钻井液施工模式

2024-04-30

钻井液施工模式（精选10篇）

篇1：钻井液施工模式

钻井液施工作业程序

一、钻井液性能的测量

1.1、检测项目

小班泥浆工日常测验项目：密度、马式漏斗粘度、API失水、泥饼厚度、流变性、切力、、含砂、PH；

泥浆工程师（技术员、大班）日常测验项目：密度、马式漏斗粘度、API失水、泥饼、流变性、含砂、PH、固相含量、含油量、膨润土含量、摩阻、井深超过2500米（垂深）测定高温高压失水、特殊钻井液体系或特别要求时测定钻井液滤液离子含量。1.2、测量时间

小班泥浆工每半小时左右测定钻井液密度、粘度，每班至少作一套全套性能，特殊情况下根据作业指令加测项目，夜班在6：00之前测量，白班在18：00之前测量。

泥浆工程师（技术员、大班）每天测量一套全套性能，特殊情况根据作业指令加测，时间在8：00之前。1.3、小型实验

泥浆工程师（技术员、大班）在每次大处理前必须进行小型实验，实际施工以小型实验用量的40%-60%为宜，实验结果记入钻井液小型实验记录表中。

1.4、钻井液性能测试操作程序

参见ZB/T E13 004-90《钻井液测试程序》。

二、钻井液性能对钻井的影响 2.1、钻井液压力和地层压力间压差对钻井速度的影响

井内钻井液压力和地层压力的压差使钻井速度下降，压差越大，钻速越低。主要原因是钻井液液柱对井底岩屑的静压持和动压持作用。

2.2、钻井液滤失量对钻井速度的影响

对于水基钻井液，一般情况下钻井液滤失量越高，钻井速度也越高。

2.3、钻井液流变参数对钻井速度的影响

在层流状态下，塑性粘度和动切力对钻井速度影响是主要的。如果塑性粘度、动切力较低，环空流动压力损失较低，就等于降低了钻井液的当量密度，减少了钻井液对井底的压持作用，有利于提高钻速。此外，由于塑性粘度和动切力较低，减少了钻具内和环空中的压力损失，提高了钻头的水马力，提高钻井速度。

钻井液在环空的流态对钻井速度也有影响，钻井液在环空中呈紊流，大大提高了钻井液的循环压力损失，降低了钻头水功率，不利于提高钻速。

2.4、钻井液固相含量对钻井速度的影响钻井液固相含量升高使钻井液速度下降。

三、钻井液性能调节

3.1、密度的调整

①一般情况下，采用重晶石加重，特殊情况下采用石灰石或铁矿粉等加重。②加重应均匀，按循环周加入，每循环周加重以不超过0.03g/cm3为准，重点井或敏感地层采用加重钻井液加重。

③密度较高的钻井液加重，应在加重时补充清水或胶液，防止钻井液粘度变化过大。

④加胶液时应计量胶液的数量和加入速度，防止钻井液密度变化过大，造成钻井液性能变化。

⑤降低钻井液密度时，计算好加入胶液或低密度钻井液的量，加入时要均匀。3.2、失水量调整

①根据钻井液体系选择相应配套的降失水剂。一般情况下，聚合物钻井液体系以NPAN为主降失水剂，有机硅体系选用SMP、SPNH等降失水剂，其他钻井液体系根据钻井设计或作业指令选用相应的降失水剂。

②失水量的控制。一般情况下，馆陶组以上地层，API失水量控制在7ml以下为宜；深部地层钻井液失水控制在5ml以下为宜，高温高压失水量控制在15ml以下为宜。3.3、流变性调整

①在层流条件下，尽量提高钻井液的动塑比，一般控制在0.5以上为宜。

②在斜度达45的井里，层流所提供的钻屑输送要优于紊流；在斜度超过55时紊流较好。在45与55之间使用两种流态的差别不大。③当维持层流时，斜度低于45时，钻井液的动切力越高，钻屑输送越好；在斜度大于55时，动切力的影响较小。

④在所有的定向井中，高的YP/PV值能提供较好的钻屑输送。⑤在紊流条件下，钻井液的流变性对钻屑的输送能力影响较小。3.4、固相含量的控制

①控制适宜的固相含量可以保证钻井液的密度能够平衡地层压力，同时可以尽可能提高钻井速度。

②加入絮凝剂，控制钻井液的固相含量和流变性能。③使用固控设备，除去岩屑和有海固相（低密度固相）。⑤使用高浓度的化学盐类溶液提高密度（化学絮凝）。

四、钻井液污染处理

4.1、水泥/石灰侵

处理方法：可以用下述一种或几种方法处理。废弃

如果污染严重，处理不实际，把污染最严重的部分钻井液废弃不要碱处理

纯碱或小苏打与Ca2+反应生成不溶的CaCO3，由于在钻水泥时PH值较高，Ca2+的浓度一般不超过200-400mg/l。4.2、氯化钠污染处理方法：

稀释。由于盐无法用化学方法沉淀，盐浓度的降低只能靠加清水稀释的方法解决，同时可以加稀释剂和降失水剂。稀释剂可以加入铁络盐和烧碱胶液（也可使用168、无铬盐与烧碱的胶液），降失水剂可以加入抗盐较好的淀粉、HEC和进口PAC（DISPAC）等。

加入预水化膨润土浆。出现大量不断的盐污染导致粘度降低时，用预水化膨润土浆提粘和降失水，同时要降低钻井液中的盐的浓度。4.3、硫化氢污染处理方法：

最有效的处理方法是，控制好钻井液的PH值，同时加入碱式碳酸锌。

用烧碱把钻井液的PH值调到10.0以上。

加入5-9Kg/m3碱式碳酸锌。一般情况下，1mg/l S2-需要0.0057 Kg/m3的碱式碳酸锌。4.4碳酸盐污染处理方法：

加入石灰、石膏或石膏和烧碱处理。处理所需量如下： 1.0mg/l CO32-需要石灰 1.0mg/l CO32-需要石膏 1.0mg/l HCO3-需要石灰 1.0mg/l HCO3-

五、常用计算 4.1、钻井液加重公式

加重1钻井液所需加重材料（）=

篇2：钻井液施工模式

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。

篇3：钻井液流变模式计算及优选

现研究了三种流变模式 (幂律模式、赫-巴模式、卡森模式) 流变参数的计算, 提出了最小二乘法的改进算法;该方法具有计算速度快、无需设定初始值、无极小点陷阱现象的优点, 与线性最小二乘法相比具有计算精度高的优点。

1 钻井液流变模式及最小二乘法目标函数

钻井液的本构方程可以写成如下形式

式 (1) 中:τ为剪切应力 (Pa) ;γ为剪切速率 (s-1) ;θ= (θ1, θ2, …) 是流变方程中的参数。

常用的流变模式的流变方程具体形式如下

宾汉模式:

式 (2) 中:τ为动切力 (Pa) ;μp为极限黏度 (Pa·s) 。

幂律模式

式 (3) 中:K为稠度系数;n为流性指数。

赫巴 (H-B) 模式

式 (4) 中:τHB为屈服值 (Pa) 。

卡森 (Casson) 模式

式 (5) 中:τC为卡森动切力, 表示钻井液内可供拆散的动结构强度 (Pa) ;μ∞为极限黏度 (Pa·s) 。

若现场实测数据为m个, 分别为 (γ1, τ1) , (γ2, τ2) , …, (γm, τm) , 由于存在测量误差, 则可将式 (1) 写为如下形式

式 (6) 中:εi是测量误差, 一般认为它是满足正态分布的随机变量。

定义函数如下:

则求解最小二乘问题F=min G (θ) 即可得到流变参数的最小二乘估计值θ。

2 最小二乘法的改进算法

对于宾汉模式, 由于流变方程为线性方程, 仍采用线性最小二乘法进行计算, 计算方法可从相关文献中查得[1]。对于其他模式, 提出了采用近似非线性最小二乘法计算幂律模式以及卡森模式流变参数, 采用非线性最小二乘法的改进算法计算赫巴模式流变参数。

由于近似非线性最小二乘法的具体算法系首次提出, 对其算法进行说明:将非线性流变模式线性化后的模型中的误差项作泰勒展开, 再用线性近似, 在τi与真实值f (θ, γi) 的差平方和最小的原则下, 求出γ与τ的回归关系方程。其优点在于直线化后仍以差平方和最小为原则, 做非线性回归但不需要选初值。

2.1 幂律模式

由式 (3) 及式 (6) 可知:τi=Kγni+εi。

将其进一步化简可得到式 (8) 。

测量误差εi与τi相比往往很小, 则

则式 (8) 可变为

令α=ln K, 则εi=-τi (a+nxi-lnτi) , 于是

由最小二乘法计算方法可知

解方程组可得:

根据求解出来的a可得到K的值。

2.2 赫-巴模式

由式 (4) 及式 (6) 可知

将其进一步化简可得到式 (12) 。

当测试误差过大会使得τi-τHB<0时, 会使利用上述公式计算出来的τHB偏离真实值, 为此提出了非线性最小二乘法的改进方法, 由式 (7) 及式 (11) 可知

由最小二乘法求解方法可得

若n为已知, 对式 (13) 中前两式进行求解, 可得如式 (14) 。

经过对现场数据进行研究, 发现n与方差存在的关系如图1所示。从图1中可以看出:方差是单峰连续曲线, 可以用进退法[7]求出使方差取得最小值时所对应参数n以及此时满足条件的K、τHB。

2.3 卡森 (Casson) 模式

由式 (5) 及式 (6) 可知

将其进一步化简可得到式 (15) 。

由泰勒公式展开可得

令, 由最小二乘法计算方法可知

解方程组可得

根据求出的a、b可得到τC、μ∞。

3 算例及模式优选

算例使用的实测数据见表1[2]。用线性回归方法和本文的方法分别实测数据进行了计算结果见表2及表3。

从计算结果来看, 本文提出算法的拟合残差的方差比线性最小二乘法的拟合残差的方差小, 其主要原因是线性最小二乘法所得到的流变参数值并不是最优值, 同时, 两种方法所得到的参数值很相近, 这也验证了本文提出的算法的有效性。

通过以上分析, 本文确定了钻井液流变模式优选的方法:宾汉流体采用线性最小二乘法计算, 幂律模式以及卡森模式采用近似非线性最小二乘法计算, 赫-巴模式采用改进的非线性最小二乘法计算, 方差最小的流变模式即为要计算的钻井液的最佳流变模式。对表1中的六种不同类型的钻井液的计算结果表明:赫巴模式计算结果的方差最小, 因此赫巴模式能很好的表达上述六种钻井液的流动性能, 说明赫巴模式对不同钻井液的适应性比较好。

摘要：目前在计算钻井液流变参数时多采用线性最小二乘法方法进行求解, 但是对于钻井液的非线性模式, 线性最小二乘法改变了求解目标, 使得计算结果不具有方差最小的特点。针对钻井液常用的三种非线性模式, 分别提出了近似非线性最小二乘法的计算方法, 该算法与非线性最小二乘法相比具有不需要设定初始计算值以及计算速度快的优点, 同时与最小二乘法相比计算精度高。它可以应用到钻井液流变参数的确定、钻井液流变模式的优选等方面。

关键词：钻井液,流变模式,最小二乘法,优选

参考文献

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篇4：浅谈冷94井钻井施工技术难点

关键词：冷94井；柴北缘；井控；防斜；MWD随钻测斜仪

中图分类号： TE242 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）20-173-2

1 冷94井概况

冷94井是柴达木盆地冷湖构造带冷湖五号构造四高点冷90井区高部位一口预探井，主要目的层：N1、E32；完井层位：N1；设计井深2550m，实际完钻井深2146.54m。

冷94井于2013年3月19日5：00一开；6月16日10：30完钻，完钻井深2146.54m； 7月1日20：00完井。钻井周期：89.23天；钻机月速：615.05米/台月；平均机械钻速：2.32 m/h；井身质量、固井质量均合格。采用常规法固井，水泥返至地面。

2 钻井施工难点

2.1 柴北缘普遍存在高压含气盐水层，钻井液维护难度大，安全钻进困难大

由于普遍存在高压含气盐水层，且其位置及压力系数出入较大，造成一些深探井经常发生溢流、井涌、钻井液爱污染；同时，由于密度过高，欠压实和薄弱地层又会出现井漏，导致井下复杂和事故频发。因此，安全钻穿高压含气盐水层是柴北缘探区的首要钻井难题。本井钻至360米时，就开始逐步出现高压含气盐水层，密度提至1.45-1.81g/cm3。高压含气盐水层属于高压低渗层位，地层中盐水不断侵入井筒内，污染钻井液，改变钻井液性能，导致井下不断出现复杂和异常。本井一开在钻井液中加入（1.5-2）%的复合堵漏剂，防止在浅层钻进中发生井漏。二开、三开井段地层富含高压油气水层，为高压流体聚积带。采用具有抗高温、抗盐水侵、防塌、稳定性强、密度可调范围大的聚合物钻井液施工，用 SMP-2、SMC、PSC等处理剂调整钻井液性能及参数。

2.2 地质构造复杂、地层倾角大，严重影响钻井速度和井身质量

该区块表层地层倾角7°-8°，下部地层倾角8°-10°。如冷科1井最大井斜为18.7°，多次纠斜，发生卡钻；冷92井最大井斜13.2°/2988m，发生多次卡钻；鄂Ⅱ2井井深2950.18m，井斜12.75°，填井侧钻；鸭参3井最大井斜

11.75°/3250m。井身质量的控制是制约提高钻井速度的重要因素，针对本井地层倾角大，地层自然造斜力较强的情况，冷94井制定了严密的防斜措施，采用优化钻具组合、增加单点测斜的频率、MWD随便测斜等技术。后期作业中，使用MWD随钻测斜仪，随时监控井斜数据，及时采取纠斜措施，以确保井眼轨迹和井身质量。

2.3 复杂情况交替出现

该区块复杂情况交替出现，不能完全用表套、技套封固复杂地层。裸眼段中常有喷、漏、塌、卡并存，给钻井施工、完井作业带来极大困难。如鸭深1井在4855～4891m井段时，密度高则漏、低则出，出与漏的压力窗口窄，密度调整范围只有0.2g/cm3。地质方面提供的地层压力系数与实际钻井施工的钻井液密度相差大，柴北缘施工的井钻遇高压水层后，钻井液密度多在1.90g/cm3以上。鸭深1井井下掉块严重，下入Φ339.7表套时在1680.97m卡死。冷93井侧钻井深720.43m，提前完钻。冷94井2013年6月09日钻至井深2146.54m，接完单根下放遇阻，发生粘卡。卡点位置：1741m；后成功解卡恢复正常钻进。

2.4 一级井控风险井

冷94井属于青海油田一级井控风险井，井控工作尤为重要。本井地层压力和异常地应力预测困难大，浅部地层疏松易漏，易垮；在钻井施工过程中加强了坐岗，做到了及时发现，及时控制。多次组织井队干部、班级人员认真学习《冷94井钻井技术措施》、《青海油田石油与天然气钻井井控实施细则》，以及《邻区钻井情况》中冷科一井、冷90井、冷91井、冷92井、冷93井的复杂、事故，增加防喷演习次数，增强全员井控意识。邻井资料显示：冷90井井深404m就钻遇高压盐水层，最大溢速达12.62m3/h，1300m中间电测时钻井密度由1.60？坭1.90g/cm3；鄂I-1井发生溢流，出水情况严重，导致报废。鄂Ⅱ2井在井深1790m时，共出水3508.3m3，最大溢速达40m3/h。在本井的施工中，设计密度低，液柱压力不能平衡地层压力，造成溢流复杂情况9次。（表2）

3 结论与建议

在冷94井的钻井施工过程中，利用邻井资料和邻井钻井经验，运用优质钻井液、高效能钻头，防喷、漏、塌、卡，保护油气层等技术措施相配合，坚持以科学钻井为主导，强化技术管控、确保井控安全、优质高效的钻井原则顺利完钻。

①井控工作是重中之重，提高钻井井控意识，以井控安全为中心，做好一级井控风险井的井控工作。严格按照设计要求做好储备工作，确保一次井控万无一失。二开、三开后加强井控设备的安装、维护保养及现场试压工作，严格执行坐岗制度、干部24小时值班制度，提高全员井控工作水平，把井控管理各项规章制度和技术规范落到实处，以确保在该区块钻井施工中的井控安全工作。

②针对不同井段，不同层位维护好钻井液性能。二开、三开井段地层富含高压油气水层，为高压流体聚积带。适时有效地调整钻井液性能，采用具有抗高温、抗盐、防塌、稳定性强、密度可调范围大的聚合物钻井液施工，钻遇高压油气水层钻井液密度则以压稳地层流体为原则。钻井液中加入适量的SPAN、SP-80、 Na2Cr2O7等表面活性剂，提高钻井液的热稳定性，同时加入QX-4和ST-2，改善钻井液中固相离子级配，提高泥饼质量，提高钻井液的润滑性，降低滤失量，防止地层剥蚀性掉块和压差粘附卡钻。

篇5：钻井施工合同

甲方：

乙方：

甲方因开采地下水资源，委托乙方承担钻井施工任务，经协商达成一致，签订以下合同条款，共同遵照履行。

一、承包方法：包工包料，不负责税款及水电费用。

二、施工任务与技术要求：

1、裸眼钻探，扩孔成井，安装井管，填料固井，封井洗井。

2、数量1眼，井深暂定130米，具体成井深度乙方可根据实际地质情况与甲方协商确定。

3、井孔埋径上部φ门600mm，下部至终孔φ273mm。

4、井管采用螺旋φ325mm×5护壁，具体安装深度乙方按实际地质情况而定（整体基岩不下管）。

5、水量8-10/m3为合格井，达到8/m3为合格井，达不到8/m3双方可协商处理。如协商不成，甲方应承担总工程款的30%，乙方承担总工程款的70%。

三、工期：暂定45天，遇天气原因，停电、停机、人力不可抗拒因素，工期顺延。

四、工程造价与付款方法：

1、包工包料每米元。工程总造价元（根据实际进尺米数结算）。

2、设备进场向乙方付款元。用于设备维护，职工生活，生产保证资金。井孔完成下管前付总工程款的%元。水井出水后10日内，如没有质量问题，付清剩余工程款。若不按合格约定付款，每天按总款的5%赔偿给乙方违约金。

五、双方的责任及义务

甲方：

1、负责电测深勘探及确定井位；

2、设备进场前，保证水、电、路三通至施工现场提供足够的电容量。

3、场地平整及泥浆池开挖。

4、派专人负责，及时协商施工中需解决和干扰施工的因素。

5、及时组织验收，水井出水10日内无异议为称交甲方使用，出现非质量问题，乙方不承担责任。

乙方：

1、及时组织施工人员及设备，进入场地，开展施工。

2、按照技术要求及操作规范，保证质量，按时完成任务。

3、在施工期间安全事故由乙方负责。

4、及时向甲方汇报生产进度及生产技术指标。

六、：

1、本合同未尽事宜，双方另行协商解决。

2、如发生争议时由上级主管部门调解，调解不成，可向当地人民法院起诉。

3、该合同一式两份，甲乙双方各执一份。自双方签字之日起生效，双方各自履行完责任和义务后自行失效。

甲方：乙方：

负责人：负责人：

电话：电话：

篇6：钻井施工现场必备因素

开钻前(设备准入配套方案,开钻验收书相关内容对照)设计到位,并进行学习与措施制定

主体设备安装到位(井控及防H2S设施设备二开前安装到位),设备安全附件齐全,安全设施安装到位,消防器材到位易渗设施防渗到位,钻井液坑两层防渗及周边围栏防护一开表层套管到位,长度达到设计要求并有余量

钻井用水储备满足一开要求,钻井液材料到位,钻井液水化到位, 人员持证达到要求,队伍管理资料材料及证件在井队备查测斜工具,打捞工具到现场,钻具钻铤工具达到施工要求预防井漏相关堵漏材料

一次开钻

及时进行井身测斜防止井身质量偏差

一开井深认真执行设计深度(地质录井卡层,相差较大及时上报工程技术部门批准),水平井钻达一开井深,定向队投多点测斜

表层套管下到井底,口袋/出地执行设计要求

下套管吊车配合,套管钳上扣扭矩记录

固井协调会通报套管下入和固井准备与套管下入情况,固井要求与水泥返高要求返出地面,没有返出地面有固井队留水泥,井队回填

候凝时间按设计要求,拆装井口后圆井及钻台底部水泥硬化装完井口后套管与井控设施试压合格(试压要求执行设计)

井控设施,节流压井管汇,液气分离器及放喷管线,钻井液回收管线等就位并规范安装到位

自查自改:井场安全及生产附属设施,井场标准化工作全部到位申报验收提出申请到调度运行部门申报验收

验收合格并要求的整改问题整改到位

二次开钻

水平/开发井下钻扫塞出表层套管后不做地层破裂试验按要求及时测斜,保障井身质量

钻井液性能主要指标不做严格要求,但要保证井内井身质量与井内安全,人为减小压差漏失,防止加单根与测斜作业时发生卡钻完成直井段进入定向段造斜点井深上下深度调整应小于50米定向队伍仪器工具人员提前到位,工具探伤并出具报告

井队定向队配合完成定向作业,保证井向轨迹达到设计要求井内或定向出现问题相互不扯皮,影响对方的签单认可 A靶点/导眼施工执行设计与通知方案

钻达导眼与A靶点井深深度(垂深)由地质录井明确告知,钻井队定向队执行.二开完钻定向队投多点,与测井作业,钻输测井:井队做好配合作业准备,执行测井现场作业为要求与规定

做好通井下套管准备与承压试验,保障井眼通畅

套管下入执行设计与方案

固井作业执行固井作业规定与现场要求,固井后及时拆装井口并正确座挂套管

候凝时间达到设计要求后测声幅验证固井质量

三次开钻

井口装备试压执行设计,并试压合格

三开水平段钻具/工具到位,水平段轨迹施工方案到位

三开钻井液性能达到要求

三开前井控设施,防H2S检测设施,正压式呼吸器等人防设备到位,不具备的不能进行三开作业

水平段施工轨迹严格执行通知与方案,录井队现场地质把关,出现地层岩性变化及时上报,现场停等通知

按新下达方案通知执行轨迹施工

完钻井深与通知由(开发部门/技术部门)下达

祼眼完井时间的以注入完KCL溶液钻具出井口为准

预置管柱完井时间以测完井测井仪器出井为准

完井以后下预置管柱都为配合作业

配合作业程序执行下管柱方案与工具方具体要求执行,井队做好管柱的准备工作

篇7：钻井工程施工合同

钻井工程施工合同

项目名称：韩城煤层气项目

发包方（甲方）：陕西省煤田地质局一三一队

承包方（乙方）：延安市福利锦钻井工程技术服务公司

签订时间：2009年月日

篇8：钻井液施工模式

钻井液是指在油气钻井作业过程中所使用的循环工作流体。钻井液是钻井过程中不可或缺的一项技术环节, 钻井液停止时, 钻井工作就不能继续进行。钻井液在钻井工程中的主要功用是: (1) 清洗井底, 携带岩屑; (2) 冷却和润滑钻头及钻柱; (3) 形成泥饼, 保护井壁; (4) 控制和平衡地层压力; (5) 悬浮钻屑和加重剂; (6) 承受钻柱和套管的部分重量; (7) 传递水力功率到钻头; (8) 保护油气层; (9) 防止钻具腐蚀; (10) 提供所钻地层的有关资料。而钻井液的流变性又是钻井液的主要性能之一。

在钻井过程中, 钻井液的流变性影响钻速、泵压、排量、岩屑的携带与悬浮及固井质量等, 直接关系到钻井的安全和成本, 因此, 控制钻井液的流变性是非常重的。在长期的生产实践中, 人们先后提出了多种流变模式来描述钻井液的流变性, 其中包括最常用的描述塑性流体的宾汉模式、描述假塑性流体的幂律模式以及近年来提出的卡森模式和带动切力的幂律模式。这样, 就产生了一个问题:对于某一给定的钻井液体系和配方, 应如何选择一种最适合的流变模式来描述其实际流变性。

虽然选取钻井液流变模式的方法较多, 但本次论文介绍的这种优选钻井液流变模式的方法是最小二乘法。该方法不仅准确度高, 而且能够利用高级语言程序编制相应程序, 使得计算更简便, 极大地方便了现场使用。

2 最小二乘法的求解方法

将四个流变方程作为逼近函数 (对于非线性的方程, 可利用前面提到的方法, 通过在方程两边同时取对数将其线性化) , 利用最小二乘法作出它们的拟合曲线, 求出它们的剩余标准差, 再通过比较剩余标准差的大小, 即可优选出最合适的流变方程 (剩余标准差越小, 则相关程度越大, 表示所选用的流变方程与实际的试验曲线越接近) 。

具体计算步骤如下:

首先分别对四种流变模式进行线性化:

把式 (2-5) 代入式 (2-6) 得:

当最小时, 可用函数S对a0、a1求偏导数, 令这两个偏导数等于零。即:

亦即:

得到的两个关于a0、a1为未知数的两个方程组, 解这两个方程组得出:

这时把算出的a0, a1代入式 (2-5) 中, 此时的式 (2-5) 就是我们回归的线性方程。

在回归过程中, 回归的关联式是不可能全部通过每个回归数据点[ (x1, y1) , (x2, y2) ... (xm, ym) ], 为了判断关联式的好坏, 可借助剩余标准偏差“S”进行判断。其中剩余标准差S由下式计算:

3 最小二乘法编程代码

为了使用的方便, 可利用Visual Basicfor Windows高级语言编制相应的程序, 体程序代码如下:

窗体2程序如下:

窗体3程序如下:

窗体4程序如下:

窗体5程序如下:

4 结语

4.1 本文对油田常用的流变模式宾汉模式、幂律模式、卡森模式以及赫谢尔-巴尔克莱模式做出了各自相应的流变方程。

4.2 通常在不同的流变环境, 其选用的流变模式不同, 它取决的因素比较多, 如钻井液体系, 钻井液内部组分的相对含量, 钻井液的流动速率等, 需运用实验或优选方法对钻井液流变模式进行优选, 以适应其需要。

4.3 提出了利用最小二乘法优选流变模式的方法, 解决了长期以来凭借经验确定流变模式的生产实际问题。同时也为数学工具应用于生产实践, 进行了有益的探讨。

4.4 利用VB编制了相应的计算程序, 使的计算更为简便和准确, 极大地方便了现场使用, 为实际生产节约了很多时间和经费。

摘要：在钻井过程中, 钻井液的流变性影响钻速、泵压、排量、岩屑的携带与悬浮及固井质量等, 直接关系到钻井的安全和成本, 因此, 控制钻井液的流变性是非常重要的。而在钻进现场, 钻井液的流变行为可以符合幂律、宾汉、卡森和赫-巴等模式之一, 这样就使钻井液流变模式的选择成为了现场生产中经常遇到的技术问题。究竟采用哪种流变模式, 可以利用最小二乘法对试验数据进行拟合, 并利用VB编制的相应计算程序来求得各常用流变模式与实际曲线的相关系数, 从而优选出最适合的流变模式。该方法经实践检验, 结果合理, 使用方便。

篇9：钻井承包合同及管理模式计划探讨

【关键词】钻井管理模式日费合同进尺合同总包合同钻完井EPC

国际石油行业在七十年代只有日费制承包和进尺制承包两种基本承包方式；进入八十年代，总包制承包方式在钻井工程承包中得到应用。国际钻井承包商协会IADC将钻井合同分为三种：日费合同（Daywork Drilling Contract）、进尺合同（Footage Drilling Contract）、总包合同（Turnkey Drilling Contract）。

一、国际主流钻井承包合同模式

所谓鼓励性承包是指根据钻井承包商在指定工作范围内承担风险的程度，石油公司按作业性能给钻井承包商支付报酬的一种承包方式。根据钻井承包商承担责任的大小，鼓励性承包方式可分为四种：鼓励性日费制承包、功效鼓励承包、分担风险承包和鼓励性综合承包。

1.鼓励性日费制承包

鼓励性日费制承包是在传统日费制基础上，增加一些鼓励性措施和相应条款，以激励承包商的积极性，改善作业性能。合同双方根据以往的作业经验和邻井资料，并结合所要钻井的设计，共同制定目标参数。在实施过程中，若实际作业性能优于目标参数，钻井承包商除了按日费率获得报酬外，还将得到按事先确定的方法计算的报酬；石油公司则因作业性能改善而降低成本、提前發现或生产。

目标性能一般根据钻井时效、钻头成本、钻井液成本等来设定，双方获益比例则以不同目标参数的具体情况而定。

2.功效鼓励性承包

这是一种以进尺为依据的鼓励性承包方式。在这种“鼓励性改进型进尺制承包”方式中，按照双方同意的比例从日费制中分隔出一部分改为以进尺为依据的支付办法，其余部分仍按日费制实行。鼓励性系数（0～1）趋于l时为改进型进尺制，若在钻井过程中发生问题，钻井承包商承担主要风险；而鼓励性系数趋于0时为日费制，油公司承担主要风险。

3.分担风险承包

在综合日费制、进尺制和总包制三种承包方式的基础上。美国Western Oceanic公司于1986年前后推出了“分担风险”的承包方式。其目的是为了使油公司既能以最少的费用获得钻井预期的最终结果，又能有办法刺激承包商提高作业性能。

在这种承包方式中，合同双方分担各自最有利对付的风险。石油公司承担地质、气候与井有关的风险；而钻井承包商承担钻机不能正常运行和井队作业不当等工程风险。

4.鼓励性综合承包

鼓励性综合承包是指，除承担钻井作业外，石油公司希望承钻井包商承担更多与钻井有关的服务，并根据作业性能予以奖励。

在这种承包方式中，石油公司可降低单位进尺成本，分散风险，改善作业性能，降低管理费，避免重复性工作，通过提高积极性和降低固定成本，优化批准预算，加快技术开发的进程，缩短积累经验的过程，减少人力投入等等。

二、国内外石油公司钻井承包合同情况

1.国际石油公司钻井承包合同情况

自上世纪九十年代以来，各种传统的承包方式基本上开始转变。国际石油公司如壳牌率先对传统的钻井承包方法进行了改革，提出了“九十年代钻井承包战略”，其突出的特点就是油公司的监督作用和合同合作导向发生了根本变化，以利益和友谊来诱导承包商投入更大资源，进而提高作业效率，使投资方获取最大的效益，又称“资源共享、风险共担战略”。目的是以较高的成本效益交付合格的油井，这种承包模式要求承包商管理自己的人员、设备和材料，充分发挥其技术、管理资源的作用，油公司的的责任将从对作业的生硬监督变为对承包商的管理。

综合承包，把一合同格式相似的相关服务，通过合同中的特殊章节联系在一起，将一系列相关服务合并到一份合同中，组成综合服务合同。

分包，油公司在与钻井承包商签订钻井合同的同时，由钻井承包商与提供其他服务的承包商签订合同，并由钻井承包商管理。

2.中国海洋石油公司钻井承包合同情况

针对海上石油勘探与生产工程风险高、投资大的特点，中国海洋石油钻井作业一般采用日费制的合同承包方式，这种做法与国际承包管理方式一致。同时，为了激励服务方主动提高技术水平和管理水平，也采用了进尺合同、总包合同。并将作业进度、质量和HSE因素加进承包合同中，作为最后鼓励措施的评估条件。具体情况如下：

日费合同：由于中国海洋石油集团所属的钻井平台对内实行内部指导日费价，所以油公司和服务公司一般按集团公司确定的钻机日费率执行；

总包合同：中国海洋石油集团公司在一定情况下也采用总包合同，此情况一般是总包国外石油公司在国内海洋的钻完井工程，或总包油公司在国外的钻完井工程。另外，为更好地控制项目勘探开发的费用和质量，在国内海上钻井专业技术服务领域也应用总包合同模式，如定向井、钻井液服务等。

进尺合同：为更好地控制项目勘探开发的费用和质量，中国海洋石油在海上钻井专业技术服务领域也应用进尺合同模式，如在涠12-1油田群定向井、钻井液服务等曾成功应用进尺合同，起到了一定的效果。

3.中国石油集团公司钻井承包合同模式

为实现集团公司项目控投资和控成本的“双控”管理目标，中石油不同地区和油田，根据对地质认识程度和风险大小等因素，钻井承包合同模式有日费、总包、区块总承包、单井总承包和钻完井EPC，并实行相应的管理。灵活、新的合同管理模式实现了甲乙双方技术优势互补，为加快勘探开发进程翻开了新的一页。

钻井日费制承包：根据钻机在井上的工作日数，按一定的日费率向承包商支付报酬。

钻井总包：将一口井或一个区块两口及两口以上井的钻井工程（材料）一次发包给钻井施工单位。

篇10：冬季钻井施工技术措施

冬季钻井施工技术措施

起草：何启儒

审核：申胡成批准：孙庆仁

钻探集团钻井三公司技术管理中心

2021年9月25日

为了确保今冬明春钻井施工安全和工程质量，圆满完成钻井施工任务，减少各类工程事故的发生，保证各项技术质量指标的实现，顺利完成生产任务，特制定本措施，望各钻井队认真组织职工进行学.，加强钻井生产的安全教育，对措施中的各项要求逐项进行执行，切实搞好事故预防工作。

一、钻前、钻进施工措施

1、冬季施工的钻井队，严格执行冬季操作规程，杜绝违章指挥、违章操作、违章施工的现象。

2、每口井必须按规定时间对大钻具和配合接头进行探伤，对钻具本体及丝扣进行严格的检查，不合格的绝对不允许下井。

3、所有钻具必须上支架，接单根和下钻时提前预热钻具螺纹，确保钻具水眼畅通，螺纹清洁，螺纹脂符合要求、涂抹均匀，紧扣扭矩达到标准。下钻时禁止用火烧专用管材螺纹部位，钻具及井下工具水眼不通时要用蒸气通。

4、对下井钻具、接头、螺扶等，必须丈量内外径且数据准确，并记录在案，建立好钻具管理台帐，对特殊工具绘制草图。

5、手工具等小件物体严禁放在转盘上，在井口使用手工具时必须系上安全绳，以防失手掉入井内。起下钻时围井口，严防钳销、钳牙等工具、配件落井。

6、起下钻时检查好井口工具，提升短节必须双钳紧扣，卡瓦和安全卡瓦要提前预热，按要求卡紧并留有间距，防止大钻具落井。

7、要坚持执行短起下钻措施，起下钻遇卡、遇阻不能硬提硬放，防止撸死，避免发生卡钻事故，8、钻进过程中如发现泵压下降1MPa，认真检查泥浆泵及地面循环系统，若设备无问题，必须起钻检查钻具。

9、防冻保温设施必须齐全、好用，设备运转正常，地面管汇安装要有坡度，并焊上防冻放钻井液丝堵，方可开钻。

10、各钻井队必须配备酒精过滤气路防冻装置，经常检查活动防碰天车、刹车气缸和各个气门，排除积水，确保灵活好用，不准使用高速，确保万无一失。

11、下完钻前预热水龙带、方钻杆，尤其要注意方钻杆下旋塞的防冻。开泵前预热好空气包、保险凡尔及压力表，并穿好规定的安全销子，开泵时必须先试开泵，防止出现蹩泵和工程事故，造成严重后果。

12、起钻前必须砸开水龙带，控净钻井液，以防灌肠。

13、取心作业时，要认真检查好取心工具的内外筒和钻头，合理选择岩心爪和缩径套，确保各配合间隙、尺寸符合要求，并保证设备和井下一切正常后方可进行取心作业。

14、坚持按设计要求定点测斜，易斜地区加密测斜，并确保测斜成功。井斜角有超标趋势及时采取纠斜措施。

15、井控措施按《石油与天然气集团公司井控规定》和《大庆石油管理局井控实施细则》执行。要认真落实座岗等九项管理制度，重点做好一次井控工作。安装防喷器的钻井队，冬季对节流管汇、压井管汇等采用保温防冻措施。要确保泥浆伞好用，严防封井器上冻结钻井液。

16、定期检查指重表传感器，加好酒精，不得混用其它液体，禁防冻结，另外，要将传感器盖好防落上钻井液。不准用蒸气直刺指重表及其它仪表的玻璃，防止损坏或挂霜。

17、确保各类计量器具、仪表灵活好用。

18、冬季施工要求刹把不离人，钻台、泵房、机房不离人，值班干部不离现场。

二、冬季钻井液现场管理措施

1、钻井液循环储备系统、配浆系统、固控设备的安装要符合要求，能满足不同钻井阶段的需要，各罐搅拌器、蝶阀要灵活好用，罐上安装阀气头。

2、按规定挖好排污坑，排污坑尺寸不得小于设计要求。

3、加强冬季固控设备的日常维修保养工作，成立固控设备管理小组，明确责任，确保固控设备正常使用。

4、启动除砂器、除泥器、离心机前，应用蒸汽将砂泵、液路管线预热。并按标定旋转方向旋转电机联接主轴法兰数圈，确保人身、设备安全。

5、固控设备使用完毕，要用蒸汽或热水将筛网、液路清洗干净。

6、作好钻井液循环、储备和配浆系统的保温工作。

7、严格执行钻井液设计方案，加强钻井液的日常管理工作，做到勤测量、勤维护、勤处理，保证钻井液性能稳定。

8、钻井液配浆用水电阻率必须大于8Ω·m。

9、配浆时，膨润土必须预水化24h。

10、加大钻井液成本投入，在井壁稳定上下功夫，抑制剂、降滤失剂和封堵防塌剂加量要充足，保持井壁稳定。

11、钻井液地面循环量比夏季施工时要多20至30方，各钻井队要使用好刮泥器、防喷盒，确保钻井液及时回收，减少浪费。

12、加强钻井液材料的储备和管理工作，储备量要足够配制50m3以上的钻井液。

13、完井电测前通好井，起钻前连续循环时间不低于两个迟到时间，且筛面无砂，确保井眼干净。

14、要及时清除锥形罐下的钻屑，保证锥形罐排液口关放自如。

15、配齐各种钻井液测试仪器，确保好用。

三、冬季固井施工措施

1、电测后，必须认真通井划眼，定（丛）井、水平井通井划眼时应避免划出双井眼，造斜段严禁划眼，遇阻要以开泵下冲为主，尽量快速通过。通井循环搞好三匹配工作，待钻井液性能符合设计要求，循环两周以上，井眼畅通、井壁稳定、震动筛无岩屑方可起钻，进行下套管作业，杜绝电测后不通井抢下套管现象。

2、对井场套管、附件、工具必须认真进行检查，浮箍、浮鞋必须在地面用清水效验灵活可靠后方可下入井内，扶正器必须保证油层部位一根套管一只，封固段内其它井段两根一只，定（丛）井、水平井应在造斜段每40米加放一只弹性限位扶正器，水平井按设计要求确定加放扶正器类型及数量，扶正器要固定在接箍上，防止在井下脱落造成套管事故。

3、对于高密度井，通井到底后必须求后效，及时发现油气、水侵，以便确定固井前密度，保证固井质量。

4、下套管过程中必须认真进行二次通径，套管螺纹必须用试扣规试扣检查，螺纹清洁、无伤痕、无变形，密封脂涂抹均匀，上扣扭矩达到API标准要求，余扣不超过1扣，严禁场地接双根，严禁将棉纱手套等物品放在套管内。

5、每下30根套管要灌满钻井液，下完套管必须灌满钻井液后方可开泵循环，灌钻井液和下套管循环期间，必须有专人活动套管，活动距离大于3米，活动吨位小于套管抗拉强度的80%，严禁间断循环，防止发生卡套管现象。

6、冬季固井施工应在白天进行，为确保施工安全，必须保证在固井当天11：00以前下完套管，如发现抢下套管现象，必须拔套管。

7、固井前，处理钻井液要采用SMT药液降粘，防止大量加水降粘造成钻井液密度下降。单机单泵井队，保证固井前钻井液粘度在48-52秒，循环两周以上。

8、钻井队必须备足固井用水，冬季固井施工采用热水固井，水温达不到要求，坚决不予固井。

气温0℃---10℃，热水温度20℃--30℃

气温-10℃以下，热水温度50℃--60℃

9、钻井队必须配备4个探照灯，即值班房、材料房、井架大门左右必须各配备一只探照灯，密闭罐上不少于两个水银灯，以备特殊情况下使用。

10、钻井队钻台上必须备有2根5-20米的蒸汽管线，场地泵房各一根10米的蒸汽管线，并保证固井施工期间正常供气。

11、下套管前必须组织对地面高压管汇、闸门组、水龙带、短水龙带、立管、泵保险进行探伤。固井施工前，井队必须保证气路畅通，防冻可靠。注完隔离液后，水龙带内必须控干净，并防冻。立管闸门、替泥浆闸门、供泥浆闸门及闸门组各闸门、泵保险凡尔、泵压表等用蒸汽预热，灵活好用。

12、固井前泥浆泵、柴油机、立式砂泵必须正常运转，上水良好，指重表、柴油机转数表、泵压表及各种闸门、蝶阀必须灵活好用，并且固井期间有专人负责保持联系。