钻井技术总结

钻井技术总结（精选8篇）

篇1：钻井技术总结

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

篇2：钻井技术总结

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。

篇3：钻井技术总结

尽管技术一直在进步, 施工方仍然要面对“二八分”的问题。“二八分”是指在整个钻井进程中, 虽然大约20%的进尺会发生问题, 但通常花掉预算外的钻井成本的80%去解决这20%的进尺问题。引起这种比例失调的原因多为钻遇深层的坚硬层段时的低钻速。一般在该类层段的钻速为1～15 ft/h (1 ft=30.48 cm) 。

在传统的钻井施工中, 用水动力驱可使钻头的效能发挥到最佳水平, 这也使其占据很重要的地位。现在钻机上的水动力驱动力一般可达2 000 hp (1 hp=0.746 kW) 。而用水动力驱清除钻屑和清理钻头时, 如此大的动力没有被充分运用。如果将从钻头喷嘴中喷出的高密度颗粒物的速度加快, 水动力驱产生的能量的利用率就可大大提高, 从而可将颗粒物作为最初的钻井介质。这种新技术被称为颗粒冲击钻井。

2 颗粒冲击钻井

颗粒可通过传统的钻头喷嘴内的高密硬质颗粒加速为高速颗粒物。当颗粒物的速度足够高和质量足够大时, 颗粒撞击到岩石表面时可使其破裂和崩落下小颗粒。仅仅靠冲下小颗粒提高钻速效果并不明显。然而, 冲落的数量很大, 累积起来钻掉的体积就相当大了。颗粒冲击钻井系统设计每分钟的冲击次数可达400万次以上。

每分钟400万次的冲击会收到意想不到的效果。从一口井的钻井周期的角度计算, 只需用原先的1/3～1/5的时间就可钻完前面提到的花去80%的钻井工时和费用的井段。利用该技术大大缩短了钻井周期, 节约了大量相关费用。

颗粒冲击钻井技术的工作原理是基于高速的颗粒物在冲击岩石的瞬间所产生的巨大作用应力。作用应力与以下三方面存在函数关系:

◇ 外加动力;

◇ 接触面积;

◇ 撞击时间。

外加动力值是颗粒的质量乘以颗粒速度的平方得出的。如果外加动力一定, 撞击时间就与产生的撞击力成反比。因为撞击发生在一瞬间, 所产生的撞击力很大。很大的作用应力、很短的撞击时间与微小的接触面积结合起来, 会产生巨大的接触应力, 比钻头的切削结构所产生的接触应力大几个数量级。常规钻头在0.11 in2的面积包含9个接触点, 每个接触点可产生61 kPa的接触应力, 按60 r/min计算, 相当于每分钟产生540次冲击。而应用颗粒冲击钻井技术, 每个接触点可产生830 kPa的接触应力, 而每分钟产生的冲击次数为400万次。

传统的牙轮钻头产生的应力和颗粒冲击钻井产生的应力之间的差别就如同用冰钎和锤子破冰产生的应力差别一样。如果用同样的力, 因冰钎的接触面积小, 会产生很高的接触应力。依此类推, 冰钎每分钟可敲击冰面400万次, 而锤子每分钟仅可敲击冰面540次。

因为接触应力比坚硬的甚至极硬的岩石的强度大得多, 所以这些原本难钻穿的岩石很容易就被冲破和分离出来。

应用颗粒冲击钻井技术也很容易钻穿破裂应力较小的岩层。运用该系统打钻任何地层都比传统钻井方法的钻速快。这就可以在无需更换钻头的情况下高速地钻穿软的或硬的透镜体层, 以及夹在两个硬地层之间的塑性地层。

3 系统组件和钻具组合

该系统由三个主要部分组成:颗粒冲击钻头、颗粒处理系统和颗粒注入系统。

3.1 颗粒冲击钻头

该类钻头在井下, 是以足可以使钻遇的岩层破碎和削落的速度将颗粒钻穿的。由于钻头喷嘴和钻头几何形状设计独特, 使钻头的钻穿方式很特殊。这种钻穿方式可使岩石被最合理地削落并使颗粒物的反弹方向远离钻头表面。

颗粒冲击钻头移除的难钻区域为井底剖面的标测角、侧翼和中心区域。剩余的区域形成一个环形岩石层可借助底部应力去除, 底部应力是由加在倾斜的钻头面仅用外加的5 000～15 000 lb (1 lb=0.454 kg) 的质量产生的。

倾斜的钻头面和钻头上较轻的载荷可形成对脆弱岩层环的张应力, 使其持续地破裂成较大的碎块。较大的碎块连同别的颗粒物和钻屑被定向排到钻头的排屑槽, 进入环形空间, 进而随着循环泥浆泵出井眼。

3.2 颗粒注入系统

这一地面装置主要负责将颗粒物注入到加压的泥浆流中, 以及将这些泥浆流沿着钻管输入钻头。

颗粒注入系统包含一个塔架和宽11.5 ft、深8.5 in、高53 ft的框架, 并带有一个和喷射泵一样的在完井时备用的喷射泵机架。带有轮盘的垂直导入管在将颗粒物送入装料斗过程中充当升降机。通过重力作用将所需的颗粒物给进两个轴向的压力舱内, 然后再通过侧向的压力桶式装置和螺旋仓将颗粒物注入到注入塔的底部。

开始时, 轴向仓和挤压仓内都充满了颗粒物。在达到钻进的液压要求时, 尤其当施工压力达到2 500～4 500 Pa时, 轴向仓和挤压仓就会被关闭和加压。

当注入开始时, 颗粒物包就会以每分钟15 gal[1 gal=3.785 L (美) ]的速度通过挤压仓, 进而汇入到流速为450 gal/min的钻井液中。携带颗粒物的泥浆进入到立管, 再进一步被送到井下的钻头中。泥浆流包含3%的颗粒物和97%的钻井液。

当颗粒物的高度降到低于上部仓时, 一个阀门被激活, 将下部仓和上部仓分离开。上部仓的压力被释放, 使其被开启和重新注满。重新注满以后, 又被重新加压和下部仓联通。如此循环往复, 注入系统就会不断地以15 gal/min的速度向泥浆流中注入颗粒物。

3.3 颗粒处理系统

该系统的主要组成部分包括一个旋转滚筒环形分离器及磁性分离器。一旦颗粒物返排到地表就连同钻屑和钻井的固体颗粒被泥浆振动筛收获, 再通过旋转滚筒、环形分离器和磁性分离器被输送回颗粒处理系统。分离器和磁性装置将钻屑和钻井的固体颗粒从铁质颗粒中分离出来。经过处理的颗粒物再排到旋转滚筒内, 钻屑则被运到备用泥浆池。

旋转滚筒在存储颗粒物时不断翻转, 防止颗粒物彼此黏连和腐蚀。再根据需要将颗粒物从旋转滚筒注入到颗粒注入系统。整个系统 (颗粒注入系统和处理系统) 由378 kW的发动机驱动, 所有的地面装置都是自动化程序控制的。

整个系统的占地面积为42 ft2 (1 ft2=929.03 cm2) 。在无需停钻的情况下就可就地安装。与钻机连接的部分仅为一个在立管上的“三通”和一个安装在泥浆振动筛上的给料漏斗。在取出颗粒冲击钻头之前, “三通”在钻头正常工作的情况下就可安装。

4 样机试验

为研发颗粒冲击钻头和确定操作参数, 在犹他州盐湖城的TerraTek钻井和完井实验室开展了12次独立试验。大部分试验都是针对无侧限压缩强度为28～32 kPa的齿状白花岗岩进行的。因为齿状白花岗岩的硬度最接近于深部地层钻遇的坚硬岩层的硬度。

依据不同的钻压、转数和流速反复设计钻头, 模拟井深为5 000 ft的压力条件下, 获取的钻速从20～70 ft/h不等。在大气条件下用81/2 in钻头对同样的花岗岩进行试验, 钻速可达到100 ft/h。这些试验在证实颗粒冲击钻井技术可以较高速度打钻硬岩层方面的可行性, 以及确定达到此钻速所需的参数方面起到至关重要的作用。

钻头方面的试验进行完后, 最初的矿场试验安排在俄克拉荷马州的Catoosa天然气研究所的钻井试验场进行。这些试验主要是用于验证该系统在实际钻井中的可行性。一般都在较深的地方遇到坚硬难打的地层, 在Catoosa地区一般在井深达3 000 ft以上时钻遇。钻遇的硬地层主要包括密西西比石灰岩和Arbuckle白云岩以及其他种类的或硬或软的地层, 较软的油页岩、砂岩、硬质砂岩和石灰岩都被钻遇到。

在开钻之初的10 h, 钻穿种类最多的地层的钻速为113 ft/h。钻遇无侧限压缩强度为20～60 kPa的极其坚硬的地层时也没有出现钻进中断的现象。钻遇大段的密西西比石灰岩和Arbuckle白云岩时的钻速为30 ft/h, 这一钻速达到了该系统最初设计预期的钻速。经过对钻速的反复验证和系统可行性的研究, 证实了该系统的商业应用价值。

5 现场试验

在实验室测试和Catoosa地区的试验后, 该系统被应用于四个商业试验区。前三个试验区位于犹他州东部的Uintah盆地深度为10 000～15 000 ft井段的Mesaverde层段。第四个试验区位于东得克萨斯州的Travis Peak地层的一段, 深度在12 000 ft以下。

每一次试验过程中, 颗粒冲击钻井的钻速都逐渐提高。每一次试验系统效能的提高都通过钻时效率和进尺效率的提高得到体现。钻时效率是指利用颗粒冲击钻井所用的钻时占全部钻时的百分比。进尺效率是指在以24 h为一个周期内所获的钻井进尺。在最近钻的3口分支井的每一次试验中, 都对比应用了原先的设备和工具, 在同一井段该系统的钻速比传统方法的钻速提高了1.5～2倍。

在前三个试验中, 大部分研究和系统的开发都考虑到颗粒物处理系统。在前期试验过程中, 因为应用了压裂泵, 研究还从钻机设备的整体方面进行了考虑。

2007年3月, 在第四个现场试验过程中, 颗粒处理系统的性能得到完全的验证。然而, 当时由于压裂泵基或水力基的颗粒物注入系统不能持续输送所需体积量的颗粒物, 随着压力和深度的增加以及施工压力突然变化, 系统的工作效率下降得很快。

为此, 2007年7月, 开展了一项设计研发新的颗粒物注入方法的项目, 试图采用机械方法将颗粒物注入到立管中。通过几次基础试验和几种不同方法的论证, 研究出一种新的颗粒物注入方法。

6 结论

大量的实验数据和现场实验都表明, 应用颗粒冲击钻井技术打钻硬地层和腐蚀性层段, 钻速可获阶跃性提高。由于该项技术具有开创性, 利用该技术使原先在经济性上不可行的钻井施工变得可行。钻头设计、颗粒物回收和处理过程中遇到的难题一一被破解。被认为最难解决的问题, 即不断地把颗粒物注入到体积大、压力高的钻井液流中, 也即将得到解决。该项技术将获得最优化的配套和最高的效率。

篇4：钻井技术总结

关键词：套管钻井 应用技术

随着钻井技术的发展，勘探、开发、采油过程中人们对地下油藏的逐步认识，套管钻井技术在大庆油田得到了研究与试验。通过现场试验，油层钻遇情况、工期控制、成本控制等达到了预期效果，说明套管钻井技术工艺的设计符合现场试验要求。套管钻井过程中，着重注意以下几个方面问题：

1、套管钻井应用的范围

1.1套管钻井适用于油层埋藏深度比较稳定的油区。

由于套管钻井完井后直接固井完井，然后射孔采油，没有测井工艺对储层深度的测量、储层发育情况的评价，故此要求油层发育情况及埋藏深度必须稳定，这样套管钻井的深度设计才有了保证。

1.2适用于发育稳定，地层倾角小的区域。

由于套管钻井过程中不可避免地存在井斜，井斜影响结果就是导致完钻井深和垂深存在差异，井斜越大，这种差异越大。而地层倾角的大小、裂缝、断层等的发育情况，对井斜的影响起着重要作用。因此设计套管钻井区域地层倾角要小，裂缝、断层为不发育或欠发育，才有利于套管钻井中井斜的控制。

2、套管钻井中的准备条件

就位钻机基座必须水平，为设备平稳运转及钻井过程中的防斜打直创造良好的条件。

套管钻井中所选择套管必须是梯形扣套管，因其丝扣最小抗拉强度是同规格型号圆形扣套管的2倍左右，能有效增大套管钻井过程中的安全系数；其次梯形扣套管，便于操作过程中上卸扣钻头优选条件必须满足施工中扭矩尽可能小，水马力适中的原则。根据扭矩的情况，可以考虑选择牙轮钻头和PDC钻头。因牙轮钻头数滚动钻进，能有效减少转盘及套管扭矩，但其要求钻压较大，不利于套管柱的防斜。PDC钻头需钻压小，一般（20-60KN），钻进速度较快，套管柱所受弯曲应力小，扭矩小，符合选择要求。在选择钻头的同时，还要求选好水眼。水眼过小，总泵压高，对套管内壁冲蚀严重，长时间高压容易损坏套管；水眼过大，钻头处冲击力低，将影响钻井速度。

3、套管钻井施工中需注意几方面问题

3.1井斜控制问题

套管钻井过程中，井斜控制是首要问题，井斜直接影响到所钻井眼的垂直深度。也就是说油层的埋藏深度与所钻实际深度能否相稳合，关键取决于井斜。控制钻压10-30KN合理范围内钻进。由于套管钻井时，套管柱中没有钻铤和扶正器等，在加压过程中，套管柱受压极易弯曲导致井斜。因此钻井过成中要严格控制钻压，从这个角度讲，选择PDC钻头更适合于套管钻井。转盘转速控制为低转速，一般控制在60-120r/min内，低转速钻进过程，有利于套管柱的稳定，有利于井斜的控制。井架基座安装平直，保证开钻井口垂直，加强中途测斜监控，一方面便于了解控制下部井斜控制情况，另一方面便于计算垂深。

3.2套管保护问题

套管钻井完井后，套管柱直接留在井内，因此对套管保护很重要。要使用套管丝扣胶。套管依靠丝扣密封，在套管钻井过程中，要使用套管专用胶，保证丝扣部位密封可靠，联接牢固。套管防腐问题。套管钻进时，由于旋转，外壁受到磨损，其外防腐层容易脱落。内壁受到钻井液的冲刷，内防腐层也受到冲蚀。一是要求用于钻井的套管，做好内外涂层防腐；二是钻井中采用低转速小钻压钻进，有利于减少套管外壁的磨损，三是采用增大钻头水眼尺寸，降低管内泵压，减少钻井液对套管内壁的冲蚀。

3.3钻井参数控制

钻压控制在10-30KN。一是有利于防止套管弯曲引起井斜；二是有利于减少套管扭矩，防止钻进过程中出现套管事故。

转速控制压60-120r/min。其优点是：①减少套管柱扭矩；②低转速钻进，有利于减輕套管柱外壁与井壁之间的磨损。

总泵压控制在6-7MPa以内。一是减少钻井液对套管柱内壁冲蚀；二是减少对回压凡尔的冲蚀磨损。

3.4完井工艺过程控制

钻头上部、套管柱底部安装回压凡尔，有利于固井施工后能实施敞压侯凝。完钻后要处理好钻井液的粘切性能，并充分循环洗井，为提高固井质量做好准备。固井施工采用压塞碰压固井，碰压后试压，并尽可能敞压侯凝。如果敞不住压，可实施蹩压侯凝，所蹩压力为最大替压三分之一左右，并分别在3小时后放掉50%，8小时后放尽。

4、结论与建议

4.1套管钻井在大庆地区目前适用于700米以内，且地层稳定区域。

4.2由于受到井斜的影响，套管钻井井深受到限制。如何扩大套管钻井深度需要在钻压、转速、钻头选型、施工工艺等各方面进一步优化。

4.3套管防腐与耐冲蚀问题还有待进一步解决。

4.4固井工艺有待进一步与套管钻井工艺进行有机结合，着重解决固井质量问题。

篇5：钻井队长专业技术工作总结

我叫XXX，中共党员，今年XX周岁，于XXXX年X月参加工作，现任XXX公司XXX队队长。在公司党委和公司的正确领导下，我认真学习马列主义，毛泽东思想和邓小平理论认真贯彻落实“三个代表”的重要思想，为了适应石油天然气勘探开发的需要，围绕增储上产这个中心，我不断加强队伍管理，强化自身素质的提高，不断提高打井水平，出色的完成各种井型的钻探施工任务，为公司的发展做出了积极的贡献。现将我这些年的技术工作汇报如下： 一 发扬胜利钻井的优良传统，做一名优秀的石油工人

XXXX年X月，刚刚走出校门的我，带着对生活的美好憧憬来到胜利油田，分在了XXX公司XXXX队，成了一名光荣的石油工人。在师傅的严格要求下，我刻苦认真的学习专业知识，一个岗一个岗的认真实践，不到一年的时间，我被破格提拔到司钻岗位。在司钻岗位上，我带领全班出满勤，赶满点，班班超额完成任务，多次受到领导的表扬和嘉奖。年年被评为公司双文明个人。由于我工作出色，又被破格提拔为副队长。担任副队长职务后，我坚持住井，抢着承包项目井，每口井从搬家安装开始，精细管理，周密安排，坚持科学管理，质量第一，口口井都已见到了很好的经济效益。二 坚持脚踏实地、严细认真的工作作风，身先士卒，处处以公司发展大局为重，为公司的生产赢得了主动。

2001年初，我刚刚接手这个队，为了摆脱原来管理上的混乱状况，我首先带领干部队伍，从自身做起，纠正队伍管理中的薄弱环节，制定严格考核和管理机制，纠正队伍管理中的不正之风，在全队形成一种积极向上、忘我工作、一切为了全队利益的蔚然正气。

为了搞好技术管理工作，我身先士卒，从自身做起，纠正队伍管理中不良的作风，加强技术管理中的薄弱环节，制定严格考核和管理机制，在全队形成一种积极向上、忘我工作、一切为了全队利益的蔚然正气。堂堂正正做人，清清白白做官，扎扎实实做事，是党章的要求，人民的愿望，也是我的座右铭。我始终坚持理论联系实际、密切联系群众，在群众中树立良好的个人形象，严格按照党员干部的标准严格要求自己，自重、自省、自警、自励，以身作则，率先垂范，自觉接受党和群众的监督。在思想上、行动上真正解决好为谁掌权、为谁工作、为谁服务的问题。

工作中，我真抓实干，注重学习和总结。每口井从生产运行，到工程设计下达，我都根据设计和地层特点，结合邻井的资料和以往的经验教训，集思广益制定出符合实际的科学施工方案，并认真向职工交底，保证人人明白，岗位清楚，并加强施工过程中与工程、地质、气测及其他单位的协作关系。在中间技术管理中，严细管理，主抓落实，真正实现钻井施工的安全、快速、高质量、高水平，钻井速度有了明显提高，每口井都见到了明显的经济效益，总体经济效益逐年提高。三 坚持科学技术是第一生产力

我带领XXXX队的全体职工，勤勤恳恳、任劳任怨，坚持不懈的学习新技术，刻苦钻研业务知识，深入到现场实际中去，攻克了一个又一个技术难题，牢固树立创新意识，大力推广应用钻井新工艺、新技术，强化现场井控管理，不断规范和完善复杂区块调整井的打法，深入现场扎实抓好各项技术措施的落实，确保钻井施工的安全，优质，高效。为公司树起了一面光辉的旗帜，为党旗增添了光彩。

2002年初,公司把XXX地区水平井的施工任务交给了我队。该地区的水平由于井深结构、地层和地质方面的原因，施工难度特别大，其他井队都不愿在该地区打井。接到任务后，我立即下了军令状，保证优质、快速、高效的交出合格井。在公司的指导和帮助下，我和全队职工吃住在井上，仔细分析井下出现的每一个异常情况，有时为了盯关键环节，查找原因，从白天到晚上，一直坚守在钻台上。工作中，我真抓实干，注重学习和总结。我积极组织干部、大班、司钻根据设计和地层特点，结合邻井的资料和以往的经验教训，集思广益制定出符合实际的科学施工方案，并认真向职工交底，保证人人明白，岗位清楚，实现钻井施工的安全、快速、高质量、高水平，加强施工过程中与工程、地址、气测及其他单位的协作关系，使整体钻井速度逐步提高，今年施工的每一口井都见到了明显的经济效益。

通过坚持不懈的努力，终于圆满完成水平井的施工任务，为以后水平井的施工积累了宝贵的第一手资料。以后我队在该地区又合格的交出了3口水平井。累计节约钻井成本180万元。四 攻克超高压井钻井施工技术难题。

XXX地区属于高渗透油层，经过十几年的高压注采工艺，地层压力高，一些区块出现了异常高压，特别是七、八两区断层线附近，更是“雷区”，以前在此施工，处处险象环生，断层线上曾发生过井喷、井涌、井漏、卡钻以及井眼报废等复杂及事故，因此历来是钻井的禁区。今年根据近年来孤东调整井的施工情况，总结了十六项措施，包括一次井控的落实，注水井停注、卸压，井控设施的标准安装及试压、打开油气层坐岗等。

今年在断层线附近施工了1口高压井，攻克了钻超高压井的技术难题。我队施工的XXX井就在断层附近，设计密度1.60 —1.75g/cm3。二开之前准备好重泥浆，900米用密度1.25 g/cm3 的泥浆穿气层。1050米之前将密度加之1.70—1.75 g/cm3，同时搞好短起下钻，保证上部井眼畅通。全井加强班班作岗制度，防喷防漏并举。利用储备泥浆，及时处理了530米井口外溢现象及加重后泥浆漏失情况，杜绝了复杂事情的发生，成功的拔掉了这口“钉子井”，受到了甲方的高度赞扬。

五 我勤于思考，积极运用新技术，指导现场生产，提高经济效益。

篇6：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。

篇7：2009年上半年钻井技术总结

-------中油海9号平台

一、工作量完成情况

2009年中油海9号平台于3月26日离开大连造船新厂码头起航，拖往目的地埕海12井。到2009年6月16日，上半年出海总天数82天，作业总周期59.5天，作业时间占总天数的72.56%。上半年年累计开钻3口井，交井3口井，永久弃井2口，累计钻井进尺7237m（投产以来钻的最深井3950米），平均完钻井深2412.33m，钻机月速3446.2m/台月，平均机械钻速19.57m/h，三口井主要技术指标如下：

二、积极推广应用PDC钻头+马达配套钻井技术

上半年用PDC钻头钻井进尺5892m，占半年总进尺的81.41%；用PDC钻头+马达钻井进尺3216m，占全年总进尺的44.44%；半年共用钻头16只：其中埕海12井用4只，埕海14井用2只，新港2井用10只：其中PDC钻头8只：其中埕海12井用2只，埕海14井用2只，新港2井用5只；平均单只PDC钻头进尺 737m。新港2井二开∮311.1mm井眼使用了大港中成生产的型号为MD9531RG的PDC钻头，井段301m-2213m，该只钻头于5月20日2:00点二开钻进，21日2:00钻至井深1393米，日进尺达1093米，机械钻速达71.67米/小时，创造了新平台12-1/4”大井眼在该区块日上千米的钻井记录。

三、简化钻具结构、加强PDC钻头选型

在导向动力钻进中，简化钻具结构，优选钻头型号，在新港2井二开使用大港中成PDC型号为MD9531RG钻进到2113m，钻具组合：Φ311.15mmMD9531RG PDC钻头*0.3m+Φ244.5mm马达（1.25°）*9.89m+Φ311.15mm扶正器*1.06m+Φ203.2mm无磁钻铤*9.1m+MWD短节*1.08m+Φ203.2mm无磁钻铤*9.01m+Φ203mm钻铤*18.8m+Φ127mm加重钻杆*200.44mm+Φ127mm钻杆至顶驱。取得里较高的机械钻速，并很好的控制了井深质量。在新港2井三开导向动力钻进时，进一步建华钻具，优选钻头，使用百斯特MS1365SG PDC钻头，钻具组合：Φ215.9mmM1365SG PDC*0.3m+Φ172mmMotor*7.33m+Φ214mmSTAB*1.85m+Φ165mmNMDC*9.14m+MWD*2.18m+Φ165NMDC*9.17m+Φ165mmDC*27.58m+Φ127mmHWDP*200.44m+Φ127mmDP，井段3602-3950米，进尺348米，机械钻速13.65m/h，在该区块同井段中取得了较快的机械钻速。

三、创区块最高机械钻速，日进尺上千米

新港2井为三开预探直井，设计井深3950米，二开为12-1/4”井眼，设计井深为2293米。2009年5月20日2：00点顺利的拉开二开作业序幕，21日2：00钻进至井深1393米，日进尺达1093米，钻速达71.67米/小时，创造了新平台12-1/4”大井眼在该区块日上千米的钻井记录，同时也创造了该区块同井段最快机械钻速。

四、加强泥浆管理，优选钻井液体系

在新港2井三开215.9mm井眼使用Magcobar泥浆公司提供的ULTRADRIL 泥浆体系，该泥浆体系已在渤海地区近200口勘探开发井的施工中成功应

用，并且显著的提高了井身结构质量和钻井井下安全以及缩短了建井周期。本井段钻遇东营组凝灰岩泥沙岩互层，间断出现小段砾石和玄武岩地层，容易井漏和井塌。日常钻井液维护以补充新浆为主，再根据性能的变化用少量的添加剂对循环系统内的泥浆处理调控，保持性能的相对稳定。经过对泥浆的处理，确保钻遇漏失底层后减少泥浆消耗。在井段的后期适当的补充HKD-1，进一步提高泥浆稳定性，掉块减少。并保证了电测一次到底。

五、强化过程控制，施工质量得到保证

质量是赢得甲方信任的保障，我们在施工过程中，严把 “井眼轨迹、固井、取心” 三大质量关，上班年交井的3口井，井眼轨迹质量、固井质量，合格率达100%，井壁取心收获率达100%。这些成绩的取得主要取决于以下几个方面：

1、确保井眼轨迹质量方面：使用导向道理钻进，做到对轨迹随时监测，及时调整，严防狗腿度超标。

2、确保固井质量方面：在固井前我们组织协作单位召开固井协调会，明确岗位分工，提前对固井设备包括固井工具、下灰系统、气路仔细检查，发现问题及时整改，保证固井期间不因设备问题造成固井失败；对泥浆性能充分循环调整，满足固井要求；根据测井井径曲线，精确计算固井用灰量，确保水泥返高符合甲方要求。

六、完善井控设施，狠抓井控管理

根据事业部明确“井控重点在基层、关键在班组、要害在岗位”的井控管理要求，加强了井控管理。一是对设备进行了完善，用液压自动锁紧装置代替原来机械手动锁紧装置机构，即保证发生溢流关井后自动锁紧的可靠性。二是根据平台可变载荷情况，合理储备重泥浆和加重材料的数量达到设计要求。三是必须对全套BOP进行进厂检查、试压，保证了井控设

备正常，坚持做好每口井各次开钻前、打开油气层的井控检查，试压，验收工作和与分包商进行联合防喷演习。四是严格井控培训制度，职工在培训中心取得井控培训后，由事业部有关部门重新进行考核，不达标者采用自负培训费的方式来加强职工掌握井控理论知识。五是现场利用班前班后会学习井控应知应会，定期对职工进行考核。

七、现场领导的严格管理

为了保证全面安全生产，平台经理时刻盯牢钻井过程的各个重要环节，监督现场技术措施和工艺纪律的落实情况。狠抓施工工艺策划，现场组织、技术指导和生产协调工作。监督平台所有技术资料的收集与整理工作，抓好现场各种演习。建立相应的技术考核奖惩机制，使平台技术管理和现场操作标准化、规范化，防止由于操作失误造成的井下复杂和事故，通过奖惩考核办法的实施，严格现场技术管理，激励平台技术管理上水平。

篇8：优化区域钻井技术提高钻井速度

胜利油田早在2004年就提出和逐步实施了区域钻井技术, 该技术针对胜利油区部分区块的地层结构、岩性特征, 推荐出与之相适应的钻具组合、优选参数、泥浆体系及其配制、使用和维护等配套技术方案, 对特殊地段施工难点、注意事项和潜在的复杂情况及预防处理措施也作了相应提示。2012年我们围绕重点区块, 分析施工难点和易发生的井下复杂情况, 在以往施工经验的基础上将区域化钻井模式进行了改进和升级, 起到了成果显著, 钻井速度得到了进一步提高, 为公司取得良好经济效益做出了贡献。

1 樊162、樊3、樊5区块

施工难点:

该地区的井设计井深一般在3 000m左右, 完钻层位在沙四段。本地区压力系数情况, 钻井液密度一般在1.40g/cm3～1.50g/cm3井深结构大部分表层和油层。在施工中应做好以下几方面工作:防粘卡、防斜、防喷 (地层压力较高) 、定向井防碰、防油气层污染。

进入沙一段以后有大段的灰质泥岩并夹杂少量石膏易造成缩径;进入沙三段以后泥页岩水化不均匀及微裂缝裂解造成坍塌明显, 井径不规则, 易造成电测阻卡的情况。2011年电测成功率仅有66.7%。

改进措施:

通过优化钻井液技术方案, 使用强抑制强封堵高性能防塌钻井液, 做好稳定井壁, 防塌, 携岩、润滑等工作;加强短起下钻, 电测前通井等技术措施, 确保电测一次成功。

取得效果:

2012年完成7口井, 电测成功率100%, 同比提高33.3%。

2 高21区块

施工难点:

高21区块上部地层泥岩含量高, 易水化缩径, 下部地层灰质泥岩、灰质砂岩、火成岩夹层多, 普通PDC钻头不适应。

改进措施:

与研究单位合作试验, 改进复合片的尺寸和布局, 研制了双排齿5FPDC钻头取得了较好的效果。

取得效果:

2012年完成8口井, 平均井深3 474.63m, 同比增加80.23m, 平均机械钻速17.37m/h, 同比提高1.83m/h。

尤其是高21-斜41井通过使用改进胎体双排齿5FPDC钻头, 平均机械钻速较邻井提高41.82%。

3 纯化油区纯26、纯41区块

施工难点

本区沙三中储层为夹持于两套深水泥岩中的湖底扇沉积。有较多的泥岩夹层。多数井表现为一个大的正韵律沉积, 岩性下粗上细, 中下部多为砾岩、含砾砂岩。下部地层因注水井影响造成密度高。沙四段底部石膏污染, 砂岩及孔店紫红色泥岩缩径, 泥岩垮塌严重, 易形成“糖葫芦”井眼, 施工中常发生电测遇卡现象。

改进措施:

1) 及时关停注水井, 并由技术员负责落实到位。钻入注水层位前加强座岗观察, 发现泥浆性能异常及时采取措施;

2) 提前对钻井液进行预处理, 防止沙四底部石膏层污染。完钻后, 搞好短起下通井措施, 调整钻井液性能达到电测要求, 确保电测成功率。

取得效果:

2012年完成28口井, 平均井深2649.70m, 同比减少12.52m, 平均机械钻速29.02m/h, 同比提高3.08m/h。

4 坨128区块

施工难点:

该区块由于多年的开采和长期注水, 使地层压力发生很大变化, 地层压力比较紊乱, 上部地层松软易塌, 承压能力差, 易井漏;下部地层夹层多, 地层含灰质泥岩、砂砾岩, 研磨性高钻时慢;邻井密集, 井间防碰存在难题。

改进措施:

1) 优选高效钻头、优化钻具组合和钻进参数, 二开前及时做好防碰预案;

2) 采用以扩大器代替扶正器的常规钻具组合, 使牙轮的使用情况易于判断, 减少了起下钻时间, 提高了钻井速度。

取得效果:

2012年完成7口井, 平均井深3 380.29m, 同比提高47.98m, 平均机械钻速21.03m/h, 同比提高3.85m/h。

5 坨76区块

施工难点:

该地区的井设计井深2500m左右, 完钻层位为沙二、沙三段, 井身结构为二开长裸眼井。该地区沙二段为主要开发层, 由于多年的开采和长期注水, 使地层压力发生很大变化, 地层压力比较紊乱, 上部地层松软易塌, 承压能力差, 易井漏, 并且部分地区还存在浅气层。

改进措施:

1) 通过应用双模承压技术, 提高地层承压能力, 全年未发生钻进井漏情况;

2) 加强井身轨迹控制、把握润滑剂加入时机和加量、加强活动钻具。

取得效果:

2012年完成3口井, 平均井深3 898.67m, 同比提高203.34m, 平均机械钻速13.72m/h, 同比提高4.21m/h。

尤其施工完成的坨76-斜25井, 完钻井深3901m, 平均机械钻速15.04m/h, 创该区块同类型平均机械钻速最高好成绩。

6 八面河、羊角沟地区

施工难点:

该油区东临渤海湾, 是典型的海相沉积构造地带产油地区。属于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷, 构造复杂, 部分区块东营组地层缺失。该地区地层倾角大而无序, 方位漂移无规律。2012年施工井特点是浅井多, 定向点浅, 起下钻时间占钻井比例大。以往一律采用HAT127牙轮钻头, 泵压低、钻头水马力小, 影响钻速。

改进措施:

1) 二开采用“一趟钻”技术, 减少起下钻时间;

2) 根据不同地层, 试验PDC钻头, 在羊角沟地区取得成功, 降低喷嘴直径, 利用水马力辅助破岩, 使机械钻速有了大幅增加。

取得效果:

2012年完成41口井, 平均井深1725.61m, 同比提高144.37m, 平均机械钻速32.29m/h, 同比提高4.97m/h。

7 结论