钻井风险因素研究报告.doc

钻井风险因素研究报告西南石油大学油气井工程研究所2009年3月16日目 录1卡钻风险因素研究21.1压差卡钻风险因素识别21.1.1压差卡钻的产生21.1.2压差卡钻机理研究31.1.3压差卡钻风险因素识别51.1.4压差卡钻风险因素分析研究51.1.5压差卡钻的评价方法与评价指标111.2沉砂卡钻风险因素识别141.2.1沉砂的形成141.2.2引起沉砂的风险因素识别151.2.3沉砂卡钻风险因素分析研究161.3砂桥卡钻风险因素识别191.3.1砂桥的形成191.3.2引起砂桥的风险因素识别201.3.3砂卡钻风险因素分析研究211.4键槽卡钻风险因素识别211.4.1键槽形成因素分析211.4.2键槽风险因素识别221.5缩径卡钻221.5.1缩径卡钻风险因素识别221.5.2地层蠕变趋势（蠕变速率）评价231.6小井眼卡钻风险因素识别271.6.1引起小井眼的因素分析271.6.2小井眼风险因素识别281.6.3力学模型的建立与分析291.7垮塌卡钻311.7.2井塌风险因素识别311.7.2井塌风险因素分析研究341.7.3井漏371.7.4波动压力计算分析461.8泥包卡钻风险因素识别501.8.1泥包的产生501.8.2泥包风险因素识别511.8.3钻头泥包的判断方法522钻具失效风险因素研究532.1钻具的主要失效类型及特点532.2钻具失效的主要影响因素532.3钻具刺漏552.3.1引起刺漏因素分析552.3.2刺漏风险识别562.3.3钻具刺漏判别和预报572.4钻具接头粘扣582.4.1钻具接头粘扣原因分析582.4.2接头粘扣风险因素分析583.4.5井眼净化593各种异常情况定性描述613.1钻具刺漏613.2掉钻具613.3卡钻、遇阻613.4井漏613.5井壁坍塌613.6盐侵623.7油（气）侵623.8钻遇粘土层623.9关于异常情况相关参数的定量化62钻井风险识别是指对钻井项目在实施过程中存在的风险事件进行鉴别,对尚未显化的、处于潜伏状态的各种风险进行辨别。只有对钻井风险进行准确地识别,知道存在的风险事件的类别、特征以及可能造成的危害,才能采取必要的措施并加以防范 。根据钻井过程的特点,仔细研究、分析造成漏、喷、卡、塌等钻井复杂与事故的风险因素，提取与风险因素相关的参数并建立了相关的理论模型，这些模型可以定量或半定量地预测风险发展趋势，为进一步的风险预测奠定了主要基础。1卡钻风险因素研究1.1压差卡钻风险因素研究1.1.1压差卡钻的产生钻井中由于井眼不可能完全垂直，当井下钻具静止不动时，在井下压差的作用下，钻柱的一些部位会贴于井壁，与井壁泥饼粘合在一起，静止时间越长则钻具与泥饼的接触面积就越大，由此而产生的卡钻称为压差卡钻。产生压差卡钻的原因是钻井液性能不好，密度过高造成井内压差太大；失水量大，泥饼厚，粘附系数大，一旦停止循环，不活动钻具，钻具就会与井壁泥饼接触，时间增加则会使接触面积和深度增加，导致钻具无法上下活动和转动，但能够开泵循环，且泵压正常稳定。显然，发生压差卡钻的条件为： 钻柱对应着较高渗透性地层（一般为高渗砂岩地层），并且在该地层上形成厚泥饼； 钻柱处于静止状态或者缓慢运动状态； 较高的正压差。通过对压差卡钻发生机理进行分析，现将影响压差卡钻的因素可归纳如下： 地层岩石的渗透性质； 地层压力； 泥浆体系及性能（如固相含量）； 泥饼质量（包括泥饼的厚度、润滑性、强度和渗透性）； 钻柱与泥饼的接触面积； 井眼形状、井深质量。以上诸因素中，地层压力是不可变因素，其余因素理论上讲是可以改变的，但改变的范围各不相同，但最主要的影响因素是地层岩石的渗透性质和泥饼质量。1.1.2压差卡钻机理研究压差卡钻常发生在钻具因故停止转动，以及钻井液停止循环时。这种现象首先由Hayward在1937年认识到，而其机理由Helmick与Longley于1957年在实验室证明。压差卡钻的机理简述如下：钻柱的一部分靠在倾斜的井眼低边。钻柱旋转时，它被一层钻井液膜所润滑，钻柱各边的压力都相等。但是当钻柱停止旋转时和泥饼相接触的钻柱部分与钻井液柱相隔绝，这样就在钻柱两侧之间产生压差，于是增加了上提钻柱时的阻力，如果阻力超过钻机的提升能力就会造成卡钻。因此，起钻时阻力预示着卡钻危险。Outmans对压差卡钻的机理作了严格的分析，总结如下：钻铤总是靠在井眼的低边，因而压差卡钻总是发生在钻铤部分。当钻柱旋转时，钻铤对井壁施以垂直分力而靠在井壁上，因此钻铤嵌入泥饼的深度取决于井斜及钻铤对井壁的机械磨蚀速率以及钻井液对井壁的冲蚀速率，除非井斜得厉害或转速非常高，否则钻铤嵌入的深度只会非常浅(如图1-1a)。钻柱与泥饼之间的摩擦是压差卡钻的基本原因。当钻具静止时，其重量压缩在隔绝的泥饼区域，迫使泥饼的孔隙水流入地层，泥饼的孔隙压力减少，而泥饼内的有效应力则随孔隙压力的减少而增加。当钻具较长时间停靠在井壁后，泥饼内的孔隙压力变得与地层孔隙压力相等，而有效应力等于钻井液在井眼内压力与地层孔隙压力之差Pm-Pf。因此可以这样认为，压差卡钻的主要机理是作用在钻柱上的过平衡压力使之与井壁接触产生的摩擦力，压差卡钻机理示意图如图1.1的（a）、（b）、（c）所示。（a）钻柱旋转，钻柱短距离吃入泥饼（b）静止时，钻柱在压差作用下吃入泥饼（c）钻具在偏斜严重的井眼中静止时吃入泥饼图1.1 压差卡钻机理1.1.3压差卡钻风险因素识别分析结果表明：接触面摩擦阻力、钻具静止时间长、正压差、井身弯曲程度等是造成压差卡钻的风险因素，发生压差卡钻的风险因素逻辑关系如图1.2。 压差卡钻阻力持续变大（）厚泥饼泥饼摩擦系数大 钻具静止时间长（3min）地层 正常 钻井渗透 液被 性好 泥饼 污染 钻井液固含高正压差地层异常低压钻井液密度高井眼偏斜度接触面积 图1.2 压差卡钻风险因素逻辑关系图1.1.4压差卡钻风险因素分析研究1、正压差：是泥浆液柱压力和地层压力之间的差值引起的。P=P液-P地。钻遇渗透性低压地层时，井内钻井液中的自由水就会渗入岩层而在井壁形成较厚的泥饼，当钻柱紧贴这段井壁而泥浆密度又大于地层孔隙压力时，钻柱就在此压差作用下贴入泥饼，产生阻碍钻柱的摩阻力，此摩阻力增大到使钻柱难以活动时，便产生压差卡钻，造成泥饼压差卡钻的摩阻力（Qs）可由下式计算： （1.1）式中 钻柱与泥饼间的摩擦系数； 钻柱与泥饼的接触面积； 井内静液柱压力； 地层孔隙压力；由此可见，影响压差卡钻的主导因素显然是不可变的地层孔隙压力和渗透性。因为只有在渗透性较好的低压层段，才会形成较厚的泥饼和较大的正压差。（1）静液柱压力的计算式为： （1.2）式中 Pm钻井液静液柱压力，Mpa；为钻井液密度kg/L；H垂井眼垂深，m；g重力加速度，9.81m/s2。（2）地层压力预测与的分析1）地层压力的确定方法包括： 钻前压力预测。主要利用的是地震层速度资料及其与地层孔隙压力的关系模型计算地层孔隙压力。过去常用“直接计算法”和“等效深度法”，近年提出了“单点预测模型”和“综合模型法”。 随钻压力监测。利用随钻测量信息实时监测异常地层孔隙压力带并确定其压力值，常用dc指数法和Sigma指数法（适于碳酸盐岩地层）。 测井压力检测。利用钻后测井资料评估地层孔隙压力，是公认最好，应用最广泛的方法。常用泥岩的声波时差法、电阻率法（电导率）、密度法等。 实测压力：用仪器直接测量地层孔隙压力，是目前最准确的方法。常用钻杆测试（DSTS）、重复地层测试（RFT）、多层位测试器（EMT）测试等。2）地层压力实时监测dc指数作为是一项预测地层压力和井下复杂情况的一项主要参数。在异常高压存在时采用合理的钻井液密度，来平衡地层压力，防止发生井涌、井喷、卡钻事故；过高的钻井液密度会降低井底机械钻速、引起压差卡钻等。地层压力检测应用dc指数法和PDC钻头钻进的dcp指数法。dc指数法随着钻井深度的增加，机械钻速逐渐降低。对相邻地层而言，钻速变化不仅意味着岩性变化，也与地层孔隙压力有明显的关系。1965年美国宾汉通过室内模拟实验建立钻速模式，当钻井条件不变时，钻速v与转盘转速N、钻压P和钻头直径D的关系为，换算成法定计量单位并取对数整理有： （1.3）式中 d钻压指数，无因次；V钻速，m/h；N转速，r/min;P钻压，kN；D钻头直径，mm.随后考虑到钻井液密度对dc指数的影响，提出修正，得dc指数即： （1.4）式中 ECD当量钻井液密度，g/m； 正常地层压力梯度，g/m；故dc指数方程为： （1.5）在正常压实作用下，岩石强度随井深增加而增加，当钻井参数不变，机械钻速降低，泥岩段dc指数随井深增加而增大，呈现指数关系；在异常压力井段，由于泥岩中孔隙压力的影响，不再遵循正常压实规律，钻速随孔隙压力的增大而增大，压力过渡段dc指数则相应减小，偏离原来的正常趋势线，dc指数监测地层压力就是在这一基本原理上建立起来的。 PDC钻头钻进的dcp指数法PDC钻头是以切削作用为主要方式破岩。PDC钻头钻进时，若采用dc指数法来监测地层压力会存在一定的误差，在此利用国内外对PDC钻头钻进的钻速研究的一些成果，提出dcp指数监测地层压力的方法。目前应用较多的主要有以下3种PDC钻头钻速模式： 斯伦贝谢的钻速模式： （1.6） A.K.Wojtanowict等人提出的钻速模式： （1.7） 中国石油大学郭学增等人提出的钻速模式： （1.8）式中 钻头水功率系数；钻头水功率，KW；钻速，m/h；地层可钻性系数；钻压，kN；转速，r/min；转速指数；磨损系数；钻头磨损量；单位换算系数；钻头磨损方程；、零比水马力的门限钻压，kN。从上述三个PDC钻头钻进模式中推导出不同的钻压指数计算公式，但是由于每个公式中考虑的因素不同，单一影响因素又难以确定，故把每个模式加以简化，就可变成一个类似标准的钻速方程模式： （1.9）式中 单位换算系数； 钻速，m/h；钻压指数；地层可钻性系数；钻压，kN；D钻头直径，mm；转速指数；经过上述变化，钻压指数dc的计算公式就很容易推导，并用钻井液密度加以修正，这样就得出修正的PDC钻头钻压指数公式： （1.10）式中修正的PDC钻头钻压指数； 正常地层压力当量密度，g/m3； 实际使用的钻井液当量密度，g/m3。利用实时采集到的钻压、钻速、转盘转速、当量密度等参数计算出地层的卡钻性指数，通过对dc指数图的分析，根据正常压实泥岩段回归dc趋势线方程为dcn=C1井深+C2。对于PDC钻头所钻地层，由于整个趋势是连续的，回归其趋势线方程dcnp=C1井深+C3，用诺玛纳反算式（地层压力梯度=dcn/dc）计算地层压力梯度。综上所述，预测压差需要采集以下数据：地质数据：井深（包括垂深）、地层、岩性、钻时钻井参数：钻压、转速、泵压、排量、钻头尺寸及类型泥浆性能：密度、粘度、流变性随钻测井：地震波速度、声波时差、电阻率、密度、自然伽马等。2、钻具静止时间：当摩擦体固定接触时，摩擦力随时间的变化规律由苏联学者M.吉斯里玛1962年用实验方法得出： （1.11）式中 接触时间为无限大时的摩擦力，此力远大于钻机的额定提升负荷； 瞬时接触时的摩擦力，此力通常用起下钻时阻力的平均值来表示； 附着力常数，与泥饼性能、添加剂质量等有关，用实验方法求出； 接触时间式（1.11）表示钻具与井壁接触时间长短对摩擦力增长强度关系的数学表达式，要精确计算较困难，仅供定性分析使用。该公式表明，在一定温度下，摩擦力是一个相对另一个表面阻力的总数值。随着有效接触面积的增加，总阻力也增加。卡钻力与接触时间的关系可用图1.3中的曲线表示，可以看出，卡钻力（摩擦力）在钻具与泥饼接触的最初时刻较小，但其增长幅度较大。随时间的延续，卡钻力增长幅度减小但绝对值接近于一个很大的数值F。因此，发现有压差卡钻的矛头时应尽快处理，以减少粘卡时间。图1.3 接触时间与粘卡力关系曲线3、阻力：在钻柱与泥饼的接触面上，不仅有机械摩擦产生的阻力，而且还有表面相互作用的吸附阻力。摩擦力仅在钻柱有指向井壁方向的负荷时才能产生，用牛顿定律表示如下：Q机=F （1.12）式中 Q机机械摩擦力； 泥饼的摩擦系数； F法向负荷。作用在井壁上的法向负荷F与钻柱结构、刚度、井深曲率等因素有关。两接触物体表面存在不对称分子键相互作用时产生的附着力，用平均单位附着力附表示。这种附着力只在钻具表面处于泥饼的液膜层分子吸附层作用范围内时才表现出来。实验证明，附着力可占钻具与泥饼相互作用力的4060%，甚至在完全取消压差时，这种附着力也不可能完全消失，且总的附着力为Q附=A附 （1.13）所以总的阻力为 Q阻= Q机+Q附=F+ A附 （1.14）若考虑阻力对卡钻的影响时，粘吸卡钻力公式应为：Q附=（F+）+ A附 （1.15）阻力分析主要采集以下参数：大钩载荷、钻柱结构、井深、方位角、井斜角等4、井身弯曲程度（狗腿严重度）：井斜不仅增加钻柱与井壁的接触面积，而且还增加对钻柱的侧向力和吸附力。随着井斜的增加，钻杆接头移动和刚性大的钻铤所引起的阻力也增加，单独确定阻力系数数值是比较困难的，但可根据指重表指示重量变化的平均值求出。井眼偏斜使得钻柱在自身重量的作用下必然躺在井眼低边而得以平衡，钻柱就会对井眼低边施加一侧向力，此侧向力产生井壁与钻柱之间的摩擦力。通常情况下，只有钻杆接头与井壁接触，因此当钻杆位于倾斜角的井眼时，每个接头与井壁接触处都有一个与井眼轴线垂直的侧向力F1，如图1.4所示，总侧向力为F1，钻杆柱总的拉力为T，总重量为Q，则F1=n.K.L.W.sin （1.16）T=n.K.L.W.cos （1.17）式中 n钻杆单根数（包括与钻杆重量相当的钻杆根数，下同）； K浮力系数； L单根长度； W单位长度钻杆在空气中的重量。 分析认为，侧压力的大小影响了钻柱陷入泥饼的程度，从而影响了钻柱与井壁的接触面积大小，进一步影响到压差卡钻的程度。图1.4 倾斜井眼中钻柱受力示意图利用已有的技术和井场上的计算机，可以实时监测所考虑的各种参数。根据随钻测量得到的井眼方位、井斜、伽马射线强度和地面测量得到的大钩载荷、钻压、测量井深、井底钻具组合等参数，用已有的扭矩和阻力模型进行实时计算，可以得到实时的井眼严重度曲线和岩性曲线。然后根据井眼严重度（井眼严重度=井底钻具组合上的法向力100/井底钻具组合长度）曲线和扶正器的数目可以判断是否发生机械卡钻。会发生机械卡钻的特征如下： 井眼严重度曲线的斜率为正； 在卡钻深度的砂岩地层中有3个和3个以上的扶正器。1.1.5压差卡钻的评价方法与评价指标目前针对压差卡钻的特点，有学者提出并建立了两种评价压差卡钻的实用方法，即静失水比较法和压差卡钻趋势测定法。1、静失水比较法（1） 方法利用高温高压失水仪,在相同温度下,分别测定3.5MPa ,0.7MPa压差下泥浆的30分钟失水量,根据两种失水量的比值评价压差卡钻的趋势。（2） 原理根据静失水方程式: （1.18） （1.19）设V f 1为3. 5 MPa下的静失水量；V f 2 为0. 7MPa下的静失水量；P1 、P2 分别为3. 5 MPa ，0. 7MPa 压差；代入（1.19）式可得如下关系： （1.20）因此，可以用（1.20）式评价泥饼的可压缩性和潜在的卡钻特性。（3） 评价指标当3时，泥饼的卡压缩性差，易发生压差卡钻；当=23时，泥饼的可压缩性一般，较不易发生压差卡钻；当 0 表示井底堆积有钻屑。为了满足井眼净化要求，一般可确定hx = 12 m 计算临界机械钻速，如实钻机械钻速超过临界机械钻速，岩屑将在井底堆集越来越多，易卡钻，所以，为保证井下安全，实钻钻速最好不要超过该临界机械钻速。2）大斜度段和水平段临界机械钻速计算大斜度段和水平段在深大位移井中都是比较深的井段，钻进中，多采用紊流流型，必要时还需注入高切高稠钻井液洗井。为了安全钻进，临界岩屑床厚度h不超过井眼直径的15 %19 %为宜，临界机械钻速计算公式如下，推导从略，仅供参考。 （1.31）式中 h临界岩屑床厚度，m； R井眼半径，m； D井眼直径，m； K系数，一般取0.040.06； 井斜角，； 机械钻速可以由以下采集参数确定：转盘转速、钻压、钻头直径、地层可钻性指数（地层、岩性）。1.3砂桥卡钻风险因素研究1.3.1砂桥的形成（1）在软地层中用清水钻进时极易发生砂桥，因为软地层机械钻速快，钻屑多，而清水的悬浮能力差，岩屑下沉快。尤其是用刮刀钻头钻进时，形成的钻屑粒径大，大者如鹅卵，小者如核桃，一旦停止循环时间长，极易形成砂桥。（2）表层套管下得太少，松软地层暴露太多，套管鞋下部的井径太大，在平时循环时积存了不少的岩屑，如果井内压力又波动，这些尘砂就失去了支持力，下滑而形成砂桥。测井作业经常在套管鞋附近遇阻就是这个道理。（3）在钻井液中加入絮凝剂过量，细碎的砂粒和混入钻井液中的黏土絮凝成团，停止循环三五分钟，即形成网状结构，搭成砂桥。（4）有些井机械钻速快，钻井液批量跟不上，钻井液中岩屑浓度过大，一部分岩屑附于井壁，排不出来，一旦停泵，就容易形成砂桥。（5）改变井内原有的钻井液体系，或急剧地改变钻井液性能时，破坏井内原已形成的平衡关系，会导致井壁泥饼的剥落和原已粘附在井壁上的岩屑的滑移，而形成砂桥。（6）井内钻井液长期静止之后，由于切力太小，钻屑向下滑落，有的滑落速度快，有的滑落速度慢，在某一特定井段，岩屑浓度变得极大，但尚未形成具有一定抗压强度的砂桥，因此钻头可毫不费力地通过，但是钻井液却返不出来。遇到这种情况，如果钻具下入过多，开泵过猛，就帮助岩屑挤压在一起。泵压越高，挤压得越紧，钻具活动就越困难。（7）有些井施工时间很长，钻井液性能不足以抑制地层的坍塌，使泥页岩井段井径变得很大，而砂岩井段却保持钻头直径。钻井液上返至大直径井段，返速变小，靠近井壁的返速接近于零，大量的岩屑就会在此处沉积下来。但这些堆积起来的岩屑没有粘合性，在自然倾斜角以内处于稳定状态，对于钻进和起下钻毫无妨碍。可是此处的岩屑越积越多，当达到自然倾斜角以上时，稍有触动，即可垮塌，像泥石流一样将下部井眼埋住。这些岩屑和钻井液混合在一起，结构很忙疏松，所以下钻时可能遇阻，也可能不遇阻。但开泵循环时，把岩屑挤压在一起，形成砂桥，钻井液返不上来，憋漏地层，泵压越高形成的砂桥越结实。（8）用解卡剂浸泡解除粘吸卡钻时，容易把井壁泥饼泡松泡垮，增加了解卡剂中的固体含量。排解卡剂时如果开泵过猛，泵量太大，极易将岩屑和滤饼挤压在一起,形成砂桥。（9）钻井液被盐水污染后，极易破坏井壁滤饼而形成砂桥。（10）气体（空气、氮气、天然气、废气）欠平衡钻井时，遇到地层水，会发生钻屑润湿、粘结，当湿钻屑填充环空时，形成泥饼，会切断气流，严重时会发生卡钻。1.3.2引起砂桥的风险因素识别分析研究表明，钻井液抑制性差（泥页岩的水化膨胀破裂以及盐岩层溶蚀）、携砂能力差、破碎岩屑垮塌、大排量循环冲蚀、“大肚子”井眼或“糖葫芦”井眼等均是形成砂桥的风险因素，发展到一定阶段将会在井径较小处堵塞环空，使得钻头或钻具被卡。风险因素逻辑关系如下：砂桥钻井液抑制性差携岩能力差“大肚子”或“糖葫芦”井眼大排量循环冲蚀钻遇破碎带图1.8 引起砂桥风险因素识别1.3.3砂桥卡钻风险因素分析研究1.4键槽卡钻风险因素研究1.4.1键槽形成因素分析键槽卡钻是钻井工程中一种较为常见的卡钻事故，其前提是井眼中形成键槽，而影响键槽形成的基本因素有：1、 工程因素：井身结构不合理，井身轨迹存在“狗腿”，且“狗腿”以下的井段较长，键槽的形成主要是在“狗腿”井段，拉伸载荷使钻杆和接头与井壁之间产生一个较大的侧向力。较大的侧向力在钻具与井壁相对运动状态下产生极大的摩擦阻力。在极大的摩擦阻力作用下，将在井壁形成一个尺寸接近于钻具的键槽。这是一个渐进的过程，一般来说没有多次起下钻，键槽是不易形成的。实际上，工程因素是形成键槽的先决条件。在一口套管程序设计合理，井眼轨迹完美的井中，键槽的形成是难以想象的。2、 钻井液因素：通常认为，键槽卡钻是少数几种与钻井液无关的卡钻之一。实际上，就键槽卡钻发生当时来说，似乎与钻井液性能也没有直接关系，但是从键槽卡钻形成的过程来看，与钻井液性能有着密切的关系。这里所指的钻井液性能，主要是指钻井液和滤饼的润滑性。由于键槽是钻具与井壁直接摩擦形成的，不难想象，键槽形成的速率正比于钻具与井壁的摩擦力大小。由摩擦阻力的表达式F=fN可以直观地看出，一方面滤饼的摩擦系数f（滤饼润滑性的量化表示）直接影响“狗腿”部位摩擦力。另一方面，正压力N是拉伸载荷在“狗腿”井段作用于井壁的侧向力，其大小正比于拉伸载荷。而拉伸载荷是由“狗腿”以下钻具自重及“狗腿”以下钻具与井壁的沿程摩擦阻力两者构成，沿程摩擦阻力同样正比于滤饼摩擦阻力系数，显而易见，滤饼的润滑性通过直接和间接两种方式，“狗腿”部位摩擦阻力的大小，进而影响键槽的形成速度。从这个角度来讲，键槽卡钻与钻井液性能不无关系。3、 地层因素：只要是指地层岩石的硬度。显然，在同等工程与钻井液性能条件下，地层越硬键槽越难形成。根据现场实际情况来看，键槽最易在中硬偏软地层中形成，这就是键槽一般出现在中深、浅井段而不在深井段的原因。综上所述，键槽卡钻也是一种与钻井液因素有密切关系的工程事故。钻井液因素的影响，主要体现在钻井液及滤饼的润滑性直接影响键槽的形成速度。1.4.2键槽风险因素识别通过对键槽形成因素进行分析，认为形成键槽的风险因素包括：狗腿大、多次起下钻、泥饼的润滑性差、钻井液润滑性差、地层硬度偏软等，其逻辑关系如下：键槽狗腿大多次起下钻泥饼润滑性差泥浆润滑性差地层硬度偏软图1.9 引起键槽风险因素逻辑关系1.4.3键槽卡钻风险因素分析研究（1）狗腿与造槽力：狗腿转化为键槽有一个造槽过程，造槽力在此起着最重要的作用。井眼偏斜使得钻柱在自身重量的作用下必然躺在井眼低边而得以平衡，钻柱就会对井眼低边施加一侧向力，此侧向力产生井壁与钻柱之间的摩擦力。通常情况下，只有钻杆接头与井壁接触，因此当钻杆位于倾斜角的井眼时，没个接头与井壁接触处都有一个与井眼轴线垂直的侧向力F1如图2所示，总侧向力为F1,钻杆柱总的拉力为T，总质量为Q，则F1=n.K.L.W.sin T=n.K.L.W.cos 式中 n钻杆单根数（包括与钻杆重量相当的钻杆根数，下同）； K浮力系数； L单根长度； W单位长度钻杆在空气中的重量。图1.4 倾斜井眼中钻柱受力示意图由于钻柱是很多跨的连续梁，各跨受力完全相同，各F1就完全相等，所以 在实际井眼中，F1和T都发生了变化，此时某一接头i（自下向上计数）的受力情况大致是：侧向力 拉力 式中：ni接头i以下的钻杆根数； 接头i处的倾斜角。由于i忽大忽小，所以各F1就不相等；Ti随ni和i变化，各Ti也不相等。如下图所示，当ABC井段为减斜或增斜狗腿是时Ti和Ti-1并不相等。如果把钻柱ABC当作一个钻杆单根时，由于长度较短可认为Ti和Ti-1相等。因此，ABC为一个等腰三角形，F2i是倾斜狗腿的趋直力，表示为：式中：F2i倾角狗腿的趋直力，在减斜时为正，指向低边，在增斜狗腿时为负，指向高边； 倾斜角形成的狗腿角。由于F2i仅作用在钻杆接头与井壁的接触点上，所以某一接头i的倾斜狗腿的造糟力Fvi与该接头侧向力FLi与该接头的趋直力F2i之矢量和，即（4）式与（6）式之和，所以 将（5）式Ti值代入上式，则： 在直井中，值很小，就更小，因此，cos近似等于1，所以 （8） 上式中API Spec 10D计算套管扶正器侧向力公式的物理意义完全相同，但更为简明，第二项的符号是减斜狗腿时取正号，增斜狗腿时取负号。当以口井只有倾斜角变化而无方向角变化时，井斜方位图是一条直线。此时钻柱因自重引起的某接头i的拉力Ti在井斜方位图上没有垂直该直线的分力，只有平行该直线的分力THi。THi与Ti的夹角为90-。把图2（b）中的T当作Ti及当作时，其情况如图2（b）虚线部分所示，所以 （9）如果由于方位角变化形成方位狗腿，力的分析如图所示，FH2i是方位狗腿趋直力。由于FHi1=0，因而方位狗腿角造糙力FH2i，所以将（9）式代入上式，得： 狗腿角的公式为： （10） 现令，并以代，以水平狗腿角代，以代，则上式变为移项并化简得： 而 ，将值代入得将（11）式代入（10）式，得： （12）对比（8）式和（12）式可知，当时，即同一狗腿度的造槽力并不相等。这一点对使用狗腿度概念甚为重要。 综上所述，各种狗腿度的造槽力与钻柱重量成正比，即狗腿越靠近井口，造槽力越大，其中以减斜狗腿的造槽力为最大，增斜狗腿的造槽力几乎与它一样，而方位狗腿的造槽力为最小。钻铤柱与钻杆柱的区别是没有钻杆接头，造槽力就变为均不载荷，另外钻铤柱的重量与钻柱的总重量相比要小的多，就造槽后果看，钻铤的造槽力的作用可以不考虑。键槽与地层：地层性质是形成键槽的一个重要因素。如地层松软，虽有合适的键槽形成条件页不易形成键槽，而地层是泥岩、页岩或泥质成分多的砂砾岩，则易形成键槽。 在软硬交互的地层中易井斜，一方面软地层易形成“大肚子”，使键槽在纵向由连续状为断续状，增加了键槽卡钻的机会；另一方面为防井斜，多采取“吊打”，更容易形成减斜键槽，也增加了卡钻机会。1.5缩径卡钻风险因素研究1.5.1缩径卡钻风险因素识别（1）地层岩性引起缩径钻井实践认为，泥岩、页岩以及膏盐岩等蠕变性或高渗透地层是主要的缩径井段。井眼在钻井液的循环和浸泡下因水化分散和吸水膨胀造成井径缩小，钻屑分散混在钻井液中难以清除，部分小颗粒的钻屑逐渐粘附在井壁上形成较厚泥饼，使已钻出的井眼小于原井眼。（2）地质构造应力及断层引起缩径倾角大的地层钻出新井眼后，因构造受地质应力作用使地层在侧压力的作用下产生层间的蠕动或位移，发生塑性变形，使原井眼出现位移后形成不规则的小井眼，严重时造成井壁的坍塌（3）液柱压力对低压地层造成缩径在同一构造内纵向油气水层压力系数变化悬殊，即使在同一构造的同一地层压力系数也不相同。在钻井中，为平衡地层压力，钻井液密度的选择决定了井眼内所形成的液柱压力。若液柱压力过低，平衡不了高压地层的压力；而液柱压力在低压层或高渗透性地层中将会造成漏失或钻井液大量失水，易形成厚的泥饼使得井眼缩径。（4）钻井液性能和质量引起缩径1）钻井液密度 因密度是按所钻地层及套管封隔层段的最高地层压力确定的，钻井液密度高将导致该井段失水增大，由于高密度形成的高固相含量使滤饼增厚造成井眼缩径。2）钻井液矿化度低钻井液矿化度低于地层水矿化度，则易渗透进入粘土晶胞层面间，产生渗透水化膨胀。失水越大，进入泥页岩的钻井液滤液就越多，泥页岩水化膨胀使井眼缩径变得越严重。1.5.2地层蠕变趋势（蠕变速率）评价通过研究流变地层（泥岩及盐岩）的流变系数随应力、温度、含水量的变化规律，建立两者之间的相互关系，揭示了流变地层井眼变形缩径规律。材料的蠕变一般分为3个阶段即: (1) 瞬态(或过渡) 蠕变阶段, 其特点是蠕应变速率随时间而逐渐减小并趋于一个稳定值; (2) 稳态蠕变阶段, 其特点是蠕应变速率不变, 保持为一个常量; (3) 破坏蠕变阶段, 这个阶段不是所有的蠕变曲线上都存在的, 只有当所施加的温度和应力高达一定值(取决于岩石材料的特性) 后才会出现。一般说来, 瞬态蠕变持续的时间较短, 对于所钻的井眼来说, 可不予以考虑, 只要采取短期“划眼”措施, 便可消除井眼的瞬态收缩。最重要的是稳态蠕变, 因为它将持续很长时间。稳态蠕变速率取决于岩石材料的特性、环境温度和所施加的应力水平。所谓的“蠕变本构关系”就是要找出它们间的定量关系或规律。蠕变现象对于深层岩石来说会经常碰到的, 因为深层岩石所处的温度和应力都比较高, 这是使岩石产生蠕变的外在重要原因。深层钻井常遇到的流变性地层一般有泥页岩和盐岩两种。泥页岩的蠕变特性与其含水量有很大关系, 泥页岩含水量包括在原始地层状态下的天然含水量和井眼钻开后由于井内流体的入侵或完井后所采取的压裂和注水等增产开采措施使泥页岩地层的含水量发生变化。对盐岩地层, 其蠕变特性应强调高温对其蠕变规律的影响。1、蠕变本构关系 根据石油大学岩石力学研究室多年来对上述两类岩石蠕变规律的研究, 有关文献已经得到了它们的蠕变本构关系:对于泥页岩： （1）对于盐岩： （2）式中：广义稳态蠕变速率/s-1、三个主应力； 偏应力； 横向和纵向蠕应变速率的比值, 可取为0.5;W 泥页岩中水的重量百分含量/%; W 0 地层压力条件下泥页岩的饱和含水量T 绝对温度/K;R 理想气体常数/m o l.cal-1 ;Q 盐岩的激活能/m o l.cal-1 ;A , B , C 由试验确定的常数;N 应力的非线性指数, N 1。根据粘塑性理论，材料的粘性应变速率与应力成正比而与材料的粘性系数成反比。不过这里的应力是非线性的，其指数N常大于1。比较式（1）和（2），将其写成如下共同形式： （3）式中为粘性系数，并有对于泥页岩：, N 1 （4）对于盐岩： （5）2、关于粘性系数对于泥页岩, 从式(4) 我们已经看出, 值主要取决于泥页岩的含水量W , 并随W 的增大而减小, 当W 趋近于饱和含水量W 0 时, 值将趋近于零, 此时泥页岩将变成不可承受差应力的固态物质而进入纯塑性状态。根据3种泥页岩的实验结果，可以绘制出形状如下的ln= f (w ) 的曲线图1 泥页岩的粘性系数与其含水量的关系由图可知，泥页岩的粘性系数随其含水量的增大而急剧减小，曲线拟合得如下关系式ln=0.5818W2 (6)这3种泥页岩矿物组分的分析结果为：伊利石约占