国内外相关防磨技术现状.docx
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国内外相关防磨技术现状
国内外相关防磨技术现状
目前，在国内外油气田钻杆、套管防磨方面推广应用有许多配套技术，主要是钻杆胶皮护箍和钻杆耐磨带技术，滚珠套和防磨接头使用较少。
2.1钻杆胶皮护箍
为了防止钻井过程中钻杆和套管之间的磨损，在钻杆本体上安装上一个橡胶质的胶皮护箍。
由于胶皮护箍的外径大于钻杆接头的外径，在钻进的过程中，钻杆接头不和套管内壁接触，磨损作用在胶皮和套管上，由于胶皮比套管软得多，因此主要的磨损由胶皮来承受而套管不会受到磨损，同时也避免了钻杆接头的磨损。
其缺点为：
1）一旦某一个胶皮护箍失效，下落至下一个胶皮护箍处，起钻时易产生井下更大的复杂安全隐患；
2）使用寿命短，一口井要更换几次；
3）较大外径的护箍造成井眼环空变小、影响井眼清洁，增大转盘扭矩，增加能耗；
4）高温下胶质护箍容易老化失效，掉块造成井下复杂（如卡钻、井眼不清洁、蹩泵等）。
钻杆胶皮护箍大量脱落，挤在一起，造成泵压升高的现象时有发生；
5）裸眼中胶皮护箍增加井下不安全因素及不适合于裸眼中使用。
在大位移井中，橡胶护箍很快就被破坏。
6）妨碍部分钻井作业的实施，如环形防喷器进行不压井起、下钻作业，必须使用带18°接头的钻具。
过接头的起下钻速度不得大于1m/s，所有钻具上的胶皮护箍应全部先卸掉；
7）在实际使用中，胶皮护箍还会在钻杆表面形成伤痕，影响钻杆的强度和稳定性。
在实际的钻井工程中，钻杆胶皮护箍没有得到很好的推广。
使用案例：
HZ25-4油田位于中国南海，平均水深102m，HZ25-4-2井斜深7905m，垂深1870m，水平位移5992m，水垂比为3.2，最大井斜角91.50，最大狗腿度为3.8°/30m。
该井磨损严重，在244.48mm套管内起钻过程中发现安装的防磨保护器损坏严重，如图所示。
HZ25-4-2井井身结构示意图
2.2非旋转钻杆保护器
非旋转钻杆保护器，一般由三部分组成:
（1）内壁带槽的滑套；
（2）金属加强衬管；（3）两个铝制的止推轴承环，其形状一样，但方向相反滑套分为两半，由加强型金属销钉锁定。
滑套位于两轴承环之间，轴向上有足够大小的间隙，允许滑套和钻杆有相对转动。
滑套内表面的槽可以保证钻井液进入滑套与钻柱的环形空间，起到润滑作用。
保护器直径比钻杆接头外径大，钻杆接头与套管内壁不会接触。
因此，在钻井过程中，钻杆转动而滑套自身不旋转或有很少转动，因此对套管的摩擦磨损较小，起到了对套管的保护。
实际使用效果良好，但由于价格昂贵，一直难以普及。
缺点：
1、不适应高温环境。
在油井和地热勘探中均会遇到高温井眼，高的井底温度会损害由聚合物材料制成的套筒。
套筒一般用塑料或合成橡胶材料制成，总的来说，作业温度低于121.1℃时，经济实用的塑料套筒效果最好；温度在121.1一176.7℃时，通常建议采用合成橡胶套筒。
长时间暴露在176.7℃以上的温度下，会使整个套筒体受热损杯，丧失其机械性能，致使存在报废的可能。
2、所受侧向载荷不宜过大。
作用于非旋转钻杆保护器的侧向载荷过大会削减其优越性并降低其寿命。
过大的载荷会使套筒端受轴承环的过度磨损，减少其寿命。
3、由于保护器直径较大，无过渡区或过渡不够平滑，起下钻过程中易发生卡钻事故。
使用案例：
①北堡西3X1井1，设计斜深4189m，垂深2450m，水平位移3056.9m。
完钻垂深2452.16m，水平位移3049.79m，最大井斜角67.18°，位移垂深比1.24：
1。
增斜井段及过渡段安装应用了30只非旋转钻杆保护器，有效降低了钻进扭矩。
②XJ24-3-A14井采用了“非旋转钻杆保护器”未使用NRDPP时，泥浆出口捞出大量铁屑，而且逐日增加。
（三天，150克，270克，750克）据说最多一天可捞出3.7公斤。
使用NRDPP之后，铁屑大量减少。
（三天，260克，85克，65克）。
而且，钻柱的摩扭大大减小。
③垦东405-平1井，完钻井深2888.86m，垂深1189.75m，水平位移2073.46m，水平段长953.32m，造斜点深500.47m，最大井斜94°，位移垂深比达到1.74。
本井施工过程中，在钻杆上加非旋转钻杆保护器，根据钻具组合的需要，及时调整非旋转钻杆保护器的位置，实践表明效果良好。
国外的试验表明：
非旋转钻杆保护器可降低扭矩25％～30％，美国WestenWellTools公司提供的非旋转钻杆保护器在斜井段套管内使用，扭矩下降达23.3％，在降低扭矩和防止套管磨损方面的作用非常显著。
2.3滚珠套防磨技术
滚珠套防磨技术的基本原理是在钻杆本体上套上一个能转动的带滚珠的套子。
同样套筒的外径大于钻杆接头的外径，它实际上是把钻杆接头与套管间的滑动磨擦去掉，变为滚动磨擦。
在设计原理上它比胶皮护箍更进一层，但是由于加工和选材上存在较大的难度，加工成本高，加工质量很难稳定，且存在活动部件，使用寿命较短，阻碍了推广应用。
国内外未有相关实际使用资料，使用较少。
2.4防磨接头
其由心轴、非旋转外套、挡环和上下接头组成，工作原理是：
外套与套管壁接触，而心轴与钻杆一起旋转。
外套仅在套管内滑动，不随钻杆旋转，因而与套管内壁不产生相对旋转，减少了套管磨损。
由于心轴与非旋转外套摩擦副的轴承式动摩擦系数较小，及开式钻井液润滑特性，有效降低了钻柱扭矩。
整套工具采用高强度合金钢设计，挡板和心轴刚性连接，强度高，不易发生井下事故。
防磨接头也存在着几大问题：
1）从结构上看，就是短节上有一个不旋转套，有的既没有密封、又没有滚动轴承、表面也没有防磨材料，在井下环境中，沙粒进入这个“不旋转套”的间隙中，该“不旋转套”有多少的不旋转几率值得探讨；
2）在钻柱中增加了许多丝扣连接的接头，增加了更多的不安全因素和危险性；
3）这些防磨接头表面都是金属壳体，当钻具产生径向震动时与套管碰撞、敲击，会造成套管、钻杆脱扣、变形，水泥环破坏等问题；
4）钻柱对套管的磨损包括接头和钻杆本体两个部分，而防磨接头只能安装在接头部位，避免钻杆接头与套管的接触，无法避免钻杆本体与套管的接触，防止两者之间的磨损。
此问题在狗腿度大的地方尤为突出；
5）起下钻过程中，由于采用的是合金钢，接头的非旋转外套直径大，摩擦几率增大，对套管磨损加剧，加剧了钻柱起钻负荷与下钻阻力；
6）防磨接头在井下受力情况复杂，心轴与非旋转外套间的滚轴或滚珠易发生磨损，造成外套非旋转失效。
由于外套外径较大，增大了与套管摩擦的面积，会加剧套管的磨损。
此情况在砂岩等岩屑细小的复杂地层尤为突出；
7）增加了钻柱长度，安装拆卸较为繁琐；
8）接头上下都是死连接，个滑动轴承的维修保养带来不便；
9）由于防磨接头的外径尺寸较大（177.8mm套管防磨接头外径为146mm），过多使用会导致循环压耗过大。
使用案例：
胜利油田研制了一种减摩接头,由心轴、非旋转外套、挡环和下接头组成,在车古204井、桩斜427井得到应用,其中车古204井钻屑中铁屑含量减少50%,扭矩值降低了50%,效果明显。
相关产品：
大港油田石油工程院减磨减扭接箍
山东胜油钻采机械有限公司FMJ套管防磨接头
2.5耐磨带
钻杆接头耐磨带是以凸起的形式熔合在钻杆接头表面，用以代替钻杆接头来和套管摩擦的材料，对钻杆接头起到了保护作用。
由于耐磨带的硬度低于钻杆本身，因此，对套管起到了一定的保护作用。
而耐磨带在磨损掉一部分之后，可以进行重复堆焊使用。
但是，该技术存在以下缺点：
1）在钻井过程中，特别是在钻深井、超深井、水平井、大位移井等苛刻井时，磨损非常严重，经常是在钻井的中途过程中耐磨带就已经磨损完，此时，无法将钻杆拉回基地重新堆焊耐磨带。
这样，钻杆就在没有耐磨带保护的条件下钻井，必然导致钻杆/套管的严重磨损。
2）堆焊在钻杆接头上的耐磨带磨损完后，重新堆焊的周期长、费用昂贵。
这是因为，重新堆焊耐磨带时，必须先将钻杆拉回基地，然后，检查磨损的耐磨带是否存在缺陷以及是否伤及管体，根据情况再进行修复处理，达到规范要求后才能重新堆焊耐磨带，再将钻杆拉到钻井现场使用。
因为一套钻柱重量达几百吨，所以运输费用非常高，特别是对于偏远地区钻井。
3）由于是在钻杆上直接堆焊耐磨带，如果焊接过程中焊接工艺调整不当，可能导致焊接的耐磨带不合格，从而需要重新修复耐磨带，就必须先除掉不合格的耐磨带，而除掉不合格耐磨带的工艺复杂、工作量大、成本高，有时可能伤及管体。
4）国外耐磨带效果虽好，但价格过高。
而国内虽然价格较低，但耐磨效果较差，在保护钻杆的同时造成套管的磨损。
部分耐磨带企业竟然还在使用落后的碳化钨技术，碳化钨虽能保护钻杆，但却会对套管形成极大的磨损，为套管的后续使用埋下损坏的隐患。
5）国内做的钻杆接头耐磨层容易脱落，造成钻井事故。
其主要在于耐磨层与基体金属间存在气孔和裂纹等缺陷。
6）相比较其它防磨技术，由于耐磨带多采用合金材料，在防止套管磨损方面效果不是很好。
参考资料：
1、采用美国成熟软件CWearTM的部分功能模块改进的“套管防磨接头安放间距优化设计及磨损预测软件”获得的普光气田四开钻井套管初步磨损预测结果如下（该结果采用的钻速为5m/h，低于该钻速磨损将更为严重）。
（1）增斜段磨损较为严重，采用耐磨带钻杆钻井时（磨损系数为5），套管壁厚磨损量最严重处达到39%以上，套管磨损最严重段的抗外挤和抗内压强度分别为原来的30%和60%。
（2）加人减磨接头，磨损系数为0.5时，套管壁厚磨损最严重处约占13%，套管磨损最严重段（6120~6300m）的抗外挤和抗内压强度分别是原来的75%和85%；使用磨损系数小于0.1的防磨套时，套管磨损减小，壁厚磨损量可降至7%—8%。
（出自普光气田大斜度井和水平井井身结构方案分析牛洪波、崔海林、马凤清）
2、气体钻井条件下，携带岩屑的气体上返速度要远大于钻井液的上返速度，可以达到15m/s。
高速运动的岩屑和钻柱的碰撞导致严重的钻杆冲蚀，这就相当于金属喷砂工艺，钻具冲蚀产生的凹坑或划痕在疲劳应力的作用下就有可能发展成裂纹。
由于缺乏钻井液的润滑作用，钻柱与井壁的干摩擦使磨损加剧，而气体相对液体较低的热量携带能力使得井眼内的温度很高，加之岩屑的冲蚀以及井壁的磨损使得钻杆新鲜的金属表面总是显露在外面，为腐蚀加剧提供了条件。
根据普光气田钻具失效统计情况，在52次的钻具事故中有41次发生了钻具断裂事故。
由于钻柱在钻井设计时已经用静力学进行了校核，所以钻具断裂说明井下振动严重，而且气体钻井的振动要比钻井液钻井更剧烈。
3、由于四川区块上部地层含浅层气，且多数含硫化氢气体，H2S气体的爆炸极限浓度为4.300%~46%（65.27—698.21g/m3），天然气爆炸极限浓度为5%~15%（纯甲烷时35.71—107.14g/m3），通常在空气钻井过程中空气钻井期间，以返出气体中全烃含量连续不超过3%为限。
如果超过3%或连续发生两次井下燃爆，应立即停止空气钻井。
发生井下燃爆容易导致井眼坍塌，钻具烧废和井口装备的损坏，必须引起高度重视。
附件：
川东北深井超深井钻井套管保护技术规范
中国石油化工集团公司发布（2007-08-14发布，2007-08-20实施）
3.4钻进过程中的套管防磨措施
3.4.1可根据井深、井温、井眼轨迹、钻井液等实际情况选用下列机械防磨方式和防磨工具。
a）钻柱式套管防磨接头；
b）分体式套管防磨衬套；
c）滚轮式钻杆扶正器。
3.4.2在川东北地区推荐优先选用a）、b）两种防磨方式和工具。
3.4.3在采取上述机械防磨方式和防磨工具的工况下，如返出的钻屑中仍有铁屑存在时，应及时采取更合适的防磨措施或其它技术处置措施。
3.4.4累计连续钻进时间超过150h后，应利用每次起下钻的时间检查井口防磨套的磨损情况，失效应及时更换。
3.4.5方钻杆保护接头之下宜接一只钻柱式套管防磨接头。
3.4.6套管内不应使用敷焊硬质合金耐磨带的钻具。
3.4.7所有稳定器扶正棱外缘不能有碳化钨或硬质合金锋刃凸起，且带稳定器的钻具组合在套管内不宜转动。
3.4.8钻柱式套管防磨接头及使用应满足:
a）防磨接头主体力学性能应符合SY/T5290-2000要求，具体见表1；
b）接头主体螺纹在紧密距检验合格后应进行镀铜或磷化等表面处理；
c）接头需经无损探伤检验；
d）外螺纹接头表面硬度为285HB^-341HB，内螺纹接头表面硬度为285HB^-321HB；钻柱式套管防磨接头外滑套的材料热处理硬度不宜大于所保护的套管材料硬度；
e）接头主体材料应用合金钢，钢材的硫、磷含量不大于0.030%；
f）根据预期单只钻头进尺，应在靠近井口高抗拉钻具段、尾管悬挂器上下、高曲率井段、套管串中特殊部位（变径处、补贴段、连接处、套管鞋等）等位置安装钻柱式套管防磨接头，并应由工具供方根据实钻井眼轨迹使用专用的安放间距及数量优化设计软件计算确定钻柱式套管防磨接头所需加入的位置、间距和数量。
3.4.9分体式套管防磨衬套及使用应满足：
a）应安装在距钻杆公接头0.6m左右的位置；
b）防磨外套加工材料应为耐磨低阻的可钻性材料；
c）若工具使用井段最高地层温度大于1200C，防磨外套加工材料则应为耐高温材料。
3.4.10分体式套管防磨衬套及滚轮式钻杆扶正器的使用数量、间距和安装位置可参照钻柱式套管防磨接头使用要求执行。
套损的特点及危害
全国套损的特点及现状：
①分布广，全国主要油田都不同程度存在套损问题。
②数量大，据不完全统计，截止2002年主要油田的套损井已将近2万口；而根据截止2003年，部分油田的再次统计，套损井增加数量超过10%—20%，
③套损率高，一般套损区块中，套损井总数占当年建井的10%—20%；有的新开发区块，未满10年，就出现超过50%的套损率。
④发展速度快，多数属于非正常损坏，近年来有加速上升的趋势。
套损危害巨大：
①因套损造成的年直接经济损失达数十亿元（仅大庆每年损失就超过10亿元），每年导致原油减产上百万吨；为保证产量，打更新井、调整井，或进行大量的修井作业，额外增加勘探开发的成本。
②破坏了储层，严重影响井网布局：
由于套管损坏，导致窜层、天然气泄漏等问题，一方面影响勘探开发的正常进行，另一方面由于储层破坏，使开采难度进一步加大，导致注采井网层系布局越来越不合理。
③尤其值得注意的是，如果西部油田深井、超深井、高压气井出现套管损坏几乎是无法治理的，将会导致全井报废，将影响到“西气东输”的供气，造成的不仅将是巨大的经济损失，而且会产生不良的社会影响。
国内套管磨损主要事故
1998年12月11日，冀东油田高7一3井钻至井深3388.5m，钻遇高压层，发生溢流后关井，关井套压16MPa，在加重处理时，技套断裂，高压油气从井口周围喷出并着火，Zl45钻机全套设备烧毁陷落于22m深的地下，事故直接损失1348万元。
井内技套脱落或断裂后，导致起下钻钻具不能顺利通过，需要进行高价修理，甚至造成井眼报废。
技套损坏后，必须增加一层技套才能保证下部钻井的安全。
渤古1井由于施工周期长，套管磨损脱扣，经甲方认可后回接套管，导致巨额附加费用：
套管费用693421元，固井费用174653元，附件费73467元，施工周期计l0d，钻机折旧费449570元，合计费用1391111元。
不仅如此，渤古1井回接7'套管的下部结构引鞋，回压凡尔钻开后，大碎片落入41/2'尾管内，造成最后通井于4460m处遇阻，严重改变了井身结构。
井的井身结构被改变，既增加了钻探成本，又影响了勘探成果。
阳霞1井因244.5mmSM110TT套管多处严重磨损，在试油中用清水替换泥浆而造成套管挤毁，最后该井报废，损失近亿元人民币。
新851井由于技术套管磨损，高压气体使油层套管破裂，进而使技术套管破裂，导致井口冒气。
渤海曹妃甸12221井和渤中132122井发生3次套管磨穿现象。
对江汉油田套管损坏情况进行统计，截止2009年12月，套损井共计307口，其中直井196口，定向井111口，全角变化率超标的井23口，定向井占套损井比例为36.16%。
套损类型主要包括套管破漏、套管错断、套管变形等，套损部位大都不在造斜井段，只有少数井在全角变化率超标的井段。
管柱的磨扭问题及相关解决方法
管柱的摩阻摩扭问题是大位移井技术的头号问题。
给钻井带来的问题：
①钻柱起钻负荷很大，下钻阻力很大；
②滑动钻进时加不上钻压，钻速很低；
③旋转钻进时扭矩很大，导致钻柱强度破坏；
④钻柱与套管摩擦，套管磨损严重，甚至磨穿；
⑤套管下入困难，甚至下不到底。
解决起下钻摩阻问题的方法：
使用顶部驱动，起下钻时可适当旋转钻柱，改变摩阻方向（倒划眼时要特别谨慎）；优化井眼轨道形状，减小摩阻；改善泥浆的润滑性。
解决滑动钻进加不上钻压问题的方法：
采用滑动导向钻井系统，尽可能旋转钻柱；采用动力钻具压差载荷加压；采用液力加压器加压；开发先进的旋转导向钻井系统，彻底抛弃滑动钻进方式。
解决钻柱旋转扭矩的问题的方法：
主要办法是：
提高钻杆的抗扭能力；使用高抗扭的螺纹脂；据说可提高抗扭27%；采用高扭矩的螺纹联接；采用高强度钻杆：
实现钻杆接头的应力平衡。
解决套管磨损问题的方法：
1）一种方法是在钻杆上带胶皮护箍，但在大位移井中，橡胶护箍很快就被破坏；
2）改变钻杆接头表面上的耐磨带，既有较高的耐磨性，又可减小对套管的磨损；
3）在钻杆上加非旋转钻杆保护器，象个扶正器，不随钻杆旋转。
与套管之间不旋转，所以不磨套管；但与钻杆之间有相对旋转；这是目前很有效的方法。
空气钻井介绍
空气钻井技术作为气体钻井技术的一种，属于欠平衡压力钻井技术。
其在实施过程中以空气作为介质，将一定的压缩空气通过压缩机泵人井内，通过钻具输送到井底，经过钻头，将旋转钻头破碎的岩屑举升到地面，从而实现岩屑携带。
1空气钻井技术的优点和长处
气体钻井技术是目前先进的钻井技术之一，该技术首先在美国实现工业应用，20世纪90年代后，在强大的现实需求驱动下气体钻井工作量迅猛增加，成为当今的技术热点，取得的经济效益巨大。
气体钻井的优越性主要表现在以下方面:
1.1提高机械钻速（井底压力低、压持效应小）
气体钻井与常规钻井液相比，降低了作用于井底的液（气）柱压力，对岩屑的压持效应小，能够增加牙齿吃人地层的能力，增大岩石破碎体积，提高破碎效率，从而提高机械钻速。
近两年在四川15个构造上累计实施气体钻井技术提速69口井、131井次，平均机械钻速为12.73m/h，平均机械钻速提高2~14倍。
LG地区陆续开展44口井96井次的气体钻井作业，总进尺为122318m，占LG地区钻井总进尺的48.96%。
LG地区已完钻的25口井平均井深为6404m，平均钻井周期为190d，气体钻井平均进尺比例为46.3%，完钻井平均机械钻速为3.77m/h，平均月速度为1012m/台月。
气体钻井技术的应用使超深井钻井能力得到
极大提升，超深井钻井速度实现重大突破，与近年同类井（6000m以上气体钻超深井七北101、黄金1，东升1等井）及近年常规钻井液钻超深井相比，技术指标大幅提高。
气体钻井提速效果对比图图
1.2有效解决井下复杂（井漏、水敏性坍塌等）
川东北地区上部地层缺失，表层即为白奎系地层，地层裂隙发育，水敏性泥岩层易吸水膨胀，使用常规钻井液钻进时上部井段容易发生井漏和坍塌，通过采用空气钻井技术能够有效解决上部地层井漏间题。
1.3发现和保护气层
空气钻井过程中井底负压的存在，使得气层中气体更易进人井筒，因此能够及时发现，同时采取措施加以保护。
2空气钻井应注意的问题
2.1地层出水
上部陆相泥页岩地层易水化膨胀，气体钻井导致地层诱导裂缝的形成加剧了这种作用，施工过程中因为力学不平衡可能出现井塌，伊蒙间层粘土矿物吸水膨胀率不同，容易造成层间散裂，地层化学稳点性变差。
地层出水造成的问题主要是两方面：
一是形成泥包，影响环空畅通造成携岩困难；二是影响井壁的稳定性，导致剥落掉快，甚至井塌，进而导致起下钻阻卡严重，发生卡钻事故。
对于形成泥包的问题，根据现场返出的岩粉与水混和的情况看，是可能形成泥饼的，但如果水量较大，就会形成泥糊。
可以通过调整钻井参数，如采用雾化钻井，将其携带上来的。
钻井实践表明：
地层出水量小于5m3/h（地面表现为见液滴），在不出现严重的井下复杂的情况下，可以继续采用空气钻井；地层出水量大于5m3/h，采用雾化钻井、泡沫钻井。
2.2井壁稳点性
在气体钻进中，井内充满了干燥的气体，地层不出水情况下泥页岩不存在水化膨胀的因素；但气体钻井过程中，井筒内气柱压力低于地层压力，处于一种欠平衡状态，伴随着空气锤或钻头的震动，在井壁周围产生或加剧了微裂缝的发育，随着微裂缝得不断扩大导致井壁失稳。
另外大倾角、破碎带、强地应力也会破坏井壁岩层，引起严重坍塌，另外在地层出水情况下由于泥页岩水化膨胀也会导致井璧失稳。
井壁失稳问题在四川地区空气钻井过程是一个十分普遍的问题，只是程度不同而已。
本井一开钻达井深1180m后出现井壁失稳问题，在1278.42m发生断钻具事故后处理过程中井壁失稳现象更加严重。
2.3井下燃爆
由于四川区块上部地层含浅层气，且多数含硫化氢气体，HZS气体的爆炸极限浓度为4.3%~46%（65.27--698.21g/m3），天然气爆炸极限浓度为5%~15%（纯甲烷时35.71~107.14m3），通常在空气钻井过程中空气钻井期间，以返出气体中全烃含量连续不超过3写为限。
如果超过3%或连续发生两次井下燃爆，应立即停止空气钻井。
发生井下燃爆容易导致井眼坍塌，钻具烧废和井口装备的损坏，必须引起高度重视，本井在一开和二开空气钻井施工中均未发生燃爆事件。
2.4井斜问题
空气钻并过程中一般采用塔式或钟摆钻具组合，由于钟摆钻具组合比塔式钻具组合增加了卡钻的风险，开始时采用塔式钻具组合居多。
在实施空气钻井过程中由于地层倾角、钻具弯曲、钻头冲击力、各向异性等因素的影响导致井斜容易增加，全角变化率超设计要求。
本井使用塔式钻具组合，在一开实施空气钻井过程中钻达井深1189m时为0.890，1263m时井斜达到2.480，二开实施空气钻井段最大井斜3.970（对应井深2800m）。
本井在空气钻进过程中，由于上部地层倾角大，钻井参数比较难于控制，憋跳钻频繁，机械钻速受到影响，通过每次测斜情况来分析，钻压增大井斜有增大的趋势，因此，针对该套钻具组合，优选合适的钻井参数对于控制井身质量非常重要；二开上部地层采用空气钻井，311.2钻头与228.6钻挺的塔式钻具组合取得了良好的效果，在空气钻井井段，井斜控制在设计范围内。
从综合统计资料来看，该区块实施空气钻井均存在井斜控制问题，出现井斜后还没有很好的纠斜手段，只有加强监测，及时掌握井斜变化情况。
当井斜超过设计要求时，应适当调整钻井参数，并加密测量。
2.5钻具失效问题
川东北地区上部井段多次发生钻具事故，钻进中必须正确判断井下情况，防止钻具事故发生.空气钻井中钻具失效的主要形式是疲劳破坏，因此施工中对钻具管理要求将更为严格，通常实施空气钻井尽可能采用新钻具，没有新钻杆必须使用一级钻杆，钻具人井前进行全面检测，在使用过程中每次起下钻对钻具进行检查，根据使用时间，缩短钻具探伤周期，通常为正常检测周期得2000^-40%范围，本井二开空气钻井过程中每趟钻探伤一次，以100h以内为限。
空气钻井过程中由于天然气、CO，CO2，H2S等多种气体的存在，井底高温、高速气流等因素的影响，对钻具的气蚀作用也不容忽视。
根据普光气田钻具失效统计情况，在52次的钻具事故中有41次发生了钻具断裂事故。
由于钻柱在钻井设计时已经用静力学进行了校核，所以钻具断裂说明井下振动严重，而且气体钻井的振动要比钻井液钻井更剧烈。
气体钻井钻具失效具有明显的脆断特征，说明钻柱在井下可能发生了腐蚀
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