大位移井技术

本文摘要：（由ai生成）

大位移井在油气开发中具有重要意义，但面临井眼清洁、摩阻扭矩等技术挑战。钻具组合设计需适应高角度井特点，确保钻压传递。井眼清洁和钻具转速是关键因素，而水力摩阻和剖面设计需综合考虑地层、靶点等因素。钻井液设计中，泥浆性能对井眼清洁和稳定至关重要。套管下入时，采用漂浮套管等特殊技术减少摩阻。套管磨损问题需通过控制转速、使用减阻工具等方法加以解决。通过不断优化设计和应用新技术，大位移井在油气勘探开发中发挥着越来越重要的作用。

第一节  大位移井意义及挑战

一．大位移井定义

大位移井即水平位移与垂深之比大于或等于2的，或者水平位移超过3000m的井。但在深水井中概念稍许变化，称为深水大位移井，但其水垂比不能沿用常规大位移井大于或等于2的概念。

二．大位移井的历史

目前世界记录是BP公司在Wytch农场钻的M16井：总井深=11，277m，水平位移=10，727m，TVD=1636m，水垂比=6.55；海上水平位移最大记录：澳大利亚的Goodwyn A18井：水平位移=8，306m，总井深=9，277m；国内西江24-3-A14井 总井深=9，238m，TVD=2，985m，水平位移=8，062.7m，水垂比=2.7。

三．大位移井的主要作用

1）水平位移大，能较大范围控制含油面积，开发相同面积的油田可以大量减少海上钻井平台的数量；

2）省建人工岛和固定平台的费用；

3）大位移井勘探开发近海油田，距海岸10km左右近海油田，均可从陆地用大位移井勘探开发；

4）用大位移井代替海底井，不用海底设备，节省大量投资；

四．钻大位移井的技术挑战

1）井眼清洁；

2）高摩阻扭矩，需要高抗扭抗拉和耐压钻杆；

3）大斜度长裸眼稳斜段，套管的安全顺利下入；

4）平台设备能力配套与常规井差别，常规超深井考虑钻机的动力和提升载荷能力，而大位移井侧重考虑水力和顶驱输送扭矩能力；

5）井斜大，裸眼段长，井眼侵泡周期时间长，影响井壁稳定性；

6）普通井的经验很多不适合大位移井，大位移井一旦出现失误，惩罚比普通井严重；

7）储层埋藏深度不确定性和仪器精度误差对钻井轨迹调整影响；

8）钻杆伸缩性大，在接近完钻深度只能单根钻，对复杂情况处理活动空间小。

第二节  大位移井井眼清洁

井眼清洁在大位移井中是个很关键的因素，制约大位移井延伸能力。斜井清洁跟直井区别很大，至少需要比直井很长的循环周时间，而且在程序方法处理上也大大不同，随着井斜的增加，井眼清洁难度加大，岩屑上返更加困难，需要循环时间更长。

一．影响井眼清洁因素：

⑴井眼大小

⑵钻杆尺寸                            

⑶排量

⑷转盘转速

⑸泥浆流变性                           

⑹井眼轨迹

⑺泥浆环空流态

⑻岩屑尺寸                             

⑼滑动定向比例

⑽钻井速度

⑾井壁稳定性

⑿岩屑分散性

二．井眼清洁原理

井眼清洁有两种方式，一从井眼机械直接运除出来，二通过分散，岩屑溶解在泥浆，这对于大尺寸浅表层采用海水钻就利用这个原理，边钻边造浆，把分散的岩屑带至地面直接排海，间隔打高粘把有颗粒形状的岩屑返出，达到井眼清洁。

a）井斜影响井眼清洁

在直井或低井斜井，井眼清洁很简单，优化可以使用流变性较稠的泥浆，当开泵时，有效抑制岩屑剪切下滑速度，其实直井有效运除岩屑关键泥浆流动速度方向而非泥浆流变性，泥浆流变性只是简单影响泥浆剪切速率，通过提高环空泥浆返速，克服岩屑因重力影响，大于岩屑整体剪切下滑速度，将岩屑滚动带出地面，关泵时，泥浆切力形成切力网，悬浮住岩屑，并由于泥浆固相并非单独运动，部分岩屑颗粒往下沉，通过摩擦力或切力将牵引临近的岩屑反方向上浮，形成上下波动，延长岩屑下滑时间，最后才会慢慢沉至井底。

在大斜度或水平井段，岩屑重力下沉速度方向与泥浆环空返速形成一个夹角，因此岩屑下沉是一条抛物线，最终沉至井眼底边，因井眼半径大小有限，岩屑沉滞与泥浆环空返速虽然相关，毕竟井眼大小与大斜度井段长度相比相差太大，因此岩屑的沉降只是个运移长短差别，单纯通过提高排量增加泥浆环空返速并不能最有效清洁大斜度井眼，应该说排量稍微差别对井眼清洁影响不明显。至于泥浆切力悬浮作用机理与直井一样，岩屑很快沉至井眼底边形成岩屑床。

在中斜度井，其带砂机理介于直井和水平井之间，通过环空返速仍不能将砂带出地面，只是比高角度井岩屑沉至底边离井底更远些，但这些沉在底边岩屑床不如高角度的井稳定，很容易往井底滑落，犹如雪崩，但不会自动发生，当钻井速度过快，岩屑床变厚并受到干扰，就会雪崩埋钻具。

b）钻具的转速是井眼清洁的关键因素

在斜井中，井眼高边高速流体清砂作用象传送带，岩屑沉至井眼底边低速层，最终降至井眼底边形成岩屑床，中间岩屑运移长短的距离与井斜角度、排量、转速、流体的流变性及泥浆比重相关，岩屑运移传送带速度与排量相关。

钻具转速扮演在高角度井眼清砂关键因素，因为活动流体处于井眼高边，钻具和岩屑都倾向于井眼底边，通过钻具机械的搅动，将岩屑搅起至传送带上，且钻具的搅动，在钻具上会产生牵引力，部分岩屑也会伴随钻具转动螺旋上升，通过这两者的作用将岩屑带至地面，而钻具转速由井眼大小和单位进尺快慢决定，在12-1/4"、17-1/2"井段至少需要120RPM，8-1/2"井段需要70RPM以上，但高齿轮传送带仍需要钻具转速达到120RPM以上，钻具钻速越高，在钻具周围牵带岩屑越多，超过钻具接头的高度，另外使流体原自由流动高速通道变窄，产生紊流，进而搅动岩屑床，利于清砂，但这种高转速当时也许只将部分岩屑带出来，井眼干净仍需要长时间循环和倒划眼短起下等措施，这在后面小节论述。基于高转速清砂原理设计了清砂工具如带螺旋流道翼的钻杆，破坏岩屑床，更易将岩屑搅至传送带上，使清砂更好。关于在钻柱使用此类钻杆存在误区，不是只是使用一两根的问题，必须有足够的数量，因为它只是比普通钻杆稍好，在其的上部，相比普通钻杆，只是整体岩屑沉下来的距离稍远点。

c）排量对清砂影响

排量对清砂是有作用的，岩屑毕竟经过泥浆的流动携带至地面，排量太低使得所谓携砂传送带过于狭窄，这样井眼环空很大空间被非激态泥浆占据，因此即使钻具的搅动，将岩屑搅离低边，但很难进到传送带，进到传送带也易从中掉离，因此井眼很难清洗干净，但对于小井眼8-1/2"，因钻杆和井眼间隙相对较小，井眼相对较易清洗干净。而在井眼上部的隔水套管，钻柱与套管间隙大，环空返速很低，岩屑很难上返，因此需要很高的排量，排量高造成系统的整个压耗过高，超过设备承受力，因此需在隔水管底部环空，与地面泵构成另外循环回路，通过单独泵适当提高隔水管清砂排量。

d）井段井眼排量和转速参考要求

①17-1/2"井眼               150-180 rpm                 1200-1500 gpm

②12-1/4"井眼               120-180 rpm                 800-1000 gpm

③9-7/8"井眼                120-150 rpm                450-650 gpm

④8-1/2"井眼          至少》70 rpm，最好》120rpm       350-500 gpm

以17-1/2"井段为例，从井眼清洁角度可提出4种方案的技术措施如下：

①一趟钻钻完：钻头无疑选用PDC钻头较为合适，如用导向马达钻具组合造斜，要兼顾造斜、稳斜、井眼清洁的角度考虑，低马达弯角匹配PDC钻头在浅层造斜可能达不到要求，有一定作业风险，如使用高弯角马达，又限制转盘转速，影响井眼清洁。因此基于此提出第二种作业方案或建议使用旋转导向钻具组合。

②分两趟钻，造斜钻具组合及稳斜钻具组合：此种方案具有针对性，针对井段不同要求采用不同钻具组合，在上部井段采用高弯角马达完成造斜，在下部稳斜井段，则采用低弯角马达完成稳斜，且井段调整平滑，可以开高转盘转速，利于井眼清洁，唯一不利因素增加一趟起下钻时间。

③先小井眼钻领眼，带出部分砂，然后第二趟钻扩眼：适合导向钻具与旋转导向钻具组合，第一趟钻先钻成12-1/4"，然后扩成17-1/2"，这样比较轻松获得造斜率，井眼清洁比较简单，但扩眼钻进时效比较慢，总体增加作业时间。

④将钻井与井眼清洁分开：先钻完，然后下通井钻具清洁井眼，这种方案要考虑钻井钻具能否顺利安全起出。

e）泥浆的流变性的作用

泥浆太稠太稀对大位移井的清砂效果都不是很好，泥浆太稠，由钻具转动牵带的流体粘性很好，可以悬浮起岩屑，但是由于泥浆稠，在高角度井泥浆因重力、粘度、流动空间的阻力产生分层，变成紊流态流体趋势更弱，泥浆在高边流动传送带流体量反而萎缩变窄，且部分空间的泥浆会变成死区，干扰小，流速慢，因此整体清砂效果不好。泥浆太稀则作用相反，由于钻具转速搅动流体粘度小，岩屑悬带起来少，同样达不到将清砂的传送带打开的效果。泥浆的流变性可以由范氏漏斗粘度计读数部分反映，范氏漏斗计有600、300、200、100、6及3 rpm转速的读值，在钻杆里泥浆由于流速高，600和300rpm读数代表钻杆里泥浆性能，在下部钻具组合钻铤处由于环空间隙小，取300和200rpm的读数，在上部钻杆环空处取6和3rpm的漏斗读数，钻头水眼取600rpm漏斗读数，在高角度井中，6和3rpm 的读数很重要，影响井眼清洁和ECD（当量循环泥浆比重），其理想值范围如下：

6rpm=1.0~1.2x井眼直径

3rpm=6rpm-1~2

泥浆流变性另一参数就是泥浆屈服值Yp，Yp=2x（300）-600（或300-PV（朔性粘度），但在高角度井对井眼清洁没有什么积极意义，而泥浆比重相对泥浆流变性对井眼清洁作用不容勿视，它的增加增加岩屑的悬浮，但要注意有害固相或者其加重材料在井眼低边析出形成岩屑。

f）稠稀塞清扫失意义

在直井和小角度井，以往普通做法打稠稀塞清扫井，是有一定的效果，稀塞流速快，很容易达到紊流效果，将岩屑搅进井筒，配以稠塞悬浮携带出井眼，但在高角度深井此种方法不能达到预想作用，最多再次清洁小角度井段及将高角度的岩屑再往上携带一段，效果可从测量出口泥浆比重了解，但是稠稀塞带来不利有以下几个方面：

①影响了原有的泥浆性能；

②当岩屑搅起堵环空流道，有憋压憋漏地层的风险；

③很难解释PWD测量当量循环泥浆比重值；

④给人误导，当井眼清扫过后没有砂返出造成井眼干净错觉。

g）高角度井的ROP控制

形成岩屑床顶部为移动层，底部岩屑沉积，比较稳定，通过顶面移动移至地面，因此在井眼清洁恶化时通过控制进尺很难达到清砂效果。在钻井模式，当进尺快于传送带的返砂速度，岩屑会越积越厚，恶化井眼，好的岩屑流动有助井眼清洁，因此要注意钻井进尺控制。

h）ECD（当量循环泥浆比重）监测井眼清洁

ECD是随钻测量的LWD工具测量井下循环的环空压耗，然后折算成循环当量的泥浆比重，反映环空的井眼清洁，如果岩屑在环空泥浆里悬浮过多或者形成岩屑床减少了环空流道面积，这些都会引起环空循环压耗升高，ECD变大。LWD井下压力传感器在停泵状态可以由俚电池驱动，因此可以测起下钻情况下井眼压力激动和抽吸。井眼的激动和抽吸压力影响井眼的井壁稳定性，及下套管时由于压力激动挤毁漂浮套管，因此监测ECD很重要，ECD由以下几方面因素影响：

①井眼深度；②环空流道间隙；③排量；④泥浆性能；⑤钻具的旋转；⑥地面的回压管线；⑦打钻的单位进尺；⑧钻柱的起下速度。

由于大位移井有较高的水垂比，而且钻杆外径大，对于相同的井深测取环空压耗，在大位移井ECD值显得更高，在井眼清洁中，大位移井也经常采取过激的措施，因此大位移井发生井漏几率较高。因此如何辨别ECD的异常，正确认识ECD曲线图很重要。在直井中，环空压耗与垂深成正比例增长，因此在整个过程ECD保持稳定，有变化则反应井眼存在清洁问题。在水平井，由于垂深几乎不变，斜深增加，环空压耗也随着增加，ECD是逐渐增加的。S型井曲线表现特征与井型一样，但ECD测量工具PWD在S型井眼剖面、尺寸复合的倒装钻具及变化的泥浆性能里是看不到井眼最坏的情况，比如在井底ECD控制是低于地层破裂梯度，但由于S型的剖面，其ECD曲线是S型的，并且大尺寸钻杆在上部井段的长度随着打钻深度逐渐延伸，相比最初情况在上部环空间隙小的井段增多，因此在井底ECD其实并不是最大的，虽然在井底控制ECD值是安全的，但当时在套管鞋处的ECD很可能超过了地层破裂梯度而导致井漏。关于ECD测量工具PWD工具认识总结归纳如下：

1）只能看到工具以上的压力波动，看不见工具传感器以下的井况压力问题；

2）在高角度井，PWD工具解释不出岩屑床，因为它提供的只是环空压力变化曲线的变化趋势，岩屑床虽然改变环空流道面积，但曲线变化是平缓的，况且井眼井径也不是很规整，弱化变化的趋势；

3）PWD工具看到的只是对应某一深度的井眼情况，其曲线只是个历史连接的曲线；

4）钻具组合影响ECD，因为PWD工具接在下部钻具组合之上的，在其下的扶正器、钻头等工具造成附加环空压力损耗并没纳入计算，如果大尺寸扶正器接在PWD工具上，尤其泥包后，会影响ECD的解释；

5）小尺寸井眼比大尺寸井眼对ECD影响更敏感些；

6）由于钻具旋转使泥浆产生螺旋流，在小井眼钻具旋转对ECD影响也许比排量影响更大，因此在大位移小井眼要控制钻具的转速；

7）钻井模式，当从长时间滑动启动到钻具旋转时，ECD会产生很大的波动，因为长时间滑动岩屑在钻具上部形成岩屑床，当旋转时，岩屑会搅进井筒，并且有埋钻具的风险；

8）ECD的变化相对排量变化不很敏感；

9）接完单根，先启动转盘，再缓慢开泵，通过钻具转动破坏泥浆的剪切网，降低开泵的激动压力。

大位移井井眼的清洁需要高排量高转速，高排量高转速相应增加ECD，增加井眼井漏机率，可见井眼清洁和控制ECD是矛盾的，因此ECD设计过程中要考虑井眼清洁和井漏的平衡问题。ECD设计：

1）适宜的泥浆流变性，低剪切强度（稀浆，6rpm范氏漏斗粘度读值=1.1~1.2井径），理想的动朔比，秉着满足井眼清洁前提泥浆越稀越好的原则，并考虑温度和压力对泥浆粘度的影响；

2）在小井眼不要开过高的排量；

3）尺寸复合钻具，应加大钻头的排泄槽；

4）尽量在井身结构上选大井眼，套管少加扶正器，在下套管前提前处理好泥浆，要求低粘度；

5）不建议打稠稀塞清扫井眼。

i）倒划眼及短起下

倒划眼和短起下作为井眼清洁和井壁规整一种有效手段，本小节包括三部分，安全起钻前的井眼清洁、短起下钻程序、倒划眼。在开始前，先了解直井和大位移井的差别：

1）起钻前井眼清洁

因为钻进过程中，下部大尺寸钻具并没有起出进入可能存在的岩屑床的上部井段，卡钻风险很多时候在起钻时发生，如何降低这种风险，应在起钻前或钻具组合上作好准备。

（1）如上表所述须长时间的循环，循环时并且高转速，打开传送带；

（2）震动筛观察岩屑的返出，注意第二波返出的岩屑量，将岩屑量降低到背景水平；

（3）老化旧泥浆需要更长循环时间，考虑更换掉旧浆；

（4）设计随钻具转动，岩屑发生流动的钻具组合。

从上所述在起钻前重点将井眼循环干净，但干净目标不是使井眼完全没有砂，只要满足在起钻过程不要遇到太大 麻烦即可。

2）倒划眼起钻程序

在钻完井，如估计起钻困难，可直接选用倒划眼起钻，将岩屑床破坏掉，把岩屑逐步往上赶，带出地面，这种方法可减少在井底循环时间，倒划眼起钻要谨防岩屑堆积，封闭环空，产生憋压，引起井漏。在倒划眼过程中，要注意以下细节：

（1）在倒划眼起钻中，最好不要中断，至少一直起到低角度的井段；

（2）倒划眼要有耐心，控制倒划眼速度，不宜过快，控制1柱/10-15min，因为岩屑床在倒划眼中，慢慢随钻具上提堆在钻具的上方，如果上提过快，快过岩屑上返速度就会出现问题。

（3）起钻过程发生抽吸，必须倒划眼；

（4）对高角度大位移井12-1/4"井段须倒划眼清砂确保漂浮套管能下到位；

（5）在设备许可情况下，高转速高排量倒划眼上提清砂，有助岩屑分散进泥浆体系，不过会造成套管磨损，折中办法采取低转速上划，然后高转速下划；

（6）倒划眼进入到套管鞋要小心，因为套管鞋口袋处可能沉积有岩屑。

（7）通井最好甩下贵重仪器设备，使用欠尺寸钻具组合通井。

3）短起下钻程序

当井眼循环干净，停顶驱、泵循环起钻，在起钻前要记录上提正常悬重、下放悬重，旋转悬重，并和摩阻理论计算模型值进行比较，并作为起钻参考。当起钻发现卡点时，应假设为岩屑床引起，应将钻具下放至离卡点2-5柱，因为搅动岩屑会跟随钻具往下走段距离，然后旋转钻具循环约半小时，目的确认卡因是否为岩屑床，当再次停顶驱和循环经过卡点时，如果卡点已经上移，那多半可以确定为岩屑，接着按程序继续循环清洁井眼，或者倒划眼起钻，如果卡点仍然在原处，则可能为键槽、台肩或井眼缩径，采用循环倒划眼方式小心通过卡点。

在起下钻要密切关注ECD，因为起下钻由于下部组件大，会引起井眼压力抽吸和激动，引起井漏和井壁失稳。下钻过程，引起钻柱本体泥浆代排，在12-1/4"井眼，下钻每1柱/30s的速度产生相当600gpm泵排量环空返速，如果下钻已有排量1000gpm，则总排量就有相当1600gpm，这会使ECD增大，严重引起井漏，另外环空返速过高冲刷井壁，引起井壁失稳，在8-1/2"井段，下钻每柱/30s速度产生约370gpm泵排量环空返速。起钻过程产生抽吸，在经历长的大斜度裸眼段起钻对井壁稳定性影响很大，抽吸引起ECD变小，若低于地层的孔隙压力，可能会使井内流体流进井筒致使井喷，或泥页岩地层因压力失衡产生蠕动缩径或垮塌，如果该地层密度窗口小，起钻引起井筒压力低于地层坍塌压力，则引起井眼垮塌。因此起钻前要进行周密计算，控制好起钻速度，并处理好泥浆性能粘度和比重。

第三节  大位移井水力摩阻方案设计

大位移井钻井最大深度突出钻井的极限，而非设备的极限，设备可以升级，钻井极限受制于水力、摩阻扭矩和钻具屈曲等因素。

a）摩阻扭矩

（1）理论基础

摩阻扭矩产生有两种不同机理：低边钻杆重量、通过增降斜、扭方位井段在钻具拉伸状态产生钻柱侧力。钻具重力沿井壁对钻具产生正压力，由于井眼摩擦系数，因此产生阻碍钻具运动方向相反的摩阻，与钻具重量，泥浆浮力系数和井斜角度大小相关。钻柱侧压力则是通过造降斜、扭方位井段时，由于钻柱受拉，沿着井眼井壁产生附加接触侧压力，同样因接触界面的摩擦系数产生摩阻，在弯曲井段，上提、下放、旋转状态下摩阻力的方向是不一样的。在稳斜段，上提下放摩阻是一样，在造斜段，上提比下放经过造斜段时产生更大的侧应力，侧应力在钻具旋转时对套管产生磨损，尤其在浅层造斜段，因越接近地面钻具受拉是最大的，产生钻具侧应力也大，旋转对套管产生磨损也更严重，因此浅层造斜要注意井眼曲线的平滑。降斜井段，由于井斜减小，钻具有效重量增大，上提下放相应都比造斜段钻具有更高的悬重。除了摩阻，钻具的旋转扭矩也与上述钻柱受力状态相关，因此减扭器理想位置应加在造斜段。

关于大位移井摩阻扭矩认识归纳如下：

①对于高角度，垂深浅的井：高摩阻和低有效悬重会限制钻井深度，在无悬重或负悬重情况下，钻具必须通过旋转下到井深；

②垂深深的大位移井：由于钻柱的负荷使钻井深度不会太深，因为下部钻具重量越重，旋转扭矩越大，超过钻柱的强度；

③S型剖面的大位移井：如果井眼平滑缓降，井段不长，对钻柱摩阻扭矩影响不大，但对于降至井斜很小的井，因悬挂着有效钻具重量，会产生较高的摩阻扭矩；

④低角度井：摩阻一般不存在问题，滑动定向比较容易，但扭拒很高和套管磨损成为问题焦点；

⑤中角度井：结合高角度和低角度特性，摩阻比扭矩也许显得更关键，扭矩则为不定因素；

⑥高角度井：摩阻扭矩都很重要，如下部钻具重量重可能会产生高扭矩，因此在钻具组合上用加重钻杆代替钻铤，并控制一定数量，尽可能少加，在钻柱上采用复合钻柱和倒装钻具。

（b）钻具屈曲

钻具在井眼里由于受压而发生弯曲，在大尺寸井眼、小角度井，小的钻具刚性很容易发生受压失稳产生弯曲。高角度井难发生钻具弯曲，但不是不可能，在其稳斜段和直井段如钻具受压也会发生弯曲，在造斜段由于钻柱的弯曲应力存在使此段钻具弯曲更为困难。弯曲形态分正弦弯曲和螺旋弯曲。

（1）正弦弯曲：是钻柱发生弯曲的第一形态，也称蛇行弯曲，但由于钻具重量，钻具只在低边发生屈曲，但屈曲的钻具没有触及高边井眼的井壁，在钻井中不利因素影响钻压有效传递，在钻井中导向马达经常性发生制动，工具面不易控制。

（2）螺旋弯曲：钻柱发生二次弯曲形态，钻柱压缩象弹簧，充满整个井眼，由于井壁支点支撑消耗了钻压的传递，发生钻具自锁。

因钻具弯曲力远低于钻具材质的屈服值，因此钻具是可以受压弯曲的，不是不可以，但只局限于钻具静止状态，因为钻具旋转发生弯曲，产生交变应力使钻具很快发生疲劳破坏。对于钻具弯曲有害影响，可采取以下有效措施：

（1）采用尺寸大的刚性强的高强度钻杆；

（2）倒装钻具；

（3）在关键井段加强此处钻具的刚性；

（4）减小摩阻，提高泥浆的润滑性，使用减阻设备；

（5）采用旋转导向钻具代替常规导向马达；

（c）摩阻扭矩计算模型计算。

摩阻扭矩现在可以采用计算机软件理论计算，算法建立在普通的力学数学模型上，可以跟现场数据互动，通过现场数据可对软件输入数据进行校定。摩阻扭矩计算假设钻具两种形态：柔索模型和刚性模型。大多数模型计算都假设柔索模型理论计算，不考虑钻具的刚性和几何形态。

（1）摩擦系数

有三种类型的摩擦系数：上提、下放、旋转。因为上提下放钻具在井里与井壁接触面不一样，特别是在造斜段。不同作业如钻井和下套管也产生不同的摩擦系数。摩擦系数受影响因素很多如泥浆性能、地层岩性、井眼清洁、井眼剖面设计等。摩擦系数分为动摩擦系数和静摩擦系数，静摩擦系数要比动摩擦系数高，在平台负荷有限情况下，静摩擦系数可能会成为制约因素，因此在作业设计时要提前考虑静摩擦系数影响。下表为动摩擦系数一些经验值：

（2）摩阻扭矩设计

摩阻扭矩计算摩擦系数确定凭经验给定，另外模型假设跟实际情况还是有一定的差距，所以理论计算和实际值存在一定的差距，为了使计算具有一定的参考，在设计前必须取得本地区临井作业经验，进行计算校核出本地区摩擦系数范围。这些计算可以有效指导和优化井眼剖面设计、井身结构、钻具组合、减阻器等特殊工具使用，泥浆体系的选择等，通过各种措施调整使摩阻扭矩计算结果在钻井设备许可情况下，并附加一定安全系数。前期的设计很重要，作为大位移井钻井可行性分析手段，而非盲目没有依据。

d）水力计算

（1）设计意义简述

大位移井水力设计计算意义非凡，前期准备工作关键的一环。水力计算包括整个循环系统压耗计算、钻头的水马力、岩屑床的高度、起下钻压力激动和抽吸、ECD计算等。水力理论计算采用四种流体模型计算：幂律流体、牛顿流体、非牛顿流体、宾汉流体。计算输入项包括泥浆性能朔性粘度、屈服值及泥浆密度值、钻具的结构、钻头水眼过流面积、井身的剖面设计或实钻的测斜数据及井温和压力对泥浆性能的影响等，进行整个系统压耗的计算。理论计算和实际毕竟存在距离，这些都要在邻井中进行校正，针对不同流体计算要进行选模，如果数据曲线基本吻合，基本平行，那是有一定的参考意义，因为钻具内部存在涂层对水力存在影响，另外可能下部钻具的内部水力压耗估算存在差值。水力计算的意义如下几点：

①一定的排量范围下模拟计算系统循环压耗，了解设备耐压是否能满足钻井排量要求；

②井眼的清洁，在设备许可排量范围内计算单位进尺速度、岩屑大小、排量与井眼清洁关系；

③计算钻头水马力，一般水力破碎岩石在大位移井中并不是需要考虑因素，而是泥浆的剪切性能，这需要经过钻头水眼高速剪切，以利井底清洁和泥浆带砂；

④计算ECD，计算理论值和实际的ECD的差值，可以了井眼清洁程度；

⑤计算下钻及下套管的激动压力和起钻的抽吸压力，指导起下钻。

（2）技术措施

如何在满足井眼清洁需求排量的情况下，系统压耗在设备耐压安全值内。技术措施主要从以下方面考虑：

①升级设备能力，包括整个循环闭合系统：地面管线、泵、钻杆的耐压能力；

②选用大尺寸钻杆，内径大，在相同排量情况下降低系统压耗；

③选用合适泥浆类型及良好泥浆性能；

④考虑下部钻具的压耗损失，使计算更贴近实际值，如可调扶正器、旋转导向工具、钻头水眼等，优化钻具组合；

⑤提高固控设备处理能力，维护好泥浆性能。

第四节  大位移井剖面设计

一．井眼剖面类型

以下为井眼剖面类型的几种选择：

1）直增稳剖面：适度的稳定造斜率（2.5º-3º/30m），减少稳斜角度和斜深。主要使用于垂深、12-1/4"井段的水力因素受限，没有浅层稳定性问题的井；

2）双增剖面：一般增斜至中间角度（如50º），稳斜，然后增至最终角度，这样设计使表层套管以合适井深下入复杂层段以下。这种剖面与拟悬链剖面比较，减少稳斜角和钻井井深；

3）拟悬链剖面设计；拟变曲率增斜最初解决表层井眼不稳定的问题，降低造斜段扭矩，但会增加稳斜角和完钻钻井斜深；

4）S型剖面设计：不利方面增加上部井段中间稳斜角，很可能造成钻下部地层钻具无悬重。在最后产层井深降低角度穿越主要从以下角度考虑：

a）减少产层地质垂深和测量仪器精度不确定性影响；

b）降低产层或深部地层作业风险；

c）在产层段减少泥浆比重；

d）减少可钻性差的地层钻入层段

e）如果深度根据垂深确定的话，可以减少整个井深；

5）三维水平井设计：根据地质和储层特殊要求设计。

二．大位移井设计理念

大位移井的设计与常规井差不多，但是大位移井面临设备挑战和钻具钻井的极限，因此设计要不断进行优化和论证，将地层、靶点着陆、摩阻、水力、钻具组合等在剖面设计中结合表现，这样一个完整的设计才是优秀的设计，在指导打井才更具有实际意义。在设计中并非将设计归于单一的设计剖面选型，而是将设计结合实际情况，将设计约束因素进行排比，进行权衡，因此井的剖面有时是两种剖面类型以上结合使用。以下为设计简单应用举例：

a）关于上部地层夹层多，易井漏，垂深较深：由于大位移井井身结构剖面简单，一般8-1/2"井段为生产段，一个是从完井油管角度考虑，另外就是钻柱的强度限制大位移井小井眼的延伸，因此在不可能增加小井眼钻井情况下考虑这种情况，如果选择单一的造斜率，当然减少摩阻和井深，但增加表层17-1/2"井段的斜深，增加大井眼的钻井难度和13-3/8"套管下入难度，如果使用双造斜率，在上部井段使用较小的造斜率或拟悬链曲面，以尽可能小的井斜角及最短的井深到达易漏层段下，将其封隔好，减少17-1/2"井段作业压力，然后在12-1/4"井段继续造斜，毫无疑问12-1/4"井段稳斜角将高于第一种方案，方案变化其实将17-1/2"部分压力嫁接给12-1/4"，因此方案的优选要进行综合评估。

b）中间复杂层段为可钻性差地层或断层：因为大位移井通常都为高角度稳斜井，换种说法，垂深相对位移较为受限井。对于一般在井段比较置前可钻性差的地层，由于大位移井垂深的变化需要钻很长的斜深才能达到，因此为了提高钻时，在此段应降斜或使用小井斜设计通过，对于此设计的变化或中间3D绕障设计穿过断层，都要进行摩阻计算，不能顾此失彼，应优化平衡。而对于大位移井中后半部为可钻性差的地层，这是个挑战，因为钻压不如直井那么有效传递，且井段长，进尺会更慢。

c）油层垂深不确定性：如果油层轨迹控制无要求，可设计S型剖面入产层段，该剖面能较快发现储层，减少仪器测量误差影响及平衡井壁稳定性的泥浆比重，但增加摩阻和扭矩。如控制水平裸 露产层，为了减少油层漏失风险，也应采用领眼方案，以较小的井斜尽快穿越，发现储层确切垂深，然后填井再进行侧钻成水平井段，方案实施中考虑大位移井的水泥环卡钻风险及水泥塞成功打成合格率。

d）考虑井壁地层稳定性：对于大位移井要进行地层勘探取样研究，根据地应力研究，地层稳定性与轨迹井斜切入角和方向是相关的，因此在设计应优先进行考虑。

e）摩阻、扭矩及水力因素在设计中嵌入：在优先地层因素做出初步的设计，根据该设计进行摩阻扭矩水力计算，通过计算对井身结构，钻具组合，泥浆性能等方面进行优化，对设计剖面亦可进行细微调整，在不伤害地质等一些关键因素的基础上。

第五节  大位移井钻井液设计

泥浆对于井眼清洁、稳定很重要。泥浆分为油基泥浆、水基泥浆两大类。以下介绍两种泥浆优缺点，对在大位移井中泥浆选型很重要。

a）油基泥浆（与水基泥浆比较）

①能够有效抑制页岩；

②润滑性好（不用加专用添加剂）；

③降低压差卡钻风险；

④不分散，利于大井眼井眼清洁；

⑤由于粘度，相同泥浆比重比水基泥浆有更高的ECD；

⑥钻头不易泥包；

⑦泥浆固控要求高；

⑧影响固井质量，油基泥浆比较困难顶替干净；

⑨成本高，重复利用。

b）水基泥浆

①根据成分调节，泥浆拥有分散至适度的抑制性特点；

②处理泥浆润滑性，获得低的摩擦系数成本高，因为泥浆在使用过程中，由于岩屑的加入，使泥浆保持润滑性时间很短；

③在高温下控制低失水成本高；

④由于泥浆分散性，作为表层开钻泥浆，利井眼清洁；

⑤井漏风险小；

⑥钻头易泥包；

⑦利于固井质量控制；

⑧对旧浆或固相含量高泥浆易处理；

每个井段特点不同，井段对泥浆设计要求也不一样，一成不变的设计不能满足所有钻井情况。

17-1/2"井段：

水基非抑制性泥浆对该井段井眼清洁是个较好的选择，在该井段考虑井壁稳定、井漏复杂情况。由于井段浅，泵压和泥浆的润滑性不是关键因素，排量可以满足井眼清洁要求排量，但要适度避免井壁的冲刷扩径。

12-1/4"井段：

在大位移井中该井段井眼清洁是优先考虑的问题，排量和泵压根据井眼深度越深变的越突出，并且由于大位移井的长裸眼段，钻井周期时间长，裸眼侵泡时间也长，因此地层井壁稳定性问题在该井段也很突出，再者关于泥浆的润滑性，提高润滑性减少摩阻便于井眼延伸，对在高角度井套管的顺利下入影响很大。

8-1/2"井段：

对泥浆设计要求比较复杂井段，涉及储层的保护。井眼排量在该井段不是很重要，可以选择比优化排量低一点清洁井眼，在该井段主要关心ECD的控制，特别对一些有井漏风险的地层。该井段井眼的延伸比较深，钻井扭矩很高，因此8-1/2"井段泥浆考虑泥浆润滑性、井壁稳定性和储层保护。

c）关于井眼清洁泥浆性能要求

①低剪切速率泥浆井眼环空清洁需要足够低剪切粘度或良好的动朔比移动岩屑，范氏漏斗3和6 rpm的读值能反映环空泥浆的剪切速率性能；

②高剪切速率意味压力损失高，比如钻杆内和水眼处。低朔性粘度和固相含量控制在设计范围内；

③剪切稀释流体能提供好的综合性能，因此钻头水眼过流面积也是有要求的，很好稀释剪切泥浆性能；

④在8-1/2"或小井眼可以采取妥协办法，当ECD有要求时，可以使用粘度比较稀的泥浆，因为小井眼比较易于清洁；

⑤关于泥浆比重：减少泥浆密度，利于提高钻井速度、减少ECD、便于固相控制，但随井斜的增加，一般要提高泥浆比重增加井壁的稳定性，当套管采用漂浮式下入，要考虑井的激动压力和泥浆悬浮系数；

⑥泥浆的固相控制，在大位移井中很重要，主要由固控设备震动筛、除砂器、除泥器、离心机对泥浆进行处理，其主要影响：

-影响泥浆流变性；

-固相过高恶化泥浆性能，影响井眼清洁，增加井眼摩阻和扭矩；

-形成质量差的泥饼，增加卡钻风险；

-影响固井质量，差的泥浆顶替效率；

⑦作好泥浆进出性能跟踪。

第六节  大位移井套管的下入程序

大位移井由于摩阻大，特别在井身质量差的情况下，很早就可能将套管柱悬重放空，即使加上顶驱悬重，套管仍可能下不到底，因此在大位移井要使用一些特殊的技术，如漂浮套管技术、套管柱加滚轮减阻器、套管倒装技术等帮助套管下入，套管倒装技术在普通定向井中也常用，下7"筛管，用钻杆送，在直井段使用部分钻铤代替部分钻杆，这就是倒装技术，同样将轻的套管放在下面，上面使用重的套管，属于套管串的倒装。以下着重介绍套管漂浮技术，这种技术只能局限于9-5/8"套管或更小尺寸的套管，特别适合相对垂深较浅的大位移井。

a）套管漂浮技术定义

在套管前段不灌浆或注入空气或填充比管外环空泥浆比重轻的泥浆或其他液体，使前段套管在管外泥浆的浮力悬浮下，减少与井眼井壁接触，减少下入摩阻，这就是套管漂浮技术。由于前端套管空着或填充比重相对轻的泥浆，造成管内外静液柱差，加上下套管的激动压力，很可能将套管挤毁，所以漂浮套管技术比较适合浅垂深的大位移井，主要是基于泥浆静液柱压力小的考虑，不管怎么样，漂浮套管设计要事先通过软件模块进行计算。

b）漂浮套管技术设计考虑关键点

-在下入或替浆过程中防止可能发生的套管的挤毁（静态和动态）；

-与泥浆密度相关的浮力系数；

-井漏和井控；

-钻井液库存储放：因为空的很长一段套管本体泥浆代排量数量很大。

c）套管漂浮类型

-单一的钻井液：指的是套管内使用只一种钻井液，套管可以全空或填充轻密度流体比如海水；

-双流体：指管内使用两种流体，泥浆和空气、重浆和轻泥浆，两种流体界面隔开，比重大的在上部套管，轻的流体在套管下部；

-内管柱法：套管下入过程中，需要循环，因此采用内管柱法插入套管鞋内与套管外的泥浆形成回路循环。

d）漂浮技术

所谓漂浮，就是利用管外泥浆的悬浮，因此管外泥浆比重、管内泥浆比重及管体本身的钢级重量对套管漂浮都产生影响，关于下部套管中空出多长的套管，需要通过软件计算。如果前段套管是轻密度流体很容易替换，如果是空气，过程复杂点，下到井底，这个过程需要耐心将空气排出，使用内管柱缓慢排气，防止空气在套管内滑脱上升过快，造成井喷，严重情况造成套管的挤毁，在将套管内空气排除干净后，然后与管外流体连通，将泥浆循环均匀直至井眼干净，然后进行固井作业。

e）技术措施

-能随时建立与管外泥浆的循环，在遇阻段能将杂质循环出井眼，疏通通道；

-由于下部套管重量轻，旋转扭矩小，因此套管在下入过程中需要时能旋转，确保复杂情况处理能力；

-控制套管下钻速度，由于套管本体外径大，环空间隙小，如下钻速度控制不适会产生很大的激动压力，挤毁套管和憋漏地层；

-管鞋设计特殊，带有切削齿，利于划眼和对井壁清理；

-加减阻器，减少套管和井壁接触面，降低套管摩阻，方便套管下入；

-套管刚级选用，进行倒装；

-在下部套管内存在两种轻液之间，采用活动塞子隔离，但不影响液柱压力传递，避免管内液柱压力过少，与管外压差过大导致套管挤毁；

-调整钻井液润滑性，减少摩阻；

-减少在造斜段，套管承受侧压力，使用轻质套管或套管漂浮技术；

-套管旋转可以减少摩阻，但设计时要减少套管串的重量，降低井眼摩阻系数，提高设备抗扭能力；

-对于尾管，如果顶部发生弯曲，应增加尾管重叠段；

-将井眼进行扩眼，或者选用比常规套管尺寸小的套管以减少下入摩阻，如5-1/2"代替6-5/8"套管下在8-1/2"井眼。

f）套管的磨损

在大位移井，由于浅造斜，及下部井段由于井眼清洁，钻具高转速旋转，而在造斜段钻杆处于受拉状态，因此存在很大的侧向力，这样造成钻具接头对套管的磨损。减少套管磨损方法：

-高转速及钻具在造斜段受拉伸是套管受磨损的关键，因此在一些不需要高转速清洁的井，可以适当控制顶驱转速；

-在变曲率井段的钻具上加特殊减阻工具，减阻器其实是个轴承套工具，与套管接触的外表套子不动，这些工具设计成适合倒划眼；

-减少下部钻具的重量，使用柔性钻杆，减弱钻具受拉伸力；

-控制好轨迹质量，使轨迹平滑，考虑使用低弯角马达和旋转导向工具；