钻井液设计汇报

1、答辩人：I组全体同仁指导老师：黄维安老师钻井液设计目录地质概况井深结构钻井液设计其他相关处理措施地质概况平原组：黄色粘土及散沙为主。明华镇组：明上段为灰黄、棕红色泥岩与浅灰色细砂岩呈不等厚互层；明下段为灰黄、灰绿、棕红色泥岩夹灰色 细砂岩、粉砂岩。馆陶组：浅灰色细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、杂色砂砾岩，底部为黑色玄武岩。东营组：灰色泥岩，灰色细砂岩不等厚互层，夹灰色荧光细砂岩，局部灰黑色玄武岩。沙河街组沙一段：浅灰色细砂岩，灰色含砾不等粒砂岩，深灰色泥岩，灰黑色玄武岩，夹灰色荧光细砂岩。沙三段：上部：为浅灰色细砂岩、粉砂岩，灰色含砾不等粒砂岩与深灰色泥岩互层。下部：深灰色泥岩，粉

2、砂质泥岩，浅灰色细砂岩，泥质粉砂岩及灰色荧光细砂岩，局部夹浅灰色灰质砂岩。石炭系：上部为深灰色泥岩、灰色细砂岩夹灰黑色碳质泥岩；中部灰黑色泥岩、深灰色泥岩与黑色煤层互层，下部主要为深灰色泥岩夹灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩、灰色含砾不等粒砂岩，局部灰色石灰岩、灰色泥灰岩，底部灰色铝土岩。奥陶系：深灰色石灰岩，褐灰色荧光灰质白云岩、白云质灰岩，夹灰色含泥石灰岩。一二三四井深结构开钻次序井 深m垂深m钻头尺寸mm套管尺寸mm套管下入地层层位套管下入深度m环空水泥浆返深m压力系数导管8080660.4+914762平原组80地面1.00一 4508.0明化镇组1500地面1.0

3、0二 开33543282444.5339.7沙一段335014001.13三 开58245520311.1244.5奥陶系3150-58203150100三开回接58245520311.1244.5东营组315020001.02四 开59855670215.9139.7奥陶系5300-597553001.00四开回接59855670215.9177.8石炭系530033001.00井深结构表钻井液设计 工程要求导管：处于平原组，故需要进行防塌处理。一开：处于平原组和明华镇组，但并未钻穿明华镇组。本井在800-2235m处存在浅层气，注意防气侵，井漏和溢流。本段平原组岩性主要是粘土和散砂，成岩性

4、差，地层泥质含量 高，钻头易泥包，注意防垮和防卡。二开：钻穿东营组以及馆陶组。灰色泥岩，灰色细砂岩不等厚互层，夹灰色荧光细砂岩、含砾不等粒砂岩夹灰绿色、棕红色泥岩、杂色砂砾岩，底部为黑色玄武岩。预测馆陶组底21942235m钻遇厚度约40m玄武岩，注意防漏；预测东营组22352800m钻遇厚度约150m玄武岩，注意防漏；预测东营组2240-3155 m, 预计钻遇厚度约10m油气层，注意油层保护；井深结构 三开：钻穿沙河街组和石炭系。沙河街组3155-5140 m, 预计钻遇厚度约20m油气层；预测沙一段33053916m钻遇厚度约50m玄武岩，注意防漏，防卡；断层位置：沙一段底4612m，沙

5、三段底5143m，注意防漏、防井壁坍塌。石炭系以及沙河街组有可能出现气侵，注意防气侵，防喷。石炭系泥质成分较多，注意防卡。四开：钻遇奥陶系地层。奥陶系：5520-5670m, 预计钻遇厚度约50m油气层，注意油层保护。预测奥陶系55205670m钻遇石灰岩、白云岩，注意防漏。该层位有可能有H2S气体产生，注意防气侵、防喷以及腐蚀。工程要求钻井液性能参数设计设计步骤筛选分析地质及工程资料了解地质整体情况查阅相关文献对相类似地层钻井液设计进行调研结合邻井相关钻井记录，对钻井液基液进行选择根据地质工程要求及提示对钻井液基液进行成分细化钻井液性能参数设计TS1井开次底深/m钻井液体系类型密度/(g/c

6、m3)一开251膨润土钻井液1.03-1.08二开2233聚合物钻井液1.08-1.15三开3783硅基防塌1.15-1.35四开4056无固相密度1.0BS31井开次底深/m钻井液体系类型密度/(g/cm3)一开320膨润土钻井液1.08二开2343聚合物钻井液1.08-1.18三开4004盐水聚合物1.18-1.29四开5592盐水抗高温1.34邻井相关资料钻井液性能参数设计BS21井开次底深/m钻井液体系类型密度/(g/cm3)二开2152聚合物钻井液1.08-1.16三开3831盐水聚合物1.16-1.27四开5487盐水抗高温1.34JH2井开次底深/m钻井液体系类型密度/(g/cm

7、3)一开803聚合物钻井液1.06-1.09二开2550正电聚合醇海水钻井液1.08-1.10邻井相关资料钻井液性能参数设计一开1.1%膨润土+0.4% NaOH+0.3%XCD+2%碳酸钙+5% KCl+3%聚合醇+3%石墨粉+12%TYFC-1堵漏防气窜剂+0.30.5%SEI-1氨基抑制剂+0.2%JT888+0.5%1磺化沥青二开1.1%膨润土+0.4% KOH+0.3%CGW+2%碳酸钙+5% KCl+3%聚合醇+3%石墨粉+1%玻璃微珠+12%TYFC-1堵漏防气窜剂+ 0.30.5% SEI-1 + 0.2%JT888 + 0.10.2%PAC-HV+0.5%SDZ-1+2.5%

8、SZ-1三开23%膨润土+0.2%NaOH+1.0%Na2CO3+(1.01.5)%DSP-2+（2.03.0）%HY-227+（2.03.0）%RS-1+（0.81.2）%PFPLUS-L+（45）%乳化沥青+（2.53.5）%石墨+（3-5）%KSO4+（2.53.5）%极压润滑剂+重晶石+ 5%TYFC-1四开水包油钻井液：3464%清水+3.54.5%膨润土（水量）+46%乳化剂LHR+64%34%柴油+0.5%NW-1+1.0%NaSO3+0.2% PAC-141+0.03%KOH+ 2.5% SZ-l+1.5%CFK-1参考文献钻井液性能参数设计钻井液性能参数设计表常规性能流变参数

9、密度(g/cm3)粘度(S)pH值静切力（Pa）塑性粘度（mPaS）动切力（Pa）一开1.0835.75408122430.5712二开1.237.548.58.51.52.528.534.5914三开1.35556589131525512四开1.0360809113.54.535456.57.5钻井液性能参数设计钻井液材料名称代号名称功用膨润土增加粘度与切力，提高井眼净化能力；形成低渗透的致密泥饼，降低滤失量；对于胶结不良地层，改善井眼稳定性；防止井漏。NaOH氢氧化钠调节钻井液pH值，除H2SXCD黄原胶高温降滤失CaCO3碳酸钙与膨润土复配，钻井液粒度分配更加合理，降滤失效果好KCl氯化

10、钾K+能起到稳定井壁的作用，KCl与聚合醇复配具有防塌的作用聚合醇与石墨粉复配，润滑防卡，封堵降滤失石墨粉防粘卡，防止钻头泥包，润滑SEI-1氨基抑制剂保证井壁稳定JT888岩屑降滤失磺化沥青防卡防塌，改善泥饼质量KOH氢氧化钾调节钻井液pH值，去除H2S,同时K+可稳定井壁CGW抗高温降滤失剂抗高温(200)降滤失稳定性玻璃微珠变滑动摩擦为滚动摩擦，为辅助润滑剂钻井液性能参数设计代号名称功用PAC-HV聚阴离子纤维素增粘SDZ-1胶束聚合物、可变形的弹性粒子和填充加固剂组防漏堵漏SZ-1纤维类、果壳粉末堵漏，防气窜NaCO3碳酸钠控制钙侵重晶石加重，防喷DSP-2磺酸盐共聚物抗盐、抗高温、降

11、滤失HY227抗盐降滤失剂控制粘度，调节流变性，抗盐，包被，抗高温，防塌RS-1降滤失剂降滤失PLPLUS高分子聚合物（丙烯酸、丙烯酰胺为主，引进羧基共聚生成的高分子）降滤失剂，携岩，清洗井眼，改变剪切性乳化沥青封堵，防塌，防水化，润滑，降滤失HY-202极压润滑剂润滑，减少钻具磨损，降低界面张力。TYFC-1（该剂由颗粒状、片状、纤维状物理材料组成。性状上有刚性、可变性粒子）堵漏、防气侵LHR复合的表面活性剂（烷基磺酸盐、脂肪酸等）起乳化作用，形成油包水的乳液。NW1小阳离子抑制剂在钻井过程中，抑制地层中的粘土分散造浆，以维持钻井液具有较好的流变性能。NaSO3亚硫酸钠使钻井液处于高温稳定作

12、用PAC-141复合离子型的聚丙烯酸盐聚合物降低滤失性能CFK-1植物脂肪酸酯润滑防卡钻井液性能参数设计表6-1 钻井液的储备轻泥浆压井液(g/cm3)数量(m3)(g/cm3)数量(m3)导管、一开1.086001.23770二开1.26501.26850三开1.355501.28700四开1.034001.15550 Ph=(1.1-1.15)PsPh=Hr/100压井液密度计算压井液用量计算Ph 液柱压力，MPa；Ps 钻遇层段最高孔隙压力，MPa；H 地层中部深度，m；r 压井液密度，g/cm3。 V=K*g*H V压井液总量，m3 ； g每米套管容积，m3/m； H油井深度 ，m；

13、K附加系数，取1.5-4。 式中，式中，其他相关处理措施井控(井喷)1、井下作业队长迅速制订压井方案及措施，并尽快指挥录井队实施。2、关井后，现场处置遵循标准井控程序。3、据关井立压、套压、井深及泥浆密度等数据，计算地层压力，确定压井所需的加重泥浆密度，确定 补充加重材料、堵漏剂等材料数量，确定加重泥浆量及压井方法。及时确定下一步技术方案。4、油井未安装防喷器的情况下，发生险情后，录井队要及时断掉钻台、井架、机泵房、循环罐处的电源， 打开井场探照灯，在人员安全的情况下清理井口，做好安装防喷器的准备及防火防爆工作。5、现场控制小组组长根据循环出口含气情况或井控险情应急救援指挥部指挥的指令，确定专

14、人实施 放喷点火（现场可燃气体浓度不能超过安全临界值）。6、当作业场所空气中氧含量小于20%，或H2S或CO浓度大于或等于10mg/m3时现场工作人员要佩 戴正压呼吸器施工，其余人员撤离由现场指挥领导下达指令，迅速疏散附近村民。7、发生险情失控时，立即停机、停车、停炉，组织警戒，在保证人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐 等易燃易爆物品撤离危险区，迅速做好储水、供水工作，并尽可能用消防水枪等向油气喷流和井口周 围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。其他相关处理措施井塌开层位坍塌主要原因在于散沙胶结程度不够，是自身的抗破坏能力差，根据唐大鹏等人在周口地区相应的现场试验证明针对本身

15、抗破坏能力差的井可以在设计钻井液时取钻井液密度上限(探讨井塌及防塌问题)。推荐在钻进过程中进行多次划眼操作，减少起下钻操作。考虑本井还存在泥岩含量较高，且泥岩粘土含量高，水化严重，容易产生水化膨胀现象导致井塌。本开钻井液提供了相应聚合物包被剂，加入适当抑制剂及抑制成分，来抑制泥页岩的水化。同时，利用天然沥青来对地层进行封堵，防止地层水化以及泥岩造浆现象。其余相关防塌钻井液体系(1) 油基/合成基钻井液(2) 正电胶(3) 阳离子和两性离子聚合物钻井液(4) 铝基钻井液(5) 硅酸盐钻井液(6) 聚合醇钻井液其他相关处理措施井漏提供塔河油田对有恶性漏失地层采用方法。即4种封堵措施，2种技术措施4

16、大堵漏措施分别是用桥浆、水泥浆、桥浆+水泥浆和油田堵水材料混配浆进行堵漏作业。2大堵漏工艺分别是正常排量注入进行封堵作业和控制小排量慢注进行封堵作业。以桥浆+水泥浆堵漏作业为例。先注入桥浆使其形成一定的网状结构,然后注入高密度的水泥浆使其在形成的网状结构中渗透,最终凝固,以达到较好的堵漏效果。下入光钻杆至井塌井深,正常排量先、后分别注入桥浆30m3、水泥浆量50m3,再用钻井液平推至井底后静止观察,48h后井口吊灌钻井液未见钻井液液面。堵漏措施后在通井时未发现漏失，则说明地层堵漏成功，可进行正常钻进。其他相关处理措施卡钻1)粘附卡钻处理发生粘附卡钻以后，要及时果断处理。在钻具和设备的安全负荷内

17、，大幅度上下活动或转动钻具。大幅度上下活动时应停止循环，防止钻具刺漏。当活动钻具无效等待其它方法解时，为防止卡点上移，应超过卡点钻具重量的拉力活动钻具，并且每次上提下放不应在同一拉力上，以免钻具受力集中造成疲劳折断。粘附卡钻发生后，应根据不同的具体情况，选择不同的解卡办法，并应迅速组织施工。如：套铣倒扣法，“U”形管解卡法，浸泡解卡法。2)垮塌卡钻处理 (1)钻进中如果发现掉块增多，应坚持原排量循环，切忌停泵，按循环周0.02提高钻井液密度 和适当提高钻井液粘度，直到井壁稳定为止。 (2)若遇严重井垮，应边灌钻井液边组织人员强行起钻。 (3)起钻中发现钻井液从钻具返喷严重，应及时接力一钻杆循环

18、，调整钻井液性能，待井下情况正常力一可继续起钻。 (4)起钻遇卜不得超过原悬重5OkN,下钻遇阻不能超过100kN，否则应接方钻杆循环划眼直到上下活动畅通无阻。 (5)若因地而未灌好钻井液造成井垮会钻，可采用下击或地而震击解除。 (6)若因井漏，地层压力大于液柱压力造成的井垮卡钻在震击无效时，采用套铣倒扣力一法解除。其他相关处理措施油气层保护钻井液方面的油气层保护油气层保护技术是一项系统工程, 涉及地质、钻井、钻井液固井、完井等专业和部门。保护储层首先要正确选择钻井完井液体系。目前国内外正在研究与应用的保护油层钻井完井液体系主要有: 无侵入、正电胶( MMH )、硅酸盐、甲基葡萄糖贰( MEG

19、 ) 甲酸盐、全油基、合成基钻井完井液体系。考虑到钻井液成本以及现场实用性，钻遇油气层时的钻完井液可采用硅酸盐完井液。硅酸盐钻井完井液能够稳定各种复杂地层，具有类似于油基钻井液的优良抑制稳定性能, 但也须通过聚合醇和低价无机盐的复配等来强化其整体性能。普遍使用的硅酸钠产品溶液模数为2.1，固相质量分数为42%，密度为1.5kg/m3。典型的硅酸盐钻井完井液的p H 值控制在11.8-12.3之间。硅酸盐钻井完井液替代了油包水钻井完井液和硫酸钾钻井完井液。有的科学工作者用30 % 硅酸钾溶液（有效质量分数为30%，模数为2.5，pH值为11.0）加人36 kg/m3黄原胶和13kg/m3 CMC

20、配成无固相钻井完井液，其无毒且抑制性强，抗温性好，滤失量低。致谢第一先谢国家。其二感谢老师对我们这次粗糙设计的包容。最后万分感谢拼死拼活的战友同志们，愿我们的革命友谊永垂不朽。谢谢。参考文献12主要基液参考相关参考文献1郭京华,夏柏如,田凤,黄河福,卜海. 伊朗Y油田高温深井防卡钻井液技术J. 特种油气藏,2012,05:135-138+158.2赵生秀,谯世均,蒲继才. 盐水聚合物钻井液在涩北气田的应用J. 青海石油,2009,04:6-9.3仲继文. 吉林油田高温欠平衡钻井液技术研究应用D.东北石油大学,2011.4黄达全. 大港油田大位移定向井钻井液技术J. 钻井液与完井液,1997,05:31-34.5李之