大位移钻井液技术综述

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1、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①3及①6读数（①3—般为井眼尺寸的1.5倍），保证钻井液对岩屑的悬浮能力。3、不同井眼尺寸对低剪切速率粘度的要求不同，一般随井眼尺寸增人而降低。4、井斜角大于55度井段不宜采用

2、提高钻井液粘度的方式改善井眼净化效果。5、控制钻井液体系的触变性，保持终切力不大于30Pa,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①3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。T二931.65*Q/[(Dh+Dp)(Dh-Dp)2

3、]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

4、速：Vmin=(k/PJ"[(Ps~Pi.)*g*U]13K-于井斜角有关的系数pI.钻井液密度Ps岩屑密度卩钻井液粘度，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①3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,

5、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，保持环空流里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

6、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）、根据地层力学参数利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

7、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

8、，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）.采用单一润滑剂其含量达到2%以后润滑效果的改善趋于稳定，而将多种润滑剂复配能够进一步提高润滑效率。例如加入「3%石墨粉复合使用可以将摩阻降低