钻井液新技术汇报(汇报版)
钻井液技术总结终
提高了钻井时效，表层钻进时间由原来的四天不断缩短到一天，HH31P43井 表层钻进只用了8h
清水聚合物钻井液——既有利于防漏，又有利于发挥 钻头水马力，直井段施工从平均11～15d降至4d左右
HH55P4井二开直井段采用清水聚合物体系，密度控制在1.02g/cm³，未 发生漏失，日进尺最高达到524m，只用了3.13d钻完1375.65m，纯钻时间 47h，平均机械钻速提高到29.27m/h
钾石灰钻井液体系、聚胺仿油基钻井液体系——解决 了泥岩段造浆强的问题，定向段、水平段的托压问题
具有抑制性强、抗温能力强、润滑性好等优点
2.优选钻井液体系， 细化关键环节 冀东市场
高坂含膨润土钻井液——保障一开井壁稳定及下套管安全 顺利
提高预水化坂土浆性能，充分清洗井眼，并以配稠浆打封闭封井底
低固相聚合物钻井液——解决上部地层划眼问题
12.95 11.93
8.54 8.25
对比情况
完井口数 -1口
平均井深 电测一次成功率 平均井径扩大率 完井周期
+138.83 m
-0.75%
+1.02%
+0.29天
主要技术指标
冀东市场主要技术指标对比
开钻23口，交井22口，累计进尺84263m
项目 完井（口） 平均井深（m） 电测一次成功率（%） 平均井径扩大率（%） 完井周期（d）
第二部分 主要技术指标
主要技术指标
内外部市场主要技术指标对比
项目
2012年
2011年
对比
开钻口数/口
199
247
-48
完井口数/口
198
242
钻井液新技术汇报(汇报版)
2θ /deg
2θ /deg
从XRD曲线可以看出，两种聚胺均能进入粘土的晶层，从而可以阻止水 分的进入，防止泥页岩的膨胀。
HEM深水钻井液体系
聚胺抑制性能评价
聚胺PF-UHIB对膨润土的抑制量高，抑制性能好。
HEM深水钻井液体系
低分子量包被剂PF-UCAP
控制低温流变性；
好的低温流动性防止钻井液糊筛跑浆。
HEM钻井液最高抗温可达160℃。
HEM深水钻井液体系
（10）HEM低温过筛能力
HEM深水钻井液体系
3.HEM钻井液现场应用简述
井名 LH26-2-1 LH29-2-2
水深,m 543 742
泥线温度,℃ 8.7 5
井深,m 4001 2710
DHAT,℃
62 34
LH33-1-1
600
5
3426
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
HEM聚胺钻井液是一种强抑制性水基钻井液体系。
体系特点：
良好的低温流变性； 很强的泥页岩抑制性； 能抗不同盐水至饱和，有效抑制气体水合物； 润滑性好，不易发生泥包； 很好的保护储层效果； 操作简单，维护方便。
HEM深水钻井液体系
1600
1800
2000 实测ECD
2200
2400
2600
2800
drillbench计算ECD
HEM深水钻井液体系
（2）温度、压力对流变性影响
HEM体系粘温曲线
HEM体系低温压粘曲线（3.5-3.8℃）
HEM深水钻井液体系
（3） NaCl 、乙二醇对性能影响
温度 压力 Psi 0 1100 3℃ 2100 3000 4000 5200 15℃ 0 0 1100 25℃ Φ600 152 153 154 154 Φ300 107 108 109 110 110 108 85 72 73 Φ6 29 29 28 27 26 24 27 26 26 Φ3 26 26 25 25 AV mPa·s 76 76 77 77 PV mPa·s 45 45 45 44 YP Pa 31 32 32 33 32 31 25 22 22
钻井液技术总结
钻井液技术总结各位读友大家好，此文档由网络收集而来，欢迎您下载，谢谢篇一：钻井液施工技术总结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，设计井深6591m，目的层位奥陶系一间房组。
该井于2013年8月25日8:00一开，2013年9月3日7:00二开，2013年11月4日00:00三开，2013年11月6日7:00完钻，完钻井深6591m。
钻井周期天，平均机械钻速/h。
二开井径平均扩大率%，最大井斜°。
三开井径平均扩大率，最大井斜°。
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，范文写作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~）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。
钻井液技术总结汇报
钻井液技术总结汇报钻井液技术总结汇报钻井液技术是一项重要的石油工程技术，在油气勘探和生产中发挥着关键作用。
本文将对钻井液技术进行总结汇报，内容包括钻井液的基本功能、常见的钻井液类型、钻井液的性能要求以及钻井液技术的发展趋势。
钻井液的基本功能包括传递能量、冷却井底、稳定井壁、悬浮钻屑、保护油层和控制井内压力等。
通过合理选择和调整钻井液性能，可以提高钻井效率、降低钻井成本、保障井底安全和优化油气生产。
常见的钻井液类型包括水基钻井液、油基钻井液和气体钻井液。
水基钻井液是最常用的类型，具有成本低、环境友好和易处理的优点；油基钻井液适用于高温、高压井环境，具有优异的稳定性和封隔性；气体钻井液适用于特殊井构和高温井环境，具有轻度污染和高效冷却的特点。
钻井液的性能要求包括物理性能、化学性能和流变性能等。
物理性能包括密度、流变性、悬浮性、泡沫性和湿润性等；化学性能包括水溶剂性、润滑性、抑制性和抗腐蚀性等；流变性能包括黏度、剪切变稀和压裂性等。
随着油气勘探的深入和油气井的复杂化程度的提高，钻井液技术也在不断发展。
发展趋势主要包括高性能钻井液的研发、环境友好型钻井液的应用、钻井液污染治理技术的改进和新型钻井液分离技术的应用等。
高性能钻井液可以提高钻井速度和井壁稳定性，提高井构和地层质量控制水平；环境友好型钻井液可以减少对环境的污染，降低对水资源的消耗；钻井液污染治理技术的改进可以降低对环境和人体的损害；新型钻井液分离技术可以提高钻井液的再利用率和经济性。
综上所述，钻井液技术是一项重要的石油工程技术，通过合理选择和调整钻井液性能，可以提高钻井效率、降低钻井成本、保障井底安全和优化油气生产。
未来的发展趋势包括高性能钻井液的研发、环境友好型钻井液的应用、钻井液污染治理技术的改进和新型钻井液分离技术的应用等。
中石化工程院钻井液技术新进展
形成“三北一川一海外”的技术支持格局，2012年技术服务10口 （其中伊朗5口，新疆3口，页岩气水平井2口）；堵漏井12口。
石油工程技术研究院 SINOPEC RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM ENGINEERING
钻井液技术新进展—创新性技术
2 改善高密度钻井液流变性关键技术
在元坝107井、中原文古4井进行了现场实验
该技术在元坝107井陆相地层进行现场应用，改善 钻井液流变性效果明显，顺利完成高密度井段 （2.33～2.35 g/cm3）施工。
高密度盐水钻井液体系在中原文古4井三开井段应用 （盐度达饱和，密度2.14g/cm3），效果良好。
工程院结构框架
石油工程技术研究院 SINOPEC RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM ENGINEERING
钻井液队伍
队伍情况
大陆架公司 海外中心
钻井液所
战略规划所 实验中心
钻井液领域从业人员超过50人，教授 高工7人，享受国务院政府津贴专家1人
石油工程技术研究院 SINOPEC RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM ENGINEERING
模拟出的腔体内物质吸收功率的分布
✓ 对彭水、顺9等地区的含油钻屑样品的油、水含量进行了分析，表明样品油 含量从9.1％~12.4%，水含量为1.3％~4.3％。
✓ 在微波功率3.5kW下处理100s柴油基钻屑，钻屑中的油含量由原来的9.64 ％降低到0.36％，且回收的油样性质没有变化，可以循环使用。
形成了化学、机械相结合的固相控制和重晶石回收技术方案
钻井液完井报告
钻井液完井报告一、引言钻井液是在钻井过程中使用的一种重要的工作液体，它在保持井壁稳定、冷却钻头、携带岩屑和油气等方面起着关键作用。
本文将对某井的钻井液完井情况进行详细报告，以总结经验并为后续钻井作业提供参考。
二、井眼情况及钻井液性能本次钻井液完井作业所钻井段为深度3000米至4500米之间的井段，整体井眼直径为8.5英寸。
钻井液主要由水基钻井液和泥浆组成，其性能参数如下：1. 密度：钻井液密度为 1.2 g/cm³，能够满足井壁稳定的要求，并有效减小井壁的塌陷风险。
2. 粘度：钻井液的粘度为45 s，具备良好的悬浮能力，能够有效携带岩屑并防止其沉积。
3. pH值：钻井液的pH值为8.5，处于中性范围，能够减少钻井液对井壁的腐蚀作用。
4. 砂含量：钻井液中的砂含量控制在0.2%，确保井底清洁，减小钻头磨损。
三、钻井液完井过程1. 钻进过程：在钻进过程中，钻井液循环系统保持稳定，能够及时排除岩屑、降低井底温度，并通过钻井液性能调整，保持井壁稳定。
2. 钻井液性能监测：通过实时监测钻井液的密度、粘度、pH值和砂含量等参数，及时调整钻井液的配方，以适应地层变化。
3. 钻井液替换：当钻井液性能出现异常时，及时进行钻井液替换，确保钻井液的性能符合要求，避免对井壁和地层的损害。
4. 钻井液处理：在钻完井段后，对钻井液进行处理，去除悬浮固体和污染物质，以保证钻井液的再利用和环境的保护。
四、井眼稳定性分析通过钻井液完井过程的监测数据，对井眼稳定性进行分析：1. 井壁塌陷风险评估：根据井壁稳定性计算模型，结合钻井液密度和井壁强度等参数，评估井壁塌陷风险。
结果显示，在本次钻井作业中，井壁稳定性得到有效保障，塌陷风险较低。
2. 井壁损害评估：通过井壁质量评估和井壁损害指数计算，对井壁的损害情况进行分析。
结果表明，钻井液的性能良好，在井壁保护方面发挥了重要作用，井壁损害较小。
五、完井效果分析通过对井底情况的分析，来评估钻井液完井的效果：1. 井底清晰度评估：通过井底岩屑含量和井底清晰度指数评估井底情况。
钻井液提质增效工作总结
钻井液提质增效工作总结
钻井液是钻井作业中不可或缺的重要物质，它直接影响着钻井作业的效率和质量。
为了提高钻井液的质量和增加其效率，钻井液提质增效工作成为了钻井作业中的重要环节。
在过去的一段时间里，我们团队在钻井液提质增效工作上取得了一定的成绩，现在我将对我们的工作进行总结。
首先，我们在选材上下了一番功夫。
钻井液的质量直接关系到钻井作业的效率
和安全，因此选用高质量的原材料是至关重要的。
我们团队在选材上严格把关，选用了高品质的钻井液原材料，确保了钻井液的质量。
其次，在钻井液的配方上，我们进行了一系列的优化和调整。
我们根据不同的
地质条件和钻井目标，对钻井液的配方进行了精细化的调整，使其更加适应实际的钻井作业需求。
这不仅提高了钻井液的效率，也增加了钻井作业的安全性。
另外，在钻井液的处理和管理上，我们也进行了一系列的改进。
我们加强了对
钻井液的监测和检测工作，确保了钻井液的质量稳定。
同时，我们也加强了对钻井液的管理，确保了钻井液的使用和处理符合相关的规定和标准。
总的来说，我们团队在钻井液提质增效工作上取得了一定的成绩，但也存在一
些不足之处。
未来，我们将继续加大对钻井液提质增效工作的投入，不断优化和改进我们的工作，为钻井作业的顺利进行提供更加有力的保障。
希望通过我们的努力，能够为钻井作业的高效、安全和稳定做出更大的贡献。
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：XXX2012．10. 31。
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汇报人2-2013年中海油钻井技术迎来了蓬勃发展的一年， 深水、盐膏层、HTHP钻井均开始规模作业。在总公司工程 技术部和各地区钻井部的指导下，中海油服钻井液技术紧 跟中海油钻井技术的发展步伐，新开发的HEM深水钻井液、 HIBDRILL复合盐钻井液、PDF-THERM高温高压钻井液均在现 场获得了较好的表现。
●—层间阳离子； ○—水分子 黏土的表面水化和渗透水化
6
HEM深水钻井液体系
聚胺抑制剂机理
阳离子抑制剂迁移到页岩层表面，粘土矿物水化表面会呈现出负电性，这 样有利于胺基优先吸附到粘土表面。阳离子的加入还可以通过电中和来起到抑 制粘土水化膨胀分散的作用。
不带电的高分子成分在主链上有足够的亲水基团，能够优先螯合一些阳离 子（Na+等），进一步阻止水化，并且链上有一些疏水基团从而使水分子进不 去粘土层间，进而形成较低的水化状态。如图2：
1.1 1400
1600
1800
2000
实测ECD
2200
2400
drillbench计算ECD
2600
2800
HEM深水钻井液体系
（2）温度、压力对流变性影响
HEM体系粘温曲线
HEM体系低温压粘曲线（3.5-3.8℃）
HEM深水钻井液体系
（3） NaCl 、乙二醇对性能影响
HEM深水钻井液体系
2、体系性能评价（SG=1.095）
（1）温度影响
温度
Φ600
Gel
PV
YP
/Φ300
Φ6/Φ3 Pa/Pa mPa·s
Pa
pH
4℃ 8℃ 15℃ 25℃ 40℃ 50℃
60/40 54/37 52/36 45/32 39/28 37/27
7/6
20
10
9.5
7/6
17
10
9.5
1、体系的构建及作用机理
HEM聚胺钻井液是一种强抑制性水基钻井液体系。
体系特点：
良好的低温流变性； 很强的泥页岩抑制性； 能抗不同盐水至饱和，有效抑制气体水合物； 润滑性好，不易发生泥包； 很好的保护储层效果； 操作简单，维护方便。
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
主抑制剂：PF-UHIB聚胺（1）抑制泥页岩膨胀、分散 （2）降低油水界面张力；（3）抑制天然气水合物形成；
包被剂：PF-UCAP，是一种中等分子量的阳离子聚合物，抑 制钻屑分散；
防泥包润滑剂：PF-HLUB，防止钻具泥包。 以上述三大主剂为基础，配合降滤失剂、流型调节剂、
盐等材料配成HEM钻井液。
HEM深水钻井液体系
粘土水化机理
粘土水化主要存在两种机理: 一是表面水化，粘土颗粒表面吸附两层 水分子; 二是当粘土层面间距超过1×10-3μm 时，由于渗透压力和双电层 斥力所引起的渗透水化，如图所示。因此，抑制表面水化，更要抑制粘土 的渗透水化。
本次会议主要就HEM深水钻井液和HIBDRILL复合盐钻井 液进行技术汇报。
1.深水HEM水基钻井液体系 2.HIBDRILL钻井液体系
HEM深水钻井液体系
1、体系的构建及作用机理
体系构建的重点：
对强活性粘土的水化抑制性 低温条件下体系的流变性 防止钻具泥包和减缓腐蚀 气体水合物的抑制
HEM深水钻井液体系
抑制机理示意图1
抑制机理示意图2
73
HEM深水钻井液体系
聚胺具有独特分子结构能够对 粘土晶片起很好的固定作用， 因而能破坏粘土的水化结构， 显著降低粘土从周围水相中吸 收水份的趋势。
1.阳离子迁移到粘土表面屏蔽负电 荷，减少排斥和膨胀；
2.不带电但含有大量亲水基团能螯 合没有被取代的阳离子，以防止 水化；
1500
1000
500
0
2
4
6
8
10
12
14
2θ/deg
（25 ℃ ）MI-MMT层间距的变化
3500 3000 2500 2000
MMT 1% KCl 1% NaCl 0.02% CaCl2 MI
1500
1000
500
0
2
4
6
8
10
12
14
2θ/deg
Intensity(counts) Intensity(counts)
6/5
16
10
9.5
6/5
3/4
13
9.5
9.5
5/4
11
8.5
9.5
5/4
10
8.5
9.5
HEM深水钻井液体系
Objective
• Yield Point, YP • 6- and 3-rpm readings • 10-minute Gel Strength
Good hole
Low
cleaning
3.在低水化状态下，两头的胺基通 过吸附在粘土片层的底部和顶部 ，把其拉紧（pin the clay layers together）；
4.阳离子抑制剂通过阳离子交换取 代水化的钠离子。
HEM深水钻井液体系
机理分析——XRD
（25℃）聚胺-MMT层间距的变化
3500 3000 2500 2000
smectite 0.1% KCl 0.1% NaCl 0.02% CaCl2 COSL
防泥包润滑剂PF-HLUB
HEM深水钻井液体系
2、体系性能评价
HEM钻井液配方
材料
功能
PF-UHIB
主抑制剂
PF-HLUB
包被剂
PF-UCAP NaCl KCl
PF-FLO TRAL
防泥包润滑剂 水合物抑制剂
抑制剂 降滤失剂
加量 2~3%
1~2%
0.6~0.9% 5%至饱和 按需要加 1.0~2.0%
从XRD曲线可以看出，两种聚胺均能进入粘土的晶层，从而可以阻止水 分的进入，防止泥页岩的膨胀。
HEM深水钻井液体系
聚胺抑制性能评价
聚胺PF-UHIB对膨润土的抑制量高，抑制性能好。
HEM深水钻井液体系
低分子量包被剂PF-UCAP
控制低温流变性； 好的低温流动性防止钻井液糊筛跑浆。
HEM深水钻井液体系
ECD
HEM深水钻井液体系
钻井液YP随温度的变化
3转读数随温度的变化
YP(Pa)
12 10
8 6 4 2 0
0
10
20
30
40
50
60
T(℃)
钻井液在不同温度下变化平稳
HEM深水钻井液体系
LH29-2-2 ECD计算与实测对比图
1.275 11..226618 1.254 1.247 11..22343 1.226 11..221129 1.205 1.198 11..118941 1.177 11..11673 1.156 1.149 11..113452 1.128 1.121 11..110174