(QC)提高口井钻井液现场管理水平

提高口井钻井液现场管理水平

前言

在钻井液现场管理方面，本公司技术科按照分队承包责任制模式进行管理。由于基层队泥浆工频繁更新，技术素质参差不齐,对钻井液技术交底的精神理解有偏差，在钻井液施工中，口井钻井液性能达不到最优化。因为钻井液管理问题，造成井下情况不正常，甚至出现复杂情况，影响了钻井速度及效益。本课题就提高口井钻井液现场管理水平开展QC小组活动，通过几个月的QC活动，取得了一定的成效。

一、小组概况

表一小组概况表

二、选题理由

由于我公司目前各井队基层队泥浆工频繁更新，技术素质参差不齐，对钻井液技术交底的精神理解有偏差。在钻井液施工中，因为钻井液管理问题，造成井下情况不正常，甚至出现复杂情况，影响了钻

井速度及效益。为提高口井钻井液现场管理水平，特选择本课题开展QC 小组活动。

三、现状调查

2006年共开钻311口，交井310口。针对钻井液管理QC 小组活动的主题，我们统计出38口井钻井液现场管理问题，并逐一进行分析，然后分类列出现状调查表(见表二)。

表二 现场管理薄弱点现状调查表

制表人： 日期：2007.01.10

根据调查表，我们画出了柱形图（见图一）。由现状调查柱形图可明显看出影响钻井液现场管理水平的主要原因是口井性能达不到最优化。

图一 现状调查柱形图

制图人： 日期：2007.01.10

76.32%

10.53%

7.89% 5.26% 0.00%

10.00% 20.00% 30.00% 40.00% 50.00% 60.00% 70.00% 80.00% 口井性能达不到最优化系列

四、目标确定

尽最大努力使口井钻井液性能达到最优化，从而提高钻井液现场管理水平。

五、目标可行性分析

目标确定以后，小组成员进行了可行性论证。大家一致认为，经过小组成员的共同努力，以及公司领导对钻井液现场管理的高度关注，实现目标是可行的。

1.钻井液技术是钻井技术很重要的一部分，本次活动受到公司领导的极大关注和支持。

2.小组成员由技术科钻井液现场管理全体人员组成，人人都有多年的现场管理经验。有信心、有能力完成本次活动的主题。

3.历年来获奖情况：小组成员具有多年的QC小组活动经验，自1991年成立以来，先后获总公司优秀QC小组成果一等奖8次、二等奖5次，局级一等奖4次、部级二等奖3次。

六、原因分析和要因验证

1.原因分析

小组成员对造成口井性能达不到最优化的原因进行了认真地分析，找出了造成口井性能达不到最优化的各种因素，做出亲和图，如图二。

制图人：日期：2007.01.16

图二口井性能达不到最优化原因亲和图

2.要因验证

在亲和图分析的基础上，通过专家会签法（10分评价）对末端因素进行要因确认，判定主要因素。

表三专家会签法（10分评价）矩阵评价表

表四要因确定表

通过专家会签法可看出，16个末端因素中按重要度排序的前5名的累积百分比达到75.2 %，可以判定为主要因素。

七、制定对策

针对造成口井性能达不到最优化的主要因素，我们制定了如下对策。

表四解决口井性能达不到最优化对策表

八、对策实施

实施一

1.总公司技术监督部门领导组织泥浆现场人员，对现场所使用的钻井液材料按功能进行细致分类。在此基础上，又广泛征求了科研单位、泥浆专业权威人士的宝贵意见。

2.按降失水、防塌等材料类别统一检验标准，优选出质量过硬的钻井液材料。淘汰了部分质次价高的钻井液材料。这对搞好钻井液现场管理起到了良好的促进作用。

3.通过对钻井液材料的配伍性研究，发现现场取回的钻井液样品的PH值都偏低。现场钻井用水的矿化度在3000～8000ppm，个别的水样高达 20000ppm，处理如此高矿化度的钻井液，PH值一定要大于10，这样褐煤类（即腐殖酸类）、丙烯腈的衍生物、纤维素类产品才能发挥其作用。混原油的钻井液PH值一定要大于10，这样利于原油乳化，又利于调整钻井液流型。

实施二

1. 通过对降低钻井液高温高压失水材料的优选，大家一致认为，对

于钻探中深井，丙烯腈的衍生物（如：SJ-1、天然高分子）降低钻井液高温高压失水最快；树脂褐煤类次之。但在现场，常常两类配伍使用，这样既达到降低钻井液高温高压失水的目的，又利于调整钻井液流型。

2.通过对封堵类材料的优选，大家一致认为，对于钻探东营组以下地层合适软化点的沥青石蜡类封堵效果最好。加量不能太小，一般2～3%，一次性加足，后期主要以补充维护为主。

3. 在钻探东营组以下泥岩地层时，可使用有机硅类钻井液防塌材料，使钻井液转型。硅氟井壁稳定剂、有机硅醇井壁稳定剂能与泥岩断面发生化学反应，对于稳定泥岩有良好的效果。

实施三

1.二开后，中深井第一只钻头能钻至井深1800～2100m，一般使用大循环钻进至1300m。这时可改成双路循环，再钻进200～300m彻底改为小循环，开始第一次定性处理。处理一定要到位，各项钻井液性能达到技术交底要求。

2.为减少钻井液对井壁的冲刷，形成优质泥饼保护井壁，钻至馆陶组中部即开始迅速降低API失水至5mL，因为馆陶组底部一般都有大段的砂砾岩体。

3.为预防泥页岩水化膨胀造成坍塌掉块，钻至东营组中部即开始迅速降低HTHP失水。按技术交底要求进入沙河街组前一定要降低HTHP失水至15mL。处理钻井液的力度要大，降低HTHP失水要快。

4. 进入沙河街组前50m开始加入封堵类、硅类防塌材料。按设计加量一次性加足，后期主要以补充维护为主。

实施四

１. 通过对钻井液絮凝剂的絮凝效果实验研究发现，分子量在300～500万的PAM絮凝效果最好，含量50～100 ppm即能产生絮凝；一般大循环时PAM控制加量为500～1000ppm即可，按百分含量是0.05～0.1%。

2. 通过对钻井液包被抑制剂的抑制能力实验研究发现，分子量在1100万以上的高分子强力抑制剂LS-YW抑制能力最强，加量0.3～0.5%即可。对于造浆能力强的泥岩地层抑制剂的加量要大，以泥岩岩屑不泥糊筛布为好。岩屑若能从筛布上顺利滑下，说明抑制剂的加量已到位。

3.在钻井液现场施工中，为满足钻井液悬浮、携带岩屑的需要，上部地层（东营组以上）钻井液的MBT控制在30～50g/L。随井深增加，钻井液的MBT也逐步提高。为减小对疏松、不稳定地层（东营组以下）的冲蚀作用，钻井液的MBT控制在60～80g/L。这样也有利于较大颗粒岩屑的携带。钻井液的MBT值非常重要，粘土相是网架结构最重要的组成部分，过多过少都不利。

实施五

1.尽量不在地层交接面、胶结疏松井段、地层不稳定井段开泵，定点循环。长时间定点循环容易产生大肚子井眼，粒径大的岩屑在大肚子内堆积，后患无穷。

2.强化钻井工程技术措施，注意开泵循环方式方法。较大幅度上下活动钻具，尽量避免形成“糖葫芦”井眼。这样的井眼使钻井液的性能无所适从，很难达到最优化。

3. 钻进疏松、不稳定地层时，适当提高钻井液粘切，减少对井壁的冲刷；按技术交底要求加足防塌类钻井液材料，预防井壁坍塌掉块形成“糖葫芦”井眼。