钻井队钻井液技术管理工作考核细则

第一篇：钻井队钻井液技术管理工作考核细则

水平井钻井液管理细则

为了保障水平井安全技术提速，加强对项目部水平井施工井队的技术管理，以期达到提高水平井钻井速度，减少复杂、事故时效，项目部技术办公室特制订了以下管理细则，希望各钻井队的队长、钻井技术员、钻井液技术员（大班）认真执行，现要求如下：

1、项目部技术办加强对水平井的管理，实行每天汇报制度，要求井队钻井液技术员（大班）每天给技术办汇报1次，如出现不汇报、少汇报将给以处罚。

2、水平井要料实行审批制度，要料程序：井队上报要料申请，技术办审批后，生产办组织。

3、严格按照水平井技术方案施工，出现井下复杂及时给技术办汇报，技术办负责制定下一步技术措施，如擅自处理将处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）200元。

4、钻井液基础资料要妥善保管。

5、开钻前技术交底，要有详细的钻井液工作思路及措施。

6、在现场实施过程中加强对重点井段的控制。

7、钻井队必须保证钻井液技术员（大班）的正常钻井液用料，如果发现钻井液材料储备不能满足钻井液维护和处理时，处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）100元。

8、钻井液技术员（大班）必须保证给技术办公室汇报的钻井液性能数据为真实的数据，以真实反映本队的钻井液性能及井下情况，发现一次处罚钻井技术员100元，钻井液技术员（大班）100元，如果是因为信息员工作失误也将对其处罚100元。

9、在钻遇特殊井段或井下发生了复杂时，要求钻井液班报表记录真实、及时，在有关问题上把握不准时，及时联系技术办公室相关人员，如果记录的与上井后测得的性能差别较大时，或因上报不及时使井下复杂化的，处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）100元，同时部分损失由井队承担。

10、及时，准确的搞好钻井液电子资料的统计、上报工作，如果电子资料出现错误时，处罚钻井液技术员（大班）100.11、在所收集的曲线的背面及时、准确的记录好本井在直罗（包括井径扩大的井段）的日常维护时的钻井液用料、钻井液性能，转化时间、井段及完井处理方法、时间等内容；如果不记录处罚钻井液技术员（大班）100元。

12、钻井队在开钻前应按设计或钻井液技术员(大班)计划，合理布局地面循环池，达不到分级净化效果，罚钻井队500～2000元。

13、钻井队开钻前必须安装好配浆罐和混合配浆漏斗，配浆罐两个搅拌器马达和配浆漏斗要运转正常。固控设备、配浆罐和配浆漏斗未正常运转，罚钻井队500～1000元。

14、必须严格执行钻井液设计，由于钻井队不按设计加料，造成钻井液性能欠佳，而又不及时调整导致井下复杂，扣罚井队2000元。导致井下事故，该井钻井液成本不予核销，处罚钻井液技术员（大班）300~500元。

15、处理维护要少吃多餐、细水长流，在补充中调整、调整中补充，聚合物必须搅拌溶解后加入，不允许将粉状药品在循环槽直接加入。否则罚钻井液技术员（大班）100~300元。

16、钻开目的层密度、失水要符合设计要求，先注后采等目的层压力异常井目的层密度要符合井控要求。否则罚钻井液技术员（大班）100~300元（地层压力异常高井密度超出设计除外）。

17、钻异常高压层、井下复杂、处理井下事故等特殊情况要加密测量钻井液性能，少测钻井液性能罚100~200元。

18、严把钻井液材料处理剂质量关，对于没有质量合格证、名称不清楚、包装破损等情况，技术员(或大班)有权退货，用料要做到上盖下垫、妥善保管。

19、井队应备钻井液测量的常规仪器，仪器缺失发现一次扣罚钻井队200~500元。发现钻井液性能弄虚作假,罚责任人200～500元。

第二篇：钻井队2012年钻井液总结

钻井液技术总结

我叫刘卫江，现任40510钻井队泥浆大班，非常感谢领导和职工们一年来对我的信任和支持。一年来在项目部和各级领导的支持下，我队已开钻4口，完井4口，累计钻井进尺17591米，平均井深4398米，平均机械钻速7.64m/h，平均月速2125米/台月，固井质量、井身质量合格率100%，平均纯钻时利用率：38.61%。圆满的完成了公司下达的各项任务指标，成功的站稳了新市场。

2012年己经过去了，回首过去的这一年，内心不禁感慨万千，现将每口井钻井液的施工情况总结如下：

一开钻遇地层为第四系风积细粒散砂层，志丹群、安定组、直罗组，具有胶结性差，可钻性好，易漏、易垮塌的特性，所以钻井液主要以携带岩屑，稳定井壁为主，由于一开上部地层是散沙层极易发生垮塌，这也是一开工作的重点难点。开钻前备足120m3清水从混合漏斗加入膨润土、纯碱，充分循环预水化，粘度达到35秒以上开钻，可以抑制散沙层的垮塌。钻完进尺后充分循环携净砂子后搞短起下。在我队所完成的四口井中，一开钻进及完井作业未出现任何复杂事件，钻井液性能完全达到了携砂标准，井眼畅通。

二开井段钻进施工过程中，按照钻井设计执行钻井液的处理及维护，控制钻井液的各项性能参数，保持足够的动切值，保证携带岩屑，满足钻井设计及施工要求。进入斜井段后上石盒子下部地层由于泥岩水化易分散，钻进过程中经常出现掉块剥落现象，严重时使接单根不顺利，起钻遇阻下钻划眼等复杂情况，我队针对这些情况采取的措施是在进入该地层前逐渐加大了防塌润滑剂FT-342的使用量防止泥岩水化分散,提高泥浆防塌效果，同时加入降滤失剂SN树脂严格控制失水，减少泥浆里的水分进入地层，并且稳步加重，平衡地层压力使地层趋于稳定。在斜井段钻进过程中要勤量摩阻，根据摩阻系数和井上情况及时补充乳化沥青把摩组控制在设计范围以内，钻进目的层时合理配置药品比例，努力做好失水量的控制,将 其控制在4ml以内，增强钻井液防塌稳定性。

（1）调节泥浆的动塑比0.4以上,提高钻井液的携砂和悬浮能力；（2）高分子配稠浆，保证适当排量携砂；（3）短起下钻上下拉井壁破虚泥饼；

（4）井下允许的情况下选择适当大的排量，保证上返速度。充分利用固控设备清除泥浆中的有害固相，改善泥饼质量。钻完进尺后充分循环将井筒中的岩屑携带干净。刚到大牛地区块施工时，由于对地层缺乏了解，第一口井便出现了井下垮塌复杂，划眼5天才逐渐恢复正常，而且这边地下泥岩垮塌后上返困难，只有将大的掉块磨小后才能逐渐返出。之后的三口井，我们加强了泥浆的失水控制，进入易垮地层前就将泥浆性能处理好，保证钻井施工的正常进行。

三开钻井液使用低固相聚合物钻井液体系。在钻进过程中充分利用三级固控，净化钻井液，为保证油气层产量，严格控制比重、失水在设计范围内，保持足够切力，低失水，使钻井液具有良好携岩性，同时不损害油气层，起到防塌护壁效果，保证井内安全。随井深的不断加深，井温升高，钻井液材料失效等诸多问题，增大防高温处理剂用量，保持低滤失量，因为三开井段较长，在钻进过程中由于种种原因会钻遇煤层和泥岩，由于泥岩和煤层的易垮塌使钻井复杂化，这就要求在钻进过程中勤观察，钻遇泥岩后及时发现并加入防塌润滑剂FT-342，同时提高泥浆粘度及时将掉块携带出井口。三开井段长要及时补充乳化沥青的加量，降低摩阻系数，避免拖压影响时效，耽误生产。

电测和下套管前砂子循环干净后短起下，确保电测和下套管的顺利。以上是我的技术总结，下一步将继续努力工作学习，提高工作能力和解决目前尚存在的问题。请领导和同志们对我的工作多提宝贵意见。

40510钻井队：刘卫江

2013-1-29 2

第三篇：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423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：XXX

2012．10.31

第四篇：胜利油田海上钻井液技术

摘要：介绍了胜利油田海上钻井液技术的形成和发展过程，重点介绍了目前使用的低固相不分散聚合物海水钻井液的特点及现场施工工艺。

关键词：海上钻井 聚合物钻井液 水基钻井液 低固相钻井液 胜利油田

胜利石油管理局海洋钻井公司在钻井实践中，形成了一套比较完善的海水钻井液技术。但是从发展的角度来看，仍需要更新观念，拓宽思路，研究和发展 新型 的海水钻井液工程技术。

一、海上钻井液技术的形成与发展

经过海洋钻井公司科技人员20年来的不断探索与实践，胜利油田海上钻井液技术取得了长足的发展，经历了自然海水钻井液技术、淡水钻井液技术和低固相不分散聚合物海水钻井液技术三个发展阶段。

自然海水钻井液技术

1978～1985年，胜利油田海上钻井液技术处于经验阶段，凭借在陆地钻井的经验和技术来维护处理海上钻井液。这期间所钻的15口井多是井深2500m以浅的直井，此时使用的海水钻井液，仍沿用陆地淡水钻井液体系中使用的处理剂，未能形成适合海洋钻井特点的钻井液体系，导致钻进过程中井下情况较复杂，也未发现有工业开采价值的海上油气田。淡水钻井液技术

1985～1992年是胜利油田海上钻井液技术的发展阶段。针对当时的测井技术条件和地质录井对钻井液的要求，推广应用了两套淡水钻井液体系（SLD-1型和JFF型钻井液），其主要处理剂为高分子聚合物80A51、水解聚丙烯腈钠盐HPAN和聚腐复合钻井粉JHF。至1988年，胜利油田海上钻井平台应用该钻井液体系共钻井14口，实现了钻井液的低固相不分散，满足了喷射钻井的需要。在井壁稳定技术上，与石油大学联合研制成功了抗温、抗盐、无毒无害的MHP无荧光防塌剂，使淡水钻井液体系满足了井壁稳定、地质录井和油气层保护的要求，先后发现了垦东及埕岛油气田。

低固相不分散聚合物海水钻井液技术

近10年是胜利油田海上钻井液技术的成熟阶段。由于钻井平台的增多和埕岛油田的大规模勘探与开发，用船运淡水来配制淡水钻井液体系不仅钻井成本高、而且受气象的影响较大，已远远满足不了市场的需要，严重制约了海上生产规模的扩大。于是，研究一种既能满足现代海洋钻井的要求，又能较好地保护油气层、减少钻井液对环境污染的海水钻井液体系已势在必行。早在1990年，胜利五号平台在钻埕北26井时进行了先导性试验，并初步形成了适合海洋钻井的海水钻井液体系，但未真正实现不分散和低固相。随着固相控制技术的不断提高，强碱性、分散性处理剂逐步被淘汰，到1992年形成了以PAC141、KPHP为主剂的低固相不分散聚合物海水钻井液体系。同时，随着测井技术的发展，解决了不同地层和不同水型钻井液测井曲线的解释问题，为进一步完善海水钻井液体系解决了关键问题。

二、低固相不分散聚合物海水钻井液的特点

根据渤海浅海海域的地层特点（钻井过程中易发生钻井液漏失），在室内试验的基础上，胜利油田海洋钻井公司有针对性地选择了两套低固相不分散聚合物海水钻井液体系，分别用于馆陶组以上地层和东营组以下地层：

1#海水+6%～8%HZPF+0.2%～5%PAC141+0.2%～0.5%KPHP+0.05%～0.1%XC+0.5%～1.0%SR-1+2%～3%QS-2+2%～4%RHN-715+0.5%～1.0%HZN-102。

2#海水+6%～8%HZPF+0.5%～1.0%PAC141+0.5%～1.0%KPHP+0.1%～0.3%XC+1.0%～2.0%SR-1+1.0%～3.0%SMP+1.0%～3.0%MHP+3%～5%RHN-715+0.5%～1.0%HZN-102。防污染

低固相不分散聚合物海水钻井液体系使用的连续相是井位附近的天然海水，在很大程度

宜城

上保持了海水原有的成份，体系的碱性与海水相当（海水的pH值为7.5～8.4，该钻井液pH值为8.0～8.5），液体润滑剂采用毒性极低的白油类，使用的聚合物与海水有较好的溶解性，且本身无毒、无害、无荧光、无污染，满足了海洋环保的要求。

防粘卡

随着定向井井斜的增大，钻具自重作用于井壁的侧压力也大，极易造成粘附卡钻。而滤饼粘附卡钻是最容易发生、危害最严重的卡钻事故，而这又与钻井液性能密切相关。因此有必要从下述几个方面来提高钻井液防粘卡能力。

（1）降低滤饼摩擦阻力系数μ。从公式F=RθL（P液-P地层）μ可知，压差卡钻的摩阻力F与摩阻系数μ成正比，降低μ是防粘卡的重要途径。由于海洋环保的要求，胜利油田海洋钻井目前使用的几种液体润滑剂（如RHN-715、RH525、RH8501等）都是用白油人工合成的。其在钻井液中加量达2%时，便可将钻井液静摩阻降低40%，动摩阻降低60%。在钻井后期或起钻电测和下套管前，加入固体润滑剂HZN-102（0.5%～1.0%），可进一步降低滤饼摩阻系数，减少粘附力及扭矩，提高电测和下套管成功率。

（2）降低液柱与地层的正压差。从公式F=RθL（P液-P地层）μ可知，降低液柱与地层正压差可减轻钻具与地层的粘卡力。因此，只要能保证钻井液柱压力能平衡地层压力，尽可能地使用低密度、低固相和低含砂量钻井液，实现近平衡压力钻井，严禁使用“一脏二重”的钻井液钻进。

（3）严格控制滤失量及滤饼厚度。钻具与滤饼接触面积越大越易发生压差卡钻，而接触面积又与滤失量及滤饼厚度密切相关。胜利油田海上定向井粘卡事故多发生在沙层比较发育、钻井液滤失量大于8ml且滤饼厚而松散的井段，因此严格控制滤失量及滤饼厚度极为重要。实践证明，在大多数定向井的易卡井段，只要将滤失量控制在5ml以内，滤饼厚度小于1mm就会大大减少或避免粘附卡钻事故的发生。

3.提高完井电测成功率

（1）完钻后保持足够的排量，循环时间不少于两个循环周。（2）加入生物聚合物提高钻井液的动切力。

（3）采取大幅度活动钻具、适时进行短程起下钻等措施，以破坏岩屑床及便于携带岩屑，解决井眼净化问题。

加入固、液体润滑剂以增强井壁的润滑性。

4.保护油层

油层保护与钻井速度密切相关。钻井速度慢，建井周期长，钻井液对油层浸泡时间长，油层保护就失去了意义。聚合物海水钻井液由于其本身具有较强的抑制性，可实现不分散低固相和近平衡压力钻井，加快了钻井速度，所以对保护油层是有利的。另外，从体系与保护油层的关系方面，聚合物海水钻井液体系也是极为有效的。主要体现在以下三方面。

（1）体系中聚合物加量大、浓度高，对地层粘土分散起到了有效的抑制作用，体系的酸碱值低，一般pH值9则速度急增。因此，聚合物海水钻井液减少了固相对油层的污染。

（2）体系的滤失量低。进入油层时，API滤失量一般

宜城

第五篇：某井钻井液技术总结范文

****井是一口三靶小位移井，设计井深3440m，完钻井深3515m，于2002年3月14日一开钻井。2002年4月16日完钻，钻井周期32天，表套下深201m，技套下深2452m，全井盐层厚度1162m。盐层井段2218-3370m。

****井泥浆的维护与处理：二开至2150m使用低固相聚合物，用80A-51和NH-HPAN维护，2150-2452m使用抗污染聚合物泥浆体系，用SD-17W加NH-HPAN加GK-97和APM-99维护。

二开后只要的是防漏，在馆陶和东营组先后加入随钻堵漏剂8吨，使这口井在钻井过程中没有出现任何漏失现象，达到了良好的效果。进入沙一盐时，提前50m预处理泥浆，把密度提到1.25以上，避免了盐层的塌跨和掉块的现象，是二开平均井经扩大率只有5%，井下正常，施工胜利。

三开：使用饱和盐水泥浆，下钻到技套后进行转换处理，清理地面所有泥浆，井筒留原浆110立方，按照泥浆设计和技术指令先后加入SD-17W，LV-CMC，SMP，PSC，NaOH，抗盐土粉.CAS-2000.GD-III等处理剂，循环均匀后加入NaCl 70吨，Cl离子含量18万，坂土含量46.8。

钻井液全套性能:密度1.25；粘度46s；失水5ml；泥饼0.5mm；切力5-20；PH值9；含砂0.2；动塑比值12：17；N值-0.56 K值-0.5；在钻井过程中不断补充NaCl和SMP.PSC.GK-97,是保持一定的Cl离子含量和钻井液性能的稳定性，在进入油气层前提高密1.50。

我们区块普遍存在漏失现象严重，所以，每次在提密度前坚持加入随钻堵漏剂，有效的保证了井下正常，起到了压而不漏，活而不喷，并有力的保护了油气层，全井使用堵漏剂18t，NaCl100t，重石粉280t，混原油26t。

在井深3443m时发生溢流，压井。完钻准备电测时有发生溢流，用司钻压井法2次，密度从1.60提高到1.72才恢复正常，（完钻前泥浆性能各项全优，密度1.60，粘度68，失水5，切力4.2）发生溢流压井后泥浆污染严重，尤其是提高密度到 1.72时粘度，切力直线上升，给泥浆处理带来了很大的困难，用SMT+FCLS处理后都没有效果，反而增稠，最后取样分析，认为坂含过高。在处理过程中放原浆50立方，用SMP3t；PSC4t；NaCl20t；NaOH1t。配成胶液进行

大幅度调整，处理后效果有所好转，电测时泥浆性能：密度1.72，粘度78s，失水4.6，PH值9，切力2-10，电测前配封闭液30立方，加石墨片0.5t，塑料球0.5t，SMP 0.5t，封隔了所有盐层井段。取得了完井电测一次成功。

这口井是技套深，盐层厚容易漏失等多项复杂，所以我们在维护过程中除上述技术工作外，还使用了四级固控设备，加强泥浆的净化和降低固相，使这口高难度复杂井胜利完工。全井费用仅******元。全井平均扩大率4.63%，油层平均扩大率0.93%，给公司交出一口快速优质高效井