钻井液技术总结.docx

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钻井液技术总结

钻井液技术总结

　　TH12533井钻井液技术总结

　　一、工程概况

　　1.基本情况：

　　TH12533井是位于库车县境内阿克库勒凸起西北斜坡构造的一口三开结构制的开发井，地面海拔高度958.316m，设计井深6591m，目的层位奥陶系一间房组。

　　该井于20XX年8月25日8:

00一开，20XX年9月3日7:

00二开，20XX年11月4日00:

00三开，20XX年11月6日7:

00完钻，完钻井深6591m。

钻井周期72.96天，平均机械钻速9.72m/h。

二开井径平均扩大率XX.X%，最大井斜1.69°。

三开井径平均扩大率0.15，最大井斜1.84°。

井身质量优、固井质量合格，试压合格，无任何人身、设备事故发生。

2.井身结构：

　　二、钻井液技术难点及重点1.钻井液技术难点：

（1）一开、二开井段重点解决：

①大井眼携砂问题；②上部交接疏松，地层欠压实钻井液渗透性漏失；③由漏失引起井壁形成厚泥饼造成缩颈问题；④提高地层承压减少复杂。

　　2+

（2）康村组与吉迪克组存在石膏，钻进时加强钻井液性能检测，特别是Ca离子的检测，并防止和及时处理石膏污染钻井液。

　　（3）侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系和泥盆系易剥蚀掉块、坍塌，形成不规则井径，增大钻井液的携屑难度，造成起下钻阻卡、电测阻卡、影响固井质量等问题。

应使用与地层温度匹配的沥青类防塌剂、聚合醇等，同时加入足量的抗高温处理剂，严格控制高温高压滤失量，充分保证钻井液的防塌性能。

　　（4）本井二叠系火成岩（5540~5688.5m）段长140m，易发生井漏、井塌，易造成卡钻，并严重影响下套管、固井施工。

钻遇二叠系前，应调整好钻井液性能，适当降低排量，采用超细碳酸钙、单向压力封闭剂、随钻堵漏剂等封堵地层裂缝，降低井漏风险；同时严格控制高温高压滤失量，加足防塌剂，将钻井液密度控制在设计上限，适当降低转速，保持井壁稳定。

　　（5）石炭系卡拉沙依组深灰、灰黑色泥岩，灰色、褐色泥岩（胶粘性很强），易造成PDC钻头泥包，对机械钻速和施工进度造成较大影响。

应使用好固控设备尽可能清除无用固相，适当降低钻井液粘切，提高大分子聚合物包被剂用量，使用润滑剂降低泥岩对钻头及扶正器的黏附，同时增大泵排量，提高钻头清洗效果，防止钻头泥包。

　　（6）泥盆系东泥塘组岩性以灰白色细粒砂岩为主，渗透性好，地层压力低，易发生粘卡。

应调节好钻井液流变性，加足抗温材料，严格控制高温高压滤失量，使用超细碳酸钙、高软化点沥青、聚合醇、润滑剂等封堵、润滑材料，改善泥饼质量，降低粘卡风险。

（7）三开奥陶系地层易漏、易涌，注意做好防漏防喷工作。

2.钻井液技术重点：

（1）全井段使用好四级净化设备，提高净化设备使用效率。

思想汇报专题适量加入各种大分子包被剂，始终保持适当的固相含量，保持钻井液性能优质、均匀、稳定，严格控制好钻井液膨润土含量，转磺前一定要将膨润土含量降低，这是本井顺利施工的基础。

（2）密切观察振动筛上的岩屑返出情况，包括岩性、岩屑的形状、岩屑的大小、岩屑的多少，并依据

　　地层压力监测结果，在工程设计范围内及时调整钻井液密度，尽可能保证钻井液液柱压力能平衡地层压力及坍塌压力，优化钻井液性能，提高钻井液的携带、悬浮能力，确保井眼稳定和正常钻进。

　　（3）选择合适优质的抗高温降滤失剂、防塌剂、封堵剂、润滑剂和油层保护剂，并适时足量加入，改善滤饼质量，增强钻井液的抗高温能力、抑制能力和封堵能力，提高地层的承压能力，保护好油气层。

（4）在二开井段，是全井施工的关键井段。

这就更需要加强对钻井液性能的维护和处理，由于裸眼段长，整个井段都需要保证较强的抑制性，严格控制钻井液滤失量，尤其是高温高压失水，保证泥饼坚韧、致密且薄，并及时加入足量润滑剂，降低泥饼摩擦系数，改变钻具表面的极性，防钻具粘卡。

　　（5）及时、准确调整钻井液流变性，保证钻井液流变性能符合所钻地层特性及井下要求，针对钻探施工的不同井段，钻进、起下钻、电测、下套管等不同工况，采用不同的流变性，保证各工况施工顺利。

（6）进入油气前使用油保加重材料，进入三开井段采用暂堵技术加强对储层保护，达到钻井的目的。

（7）本区块硫化氢含量高，要做好防硫化氢的监测与防护工作。

　　三、分段钻井液维护处理要点

　　1.一开井段（50m～1203m）

　　钻井液体系及维护处理：

　　钻井液体系：

膨润土-聚合物钻井液。

维护处理：

　　1、开钻前安装调试好固控设备及循环系统，清洗配浆罐，用淡水配置120方膨润土浆，水化24小时以上后供开钻使用。

膨润土浆配方：

XX%膨润土+XX.X%烧碱+XX.X%纯碱。

　　2、配置好聚合物胶液，大分子聚合物的加量不低于XX.X%，配制速度要均匀适度充分水化2小时后缓慢混入泥浆内。

　　3、上部胶结疏松地层易发生垮塌，机械钻速快，环空钻屑浓度高，固相含量上升快，易造成钻井液性能被破坏，粘切难以控制，含砂量增加，泥饼质量变差。

钻进过程中控制好大分子的加量，提高钻井液的抑制能力，并提高四级固控设备的使用效率。

　　4、用Na2CO3适度控制好钻井液中Ca2+含量，用NaOH调整PH值在8～9之间。

5、常规胶液配方为：

适量Na2CO3+XX.X%NaOH+XX.X%FA-367+XX.X%KPAM

　　6、在条件许可的前提下，尽可能采用高泵压，大排量钻进，增强钻井液对钻头的冲洗作用，在保证携带的情况下，尽量降低粘切，加强钻井液的抑制性，防止泥包钻头的发生。

7、维持钻井液粘度在80-60s，增强钻井液护壁能力，防止地层发生垮塌。

8、起钻和下套管过程中要及时灌浆，确保井壁稳定。

　　9、钻达设计井深后，彻底循环洗井调整好钻井液性能，用稠浆（FV=105s）将井内清洁干净，保证了套管的顺利下入。

固相控制：

　　1、一开整个钻进过程中，保证固控设备使用率如下：

振动筛XX%、除砂器XX%、除泥器XX%、离心机XX%，有效地保证了钻井液内的固相含量。

　　2、振动筛使用筛网目数为80目，三台振动筛均开启。

　　3、除砂器和除泥器使用筛网目数均控制在200目，根据除砂和除泥效果，可适当选择底流。

　　5、离心机不间断使用，不断清除钻井液中的无用固相，最大限度地清除钻井液中有害固相。

钻井液性能控制

　　1、每天坚持按要求测量泥浆性能，监测好泥浆密度和粘度，防止密度增长过快，粘度下降导致井内岩屑不能及时带出，从而影响钻进作业。

　　2、在条件许可的前提下，尽可能采用高泵压，大排量钻进，增强钻井液对钻头的冲洗作用，在保证携带的情况下，尽量降低粘切，加强钻井液的抑制性，防止泥包钻头的发生。

　　4、加足大分子和包被剂的量，增强钻井液的抑制性，防止缩径。

　　二开井段（1203-6505m）

　　工程概况：

　　本井于20XX年9月3日7：

00二开钻进，20XX年11月4日00：

00二开中完，钻进至6505m。

10月27日13:

30下套管完（套管下深：

6503.3米）。

1井段1203m～4620m（聚合物体系钻井液）

　　钻井液体系及维护处理：

（1）二开前将循环罐清理干净，并储备30m3预水化膨润土浆。

（2）利用一开钻井液钻塞，下钻探塞循环时放掉固井混浆，同时循环干加XX.X%纯碱，防止水泥污染钻井液。

　　（3）开钻后根据钻井液配方补充聚合物胶液，调整钻井液性能在设计要求内、满足钻井需要。

胶液配方：

XX.X%烧碱+XX.X%-XX.X%K-PAM+XX.X%-XX.X%FA-367+XX.X%-XX.X%PAMS-900。

　　（4）充分利用好四级固控设备，清除无用固相。

特别是离心机要合理使用，注意密度变化，及时加重。

振动筛筛布保证在100目以上，根据过筛情况及时调整。

坚决禁止钻井液不经过振动筛而直接进罐。

发现固相偏高时放除砂器放底流，勤放锥形罐沉砂，严格控制含砂量在XX.X%以内。

　　（5）膨润土含量控制在28-35kg/m3，根据钻井液配方表补充大分子聚合物加量，大、中、小分子量聚合物复配，调整钻井液流型，控制钻井液失水在设计要求范围内。

其中大分子量聚合物至少XX.X%以上，但当钻遇砂岩时含量可以适当降低到0.4-XX.X%，当糊筛现象严重时含量提高到XX.X%以上。

　　（6）钻遇吉迪克地层前将密度提高到1.17kg/m3，本井吉迪克富含石膏，钻进中加密Ca2+和钻井液性能的监测，及时用纯碱处理，防止钻井液钙侵；钻遇巴什基奇克地层时，巴什基奇克砂岩发育，胶液中加入XX.X%DFD-1，干加1%QS-2，增强钻井液的暂堵屏蔽性，减少渗漏，降低钻井液的消耗量。

　　（7）砂泥岩互层段，进尺较快容易产生渗透性漏失，井浆加入超细碳酸钙、单向屏蔽剂进行封堵，提高封堵能力，减少消耗量；并严格控制钻井液各项性能，充分保证钻井液的防塌性和润滑性，确保井壁稳定，井眼规则。

此外，砂岩段时要加密起下钻作业，200m左右短起1次，及时破坏虚厚泥饼，保证井眼畅通。

　　2、井段4620-6505m（聚磺防塌体系）

（1）为适应深井钻进需要于20XX年9月13日钻进至4620m（地层：

舒善河组），将聚合物钻井液体系转换为聚磺防塌体系，转磺前清理1#、2#、3#、8#罐最大限度降低钻井液固相含量和含砂量，膨润土含量控制在28-32kg/m3。

（2）进入舒善河前准备转磺浓胶液，转磺浓胶液配方：

XX.X%烧碱+XX.X%K-PAM+5%SMP-1+XX.X%PSC-2+XX.X%SHC-2；事先配制两罐80m3转磺浓胶液，循环时细水长流式补入；同时加重钻井液，控制加重速度，按每个循环周提高0.01-0.02g/cm3速度加入待转磺浓胶液全部补入，保证整个体系磺化材料的加量≥3%，进入侏罗系前密度提高到1.28g/cm3。

　　（3）转磺完后，日常胶液配方：

XX.X%烧碱+0.3-XX.X%K-PAM+XX.X%SMP-1+1%PSC-2+1%SHC-2+1-2%FT-1（4）转磺后在钻进过程中及时补充磺化类抗温材料，严格控制API失水量≤5mL、HTHP失水量≤12mL，使钻井液有良好的失水造壁性和抗温稳定性。

　　篇二：

钻井液技术总结

　　十月份钻井液技术总结

　　一、一开用般土浆开钻

　　一开配好般土浆用PDC钻头开钻，钻至XXX米循环两个迟到时间后，起钻至钻铤再下至井底开泵循环，起下顺利，循环好后，用配好的稠浆（老浆加入土粉和纯碱）封闭全井，起钻下套管。

　　二、二开上部地层采用聚合物钻井液，进入馆陶组转换为聚磺钻井液。

（1）提高钻井液的抑制性，抑制地层造浆。

　　二开上部快钻井段地层主要是由泥岩构成，自造浆能力强，使用PDC钻头，钻速快，岩屑相对多，岩屑研磨细，致使造浆能力更强。

针对这一特性，日常维护以KPAM和HMP21为主，使用尽可能大的排量洗井，坚持每钻一个立柱进行倒划眼措施，加足KPAM抑制地层造浆，以及充分利用所有固控设备清除有害固相。

合理调整钻井液流变参数，采用低粘切、低比重、适宜的失水，顺利钻完造浆能力强的井段。

（2）控制钻井液失水：

　　馆陶组前，使用KPAM、NPAN-2维护钻井液，控制钻井液API失水小于等于8ml，进入馆陶组加入SMP-1、FT-108转换为聚磺钻井液，改善泥饼质量，降低API及HPHT失水。

钻井过程中，采用KPAM、NPAN-2、SMP-1、FT-108胶液维护钻井液，控制钻井液失水。

进入Es1后在控制造浆、降低般土含量的同时，加入SMP、NPAN-2、FT-108、KJ-1和SKHm改善泥饼质量，进一步降低钻井液失水。

　　（3）提高钻井液的润滑性：

　　造斜后加入SMP-1、FT-108进行磺化转型，改善泥饼质量，增斜过程中加入RH-9051、石墨、GFR-1改善钻井液的润滑性能，防止脱压；起钻电测、下套管前充分循环净化井眼，加入HZN-1、石墨封闭斜井段，保证了起下钻、电测、下套管的安全进行。

　　（4）提高钻井液的防塌能力：

　　进入Es1后加大SMP-1、FT-108、SKHm和KJ-1的用量，充分降低失水，改善泥饼质量，提高钻井液抑制性，防止井垮塌。

　　总结人：

X　　20XX．10.31

　　篇三：

钻井液技术总结--6.8

　　延长石油油气勘探公司

　　地区井

　　钻井液技术总

　　井别：

井型：

钻井作业队：

泥浆工程师：

　　年月日

　　结

　　资料填写要求

　　1．资料取全取准真实

　　2．打印装订书面整洁

　　3．严禁弄虚作假

　　4．完井七日内上交钻井工程部技术科

　　目录

　　一、本井简况.........................................................1二、钻井液分段性能.............................................2三、电测前钻井液性能及处理情况.....................4四、井径（每二十五米记录一次）..........................5五、下套管钻井液性能.........................................6六、固井前钻井液性能.........................................6七、复杂情况.........................................................8八、井下事故.......................................................10九、钻井液材料统计...........................................12十、钻井液技术总结...........................................13

　　一、本井简况

　　二、钻井液分段性能