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：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

第五篇：SM-09井钻井液施工总结

SM-09井钻井液施工总结

一、泥浆材料储备：

我队施工的SM-09井，11月1日开钻，10月28日一、二开主要泥浆基础材料和处理剂就已经到井。泥浆材料储备工作提前按计划完成。二开开钻前加重材料重晶石粉到井，并随后续生产用料予以及时补充储备。

二、固控设备准备：

我队振动筛工作正常，出砂良好，根据返砂形态和地层岩性选用120-160目筛布，每个单根检查一次筛布，确保一级固控的清除效率。新更换的除砂器及除泥器，在二开开钻时整改完毕，正常投入使用，使用情况良好。因冬季电力负荷过重，采取一泵两机除砂器与除泥器交替使用。在加重前充分使用离心机的清除有害固相，加重后根据密度，合理使用离心机。三、一开钻井液施工措施：

一开开钻前为防止表层井漏，配制坂土浆将120m³，配方浓度为6%膨润土+0.2%纯碱+0.15%烧碱，充分水化24h以上。冲鼠洞前在1、2、3号罐中加入FD-3号复合堵漏剂1.5t，4号罐隔离储备做为一开发生漏失或二开配制基浆使用。

一开采用罐式循环钻进正常，未出现表层漏失和地层胶泥造浆泥包的现象。钻井液性能控制为密度1.07~1.12g/cm³，粘度46~53s。因本井配制土浆水化效果良好，未再配合使用高粘等提粘类处理剂，土浆切力较高，携砂洗井效果良好。一开钻进使用排量为30L/s，完钻后，大排量洗井一周，下套管及固井作业顺利。四、二开钻井液施工措施

一开固井后，放出部分循环浆，清理锥型罐及1、2号罐沉砂，留存一开老浆35m³。1-4号循环罐内使用清水稀释3、4号罐余留土浆。并加入0.1%KPAM大分子聚合物，充分搅拌。二开开钻时钻井液性能为密度：1.08g/cm³，粘度36s，动切1.5Pa，静切力0.5/2Pa，pH值8，滤失量20ml。

扫塞前加入0.15%的纯碱对钻井液进行预处理，在扫塞过程中及时放出稠浆段和水泥混浆段，防止水泥塞污染。

扫塞完成后，正常钻进期间，使用KPAM高分子聚合物，逐步加至含量为0.25%，同时循环加入0.5%CFL复合降滤失剂干粉复配0.2%的PL乳液，在钻至井深500m前，即延长组下部，将滤失量控制在8ml以内，粘度上提至40s，满足加重需求。同时上提钻井液密度至1.12g/cm³，并加入2%PZ-7防塌剂，进行防塌封堵处理。

延长组下部、和尚沟组钻遇30~40米膏质泥岩段，钻井液有增稠显示，粘度上涨至53s，终切上涨至17Pa，流变性能恶化，使用SMC复配纯碱胶液维护处理，控制流变性能恢复正常，粘度维持40~45动切力8-10Pa，静切力2~13Pa范围内。

钻穿刘家沟组前钻井液密度逐渐提至1.15g/cm³，使用复合降滤失剂、聚合物降滤失剂与PZ-7防塌剂复配，控制滤失量小于5ml，同时维持钻井液防塌剂含量不低于2%。

钻入石千峰组后，根据返砂情况上提密度至1.16~1.17g/cm³。同时保持其它性能稳定。起下钻、取芯及返砂正常。钻进至1650米后，钻穿下石盒子组进入山西组，气测显示活跃，同时下钻后返出掉块增多，形状变大，密度上提至1.18~1.19g/cm³。

本井共计取芯8筒，起下钻无显示，井眼畅通，伴随起下钻次数的增多，后期钻井液静止时间长而相对循环时间短，静切力上涨，流型逐步变差。使用SMC+CFL复配胶液进行维护，调整流变性。至完钻密度上提至1.20~1.21g/cm³，粘度43~45s，动切10Pa，静切2~13Pa，pH值8.5，滤失量5mL。电测、下套管安全顺利。

五、经验及教训：

本井二开后性能相对稳定，双石组井壁稳定对液柱压力敏感，出现掉块增多的情况时，及时上提密度，效果明显。

本井所钻延长组底部、和尚沟组、刘家沟组及石千峰组，所钻遇泥岩段都具有一定造浆性。使用部分一开老浆配制二开基浆，初始坂土含量达到35~40g/L,坂土含量略高，后期取芯起下钻作业频繁，静止周期增长后，流变性不易控制，且抗污染能力下降。今后施工中二开基浆初始坂含应在满足加重的前提下控制坂含至下限，以利于后期钻井液维护。