等效应力出现位置 应力/MPa 相对差值，% 屈服强度/MPa 强度评定 外螺纹 1 主台肩第一圈齿根处 725 −17.0 897 未屈服 2 602 827 未屈服 路径1 1 主台肩第一圈齿根处 725 −17.0 897 未屈服 2 602 827 未屈服 路径2 1 主台肩第一圈齿根处 684 −14.0 897 未屈服 2 588 827 未屈服 内螺纹 1 副台肩第一圈齿根处 632 −11.9 897 未屈服 2 557 827 未屈服 路径3 1 副台肩第一圈齿根处 632 −11.9 897 未屈服 2 557 827 未屈服 路径4 1 副台肩第一圈齿根处 629 −15.4 897 未屈服 2 532 827 未屈服 表 9 不同材料螺纹最小接触压力评定结果Table 9. Evaluation results of minimum contact pressure of threads of different materials接触位置 材料 最小接触压力出现位置 接触压力/MPa 相对差值，% 临界泄露压力/MPa 密封性能评定 主台肩 1 路径6的90° 159 −25.2 35.7 满足要求 2 119 35.7 满足要求 路径5 1 90° 305 −23.0 35.7 满足要求 2 235 35.7 满足要求 路径6 1 90° 159 −25.2 35.7 满足要求 2 119 35.7 满足要求 副台肩 1 路径7的90° 264 −14.0 35.7 满足要求 2 227 35.7 满足要求 路径7 1 90° 264 −14.0 35.7 满足要求 2 227 35.7 满足要求 路径8 1 90° 504 −21.4 35.7 满足要求 2 396 35.7 满足要求 螺纹齿面 1 第四圈180° 97 −19.6 35.7 满足要求 2 78 35.7 满足要求 由表8和图17可知，不同材料连接螺纹的等效应力分布几乎一致，只是材料2内、外螺纹最大应力都减小，其中外螺纹整体最大等效应力减小了17.0%，内螺纹减小了11.9%，但都满足强度评定条件，能够正常工作。这2种材料内外螺纹的应力都是受压侧小于受拉侧，最大应力和最小接触压力出现的位置相同，说明材料只影响螺纹应力和接触压力的大小，不会影响最大应力和最小接触压力的位置。
从表9和图18可以看出，不同材料的主、副台肩都有接触压力，且分布规律一致。主、副台肩90°位置处的接触压力最小、270°位置处的接触压力最大。这是由于在弯矩作用下，主、副台肩受拉伸一侧的接触压力减小，受压缩一侧的接触压力增大，而90°和270°正好处于拉伸和压缩的最大位置处。
4.2 公差对连接螺纹的应力与密封性能的影响
为得到不同公差对螺纹应力和密封性能的影响程度，选取极限公差和名义尺寸进行对比分析。不同公差尺寸外螺纹受拉侧沿母线方向的应力曲线（路径1）如图19所示，主台肩接触压力如图20所示，螺纹最大等效应力评定结果见表10，最小接触压力评定结果见表11。
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图 19 不同公差外螺纹受拉侧沿母线方向的应力曲线Figure 19. Stress curve along bus bar on tension side of external thread with different tolerances![]()
图 20 不同公差主台肩的接触压力Figure 20. Contact pressures of main shoulder with different tolerances表 10 不同公差下螺纹最大等效应力评定结果Table 10. Evaluation results of maximum equivalent stress of thread with different tolerances螺纹部位 尺寸 最大等效应力出现位置 应力/MPa 相对差值,% 屈服强度/MPa 强度评定 外螺纹 名义尺寸 主台肩第一圈齿根处 725 24.7 897 未屈服 极限公差 主台肩第一圈齿根处 904 897 未屈服 路径1 名义尺寸 主台肩第一圈齿根处 725 24.7 897 未屈服 极限公差 904 897 未屈服 路径2 名义尺寸 主台肩第一圈齿根处 684 25.4 897 未屈服 极限公差 主台肩第一圈齿根处 858 897 未屈服 内螺纹 名义尺寸 副台肩第一圈齿根处 632 −1.4 897 未屈服 极限公差 主台肩第一圈齿根处 623 897 未屈服 路径3 名义尺寸 副台肩第一圈齿根处 632 −1.4 897 未屈服 极限公差 主台肩第一圈齿根处 623 897 未屈服 路径4 名义尺寸 副台肩第一圈齿根处 629 0.3 897 未屈服 极限公差 主台肩第一圈齿根处 631 897 未屈服 表 11 不同公差螺纹最小接触压力评定结果Table 11. Evaluation results of minimum contact pressure of thread with different tolerances接触位置 尺寸 最小接触压力出现位置 接触压力/MPa 相对差值，% 临界泄露压力/MPa 密封性能评定 主台肩 名义尺寸 路径6的90° 159 3.8 35.7 满足要求 极限公差 路径6的81° 165 35.7 满足要求 路径5 名义尺寸 90° 305 15.4 35.7 满足要求 极限公差 352 35.7 满足要求 路径6 名义尺寸 90° 159 3.8 35.7 满足要求 极限公差 81° 165 35.7 满足要求 副台肩 名义尺寸 路径7的90° 264 −100.0 35.7 满足要求 极限公差 0 35.7 不满足要求 路径7 名义尺寸 90° 264 −100.0 35.7 满足要求 极限公差 0 35.7 不满足要求 路径8 名义尺寸 90° 504 −100.0 35.7 满足要求 极限公差 0 35.7 不满足要求 螺纹齿面 名义尺寸 第四圈180° 97 −36.1 35.7 满足要求 极限公差 第七圈229.5° 62 35.7 满足要求 从表10和图19可以看出：在极限公差下，主台肩第一圈齿根处应力超过屈服强度，存在断裂风险；相比名义尺寸，外螺纹在极限配合公差下整体等效应力增加了179 MPa，内螺纹应力基本不变，受拉侧应力大于受压侧，与名义尺寸最大应力位置相同，但是靠近副台肩应力变小，到副台肩面时应力降至160 MPa，与内外压作用应力接近，说明副台肩只承受内外压的作用，主台肩和螺纹齿承受了所有载荷。
从表11和图20可以看出：主台肩都有接触压力，且分布规律一致，180°～360°的接触压力普遍大于0°～180°，这是由于180°～360°处于受压侧，相比受拉侧要承受更大的压应力；在极限公差下，副台肩上的接触压力为0，即副台肩啮合面脱离，齿面最小接触压力为62 MPa（大于临界泄露压力），钻井液只会进入副台肩面，使副台肩面发生粘着磨损。
5. 结 论
1）建立了考虑空间螺旋效应的钻柱螺纹接头三维有限元模型，该模型能够分析螺纹接头的附加弯矩、应力和密封性能。将钻柱螺纹接头数值计算结果与文献[17]进行对比分析，钻柱断裂位置与应力最大位置相同，不同上扣扭矩下最大外径变化量增加了5%左右，验证了所建模型的准确性。
2）开窗侧钻过程螺纹主、副台肩的最大等效应力均小于屈服强度，最小接触压力均大于钻井液压力，螺纹接头能够正常工作，密封性能良好。倒划眼时外螺纹主台肩前两圈齿根应力超过屈服强度，存在断裂风险，钻柱接头受轴向载荷影响主台肩接触面脱离，连接螺纹容易发生粘着磨损。
3）在弹性模量降低50.0%的情况下，内螺纹整体最大等效应力减小了11.9%，外螺纹减小了17.0%；主台肩面最小接触压力降低了25.2%，副台肩降低了14.0%，但仍能保持正常工作，说明在进行开窗侧钻时使用弹性模量较小的材料，能有效降低钻柱失效风险。在极限配合公差下，螺纹接头主要由副台肩承受接触压力转变为主要由主台肩承受接触压力，副台肩应力得到改善，但副台肩密封性能完全失效，连接螺纹将发生粘着磨损，说明螺纹接头可以通过合理改变螺纹公差降低主副台肩应力，改善螺纹的密封性能。
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图 6 随钻地震实时时深关系与钻前及邻井时深关系对比
Figure 6. Comparison of the real-time time-depth relationship among seismic while drilling, the pre-drilling and that in adjacent wells
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图 7 第三次随钻地震数据实时处理结果
Figure 7. Real-time processing results of the seismic data while drilling in the third run
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图 9 随钻地震监测地层压力监测结果
Figure 9. Formation pressure monitoring results of seismic while drilling
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图 10 随钻地震储层段地层压力监测结果与实测结果对比
Figure 10. Comparison of the formation pressure monitoring results of seismic while drilling and that of the actually measured in the reservoir section
表 1 DF-X1井随钻地震各趟采集参数
Table 1 Parameters acquisition of each run in Well DF-X1 by seismic while drilling
采集次数 采集道数 起始深度/m 结束深度/m 井筒类型 道间距/m 1 22 2 767.06 3 067.20 套管 14.40 2 30 3 081.17 3 381.12 裸眼 14.40 3 44 3 369.60 3 771.22 裸眼 14.40 
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表 2 随钻地震地层深度实时预测结果
Table 2 Real-time formation depth prediction results of seismic while drilling
地震层位 随钻地震预测深度/m 实钻深度/m 误差/m T30 3 158.00 3 145.00 +13.00 T30_C 3 461.00 3 466.00 –5.00 T30_E 3 584.00 3 580.00 +4.00 T30_H 3 641.00 3 642.00 –1.00 T31 3 787.00 3 784.00 +3.00 A1砂顶 3 825.00 3 819.00 +6.00
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