王泽

(中海油能源发展股份有限公司工程技术上海分公司，上海 200335)

0 引言

随着钻井技术的不断进步和油气勘探开发的需要，深井、超深井及大位移井的数量不断增加[1-2]，这也同时导致下7″ 尾管作业的难度逐渐加大。大位移井由于其裸眼延伸段较长、钻遇岩性复杂多样、压力窗口小，随井深及裸眼延伸段的不断增加，钻进过程中扭矩、泵压及设备负荷逐渐增大，容易导致钻井作业复杂情况的发生[3-4]。一旦发生复杂情况，或多过少会影响井壁的稳定性。而海上油气开发由于其特殊性，主要以大斜度井及水平井为主，为了综合兼顾地层评价及开发的要求，经常会设计多个靶点进行兼顾开发评价，造成井眼轨迹复杂。这使得在后续下入尾管作业时，很容易堵塞导致尾管下不到位[5-7]。

下尾管是一种既耗时间又存在极大风险的现场作业。现场的天气海况、下尾管设备、尾管自身质量、下尾管人员技能水平、井眼轨迹、钻井液性能、裸眼段地层岩石特性等都影响着下尾管作业的正常开展。一般情况下，下入尾管主要是靠尾管的自身重力，在大斜度井和水平井的斜井段，由于井斜角的作用，使重力在水平方向的分力分散，导致尾管串与井壁间的摩擦阻力增大，甚至造成扶正器等工具嵌入软地层，给下尾管作业带来一定困难。结合国内外的较成熟的技术，主要采用了减少尾管摩阻系数和减轻尾管重量，使其飘浮来保证水平井尾管的顺利下入[8]。……