大位移钻井液技术综述.doc

大位移钻井液技术综述 大位移井一般指水垂比大于2的定向井及水平井。其特点改善井眼环境的技术措施非常有限；钻进时采取的工艺参数难以兼顾。 一、 大位移井的技术条件： 1、井眼轨迹设计及控制技术； 2、摩阻预测及减摩技术 3、井壁稳定技术 4、井眼净化技术 二、流变性控制技术 1、提高低剪切速率下的钻井液粘度能明显减少岩屑的垂沉现象，提高携砂效果 2、应严格控制Φ3及Φ6读数（Φ3一般为井眼尺寸的1.5倍）Pa，以保证钻井液在斜井段仍具有较好的携带上返能力。 三、关于零切力的定义及应用 对于不同条件下合理确定Φ3读数，国外倾向于在层流条件下保持较高的屈服值（大于13），在紊流下适当降低屈服值（小于8）。 采用零切力考察大位移井钻井液净化能力，不但具有明确的流变学意义，且操作也比较简洁，适合于现场应用。 零切力：在零静止时间下，一定泵量下环空段钻井液所对应的切力值。零切力值也叫胶凝强度。 Υ=931.65* Q/[(Dh+Dp)(Dh-Dp)2] Dh为井径，Dp为钻具外径，单位in。 四、钻井液的动塑比 从流变性学角度看，施工大斜度井提高动塑比，以保证环空流态和保持不同容积环空的有效粘度，较好地平衡过度冲刷和下井壁岩屑的沉积效应之间的矛盾。 对动塑比的确定，国内认为大、中曲率水平井为0.5-0.8，小曲率水平井0.8-1.0，侧钻水平井0.8-1.2；国外比较重视对动切力的维护。但是维持较高的动切力，尽管能够有效改善井眼净化效果，但也会引起体系过高的胶凝强度，较大的ECD，诱发井漏，引起井眼稳定性下降等井下复杂情况。 不同斜井段施工时保证钻屑不滑落的最小环空返速： Vmin=(k/ρL)2/3*[(ρS-ρL)*g*μ]1/3 K-于井斜角有关的系数 ρL 钻井液密度 ρS岩屑密度 μ钻井液粘度，Pa.S 五、大位移井难点技术的解决措施 5.1、流变性的控制 1）、水平段较短时可以采用较高粘度钻井液。 2）、国外在大位移井施工中控制钻井液流变性的经验做法是控制Φ3读数约等于井眼直径。在大斜度井段特别是井斜角大于55度时，较高粘度会弱化井壁清洗效果。在临界排量下如不考虑钻具转动效应，则粘度较低的钻井液更易扰动岩屑床，有利于井眼净化。 3）、根据地层特点选择合适的钻井液体系，并做好钻井液的固相控制，使各种处理剂能够有效发挥作用。 5.2、井眼净化技术 1）、调节良好的钻井液流变性，合理掌握泵参数，保持环空流型及上返速度始终处于最佳的状态，降低岩屑下沉速度，提高返出绿。 2）、钻进时的循环排量应与机械钻速相匹配，亦即在某一排量下应该保持一个合理的机械钻速，避免瞬时钻速过高导致产生岩屑床。 3）、配合划眼，短提，分段循环等手段破坏岩屑床。但当岩屑床形成比较严重时采用短提的效果较差，必须配合划眼方能达到有效破坏岩屑床的目的。 4）、水平段钻进时，应该定期不定期改变转速旋转钻具，以提高岩屑床破坏效率。 5）、根据井下情况，定期或不定期使用高粘切段塞液清除井眼环空滞留的钻屑，提高环空的清洁程度。使用低粘切的重塞，密度大于0.36-0.48，配合旋转。 5.3井壁稳定技术 井斜角对地层稳定性有很大影响，而且不同岩石对于井斜角的敏感程度不同。碳酸盐地层在大角度井眼易坍塌，页岩在在井斜角10-40度存在弱面结构，使其容易坍塌。 1）、做好井眼轨迹设计，时井眼沿最小地应力方向倾斜，或尽可能使井眼垂直于最大主应力方向。 2）、根据地层力学参数和井斜角对井眼稳定性的影响，确定符合实际情况的钻井液安全密度窗口，防止动态条件下发生压裂地层的情况。 3）、合理选择钻井液体系，其原则是必须保持体系的化学抑制能力，并兼顾抗温，抗污染，良好的流变性能等技术要求； 4)、合理掌握环空水力参数，避免环空返速过高冲刷井壁，破坏稳定，尽可能延长井壁的稳定周期。 5）、合理井深结构。 6）、操作力求平稳和均衡，起下钻，开泵等。避免定点循环。 7）、优选使用高效抑制材料和对流变性有改善作用的降虑失材料，目的是提高钻井液的化学防塌能力，泥饼的物理涂覆保护井壁作用，降低钻井液侵泡对井壁稳定所造成的不利影响。 5.4、减摩与防卡技术 井眼情况的任何变化，都会以摩阻变化的形势表现出来：井眼的清洁状况（清洁正常，岩屑床，井壁坍塌掉块，井壁键槽，井眼缩径，泥饼润滑性，套管鞋破损，钻柱失稳），井眼平滑度（井眼轨迹）甚至地层岩性的变化等都以钻具摩阻的变化的方式反映出来。 5.4.1国内情况 1）、强调优选各种润滑剂 原油使用其含量达到12%（V/V）O/W 或W/O型钻井液，使用W/O钻井液，要求体系中原油不低于40%。 2）、强调固控设备的使用。做好钻井液的清洁工作能够有效达到减少摩阻。 3）制定符合实际情况的操作作业规则。包括机械钻速的控制，排量的优化，钻具转速的选则