某井钻井液技术总结范文

第一篇：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

第二篇：高946井钻井液技术总结

高946井钻井液技术总结

高946是一口重点关注的评价井，设计井深4200m，完钻井深4200m，于2012年1月2日一开钻进，2012年1月3日二开，2012年1月18日三开，2012年3月9日完钻。钻井周期69天，表套下深201m，技套下深2248m。

高946井泥浆的维护和处理： 二开，清水钻进至1250m改小循环，1250-2248m采用聚合物钻井液体系，使用固控设备，严格控制钻井液中的劣质固相，补充足够的PAM至0.5%，用WFL-1调整到合适粘度。进沙一段，加入KFT-II，控制中压失水到5ml以下，同时改善井壁和泥饼情况。

三开，主要任务是抗温，防漏，保护油气层。开钻前，备足轻泥浆、加重钻井液共计120方。用纯碱除去钻井液中因固井污染而残留的钙离子。使用ZX-8和HQ-1控制井壁，提高地层的承压能力。用SMP-II和KFT-II,WFL-1等尽量降低滤失量。用胺基聚醇提高钻井液滤液的抑制能力。适当提高钻井液密度，保证井下合适的正压差。

钻井液全套性能:密度1.29；粘度58s；失水2.8ml；泥饼0.4mm；切力8-18；PH值9；含砂0.3；动塑比值18：21；在钻井过程中不断补充PAM和KFT-II.NaOH.SMP-II,保持性能稳定。

在井深3381米时发生气侵，压井一周，密度由1.20提升至1.28。完井电测时泥浆性能：密度1.29，粘度59秒，失水2.8，PH值9，切力8-18，电测前配封井液80方，加塑料球3t，KFT-II 0.4t，SMP-II 0.4t，封隔井下2000m。第一次电测2700遇阻。下钻通井，调整性能正常，WFL-1封井2000m，电测成功。井壁取芯第二趟遇阻，下钻通井，WFL-1封井2000m，起钻取芯成功。

这口井是油套深，油层多且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，重点加强坐岗，认真填写坐岗记录最终使这口复杂井胜利完工。

第三篇：xxx井钻井液总结

xxx井钻井液总结

xxx公司 xxx钻井队

组长： xxx

上报日期：xx年xx月xx日

一、地质概况

1、平台 号： xxx平台井号：xxx2、井别：

3、井位：

井口坐标：横坐标：X:纵坐标：Y:井底坐标：横坐标：纵坐标：

4、地理位置：。

5、构造位置：。

6、地质分层

二、钻井液及工程概况

1、开钻日期：x年x月x日；

2、完钻日期：x年 x月x日

2、设计井深：xxx米

4、完钻井深：xxx 米

5、完井日期：x年x月x日；

6、井身结构：xx

7、钻头使用

井径

10、处理剂消耗量: 泥浆总成本:元,每米元

第四篇：高96钻井液技术总结

高96井钻井液技术总结

高96井是一口预探井，设计井深3500m，实际完钻井深2998m。于2012年11月24日一开，11月26日二开，12月16日三开，2013年1月8日完钻，1月12日完井。钻井周期： 45天1.5小时，建井周期：53天23.5小时。完钻无显示，研究决定填井电测。一开井深400m，二开井深2002m，三开井深2998m.，表套397.63m，技套2001.38m，本井特点及注意事项：

本区块馆陶以上地层易造浆，防缩径；沙三断层、沙四段，孔店组和西洼组火成岩地层，防漏；花古1井馆陶组有气层，注意防喷，在侏罗系坊子组见H2S显示，注意监测和防范。

钻井液的维护和处理情况：

一开，膨润土浆开钻，自然造浆，400m完钻，纯碱封井下表套固井

二开，采用聚合物防塌体系。

用絮凝剂控制大循环清水钻进至900m改小循环，开启三级固控，清除钻井液中无用固相，补充PAM至0.3%，保证钻井液对钻屑具有良好的抑制包被能力，防止钻屑分散。根据小型实验，用KFT-II和WFL-1调整泥浆性能至设计性能，钻井液配方：（4~5）%膨润土+（0.3~0.5）%PAM+（1.5~2）%钻井液用抗高温抗盐防塌降失水剂+（1.5~2）%钻井液用聚合物降滤失剂+（2~3）%钻井液用低荧光磺化沥青

邻井沙四段，孔店组和西洼组火成岩地层多发生漏失，开钻前备足钻井液用随钻堵漏剂等堵漏材料，提高突发情况的应对能力。

完钻前，将泥浆性能调整到设计范围，拉短起，到底后充分循环泥浆清洗井底，配封井浆，保证起钻电测的顺利。

三开，钻遇地层为蒙阴组，三台组和坊子组，主要任务为防H2S、防漏、保护油气层，采用强抑制封堵防塌钻井液。

三开后，跟据设计，开离心机，降比重至设计要求补充胺基聚醇提高抑制性，使用沥青类和超细碳酸钙等封堵材料，提高地层的封堵防塌能力，加入HQ-1和树脂类降滤失剂，降低钻井液滤失量，改善泥饼。

钻进中，适时补充SMP、磺酸盐降失水剂等，使钻井液性能符合设计要求，同时保持各种处理剂的有效含量，定期补充。

钻井过程中，要注意观察井口返浆情况，岩屑反出情况，做好井眼稳定性防护和监控工作。2998m提前完钻，循环至无钻屑，封井起钻。

完钻钻井液全套性能:密度1.14；粘度51s；失水4.8ml；泥饼0.4mm；切力4-10；PH值8.5；含砂0.3；动塑比值10：19.复杂情况以处理过程：

本井在钻进过程中发生溢流三次：

（1）2012年11月29日23时45分钻至井深1516.41m，停泵接单根时，出口流量由0%↗

10.0%，出口缓冲罐钻井液外溢，总池体积由105.5 m3↗110.6m3，溢流量5.1方，循环观察至30日00时17分发生气侵：全烃2.63%↗100%，持续不降，槽面见无色透明气泡呈片状分布，槽面上涨5cm，钻井液密度1.10↘1.06，粘度48s↗60s，泥浆溢流量11方，加重循环调整钻井液，处理泥浆时放掉污染泥浆22方（消耗重晶石粉45.0t，膨润土粉 3t,KFT2吨，WFL1吨，纯碱1吨）。至02时15分，全烃下降到基值，密度1.12，粘度40s，恢复钻进，消耗时间2.5小时。

（2）2012年12月1日18时00分下钻至井底开泵循环（井深1570米），18时20分：全烃3.53%↗100%，持续不降，槽面见无色透明气泡呈蜂窝状分布，直径2-5mm，占槽面10%。循环至18时23分时发生溢流：出口流量由57%↗65.0%，出口缓冲罐槽面明显上涨，出口钻井液密度1.13↘1.06，粘度45s↗56s，溢流量10方，循环加重观察至20:00,全烃值持续在90%左右不降，处理泥浆时放掉污染泥浆18方。循环至22:00全烃降为基值，密度1.15，粘度40s，恢复钻进（循环期间共打入重浆60.0m方，消耗重晶石粉45.0t,KFT1.5吨），消耗时间4小时。

（3）2013年1月2日21时00分钻进至井深2843.67.m，总池体积缓慢上涨，气测全烃和出口电导均无明显变化，至05时00分总池体积由83.5m3↑103.5 m3。钻井液性能：密度由1.15↓

1.12，粘度由50s↓42s，失水4.8ml↑5.4ml，PH值由8.5↓8，滤液氯离子含量为7090mg/l，未发生明显变化，判断为淡水浸。至9：30工程循环加重恢复至原相对密度，处理泥浆时放掉污染泥浆25方。本次水浸总量为20.0m3，消耗时间4.5小时，重晶石粉 35t，井壁抗压稳定剂HQ-1 2t, 复合盐水降滤失剂WFL-1 2t, 膨润土粉 4t, 烧碱 0.5t，低荧光磺化沥青ZX-8 2t，磺化酚醛树脂2吨。

三次总溢流量41方，放掉污染泥浆65方，消耗时间11小时，重晶石粉125吨，泥浆药品115579元

这口井的难点在于这口井是一口预探井，下部地层情况的未知，是钻井过程中的一大难点，再者二开段和三开火成岩的防漏工作更对泥浆系统的监控能力提出了更高的要求。所以我们在维护调整过程中，除了上述技术工作外，大力加强钻井液监控，并备足重泥浆，膨润土粉，随钻堵漏剂等应急材料，提高对紧急情况的控制能力。

第五篇：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