井斜控制（精选4篇）
井斜控制 篇1
近些年, 气体钻井由于能够有效地保护油气层, 解决恶性井漏、压差卡钻, 提高机械钻速而得到了广泛的应用, 但是在现场应用的过程中, 井斜问题十分严重, 多口气体钻井井斜超标, 例如大庆古深2井, 最大井斜达到22.5°。因此深入研究气体钻井井斜机理, 制定合理的防斜技术及措施, 解决气体钻井井斜问题, 对今后气体钻井设计和指导现场施工是十分有意义的。
1 气体钻井井斜影响因素
1.1 地质因素
地质因素主要包括地层各向异性、地层倾角软硬地层交替等。白家祉和苏义脑教授推导出地层造斜力F与地层各向异性指数h、地层倾角β, 钻压P和井斜α的关系
由式 (1) 可知, 影响地层造斜力主要的地质因素是地层倾角和地层各项异性指数, 由于气体钻井地层各向异性指数大于钻井液钻井[1], 因此气体钻井地层造斜力更大, 更容易发生井斜。因为气体钻井地层各向异性指数大于钻井液钻井, 所以气体钻井地层造斜力对地层倾角的变化更加敏感, 地层倾角对气体钻井地层造斜力影响更加显著, 因此气体钻井更容易发生井斜。
1.2 井径扩大
气体钻井中, 高速气体对井壁冲蚀以及岩屑颗粒对井壁的冲击, 并且井壁没有泥饼保护, 使得气体钻井普遍存在着井径扩大现象, 如图1所示是大庆徐深地区三口井井径扩大情况, 由图1可以看出气体钻井平均井径扩大率为20%～30%。
气体钻井普遍存在井径扩大, 而井径扩大对井斜有一定的影响, 如图2所示, 是井径扩大对光钻铤钻具钻头侧向力的影响。钻具组合:古深2井, 井深4 000m, 215.9mm钻头+159mm钻铤 (内径71.4mm) ×260m。
由图2可以看出, 钻压较小时, 随着井径扩大, 钻头侧向力逐渐增大, 钻具具有较好的降斜作用;钻压较大时, 随着井径扩大, 钻头侧向力逐渐降低, 增斜作用增大。因此, 在低钻压下井径扩大利于防斜, 高钻压下井径扩大是造成井斜的因素之一。
井径扩大较小时, 气体钻井的钻头侧向力大于钻井液钻井, 降斜效果较好;井径扩大较大时, 在低钻压下气体钻井的钻头侧向力大于钻井液钻井, 降斜效果较好, 高钻压下, 气体钻井的钻头侧向力小于钻井液钻井, 增斜作用较大。因此在气体钻井中应尽量控制较大的井径扩大, 在井径扩大无法控制的情况下, 可以通过选择合理的钻压来控制井斜。
1.3 钻井参数
在气体钻井中, 影响井斜的主要钻井参数是钻压。计算了不同钻压下光钻铤钻具组合钻头侧向力, 钻具组合:215.9mm钻头+159mm钻铤 (内径71.4mm) ×260m。
由图3可以看出, 随着钻压的增大, 钻头侧向力逐渐减小, 增斜能力变大, 不利于防斜, 因此应合理控制钻压。相同条件下, 钻井液钻井的钻头侧向力要小于气体钻井, 说明气体钻井具有更好的降斜作用, 但现场应用时发现气体钻井井斜更快、更大, 这就说明相对于钻井液钻井, 钻压不是影响气体钻井井斜的主要因素。
1.4 井斜角
在气体钻井中, 井斜角大小对井斜也有一定的影响[2], 分别计算了钻压为30kN和160kN钻井液钻井和气体钻井的钻头侧向力, 钻具组合:215.9mm钻头+159mm钻铤 (内径71.4mm) ×260m。
由图4可以看出, 随着井斜角增加, 气体钻井钻头侧向力逐渐变大, 降斜能力较好, 在直井中利于防斜, 但从现场实际应用时发现, 直井中井斜角一般较小, 所以井斜角对井斜的影响并不是很大。在定向井稳斜钻进时, 由于气体钻井钻头侧向力比钻井液钻井大, 降斜能力较好, 不利于稳斜钻进, 随着钻压增大, 气体钻井钻头侧向力减小, 降斜作用减小, 因此在大钻压下更利于稳斜钻进。
1.5 钻井循环介质
因为气体钻井与液体钻井在循环介质方面有着巨大的差异, 循环介质自身性质有很大区别, 循环介质对井斜的影响也不相同。主要表现在以下三个方面。
1.5.1 破岩机理
气体钻井与钻井液钻井相比, 井底对岩石压持效果有着巨大的差异, 因而其破岩机理有很大的区别。破岩机理的不同, 对井斜的影响也不相同。到目前为止气体钻井的破岩机理还不是十分清楚, 对井斜的影响也没有定量的描述, 高如军[3,4]和项德贵等人[5]定性的分析出了气体钻井地层各向异性指数大于钻井液钻井, 因此气体钻井地层造斜力更大。从大庆地区气体钻井现场情况来看破岩机理对井斜产生了很大的影响, 使得气体钻井情况下, 更易发生井斜。
1.5.2 摩擦力不同
气体钻井中, 气体对钻柱的缓冲和润滑作用小于钻井液钻井, 使得气体钻井中钻柱所受摩擦力较大, 钻柱的屈曲变形更加明显, 涡动、偏转更大, 更容易发生井斜。
1.5.3 温度变化不同
气体与液体相比, 由于气体冷却性和润滑性较差, 气体钻井井底温度比钻井液钻井更高, 温度变化幅度更大, 而温度对岩石的强度有着直接的影响[6]。
由图5可以看出, 大部分的岩石随着温度的升高, 岩石的延性加大, 屈服点降低, 强度也降低, 岩石表现为从塑性向脆性转化。这是因为在高温条件下产生结构热应力, 使矿石原有微结构受损伤, 微裂隙增加和发展, 从而导致矿石强度明显下降。在温度较高条件下, 岩石破碎更加容易, 导致气体钻井地层各向异性指数较大, 地层造斜力也较大, 所以气体钻井更加容易井斜。
2 现场实例分析
通过现场应用情况, 统计了气体钻井不同井径扩大率及钻井条件下井斜的变化情况。
由表1可以看出, 气体钻井存在一定井径扩大的情况下, 井斜增长较快, 钻压越大, 井斜增长越快。
由表2可知, 相同条件下, 小钻压利于防斜。空气锤+光钻铤钻具, 配合小钻压具有良好的纠斜效果, 牙轮+光钻铤配合小钻压纠斜效果较差。满眼钻具在大钻压下防斜性能较差, 在小钻压下能很好地防止井斜, 同时在已经有一定井斜角的情况下不适合用满眼钻具, 因为满眼钻具没有纠斜作用。空气锤+塔式钻具具有良好的防斜性能, 适合在现场推广应用。
3 结论与建议
(1) 气体钻井普遍存在井径扩大, 井径扩大率较小的情况下利于防斜, 井径扩大率较大是气体钻井井斜的一个重要影响因素。
(2) 钻压、井斜角对气体钻井井斜有一定的影响, 但不是主要影响因素。
(3) 气体钻井井底温度高、围压小, 井底岩石应力状态发生变化, 其破岩机理与钻井液钻井有很大的区别, 导致气体钻井地层各向异性指数较大, 地层造斜能力强, 容易发生井斜, 因此钻井循环介质是影响气体钻井井斜的主要因素。
(4) 在气体钻井中, 空气锤具有良好的防斜效果, 配合钟摆或塔式钻具能够很好的控制井斜, 适合在现场推广应用。满眼钻具能够防斜但不具有纠斜能力, 在有一定井斜角的情况下不适合用满眼钻具。
摘要：气体钻井以其保护油气层、提高钻速等方面的巨大优势而得到广泛应用, 但是气体钻井井斜问题一直没有得到很好地解决, 制约着气体钻井的发展。国内外对气体钻井井斜机理及控制方面研究较少, 还没有形成系统的理论和技术。根据大庆油田气体钻井实例现从地质因素、井径扩大、钻井参数、井斜角、钻井循环介质等方面分析了气体钻井井斜的原因, 基于分析结果并与大庆现场钻井实例相结合, 初步给出了气体钻井井控措施, 为气体钻井设计和施工提供一定的基础。
关键词：气体钻井,井斜机理,井斜控制,大庆油田
参考文献
[1]邓虎, 伍贤柱, 余锐.气体钻井井斜的原因及防斜技术.天然气工业, 2009;29 (1) :58—60
[2]张杰, 蒋祖军, 廖忠会, 等.定向井稳斜段气体钻井井斜机理应用研究.钻采工艺, 2007;30 (4) :16—19
[3]高如军, 何世明, 侯文波, 等.气体钻井岩石应力应变场对井斜的影响分析.钻井液与完井液, 2008;25 (6) :1—3
[4]高如军, 何世明, 陈佳玉, 等.气体钻井井斜机理与控制初探.石油钻采工艺, 2008;30 (2) :42—45
[5]项德贵, 葛云华, 孙梦慈, 等.空气钻井井斜控制问题的探讨, 钻采工艺, 2005;28 (5) :1—13
[6]李玉飞, 孟英峰, 聂政远, 等.空气钻井提高钻速机理研究.石油钻探技术, 2006;34 (4) :9—11
井斜动态测量离心力的修正 篇2
所谓井斜,即一口井偏离了铅直线。在自动垂直钻井过程中,由于地质因素、钻具因素的影响,井斜是不可避免的。井斜的危害主要有以下三方面:(1)在地质勘探方面:造成地质资料失真;打乱合理的地下井网和开发方案。(2)在钻井施工方面:恶化钻柱工作条件;易造成井壁坍塌和卡钻;易造成固井下套管困难和注水泥窜槽;纠斜侧钻增加成本。(3)在开发采油方面:影响分层开采;影响修井工作;影响采收率(死油区)。其危害随着井深的增加而愈加严重。因此,在利用井下闭环控制系统对井斜进行实时控制时,井斜的精确测量显得至关重要。
2 井斜动态测量试验台研制
在动态钻井时,钻杆高速旋转,要承受破岩时的剧烈冲击,而导向套是通过轴承与钻杆相联结,处于浮动状态,因此导向套除了要受到剧烈振动,还会产生旋转,即受离心力影响。
而测量井斜的加速度传感器安装在导向活套内[1]。如图1所示。
通过对加速度传感器实际工况的研究,如剧烈振动、离心力影响等。设计出如图2所示的井斜动态测量试验台。
1.试验台架2.直流减速电机3.联轴器4.加速度传感器5.试验转盘6.长轴7.导电滑环8.编码器9.长轴套筒10.悬挂托盘11.阻尼轴12.阻尼套筒
如图2所示,该试验台原理为:直流减速电机2带动长轴6和试验转盘5旋转,加速度传感器4随试验转盘一起旋转,加速度传感器的电信号通过导电滑环7传输,编码器8则将长轴的角位移转换为可以存储的信号。在施加外力时,阻尼轴11和阻尼套筒12可以模拟钻井时剧烈振动的工况。考虑到实际钻井中钻杆转速为100r/min左右,所选用的直流减速电机的型号为80JB+76ZYT,转速为200r/min,减速比为1/20。传感器选用美国JEWELL公司生产的重力加速度传感器(伺服倾角仪)。型号为LCF-196-14.5,其输出电压信号为±5V,测量倾角范围为±14.5°,非线性<0.1%,分辨率1μrad,满足井斜精确测量的要求。目前该井斜试验台在我院制造完成。
3 井斜离心力信号的修正
在用一个双轴加速度传感器进行井斜测量时[2,3],其计算公式如下:
井斜角用VX、VY表示为:
θ-井斜角;VX-传感器输出电压在X轴分量;VY-传感器输出电压在Y轴分量;Vg-传感器额定输出电压。
井斜角用θX、θY表示为:
θX-X轴倾角;θY-Y轴倾角。
加速度传感器会受到振动、离心力因素的影响,引起测量信号失真。本文重点研究离心力的影响。用两个双轴加速度传感器如图3所示布置,则可消除离心力的影响。
试验转盘如图旋转时,则双轴加速度传感器1的X轴受离心力的影响,而Y轴不受干扰;同样加速度传感器2的X轴不受干扰,Y轴受离心力影响。设加速度传感器1的输出信号为VX1、VY1,加速度传感器2的输出信号为VX2、VY2,则由式(1)可得:
井斜角
用θX1、θY1、θX2、θY2表示井斜角为:
由式(3)、(4)可知,用两个如图3布置的双轴加速度传感器可以消除离心力的影响。
4 结论
井斜角的动态测量对自动垂直钻井有着至关重要的意义。井斜角的动态测量受到钻头的激振力、导向套转动引起的离心力等的影响。在理论上可以得出使用两个双轴加速度传感器,呈90°布置可以有效消除离心力对井斜动态测量的影响。本文提出的井斜动态测量离心力的修正方法还处在理论和实验阶段,与实际还有一定的距离,因此还需要进一步的研究。
参考文献
[1]李秋敏,刘白雁,苏义脑,等.自动垂直钻具井下流场特性分析[J].传动技术,2008,22(2):19-22.
[2]刘白雁,王新宇,杜勇刚,等.井斜实时测量方法研究[J].中国测试技术,2007,33(4):5-8.
井斜控制 篇3
大位移钻井顺利进行的关键技术之一就是井眼清洁。在分析岩屑运移规律方面, 目前, 分析模型主要基于直井段、斜井段或水平段进行分析, 主要分为稳定及不稳定两种模型, 取得了一定成果, 但仍存在不足。现阶段, 较少对大位移井整体进行分析研究, 岩屑在大位移井全过程的连续运移过程难以描述[1]。所以, 现有分析模型在工程应用方面还存在一定的局限性。
随着计算机和计算流体动力学技术的快速发展, 使得人们可借助数值模拟手段研究大位移井岩屑运移规律, 这对准确了解大位移井岩屑运移规律具有重要的理论研究意义和实际应用价值[2]。本文根据固液两相流理论, 综合考虑岩屑的悬浮、滚动和滑动运移方式及固液相速度差的影响, 在已建立的大位移井几何模型的基础上, 对大位移井在不同偏心距工况下, 气固两相体积浓度的分布及钻井流场进行仿真, 分析了井斜角度对空气携岩能力的影响规律。
1 几何模型及网格划分
为对井筒内的压力、排量、液体当量密度等分布进行研究, 对比分析井斜角度 (30°、50°、70°) 对空气携岩能力的影响规律, 建立不同井斜角度下的几何模型, 同时考虑到井斜几何模型的特点, 采用结构化六面体网格单元进行网格划分, 最终完成各几何结构的网格模型如图1所示。
2 仿真结果分析
井斜角度对岩屑运移及床体厚度具有重要影响, 通常认为角度在0°~30°直井段不易形成岩屑床。为对比分析不同井斜对岩屑运移的影响, 对比模拟了同心工况下, 井斜角度分别为30°、50°、70°三种不同倾斜角下的岩屑分布特性。
2.1 纵向截面速度场分析
从图2位移井中间高度处, 井斜30°、50°、70°截面岩屑速度分布云图可看出, 井斜角度较小时候环空气流及岩屑运移速度较高, 倾斜角度越大, 速度越低。另外, 由于倾斜角度的存在使得环空内的速度分布明显偏离对称分布, 且由于重力对岩屑输运的影响, 使得低速区偏向倾斜方向[3]。
2.2 轴向截面速度场分析
一般来讲, 随着井斜角度的增加, 岩屑床厚度会随井斜角度的增加而明显增厚, 使得钻井液在竖直方向上的分量减小[4]。在相同的环空返速下, 从图3所示速度分布的矢量图可看出, 岩屑床的无因次厚度随井斜角的增加而明显增加, 同时可分析得出, 井斜角对环空返速较小时的岩屑床厚度影响最为显著, 当环空返速比较高时, 其影响则相应变小[5]。与井斜角度为0°的工况相比, 当存在井倾斜角度时, 岩屑在竖直方向的速度分量存在比较明显的增大, 最大的速度区域靠近环空厚度比较大的位置。
2.3 井深方向岩屑速度对比分析
从图4不同井斜角度下岩屑沿井深高度速度对比可看出, 在倾斜前段对岩屑的运移速度影响不大, 随着倾斜角度的变化, 岩屑速度也相应变化。另一方面, 岩床沿井壁方向的重力分量同井壁与岩屑床的摩擦力增大, 从而增大了携岩运动的阻力, 主要是因为井斜角度的增加[6]。
3 结语
通过建立不同井段仿真的数学模型, 通过流体仿真方法对大位移岩屑在不同工况下的运移进行了计算。研究所取得的主要成果和结论有:
a) 分析井眼环空中的岩屑运移机理, 建立了不同井斜角度下的几何模型, 并完成了网格划分;
b) 对井斜角度对空气携岩能力的影响进行了分析, 得出不同井斜角度下钻井流场与气固相体积浓度分布的情况;
c) 分析得出, 井斜角度较小时, 环空气流及岩屑运移速度较高, 倾斜角度越大, 速度越低;
d) 通过数值仿真技术模拟气体钻井过程, 能直观形象地反映井内各参数的分布规律。
参考文献
[1]赵金洲, 张桂林.钻井工程技术手册[M].北京:中国石化出版社, 2005.
[2]郑新权, 刘希圣, 丁岗.定向井环空内岩屑运移机理的研究[J].石油大学学报, 1991, 15 (1) :25-30.
[4]石晓兵.大位移井中利用钻柱旋转作用清除岩屑床的机理研究[J].天然气工业, 2000, 20 (2) :51-53.
井斜控制 篇4
桩129-平10井是一口水平位移2476.11m的海油陆采水平井,井身结构和井身轨道数据如下表。
由于该井在3326~3340m(垂深)井段有油页岩、油泥岩夹灰质页岩,三开以后三次钻至该层位出现井下复杂,三个井眼的概况如下:
桩129-平10井在施工前通过地质剖面图可以看出在A靶点之前有一破碎带地层,而且破碎带地层与A靶点距离较近,在保证中靶的前提下无法通过调整井身轨迹避开破碎带。该井前两次钻遇油页岩地层都使用强抑制不分散体系钻井液体系,每一次钻至油页岩都出现井壁失稳现象,尝试各种钻具组合划眼,如下所示:
(1)Φ215.9mm牙轮钻头+Φ209mm近钻头扶正器强刚性钻具组合
选择依据:近钻头扶正器的钻具组合主要增加其刚性,推动掉块下行,将其赶至井底,将掉块磨碎后,将其携带出。
(2)常规钻具:Φ215.9mm牙轮钻头+Φ127mm加重钻杆×30+Φ127mm钻杆
选择依据:常规钻具组合通井主要依靠牙轮钻头的研磨,将掉块磨碎,顺利通过遇阻点后,通过调整泥浆性能将掉块带出,恢复井壁稳定。
(3)领眼钻具组合:Φ118mm铣锥+Φ127mm钻杆×2+Φ209mm扶正器+Φ127mm
选择依据:领眼钻具组合通过较小尺寸工具通过遇阻点,依靠泥浆流动使堆积掉块分散,再通过后面的扶正器和钻具,通过转动将掉块破碎,将其带出。
每一种钻具组合在下钻至油页岩地层遇阻,期间通过调整泥浆无论是增加钻井液粘切,提高钻井液携岩能力还是降低钻井液粘切,以提高钻井液对井壁冲刷效果,划眼无法通过,而且越处理井眼越复杂,遇阻点越浅,最后均填井侧钻。
2 桩129-平10井井眼垮塌以及处理过程失败原因分析
2.1 地层原因
水平井、大位移井井壁稳定性控制难度大,该井在A靶点之前存在破碎带更加增加了该井的施工难度。在破碎带附近,地层裂缝发育,且纵横交错,地层应力极为复杂,井眼裸露地层易发生周期性应力释放,表现为周期性严重井壁垮塌[1]。
2.2 工程和泥浆原因
水基钻井液即使处理的非常到位对破碎带、裂缝发育地层的维护井壁稳定效果差,加之水基钻井液长间对井眼进行浸泡,造成井壁进一步失稳。井壁坍塌后划眼过程中虽然一些老掉块虽然可以通过钻头、扶正器、钻具的旋转、研磨将其破碎,但是无法将其携带出,只能使其分散,从而造成上部井眼复杂。
3 钻井液体系的改变
3.1 选择油基钻井液的原因
(1)油基钻井液应具有较高的电稳定性,确保乳化体系稳定[2]。
(2)使用的油基钻井液具有优良的流变性及悬浮性能,能及时将钻屑带出井底,保证井眼通畅。
(3)使用的油基钻井液具有低的滤失量和良好的封堵性能,能够提高井壁稳定性。
3.2 油基钻井液配方及性能参数设计
油基钻井液配方—〔(白油+Ca Cl2溶液)(油水比80:20)〕+3~4%有机土+2~3%主乳化剂+1~1.5%辅乳化剂+2~3%润湿剂+2%乳化封堵剂+2~3%降滤失剂+1~2%氧化沥青+2%碱度调节剂+辅助剂。
辅助剂包括:重晶石、提切剂等。
3.3 易坍塌泥页岩井段施工措施
3.3.1 钻井液方面
1)确保体系的乳化稳定性,保证钻进过程中具有较低的高温高压滤失量,避免由于流体侵入导致的井壁失稳。
2)针对油页岩极易井壁失稳难题,采取以下几种措施进一步提高钻井液防塌能力:(1)进入该井段前(预计3900m处)加大封堵剂含量,提高至3%;(2)提高钻井液密度1.50g/cm3;(3)加强返砂观察,及时监测摩阻、扭矩变化,当发现返砂突然增多或摩阻/扭矩变大时,及时采取措施提高井壁稳定性,及时补充提切剂提高钻井液的携岩性能。
3.3.2 钻井技术方面
1)避免在油页岩易塌段大排量定点循环,减少钻井液对井壁的冲刷破坏。
2)在进入预计油页岩段前,根据现场情况提前起下钻换钻头或者尽量钻穿油页岩地层再进行起下钻作业,钻进油页岩地层时尽量提高钻井时效,确保尽快钻过油页岩地层。
3)开泵、起下钻等操作不能过猛,减少压力激动和钻头、钻具对井壁的激烈撞击,起钻时灌好泥浆。
4)一方面,尝试有几何增斜钻具代替螺杆钻具,减少单弯+扶正器对井壁碰撞使井壁失稳,而且没有螺杆压降,可以提高排量,利于携砂;另一方面,在几何钻具井身轨迹达不到设计要求时,更改螺杆钻具结构,由之前带扶正块螺杆改为无扶正块螺杆,减少钻进过程中螺杆扶正块对井壁的刮碰,避免井壁进一步失稳。
5)在破碎带施工过程中,以复合钻进代替划动钻进,避免划动钻进拖压、憋泵造成井壁失稳。
4 易坍塌油页岩井段施工效果分析
根据前两个井眼钻遇油页岩的深度进行计算,并结合新的井眼轨道设计,预计本井将钻遇油页岩75m,穿入和穿出油页岩的井深如图2所示。
该井眼施工过程中钻进至4000m,下入新钻头、新动力钻具争取一趟钻穿过破碎带,钻具结构:Φ215.9mm MD517x+Φ172mm1.5°螺杆+MRC地质导向+无磁承压+无磁悬挂+Φ127mm钻杆30柱+Φ127mm加重×10柱+Φ127mm钻杆,由于定向钻进钻时较慢,钻头寿命已到,钻至4076m起钻,在第二趟钻用相同的钻具结构,钻进至4077m后,发生井壁坍塌,倒滑眼起出钻具。
鉴于之前井眼的复杂情况,下入Φ165mm刮刀钻头+Φ127mm加重钻杆领眼通井,下钻到底后不断出现憋泵现象,慢慢提排量(排量提至60冲后,2h提一冲),最高提至85冲,循环3天后翻出大量掉块而且,排量越大,掉块返出越大。
循环至振动筛不在返出掉块,初步认为井下基本正常,定恢复钻进,首先选用几何钻具钻进,钻具结构:Φ215.9mm MD517x+Φ212mm扶正器+Φ159mm无磁钻铤+Φ127mm钻杆*30+Φ127mm加重×10柱+Φ127mm钻杆,由于造斜率跟不上设计要求,更换钻具结构继续钻进,钻具结构:Φ215.9mm MD517x+Φ172mm 1.5°无扶正块单弯+无磁承压+无磁悬挂+Φ127mm钻杆×30柱+Φ127mm加重×10柱+Φ127mm钻杆;该井坚持使用该钻具组合7趟钻完钻,每一趟钻在下钻过程中在4077m~4079m始终有显示,每次短起下均通过该位置,通过钻进过程、短起下、起下钻过程对井壁的修复,该显示段逐渐减小,最后两趟钻均无显示,最后该井顺利下入套管完井。
5 认识与建议
(1)为保证钻进过程排量的提高,建议超过4000m的水平井、大位移井使用5 1/2"钻杆钻进,一方面增加钻柱强度,另一方面减小压降、相同排量获得较高环空返速。
(2)油基泥浆能解决由于浸泡引起的井壁坍塌,但是不能解决应力性坍塌。该井之所以在油机泥浆井眼划眼过程中能返出掉块是因为:一是,循环时间长,油机泥浆井眼划眼中循环72h后才开始返出掉块;二是,油机泥浆施工过程中上部井眼规则,无大肚子井眼,利于掉块返出;三是,油机泥浆自身具备良好的流变性和电稳定性,利于掉块的携带。
(3)无扶正块螺杆钻具的选择是该井顺利穿过破碎带的关键。
(4)在复杂井段施工过程中,轻易不要更改钻具组合,以免由于钻具组合刚性的变化导致其起下钻出现复杂。
参考文献
[1]陈庭根,等.钻井工程理论与技术[M].山东东营:中国石油大学出版社,2006.