苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。
1 基本情况
直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。
斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。
水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。
2 技术难点
苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。
苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。尤其是苏5区块漏失最为频繁。
“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。
如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。
如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。
3 技术方案
表层技术方案
3.1.1表层钻井液配方
表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。
若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，%CMC+5-6%白土，密度:1.05gcm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:，粘度:31-35s。
若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为%CMP +%ZNP-1。钻井液性能：密度:1.02gcm3，粘度:31-32s。
3.1.2下表层表套前技术措施
打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：-1.05gcm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
二开直井段技术措施
3.2.1二开提前预水化聚合物胶液
利用候凝搞井口期间提前预配聚合物胶液300方，%K-PAM +%ZNP-1 +%CMP。
3.2.2二开进入安定组前50米钻井液上罐钻进，根据粘度高低适量加入K-PAM、ZNP-1，每钻进50-70米清洗1次锥形罐，性能达到:粘度≥31s,密度≤1.02g/cm3，钻进中分2-3次加入吨XL-007，钻穿直罗100米后下罐采用大池子循环，在延长组底部100米钻井液再次上罐钻进，分2-3次加入吨XL-007及其它化工，进入纸纺组100米后下罐采用大池子循环(主要针对苏里格)。
3.2.3每班随时开振动筛观察返出岩屑，判断井下情况，及时作出处理，
3.2.4补充新浆配方%K-PAM+%ZNP-1+%CMP，缓慢、分次混入，做好泵压变化记录，防止误判断井下、钻具故障。
3.2.5每天或起钻前稠浆、大排量清扫。
斜井段技术措施
3.3.1斜井段钻井液配方及维护
3.3.1.1直井段钻完后根据井下情况，可用稠浆清扫，保证井筒清洁，有利于滑动定向。
3.3.1.2掌握转化时机。井斜达到15°左右转化钻井液体系（根据井下情况和井队加药品快慢），转化时加入抗盐、抗高温处理剂，严禁加入不抗盐、不抗高温的其他处理剂，转化主处理剂为： GD-K、JT-1、PAC（CMC）、SFT-1、SMP-2、ZDS、WT-1及工业盐等。
3.3.1.3钻井液体系转化配方：原浆+ +2-3% GD-K + +%SFT-1+3-4%ZDS +%NaOH +5-10%工业盐+3-4%有机盐
3.3.1.4控制性能：密度：-1.10gcm3，粘度：38-42s ，FL：6-4ml，PH：8-9，动切：5-10 Pa
3.3.1.5加药顺序：按上述配方以循环周先后交替加入PAC 、GD-K、JT-1、SFT-1、ZDS，打钻6-8小时再加入NaOH，WT-1及工业盐。在井斜30°的时加入2-3吨SMP-2（加入SMP-2，可适当减少GD-K、JT-1等降失水剂的含量）。
3.3.1.6苏5井区和桃7井区刘家沟钻穿必须做承压试验。
由于延长、刘家沟组易漏地层与“双石层”等易塌地层处在同一裸眼井段，解决好易塌层垮塌和易漏层承压能力是技术的关键。
为提高地层承压能力，做地层承压试验，做承压试验要求：（1）钻穿刘家沟组50-100米；（2）转化为强抑制无土相复合盐钻井液体系；（3）井斜达到15°左右，钻井液密度大于1.10g/cm3以上；（4）钻井液当量密度大于1.25g/cm3；（5）配量：封刘家沟井段+10 m3；
（6）加量：5-8%DF-A（适用苏5、桃7区块，其它区块暂不做要求。）
3.3.1.7斜井段根据井斜提高钻井液密度：
（1）在井斜30°时密度达到-1.18 gcm3。
（2）在井斜45°时将密度达到-1.28 gcm3，（苏5及苏47、苏48等易漏的区块,，钻井液密度走下线，加入SFT-1及目数更小的超细碳酸钙提高封堵性能，同时加入5-7%KCL、、%K-PAM，增加该体系的防塌抑制能力）。在斜井段不加入原油的情况下可加入XCS-3增加体系的防塌润滑性。
（3）在井斜达60°以上时将密度达到1.28 g/cm3以上，（苏5及苏47、48等易漏的区块，钻井液密度走下线）；穿越下古煤层时要将钻井液密度提高到1.30 g/cm3以上。
（4）井斜小于30°时尽可能采用工业盐、有机盐等提密度，以提高滑动增斜效率。
3.3.1.8钻头泥包的原因分析及对策
（1）PDC钻头泥包分析
钻井液性能：性能差，如抑制性、润滑性能差、失水大、滤饼厚、黏土含量高等。
地质因素：泥岩地层、易吸水膨胀的地层或软硬交错的地层，易形成泥包。
钻井参数：钻进中排量较小，未能将钻屑及时带离井底，造成重复切削。钻进中钻压不均匀，钻时变慢后，盲目加大钻压。
钻头选型：选用中心孔流道较小的PDC 钻头，导致钻屑滞留在底部。
（2）预防PDC钻头泥包的技术对策
预防PDC钻头泥包的钻井液维护的核心是：一是通过无机盐、有机盐等强抑制剂的含量，提高钻井液的抑制性，抑制泥岩地层分散、造浆。二是保持无土相、低活性固相含量。
（3）复合盐钻井液防PDC泥包的维护。
首先确保体系中有足够的抑制剂含量，主要通过观测钻屑和钻井液的性能来掌握。具体的：一是泥岩段的砂样成型好，不粘筛布。二是钻井液的性能在泥岩段钻进变化不大，密度、粘度、固含不升，性能稳定。
其次加强固控设备的使用，保持钻井液中低固相。
再次工程措施：一是 PDC 钻头钻速快、钻屑多，必须要有足够的排量，避免钻屑重复切削会形成淤泥而泥包钻头。要求环空上返速度达到1.00m/s；二是钻压合理，送钻均匀，速度太快时要适当控制钻压；三是尽量避免长时间、长井段的滑动钻进，四是下钻分段循环。
3.3.1.9防煤层垮塌的钻井液措施
（1）泥浆措施：
由于煤层遇水极易分散，防煤层垮塌的泥浆技术措施应从提高泥浆密度和控制泥浆API 及HTHP失水入手。
进入山西组煤层前用密度为-1.35 gcm3。
采用GD-K、JT-1、超细目碳酸钙粉等处理剂，使泥浆API失水控制在4ml以下，HTHP 失水控制在15ml以下，并且可形成薄而韧、渗透率低的泥饼。
采用高粘度钻井液、粘度控制在60s以上，防止水力对煤层的冲刷、工程在满足携砂的前提下采用较低的排量钻进。
（2）工程技术措施
在煤层钻进中，禁止采用滑动钻进方式，禁止在煤层段强增斜扭方位作业。
煤层段严禁长时间循环，井下要出现遇阻要避开煤层循环。
3.3.2斜井段完钻电测及下套管前的钻井液处理
3.3.2.1完钻后配稠浆清扫，再大排量充分循环钻井液2-3周，确保洗井彻底。
3.3.2.2短程起下钻至造斜点附近，确保井眼畅通后把预配置25方封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭大斜度井段。起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。
3.3.2.3电测期间，每测完一趟灌浆一次，确保钻井液液面在井口。
3.3.2.4电测完按设计钻具组合、双扶正器通井，到底后大排量充分循环钻井液2-3周，确保洗井彻底；若下钻遇阻，及时接方钻杆建立循环划眼，并根据井下情况处理好钻井液，直到上提下方无遇阻，短起下无遇阻后打入预配的20-25方封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭大斜度井段方可起钻下套管。起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。
水平段技术方案
3.4.1水平段钻井液配方及维护
3.4.1.1钻塞时用大池子泥浆循环。其他循环罐预配钻井液，利用斜井段泥浆最多不超过60方（下完套管后利用离心机降低斜井段钻井液密度，配置水平段钻井液时可加入30方左右，钻进过程中分多次加入30方），以免使用过多影响钻井液性能，造成钻头泥包和钻进中托压。
3.4.1. 2转化过程中控制泥浆总量在200方左右，具体加量为：3-4%GD-K+ 4-5%ZDS +% PAC（CMC） +%烧碱+甲醛适量%左右)+工业盐15吨+15吨甲酸钠（保证体系的抑制性），循环2周后测初始性能：密度-1.18gcm3，漏斗粘度38-42S，失水6-4ml，PH=8-9。必须勤观
察振动筛砂样返出情况及时维护，钻进一定进尺可适量补充K-PAM、XCS-3、原油增强体系的抑制能力和润滑性。
3.4.1.3砂岩地层钻进，钻时较快，每钻进400-500米进尺进行短起下钻，气层显示很好（气测值出现高于50万ppm），可将密度提高到1.25 g/cm3以上，长时间滑动钻进后，复合钻进时可适当提高转盘转速，破坏岩屑床，滑动钻进时，如长时间没有进尺，必须上提活动钻具，防止发生粘卡。
3.4.1.4出现泥岩时的要求
（1）出现泥岩时要及时给技术办进行汇报，并以甲酸钠、NaCL为主，BaSO4（石灰石）为辅提高密度；
（2）若伽玛值大于180（此值作为参考，当伽玛值大于120时，要勤观察振动筛上返出砂子以否为泥岩），钻遇泥岩到30m时，必须将密度提至1.25 g/cm3以上(若密度未达到要求,必须循环加重)；KCL含量达到5-7%；
（3）若伽玛值大于180，钻遇泥岩达50m时，密度必须提至1.30g/cm3(若密度未达到要求,必须循环加重) 以上；提密度出现渗漏时继续加入KCL，总含量达到7-9%， CWD-1（或KPAM）达到；
（4）若伽玛值大于180，钻遇泥岩段到80m时，密度必须提至1.35g/cm3(若密度未达到要求,必须循环加重),同时CWD-1（或K-PAM）总量达到等。若伽玛值大于180，钻遇泥岩段到150m时，密度必须提至1.40g/cm3 (若密度未达到要求,必须循环加重) 。
3.4.1.5水平段提密度要求：
每次提密度要仔细观察漏失量，提密度时一个循环周不超过0.02g/cm3（低密度时一个循环周可提高-0.05gcm3），防止加量过快压漏地层，若出现漏失的迹象停止加重，循环观察；已知井漏区块以化学防塌为主，物理防塌为辅，提密度时要更为慎重，原则上一个循环周不超过0.02g/cm3，防止加量过快压漏地层，并随钻加入DF-A进行随钻防漏。
3.4.1.6随着水平段进尺的增加，携砂也变的相对困难。控制动塑比在，3转的度数>3,可适量的在原浆中加入适量XCD和ZDS，提高粘切清扫井眼，保证井眼清洁,减小岩屑床的形成。
3.4.1.7强化四级固控设备的使用：进入斜井段要合理使用四级固控设备，严格控制钻井液中的有害固相，含砂量小于%。振动筛选用波浪筛布，筛布要求在100-120目，要求钻井液要100%的过筛。钻进时，不间断的开启除砂、除泥器（筛布选用150目）、离心机清除调整钻井液中的固相比例。井斜达到30°以后时每班必须开离心机4--6小时，除砂、除泥
器不小于8小时，密度降低时要及时加重，通过清除-加重-清除-再加重的办法来调整钻井液中的固相比例。
3.4.1.8做好防淀粉发酵的工作，转化时加入%的甲醛，体系气泡过多或有异样气味，有发酵的前兆可再加入适量甲醛及烧碱。
3.4.2水平段完钻电测前及下工具前钻井液处理
3.4.2.1完钻后配稠浆清扫，大排量充分循环钻井液2-3周，确保洗井彻底。
3.4.2.2短程起下钻至套管脚近，再下钻至井底，正常后配置20方封闭润滑液（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭水平井段。
3.4.2.3起钻过程中连续灌浆，确保井筒内液柱压力足够。
3.4.2.4电测期间，每测完一趟灌浆一次，确保钻井液液面在井口。
3.4.2.5电测完按设计钻具组合通井，到底后大排量充分循环钻井液2-3周；若下钻遇阻，及时接方钻杆建立循环划眼，并根据井下情况处理好钻井液，上提下方无遇阻方可下钻，到底后仍需短起下作业进行验证，短起下正常后方可打入预配置20方（1000米水平段）封闭浆（原浆中加入1吨GD-2、1吨XCS-3），封闭水平井段。
4．化工储备：
（备注：仅适应于水平段长800米以内，没出现泥岩，没出现漏失的井，化工消耗总量控制在100万元以内；水平段大于800米的井，按系数计算；出现井漏和大段泥岩的按实际消耗计算）
647.2-2013_页岩气水平井钻井作业技术规范_第_2_部分：钻井作业(出版稿)
Q/SYCQZ 川庆钻探工程有限公司企业标准 Q/SYCQZ 647.2—2013 页岩气水平井钻井作业技术规范 第2部分：钻井作业 2013-12-22发布2014-01-22实施
目次 前言................................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 钻井工程设计 (1) 4 井眼轨迹控制 (2) 5 防碰作业 (3) 6 水平段安全钻井 (3)
前言 《页岩气水平井钻井作业技术规范》分为五个部分： ——第 1 部分：丛式井组井场布置； ——第 2 部分：钻井作业； ——第 3 部分：油基钻井液； ——第 4 部分：水平段油基钻井液固井； ——第 5 部分：井控。 本部分为第 2 部分。 本标准按 GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第 1 部分：标准的结构和编写规则》进行编写和表述。 本标准由川庆钻探工程有限公司提出。 本标准由川庆钻探工程有限公司钻井专业标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、川庆钻探工程有限公司川东钻探公司、川庆钻探工程有限公司川西钻探公司 本标准主要起草人：张德军、赵晗、卓云、叶长文。
页岩气水平井钻井作业技术规范第2部分：钻井作业 1 范围 本标准规定了页岩气丛式井组钻井工程设计、井眼轨迹控制、防碰作业、水平段安全钻井等内容和要求。 本标准适用于川渝地区页岩气井的钻井作业。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY／T 1296 密集丛式井上部井段防碰设计与施工技术规范 SY／T 5088-2008 钻井井身质量控制规范 SY／T 5416 定向井测量仪器测量及检验 SY／T 5435-2003 定向井井眼轨迹设计与轨迹计算 SY／T 5547 螺杆钻具使用、维修和管理 SY／T 5619 定向井下部钻具组合设计方法 SY／T 6332-2004 定向井轨迹控制 SY／T 6396 钻井井眼防碰技术要求 Q／SYCQZ 001 钻井技术操作规程 Q／SYCQZ 372-2011 丛式井井眼防碰技术规程 3 钻井工程设计 3.1 井身结构 3.1.1 表层套管应封隔地表漏层和垮塌层，相邻两井表层套管下深错开20 m以上。 3.1.2 水平井技术套管下入位置井斜应不低于60°，若井下出现严重垮塌、钻遇高压油气，可提前下入技术套管。 3.1.3 油层套管尺寸不小于 11 4.3 mm，抗内压强度与增产改造施工压力之比＞1.25。 3.1.4 水平段长度宜控制在800 m ～ 1400 m。 3.2 靶区 3.2.1 靶区半径设计符合SY／T 5088-2008的规定，且满足井眼轨迹控制要求。 3.2.2 水平段井眼方向与地层最小主应力方向的夹角不小于 15°。 3.3 井眼轨道 3.3.1 每口井地下靶心与井口位置连线相互之间不宜空间交叉。
钻井液课程报告
中国地质大学本科生课程报告 课程名称钻井液工艺学 姓名 班级 学号 指导老师 专业 所在院系 日期: 年月日联系方式:
目录 1.国外抗高温水基钻井液 (4) 1.1SIV钻井液体系 (5) 1.2 海泡石钻井液 (5) 1.3 皂石-海泡石聚合物钻井液体系 (5) 1.4低胶体钻井液体系 (6) 1.5高固相抗絮凝聚合物钻井液体系 (6) 1.6分散性褐煤-聚合物钻井液 (6) 2.国内的研究现状 (7) 2.1 磺化钻井液 (8) 2.2 聚磺钻井液 (8) 2.3 有机硅氟聚合物抗高温钻井液体系 (9) 2.4 抗高温高密度海泡石钻井液体系 (9) 2.5 耐温耐盐共聚物钻井液 (9) 3.课程感悟 (9)
抗高温水基钻井液简介 随着石油工业的发展和全球对石油需求的增加，油气勘探的深度在不断增加，深井、超深井的钻探规模也在越来越大。在钻井的过程中，由于低温梯度和压力梯度的存在，井眼越深，钻井的技术难度越大，对于钻进液的要求也就越高。 在高温条件下，钻井液处理剂会发生降解、交联、发酵、失效等变化，从而使钻井液性能发生剧变，并且不易调整和控制，严重时将导致钻井作业无法正常进行；为了平衡高的地层压力，钻井液必须具有很高的密度。这种情况下，发生压差卡钻及井漏、井喷等井下复杂情况的可能性会大大增加，要保持钻井液良好的流变性和较低的滤失量亦会更加困难。鉴于环保、安全以及荧光和成本问题，目前用于深井钻探的钻井液倾向于采用水基钻井液体系。本文通过阅读相关文献材料，结合上课所讲内容，简单介绍几种国内外抗高温水基钻井液： 1.国外抗高温水基钻井液 国外深井、超深井钻井起步较早，上个世纪60 年代，研究成功了抗盐、抗钙和抗150℃～170℃的铁铬盐降粘剂；70 年代，研究成功了磺化褐煤、磺化丹宁、磺化酚醛树脂以及它们与磺化褐煤的缩合、复合物，这类处理剂的抗温能力大部分在180℃～200℃之间；同时，也研制出改善高温流变性的低分子量聚丙烯酸盐和降高温高压滤失量的中分子量聚丙烯酸盐。由于褐煤类产品高温氧化降解，钻井液被盐和钙污染后增稠，降滤失效果下降；聚丙烯酸盐类不含铬，热稳定性好，但抗二价阳离子能力差；磺化酚醛树脂类必须和磺化褐煤类配合使用效果明显，但抗温和抗盐效果有限。为此国外钻井液工作者在80 年代进行了广泛而深入地研究，研制出了HT-Polymer、Pyro Trol、Kem Seal等。目前
水平井钻井技术经验概述
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
钻井技术员学习总结
技术员培训学习总结 时间在紧张忙碌而又充实的学习中已经过去了三周，我也结束了这一阶段的学习。回想这三周的学习过程，受益颇多。现将这段时间的学习情况做总结如下。 6月28日，我来到技术室报到，开始了为期三周的技术员培训。在郭工的安排下，我们一共九人被分为两组，并为我们做出了详细的学习计划。我们先后去了定向室，泥浆室、定向室等科室去接收培训，系统的学习些相关理论知识，以更好的在现场实践中加以运用。 在定向室，在刘工的详细解说下，我对定向井的设计有了更进一步的认识，在定向井多点测斜方面，由于我一直只接触到合康的多点，而且现场读不了数，对于多点测斜的认识仅局限于投测这一现场操作一点上。经过学习，我不但学会了如何设置多点仪器，如何读取多点数据。单点测斜仪器上我一直只用过士奇一种，通过学习对合康，海蓝等单点仪器也有了初步的掌握。 在泥浆室，通过对目前使用的乳业高分子钻井液体系的系统学习，对我队现在使用的泥浆理论上的认识有所提高。针对南二三区井漏情况，泥浆室王亮工程师给我们做了详细的讲解，如何预防井漏，如何处理井漏等等。结合我队以前出现过的井漏情况，我对井漏情况的预防与处理有了一定的掌握，提高了自己的现场实际解决问题的能力。我们还利用一下午的时间对钻井液做了全套性能的测定，对各种仪器有了更熟练的使用能力。
在质量室，我们首先学习了固井数据的取得与输出，对于我们平时只能在井上看到的固井施工数据有了根本上的了解，知道从何而来，如何而来。我们还学习了如何判别一口井的固井质量。对固井流程，固井前技术员所要做的工作也做了全面的学习，我们还在质量室董本标的带领下去了现场固井，加深了对固井作业的认识。 作为一名合格的技术员，在技术管理方面必须掌握的全面且过硬才行。因此我们在技术室学习的时间是最长的也是最全面的。通过技术室各位领导耐心细致的讲解。对钻井工程设计、井身质量、钻井施工流程、事故的种类和预防措施、钻井资料种类与填写、钻具、钻头与钻井工具等等内容都进行了详细的学习。单井工程设计让我更加清晰的认识到按照设计要求施工的合理性与重要性。对钻井事故的经验教训的学习不仅是学到了事故的预防措施与处理方法，更是警钟长鸣，让我们在以后的工作中一定要尽心尽职，严格按照施工要求作业，预防并杜绝钻井事故的发生。在学习中，对于地面移井位技术我也有了深入的了解，增长了自己的知识面。在井控学习上，我对新细则在老师的讲解下又进行了一次认真的学习。我明白只有对新细则有了深刻的理解与掌握才能在现场熟练的运用，发挥到实践作业中去。 三周的时间是宝贵而又短暂的，也是充实的，我的钻井理论知识得到了提高，我相信在以后的工作中我会更好的运用这些学到的知识。
短半径水平井新技术特点和现状
短半径水平井新技术特点和现状 短半径水平井是在中长半径水平井技术基础上发展起来的一项钻井新技术，该技术能成倍的提高油井产量和提高采收率，改善井网布置，合理有效的开发各类油藏，不但可以节约钻井及油田开发综合成本，尤其是对难以开发的薄油气层，极大地提高了采收率和经济效益。 一、短半径水平井的特点 短半径水平井的定义一般是指造斜井段的造斜率大于1°/m的水平井，即曲率半径小于57.3m，又称大曲率水平井。 短半径水平井具有井眼小、造斜率高、曲率半径和靶前位移短等特点。短半径水平井的主要特点和优缺点见表1。 二、短半径水平井的发展现状 短半径水平井在国外各大公司中，美国贝克?修斯是具有代表性的一家公司。七十年代中期，美国的Eastman Whipstock公司通过八年的研究试验，研制出了短半径造斜钻井系统，经改进完善，在美国南部一些油田和加拿大北坡的Knparnk油田广泛应用提高产量4倍以上。1983年以来设在西德的Eastman Christenden公司又作了进一步改进并完型生产，九十年代初期经过一次较大的兼并，将与钻井技术有关的数家服务公司从资金、人才和技术方面进步了择优调整，组建了能从事钻井“一条龙”服务的Baker Hughes Intep公司，在技术研究和工具仪器方面都有很强的竞争能力，近年来已侧钻段半径水平井300余口。 Sperrg-Sum公司在以发展仪器为主的基础上，已能为提供定向井与水平井钻井的全面服务。该公司短半径水平井技术也处于领先地位，它的无线随钻MWD和ESS电子多点采用了柔性连接方式，广泛用于短半径侧钻水平井。目前，短半径水平井的最大水平位移和最长水平段已分别达到953m和600m；开窗侧钻点最大井深已达到7751m。水平段最长的短半径水平井是美国的Mobil Erdgas-Erdoel Gmbh公司在德国钻成的Reitbrook 308井（120.7mm井眼），水平段长600m，水平位移953m。
苏里格气井水平井钻井液技术方案
苏里格气井水平井钻井液技术方案苏里格气井水平井钻井液最关键的技术是井眼净化、大斜度井段“双石层”和水平段泥岩的垮塌、预防PDC钻头的泥包、润滑性、产层保护等。 1 基本情况 直井段：保持了本区块直井、定向井钻井液方案。 斜井段: 继续采用强抑制无土相复合盐钻井液体系。 水平段：采用无土相酸溶暂堵钻井液体系。 2 技术难点 2.1 苏里格区块直井段安定底直罗组、延长底部纸纺组顶部易垮塌。 2.2苏里格区块刘家沟组与石盒子组地层承压能力低，普遍存在渗透性漏失和压差性漏失。 尤其是苏5区块漏失最为频繁。 2.3“双石层”、煤层和水平段泥岩的垮塌，是导致水平井易发生复杂和故障的致命的因素。 2.4如何优化钻井液体系、性能、组分，通过钻头选型，水力参数优化，是预防PDC钻头泥包和提高斜井段机械钻速的关键。 2.5 如何通过改善泥饼质量，提高钻井液的润滑性是水平井钻井液防卡润滑的关键。 3 技术方案 3.1表层技术方案 3.1.1表层钻井液配方 表层及导管钻进严格按《苏里格气田表层钻井液技术》执行，打导管采用白土浆小循环，导管打完后固定、找正、坐实、水泥回填，侯凝2-3小时，开钻过程中监控导管情况。 若流砂层未封住（流沙层50米以上），采用白土浆钻井，0.1%CMC+5-6%白土，密度:1.03---1.05g/cm3，粘度:40-50s ；钻穿流沙层50-80米之后，采用低固相钻井液体系，密度:1.01---1.03g/cm3，粘度:31-35s。 若流砂层已完全封住，用清水聚合物钻井液体系，配方为0.2%CMP +0.2%ZNP-1。钻井液性能：密度:1.00---1.02g/cm3，粘度:31-32s。 3.1.2下表层表套前技术措施 打完表层后配白土浆（约40-50方）密度：1.03-1.05g/cm3，粘度：40-50s，采用地面小循环清扫井底后打入井里封固裸眼井段，起钻连续灌白土浆，确保井口流沙层段为白土浆，防止下表套过程中流沙垮塌。
冀东油田水平井钻井液技术重点
第22卷第4期钻井液与完井液Vol.22No.4 2005年7月DRILLINGFLUID&COMPLETIONFLUIDJul12005 文章编号:100125620(2005)0420072202 冀东油田水平井钻井液技术 邓增库左洪国夏景刚杨文权赵增春蒋平 (华北石油管理局第三钻井工程公司,河北河间) 摘要针对水平井钻井要求和冀东油田的地层特点,采用强包被、、,定向井段和水平井段采用聚磺硅氟乳化原油钻井液。该钻井液中PMHA与JJ能力;GT298、KJ21与NPAN,L21与JGWJ复配使用可以提高钻井液的封堵能力,。现场应用表明,该钻井液具有较强的防塌能力、,解决了上部地层和水平井段砂岩储层的井塌以及大斜度井段、水平井段的携砂、,完全满足了冀东地区垂深小于3000m水平井的钻井需要。 关键词聚磺硅氟钻井液井眼净化井眼稳定防止地层损害水平钻井冀东油田中图分类号:TE254.3 文献标识码:A 钻井液性能优良是水平井井下安全的重要保证。为满足水平井钻井要求,对水平井钻井液技术进行了调研,结合冀东油田的地层特点,从钻井液的抑制防塌能力、流变性、润滑性、油层保护等方面进行室内评价,优选出了聚磺硅氟乳化原油钻井液配方,并首次在G362P4井进行试验,获得了成功。随着水平井钻井液技术的不断完善,22口水平井实践表明,聚磺硅氟乳化原油钻井液具有较强的防塌能力、良好的流变性和润滑性,油层保护效果好,满足了冀东油田垂深小于3000m的水平井钻井需要。 砂带来困难;水平段处于砂岩产层,钻速快(钻时为0.8～2min/m),钻井液中岩屑浓度大;一般水平井段的井径比常规井径大,同时钻具不能居中,在重力作用下,岩屑在运移过程中产生沉降,在钻具周边淤积。如果钻井液携砂能力较弱,或工程措施不当,极易形成岩屑床,造成卡钻。113润滑防卡 由于油层埋深较浅,井眼轨迹半径较小,造斜率有时达30°/100m以上,大斜度井段地层较软,地层与钻具接触面大,固相润滑作用小,主要依赖液相润滑,增加了润滑防卡难度。114油层保护 1技术难点 111井壁稳定 该油田馆陶组下部地层存在不同厚度的玄武 岩,胶结物少,地层破碎,表现为大块塌落;东营组泥页岩地层易吸水造成不均质剥落坍塌;储层砂岩胶结性差,返出岩屑类似流砂,储层砂岩裸露段长达几百米,上层井壁
水平井钻井液
水平井钻井液 前言 水平井钻井是钻井技术发展的必然产物，和钻直井相比涉及到新的工艺和新的技术措施，它对钻井液技术提出了更高的要求，因此在水平井钻井液的设计和施工中，必须把握好钻井液的特性、分优钻井液性能、钻井液参数的优选，这样才能安全、顺利的完成钻井任务，才可能取得更高的经济效益。从胜利油田钻水平井的发展历史来看，套管结构在不断的简化，钻井周期在不断的降低，成本在不断的减少，当初钻二千来米的水平井需三开完钻，现在钻将近五千米的水平井也只下两层套管，所取得的技术和经济效益是相当可观的。所钻地层也由当初的较稳定的地层到现在的低压易漏失地层；钻井液的发展经历了水基、油基到现在的泡沫钻井液，水平井钻井液技术的持续、稳定发展，使我油田目前能钻各种类型、各种难度、不同井深的水平井。 一、水平井钻井液的发展 为提高水平井钻井液的携岩洗井效果，只有提高钻井液粘度和动切力，降低钻屑的下滑速度，避免岩屑床的形成，但粘度太高不利于钻井的施工，提高动切力是有效的方法。为达到这个目的，胜利油田在最初的几口水平井用聚腐粉JFF来改善钻井液这方面的性能，但JFF有它的局限性，作用时间不能持续长久，处理量大时易使粘度迅速上升，在此基础上采用正电胶MMH来改善钻井液流变参数，可以大大地提高动切力，施工方便、快捷。这两者处理剂实际上都是改善钻井液中粘土的性质，不同的只是JFF在施工时就已对粘土进行了处理，加入时同时会增加泥浆中的般土含量；而MMH是在施工之中进行，不可能增加钻井中的般土含量,且作用时间长。润滑剂的种类可根据地质需要而选择不同的类型。 二、钻屑在井下的运移状态 分析钻屑的运移情况，必须从钻井液的流变参数，当动切力越小，流型越显尖峰型，动切力越大，则呈现平板型层流，以宾汉模式计算，钻井液的临界环空返速 321.49 (Do+Di)(PV+(PV2+YP(Do-Di)2D) 1/2 Qc= D 7716 式中：Do井眼直径（米） Di 钻杆内径（米） D 钻井液密度（Kg/m3) PV 钻井液塑性粘度（PaS) YP 钻井液动切力（Pa)
钻井液技术新进展
钻井液技术新进展 摘要：钻井液技术的革新对加强石油勘探开发，提高石油采收率具有重要作用。本文介绍了国外钻井液技术的新进展，包括井壁稳定、防漏堵漏、抗高温钻井液、提高机械钻速的钻井液、低密度钻井液流体、储层保护等技术，同时介绍了国内钻井液技术的相关进展，通过分析比较，指出开发新型钻井液技术的关键在于研发新的处理剂，为钻井液技术的发展指明了方向。 关键词：水基钻井液；油基钻井液；钻井液处理剂；纳米技术 油气井工作液指在钻井、完井、增产等作业过程中所使用的工作流体，包括钻井液、钻井完井液、水泥浆、射孔液、隔离液、封隔液、砾石充填液、修井液、压裂液、酸液及驱替液等。近年来，钻井液在保障钻井井下安全、稳定井壁、提高钻速、保护储层等方面的作用日益突出，随着当前复杂地层深井、超深井及特殊工艺井越来越多，对钻井液技术提出了更高的要求。为此，国内外对应用基础理论和新技术方面进行了广泛的研究，取得了一系列的研究成果和应用技术，有效的解决了钻井过程中迫切的难题，并为钻井液技术的进一步发展奠定了基础指明了方向。本文在调研近几年国内外钻井液新技术的基础上，对国外和国内钻井液技术的新进展分别进行阐述[1-3]。 1国外钻井液技术新进展 1.1井壁稳定技术 1.1.1高性能水基钻井液技术 国外各大钻井液公司均研发了一种在性能、费用及环境保护方面能替代油基与合成基钻井液的高性能水基钻井液（HPWM）代表性技术有M-I公司的ULTRADRIL体系、哈利伯顿白劳德公司的HYDRO-GUADRTM体系[4-5]。该钻井液体系中，聚胺盐的胺基易被黏土优先吸附，促使黏土晶层间脱水，减小水化膨胀；铝酸盐络合物进入泥页岩内部后能形成沉淀，与地层矿物基质结合，增强井壁稳定性；钻速提高剂能覆盖在钻屑和金属表面，防止钻头泥包；可变形聚合物封堵剂能与泥页岩微孔隙相匹配，形成紧密填充[6]。 在墨西哥湾、美国大陆、巴西、澳大利亚及中国的冀东、南海等地的现场应用效果表明，高性能水基钻井液具备抑制性强、能提高机械钻速、高温稳定、保护储层及保护环境的特点[7-8]。 1.1.2成膜水基钻井液技术 通过在水基钻井液中加入成膜剂，使钻井液在泥页岩井壁表面形成较高质量的膜，以阻止钻井液滤液进入地层，从而在保护储层和稳定井壁方面发挥类似油基钻井液的作用。
水平井修井技术探讨
水平井修井技术探讨 发表时间：2019-04-02T14:51:37.530Z 来源：《基层建设》2019年第1期作者：谌海林廉亮蔡小虎[导读] 摘要：在我国，油气资源是当前最重要度自然资源，而水平井作为油气开发技术中的重点技术，随着钻井技术水平的不断提高，如何提高油气采收率以及油气产量，降低开发成本，提高开发水平是当前油气开发中迫在眉睫的事情。 青海油田井下作业公司大修大队青海海西 067000 摘要：在我国，油气资源是当前最重要度自然资源，而水平井作为油气开发技术中的重点技术，随着钻井技术水平的不断提高，如何提高油气采收率以及油气产量，降低开发成本，提高开发水平是当前油气开发中迫在眉睫的事情。由于水平井在不断的发展中，其应用范围越来越广，这就是的水平井的类型以及数量越来越多。从另一个角度讲，基于水平井的特性而言，油管套管很容易出现腐蚀、磨损等状况，故障发生率也相对较高，这就使水平井面对更加严峻的考验。但是由于我国的修井水平相对较为落后，技术发展起步较晚，工艺水平较之发达国家还有很大的差距，因而需要针对性的进行研究探索，从而满足不断提高的修井技术难度。 关键词：修井；水平井；工具；技术；探讨 前言 水平井是井身沿着水平方向钻进一定长度的井。这类油井的修井技术难度较大，风险较高而且技术工艺复杂。在水平井实施修井作业过程中，需要面临和克服多种困难。考虑到水平井的造斜井段及水平井段较长、井筒轴线变化不规则等原因在水平井实施修井作业时，一定要遵循以下原则：工艺过程必须保证安全、灵活、可靠。 一、水平井发展状况 当前我国油气开发中使用最为广泛的技术即水平钻井技术，这项技术最早起源于上世纪初，在八十年代开始发展，为了保证原油采收率以及产量可以有效提高，并降低油气的开发成本，在各种油气钻井开发中，水平井得以应用。我国的水平井在上世纪六十年代便有所应用，由于受到技术水平限制，四川油井尝试钻探了两口水平井，但是所得效益有限。一直到上世纪八十年代末期，受到技术水平进步的推动，水平井的技术应用又重新活跃，近些年来，水平井技术发展速度迅猛在多出油田得以应用。作为油气田开发应用中最为高效的技术，水平井技术已经成为了石油工业发展中的重点技术。由于油气田已经到了开采后期，并且钻井技术也在不短的进步，水平井技术的应用必将越来越广泛。 二、水平井修井现状 1、难点水平段，斜井段管柱贴近井壁低边，加之流体流动方向，受钟摆力和磨擦力影响，与重力方向不一致和接单根，作业管柱容易被卡。小井眼水平井修井难度大，井内脏物如砂粒等容易形成砂床，风险大。与直井相比，水平井因为井身结构的特殊性，水平井修井难度大，受井眼轨迹限制，工程风险大。直井常规井下工具，斜井段，管柱难以满足水平井修井要求。水平井摩阻大，水平段常规可退式打捞工具，不能正常工作，拉力、扭矩和钻压传递损失大，遇卡不易退出落鱼。解卡打捞困难。打捞作业，鱼头引入和修整困难。套、磨、钻工艺难度大，套管保护难度大。套管磨损问题突出，倒扣作业中和点掌握不准。设计的修井液，还要减少漏失保护油气层。这对低压中和特别是异常低压井，除了保证减少钻具摩阻和具有较好的携砂能力，防漏及油气层保护问题难度大。 2、工艺技术现状 针对水平井的特殊性，如打捞工具、防掉铅模、磨、钻、铣工具以及钢球扶正器、防砂管捞矛、液压式安全接头、滚子扶正器、挠性接头、万向节、液压增力器辅助工具等，基本能满足水平井修井需要。由于水平井井身结构的特殊性，各油田设计了相应的水平井修井工具，解卡打捞工具、检测工具、磨、钻、铣工具，起得出，通常需要特殊设计加工以及其他辅助工具等必须满足井眼轨迹要求，才能满足修井要求。下得去，斜井段水平段修井管柱要求，或无节箍油管，油管柱采用节箍倒角的油管，钻杆采用18°斜坡钻杆。 3、水平井解卡工艺 液压增力器，地面设备提升力的不足，不仅可以补偿钻具，同时实现了大井斜段、抗拉强度，水平段解卡力的传递问题，管柱结构和震击法管柱结构相似，实现解卡目的。适用于管柱掉井后，只是打捞工具采用可倒扣打捞工具。上述方法无法解卡的，可利用震击配合倒扣进行解卡，砂卡或小件落物造成的管柱阻卡后的解卡。 三、水平修复井技术现状 1、工具分析以及管柱分析。基于水平井秀结构，需要采用不同于常规直井的工具，无论是检测、解卡打捞以及钻磨铣等方面的工具，都需要满足特定的井眼轨迹，只有保证工具可以不但能够顺利下得去，且起的出，才能够满足精修作业的需求。这就需要对工具进行特殊的设计以及专门的加工。在水平修井作业中，其特定的工具都需要根据结构特征进行专门的设计，例如打捞工具以及防掉铅模工具，防砂管捞矛工具等，以及常规的钻、磨、铣、万向节以及挠性接头盒相应的压力辅助工具等，从而有效满足水平修井作业的需求。 2、常规打捞方式分析：（1）打印。这里采用的打印方式为防掉铅模的形式，由于铅模整体被包裹，通过合理的设计，不但利于打印效果，而且还能够有效防止在操作中的刮碰。（2）鱼顶修整。主要使用了相应的扶正机构，或者具有扶正功能的专门机构，可以有效实现修正鱼头的居中设置，不但能够防止套管在作业过程中受到损害，同时还能够对鱼头进行修整，保证收鱼保鱼的效果，稳定管柱，减少对于套管的损坏。（3）打捞。筒类打捞工具采用带内外导角的引鞋导引，矛类打捞工具采用合适的一体式引锥引入鱼腔。打捞管柱：打捞工具+安全接头+扶正器+斜坡钻杆（或倒角的油管或无节箍油管）+钻杆（或油管）。必要时管柱安装震击器或液压增力器。 3、水平井解卡工艺技术：（1）水平井液压增力器解卡技术。液压增力器，不仅可以补偿钻具抗拉强度和地面设备提升力的不足，同时实现了大井斜段、水平段解卡力的传递问题，实现解卡目的。（2）震击解卡技术。适用于管柱掉井后砂卡或小件落物造成的管柱阻卡后的解卡。（3）震击倒扣解卡技术。上述方法无法解卡的，可利用震击配合倒扣进行解卡。管柱结构和震击法管柱结构相似，只是打捞工具采用可倒扣打捞工具。 4、水平井连续冲砂技术。常规冲砂需要停泵接单根，岩屑容易二次沉积造成卡，连续冲砂技术有效地解决了该难题，广泛应用于国内各油田。该项技术有地面换向连续冲砂技术、套管内换向连续冲砂技术和连续油管连续冲砂技术等。 5、套损井大修工艺技术：（1）套管补贴。水平井造斜段和水平段套管补贴的最大困难是补贴工具如何通过造斜井段的问题。实现了既能对垂直段套损部位、也能对造斜段套损部位和水平管段套损部位进行补贴修复。（2）水平井错断套管大修技术。水平井错断套管大修关键技术包括水平段错断套管取出和利用鱼顶侧钻二次下套管完井两部分。
水平井钻井液技术
水平井钻井液技术 水平井钻井液技术 水平井技术是当代油气资源勘探开发的重点技术之一.从80十九 世纪末期开始，为了勘探提高钻探开发综合经济效益，全世界各油公 司掀起了水平井的热潮，在生产中所取得了重大经济效益，断定了水 平井“少井高产”的突出优点，取得了减少油田勘查勘探开发费用， 加快资金回收，少占土地减少和环境污染等一系列经济效益和社会效益。 由于水平井催化裂化在钻井过程中井转角从0°~90°变化，因而 水平井与直井钻井工艺有较大的差别，为了确保水平井的钻成井保护 好油气层，对水平井的钻井液完井液提出了特殊要求，必须解决井眼 净化、井壁稳定、摩阻控制、防漏堵漏和保护储层堵漏等症结。 一、井眼净化 井眼净化是水平井钻井工程的一个主要组成部分，井眼雾化不好 会导致摩阻和扭矩增加、卡钻；下能影响下套管和固井作业正常进行。 （一）影响井眼净化的因素 1、井斜角：环空岩屑或临界流速随井斜角的增加而变大，而清洁 率则随之下降 2、环空返速：其大小直接影响环空岩屑的运移方式、状态和环空 岩屑浓度。提高环的空运速： 环空岩屑浓度降低，井眼减低净化状况得以改善；岩屑侵蚀床厚 度降低或被破坏，井眼下侧不形成明显的岩屑床。 3、环空流型：完全一致态的携屑效果基本相同。通过调整钻井液 流变性能，改变层流速度剖面的平板程度来取代紊流，使钻井液在环
空处于平板型层流，从而达到改善井眼净化旌善线的目的；55°~90°紊流比层流携屑效果好 4、钻井液密度：钻井液电阻率的提高，这有利于钻屑的携带 5、钻柱尺寸：当井身结构中已确定，随着钻杆尺寸柱塞的增大环空返速增加，有利于携屑 6、转速：钻柱的旋转，对沉积的岩床起搅动指导作用，有利于床面岩屑的离去；转动钻柱可以限制钻柱的偏心效应，从而改善井眼净化；提高转速可防止钻井液在井壁周围形成不流动，从而不断提高井眼净化；钻柱除了自转外，还围绕井眼周界作圆周运动，因而利于岩屑的携带 7、钻柱的偏心度：随着井斜角的增大，钻校的偏心度对环空岩屑的影响较大；环空岩屑浓度随钻柱偏心度的增大而增大8、钻井速度和岩屑尺寸：当钻速过高时，会造成环空钻屑浓度过大，岩屑床内径增加；岩屑尺寸大小亦会对井眼净化效果带来影响(二)技术措施 水平井的井眼清洗在现场经常采用机械清洗和水力清洗相结合的措施来解决，实现水平井净化的技术措施可归纳为以下几个方面： 1、增强环空返速； 2、选用合理流型与钻井液流变参数； 3、改变下部钻具组合 4、适当增加钻井液密度； 5、转动钻具或上下大范围活动； 6、使用钻杆扶正器； 7、压制钻进速度； 8、采改采高转速金刚石钻头； 9、倒划眼二、井壁稳定 井壁稳定是钻井工程中最常见的井下复杂情况之一。酿成井壁不稳定的原因可归纳为力学因素与物理化学因素，但最终均归结为井壁岩石所受的应力超过其自身强度风速造成岩石发生捏切破坏，井眼钻开前，地下岩石在上覆地层压力、水平地应力及地层孔隙压力的作用下，继续保持应力平衡状态，井眼被钻开后，井筒内的钻井液柱压力取代了所钻岩石对井壁的支撑，惹起引起井壁邻近的应力重新分布，当井筒的液柱压力小于地层坍塌压力时，井壁周围的岩石所受的远远
水平井修井管柱的受力分析
水平井修井管柱的受力分析
第1章概述 1.1 研究的目的和意义 随着油气田勘探开发的进行，钻井重点向深部、西部和海上发展。大位移深井、水平井、定向井修井工作量显著增加。提高斜井、水平井、大位移井修井技术水平，已成为石油工业的一个重要课题。 水平井造斜后井迹弯曲，使管柱入井时受到的阻力远比直井大，给修井作业增加了难度，因此对管柱摩擦阻力的分析计算是保证管柱顺利入井的关键。通过建立管柱受力平衡方程，推导出水平井管柱入井时摩阻计算的力学模型。实例计算分析表明，摩擦阻力计算结果可为修井设备选型、优化管柱参数和井身结构以及选择下入方式提供可靠依据。 在修井中，通常所修井眼不可能完全垂直，管柱与井壁间存在着接触压力，在管柱运动时，由于摩擦作用，就会在管柱上施加轴向阻力和旋转扭矩，使得轴向载荷增加、旋转扭矩增大，尤其是在大位移井和水平井中，由于其具有长水平位移段、大井斜角及长裸眼稳斜段的特点，因此存在较大的摩阻和扭矩。为了保证钻进作业的安全，避免管柱发生强度破坏而造成井下复杂事故，对管柱进行摩阻估计和计算，从而进行受力分析和强度校核是非常重要的。在大斜度、大位移深井修井过程中，摩阻/扭矩的预测和控制往往是成功地修井的关键和难点所在。开展摩阻、扭矩预测技术研究，在大位移井、大斜度深井的设计（包括修井设备选择、轨道形式与参数、管柱设计、管住下入设计等）和施工（轨道控制、井下作业等）阶段都具有十分重要的意义。修井界早就认识到摩阻/扭矩预测、分析和减摩技术在大位移、大斜度深井中的重要性。摩阻问题贯穿从设计到完井和井下作业的全过程，如：（1）根据摩阻扭矩分布，设计选用钻杆强度和管柱组件分布。 （2）地面装备（顶驱功率和扭矩，起升能力、泵功率和排量压力）需要根据摩阻、扭矩预测来选用，并考虑到预测误差需留有足够的富余能力。 （3）作为井眼轨道的设计和轨道控制的依据。 充分考虑完井、井下作业或修井可行性。如果在修井阶段，管柱可旋转下入或倒划眼起出那么就需考虑套管或尾管是否需要旋转才能下人，生产油管、连续油管或其它测试管往能否下人等问题。 从上述分析看出，摩阻、扭矩预测的准确性至关重要，为此，必须对管柱的拉力—扭矩模型进行研究，建立科学的摩阻—扭矩分析和计算方法，以便进行准确的管柱强度校核和选配合适的修井设备。 本课题的任务是研究管柱拉力—扭矩模型，建立不同修井工况下钻具摩阻和扭矩的分析计算方法，分析管柱的失稳和屈曲变形条件及建立管柱强度校核方法，编制施工软件，进行现场试验，保证管柱强度安全。
钻井液知识总结
钻井液知识总结 首先，我了解到了钻井液的主要功用: (1)携带和悬浮岩屑(2)稳定井壁和平衡地层压力(3)冷却和润滑钻头、钻具(4)传递水动力(5)传递井下信息、及时发现油气显示和高、低压地层(6)保护油气层。钻井液的分类，综合分类法：分为10类①分散钻井液②钙处理钻井液③盐水钻井液④饱和盐水钻井液⑤聚合物钻井液⑥钾基聚合物钻井液⑦油基钻井液⑧合成基钻井液⑨气体型钻井流体⑩保护储层的钻井液。钻井液流变性是指在外力作用下，钻井液发生流动和变形的特性，其中流动是主要的方面。其次，还可以充当加重剂、降失水剂和分散剂。1）加重剂：当钻井液的液柱压力不能平衡地层压力或出现井喷需要压井时，需向体系中加入加重剂来提高钻井液的比重，以达到平衡地层压力和制止井喷事故的目的，常用的加重剂是重晶石(BaSO4)．2）降失水剂：为了减少钻井液向地层中的滤失，保证井身安全，而采用的保护泥浆胶体稳定性的化学剂称为降失水剂。 目前常用的降滤失剂有： 羧甲基纤维素，羟乙基纤维素，改性淀粉等。这些产品能分散于水中，但不溶解．以堵塞地层中的孔隙，防止滤失，又因其是油溶性的．所以不会堵塞油气通道，同时它们也可用于完井液，修井液和射孔液中。 3）分散剂(又称稀释剂) 当钻井液中的粘土和钻屑达到一定浓度时，会形成空间网状结构．钻遇盐膏层时，地层水中的溶解盐，尤其是高价阳离子会加剧网状结构的形成．使钻井液的流动性变差。能够拆散这种网状结构，释出自由水，使钻井液粘度和切力降低的添加剂称为分散剂。常用的分散剂有：木质素磺酸盐及其与铁铬，钛，锰，锡离子形成的络合物等。 常见的粘土矿物有三种；高岭石、蒙脱石、伊利石。 降失水剂：能够降低水泥浆滤失量的材料统称为水泥浆降失水剂，目前较常用的降失水剂有，聚丙烯酰胺类、羧甲基纤维素和有机酸的复合物等。 2、减阻剂(稀释剂、分散剂、减水剂、紊流诱发调节剂) 用紊流泵送水泥浆常常可取得满意的结果，减阻剂能控制水泥浆的流动性，在低的泵排量下，引起紊流流动。磺甲基单宁、单宁碱液、磺甲基褐煤等在一定掺量范围都有较好的减阻效果。 3 稠化时间调节剂 由于固井井深不同，要求水泥浆具有适当的稠化时间，以满足安全作业的需要。稠化时间调节剂包括促凝剂和缓凝刺。促凝剂是能使水泥快速凝固的添加剂，常用的有氯化钙，氯化
水平井大修技术探讨及借鉴性经验分享
水平井大修作业技术探讨及借鉴性经验分享 国泰技术管理部 二〇一三年四月二十三日
目录一水平井概念及分类 二水平井完井方式 三水平井压裂方法简介 四水平井作业技术特点 五钻具工具的选择 六水平井冲砂工艺技术 七解卡打捞作业技术 八钻铣技术 九卡堵水技术 十套损井修井技术 十一结论
水平井大修作业技术探讨及借鉴性经验分享 前言水平井能增加油藏的渗流和供油面积,增加油气井产能、注入能力、动用的储量,是油气田高效开发的一项重要技术 ,是当今石油工业发展最重要的关键技术之一。随着钻井技术水平的不断提高和油气田开采进入后期 ,水平井的应用越来越广泛。目前,在吉林油田水平井以独特的工艺技术,显示出了卓越的优点，已经进入了一个崭新的发展阶段。随着水平井技术的推广应用,相应产生了水平井井下故障排除作业技术，据调研，在吉林油田针对水平井井下故障，实施小修作业已经进行多口井尝试性作业，没有收到较好的效果。截止目前，大修作业并未开展此项工作，因此，针对水平井大修工艺技术进行可行性探讨是一项具有前瞻性技术课题，对拓展和提升大修技术水平具有重要意义，应是企业一项发展战略目标。 面对国内各大油田关于水平井作业研究和实践，结合吉林油田及合资的实际情况，引入和消化水平井作业部分技术，可对国泰公司水平井作业配套措施研究，进行科学的论证，为水平井作业提供一个新的思路。以下是：水平井大修作业技术探讨及借鉴性经验分享，仅供参考。 一水平井概念及分类 (一)水平井概念 水平井是井眼轨迹同油层走向基本一致，井斜角不低于86°的特殊定向井。它可有效地增加油气层的泄露面积，提高油气采收率，是增加产油量的有效手段之一。 （二）水平井分类
钻井公司工作总结(2014年)
2014年工作总结 ----- 青海项目部 2014年青海项目部在公司和公司党委的领导下，在机关各部室，及相关协作单位的关心和支持下，青海项目部全体干部职工团结一致，克服困难，实现了全年安全生产平稳运行的良好态势；全面完成了公司下达的各项任务指标，现将2014年工作汇报如下： 一、生产经营指标完成情况 青海项目部目前拥有六支钻井队伍，主要作业面对的是XX油田勘探事业部、XX采油厂、XX管理处及采油X厂提供钻井服务，施工区块：XXX 等区块。在全体员工的共同努力下，整体安全生产形势基本实现了平稳有序。 1、工作量完成情况：截止2014年11月30日实现了XX开XX完，完成钻井进尺XXXm，完成公司年初既定内责书（X万米）的 112 %。预计至12月30日全年完成钻井进尺XXXm.全面完成公司下达的生产指标。 2、财务指标完成情况:截止2014年11月30日完成考核产值XX亿元，完成公司年初既定产值目标XX亿元的121%。完成利润：预计至12月30日全年完成考核产值XX亿元，实现内部利润较之2013有所增长。全面完成了公司下达的各项财务指标。 3、质量、安全指标完成情况：截止2014年11月30日为止，所完成的XX口井已全部作为合格井顺利交井。井身质量合格率100%，固井质量合格率100%。项目部未发生任何交通、环境污染和生态破坏事故，也无职业病和重大安全责任事故发生。发生一起轻伤C类事故，未突破川西钻探公
司的控制指标范围；全年安全生产，无井下、人身、设备重大事故。 二、2014年开展的主要工作 （一）、生产组织及生产管理 2014年，青海项目部坚持以公司发展目标为契机，努力强化生产组织与基础管理工作,重点抓好开钻前和完井后的各项工作，保证了搬迁、安装的各项指标的顺利完成。青海项目部全年先后完成了狮子沟、冷湖、土疙瘩等多个易漏易垮塌易喷的疑难井和特殊井施工任务。 （二）、集成创新，运用一整套成熟技术促提速 2014年青海项目部在今年新开发勘探区块，依托公司技术支撑，坚持钻井技术创新，充分利用新技术、新工艺，发挥快速钻井优势，不断提高钻井速度和生产时效。 对于预探井复杂区块，通过做好钻井液抗盐性能的维护处理；钻井过程使用好MWD，控制好井眼轨迹；针对性的选取钻头型号；遇阻井段垫入高粘或增加润滑性钻井液等措施，缩短了钻井周期。复合有机盐聚磺钻井液体系仅用91.33天完成冷902井施工作业，节约完井周期16.67天，刷新XX油田冷90井区由冷90井创造的243天完井周期记录，获甲方高度赞誉。 （三）、全面加强过程控制，顺利完成经营指标。 2014年，青海项目部采取一系列措施积极应对严峻形势，同时积极与甲方协调、沟通，将不利因素的影响减少到最低， 1、采用6+2模式 充分利用公司资源，在现有6台钻机不能满足市场需求的情况下，将库房停滞的两台钻机配套生产。将川渝地区闲置的人员借调到青海油田市
修井技术发展现状及新技术
修井技术发展现状及新技术 摘要：随着油田开采时间的不断增加油水井在地下的工作条件也日益恶化,井下事故不断涌现使得修井工艺技术日趋成熟, 为了进一步降低油水井的事故率有效缩短处理油水井井下事故时间保证油水井正常平稳的运行, 修井技术的研究显得尤为重要。本文通过对常见的修井技术的研究,对提高修井技术水平具有重要的指导意义,也为油田的稳产长效开发莫定坚实基拙。 关键词：修井油藏开发发展现状新技术 前言 修井技术是一项现代化工程技术，工程规模非常庞大，在作业期间还会受到各种因素的影响，特别是在开采低渗透油藏和重油时，水平井开发技术已经成为一种重要的技术手段，但随着开发年限的增加，常会出现例如井下落物、出砂、套管变形、穿孔、高含水等问题，为了保证油水井的正常平稳运行，修井技术在油藏开发过程中日益重要。 1 修井作业的难点 水平井因为井身结构的特殊性，与直井相比，水平井修井难度大，工程风险大。主要体现为：(1)受井眼轨迹限制，直井常规井下工具、管柱难以满足水平井修井要求。(2)斜井段、水平段管柱贴近井壁低边，受钟摆力和磨擦力影响，加之流体流动方向与重力方向不一致和接单根，井内赃物如砂粒等容易形成砂床，作业管柱容易被卡。(3)打捞作业，鱼头引入和修整困难；斜井段水平段常规可退式打捞工具不能正常工作，遇卡不易退出落鱼。(4)水平井摩阻大，扭矩、拉力和钻压传递损失大，解卡打捞困难；倒扣作业中和点掌握不准。(5)打印过程中铅模易被挂磨损坏，井下准确判断难。(6)套、磨、钻工艺难度大，套管磨损问题突出，套管保护难度大。(7)设计的修井液除了保证减少钻具摩阻和具有较好的携砂能力还要减少漏失保护油气层。这对低压中和特别是异常低压井，防漏及油气层保护问题难度大。(8)小井眼水平井修井难度大、风险大。 2 现有常规修井技术 （1）水平井常规打捞 在石油开采和生产的作业过程中，水平井出现工具落井的情况将会延迟下一步流程，为了之后工艺的顺利进行，必须采取打捞措施。针对水平井的特点以及
地热井完井技术总结.doc讲解
完井技术总结 施工井号：******** 施工井队： 五普钻井公司 一、基本技术指标数据 1、基本数据 井号：井别：开发井 开钻日期：012年5月3日4:00 完钻日期：012年6月4日10:00 钻井周期：32.25天 完井日期：2012年6月10日21:00 完井周期：38.71天 地理位置：甘肃省镇原县上肖乡翟池村怀镇组，井口位于红河40井井 口方位331°3′6″、位移1645.84处。 构造位置：鄂尔多斯盆地天环坳陷南端 设计井深：斜深：3414.53m垂深：2044.1m 完钻井深：3309.41m 046.67m 设计位移：1480m 实际位移：1375.63m 设计方位：155°实际方位：155°平均机械钻速：10.8m/h 完钻原则：钻达设计B靶点，目的层水平段长1200m 完钻方式：预置管柱 目的层：三叠系延长组长812
井口坐标：X:3929672. Y:6438812.4 地面高程: H:1327.51m 二开井径平均井径：256.7mm 扩大率：6.38﹪目的层平均井径：162.1mm 扩大率：6.36﹪最大井斜角：92.26°最大狗腿度：9.26°/30m 井底水平位移：1375.63m 2技术指标完成情况 钻井总台时设计960:00 实际74:00 钻井台月设计 1.3 实际1.07纯钻时设计36:00 实际09:40 纯钻利用率设计实际0 平均机械钻速设计10.1 实际10.台月效率设计2567.3 实际110.16 3、施工进度设计与实际对比表 4、实效分析 从上表看出一开钻进及下套管候凝共耗时：66小时，折合2.75天，比设计提前1.25天，段长：321m，纯钻时：6:40，平均机械钻速：48.13m/h 二开直井段钻进施工耗时165.12小时，折合6.88天，比设计提前1.12天，段长：1447.94m，纯钻时：79:50，平均机械钻速：18.21m/h 二开造斜段施工钻进耗时155.04小时，折合6.46