第6章钻井液设计
井控工艺 第六章 溢流原因与预防
三、钻井液密度的降低
1、地层流体侵入 、 2、调整钻井液性能 、 3、处理事故 、
四、起钻时产生的抽汲压力
1、核对灌浆量 、 2、短起下钻法 、
五、其它原因
第二节 溢流的预防
一、正常钻进工况下溢流的预防
1、调整井中，钻开油气层前必停止注水井并泄压后 、调整井中， 方能钻开油气层。 方能钻开油气层。 2、进行随钻压力监测，并绘出全井地层压力曲线。 、进行随钻压力监测，并绘出全井地层压力曲线。 3、不能边混油边钻井。 、不能边混油边钻井。 4、若遇快钻、 应立即停钻观察。 况，应立即停钻观察。 5、设计合理的井身结构。 、设计合理的井身结构。 6、开泵不要过猛，泵压不要太高。 、开泵不要过猛，泵压不要太高。 7、及时除气。 、及时除气。 8、钻至较厚气层时，钻速要慢，分段打开气层。 、钻至较厚气层时，钻速要慢，分段打开气层。 9、严格执行“六不钻开”规定。 、严格执行“六不钻开”规定。
二、起钻工况下溢流的预防
1、控制起钻速度。 、控制起钻速度。 2、认真及时地灌浆，并核对灌入量。 、认真及时地灌浆，并核对灌入量。 3、在油气层段钻进必须进行短程起 、 下钻。 下钻。 4、认真座岗。 、认真座岗。
三、下钻工况下溢流的预防 1、控制下钻速度。 、控制下钻速度。 2、防止井漏，并做好堵漏措施。 、防止井漏，并做好堵漏措施。 3、在油气层中下钻时要分段循环， 3、在油气层中下钻时要分段循环， 不可一次将钻具下至井底再循环。 不可一次将钻具下至井底再循环。 四、空井工况下溢流的预防 1、空井时间不要太长。 、空井时间不要太长。 2、认真座岗，并做好记录。 、认真座岗，并做好记录。
第六章 溢流的原因与预防
溢流是指地层流体侵入井筒， 溢流是指地层流体侵入井筒， 钻井液自动流出井口的现象。 钻井液自动流出井口的现象。 产生溢流的根本原因是井底 压力小于地层孔隙压力。 压力小于地层孔隙压力。
第6章水平井井眼清洁计算方法
第1节水平井井眼清洁重要性由于大斜度井段、水平井段，岩屑的重力效应及钻杆偏心严重（窄间隙处泥浆流速小甚至有可能为零，失去了悬屑、携屑的能力），岩屑极易在大斜度井段和水平井段形成岩屑沉积床，造成井壁不稳定，形成键槽、沉砂卡钻事故等。
钻速下降，起下钻抽吸压力升高，摩阻、扭矩急剧增加，这些都成为大位移井、水平井钻井的不利因素。
大位移井的井眼清洁不好还会造成以下问题：一是不能将钻压传至钻头；二是不能解释井的方位变化；三是泥浆漏入产层，降低了最终采收率等等。
后侧钻；z英国北海Arbroath油田22/17 T14井由于井眼清洁不好，致使套管提前下入，然后又由于有岩屑床的存在，导致在井深10328ft 处将钻具卡死，侧钻后由于仍然存在井眼清洁不好的问题，因此又在新井眼井深11225ft处再次将钻具卡死；z英国BP公司在Wytch Farm油田所钻4口大位移井都不同程度地出现了与井眼不清洁有关的问题。
井眼清洁影响因素井眼清洁情况现场经验判断方法，主要有：（1）岩屑形状评价（2）岩屑尺寸评价（3）井眼畅通评价（4）岩屑含量评价（1）岩屑形状评价钻井液携砂能力很强时，钻出的岩屑可能很快离开井底并随钻井液返出。
这时，岩屑棱角清晰或比较清晰，磨圆度差，表明井眼清洗良好。
反之，尽管岩屑离开了井底，但岩屑在整个循环过程中处于上升和下沉交替状态，直到将棱角磨掉尺寸磨小之后才逐渐被返出地面。
钻进过程中认真观察每米携出的砂样的磨圆程度。
根据钻井实践提出：磨圆砂样小于20%井眼清洗良好；小于30%井眼清洗中等；30%～50%井眼清洗较差；大于50%则在大斜度井段必定存在较为严重的岩屑床。
（2）岩屑尺寸评价岩屑尺寸随钻头类型、机械钻速和地层胶结程度及岩性而变化。
当钻头类型、机械钻速和地层岩性保持基本不变时，岩屑尺寸大小也可间接表示井眼清洁程度。
钻进过程中返出岩屑除棱角明显外，还能见到已钻过地层的较大岩块时，表明钻井液具有强的携带能力。
钻井手册
钻井手册（第2版）（共2卷）专注于实际应用技术，并且具有理论知识和实践经验。
该手册分为两册。
第一卷的主要内容包括：钻井设计，地层压力和井眼结构，套管设计和套管操作，固井完井，钻井液，钻头和钻井参数设计，井控技术，钻柱和井底组件设计；第二卷的主要内容包括：特殊工艺井的钻井，欠平衡钻井，海上钻井，深井和超深井钻井，钻井设备和工具以及地质条件综合质量评估，钻井HSE管理，井下复杂性和事故，新钻井技术，附录。
内容有效性钻井手册（第2版）（共2卷）可供从事石油和天然气钻探工程的技术人员和管理人员使用，以及相关专业技术人员，管理人员和相关大专院校的师生的参考资料。
书籍目录钻井手册内容：第一卷第一章钻孔设计第1节钻孔设计的基本要求第2节钻孔设计的基本原则和程序第三节普通钻井设计的主要内容第4节批量钻孔设计的主要内容第5节钻井工程的质量要求第六节钻井施工设计与规划第七节钻井设计的监督与实施附录I钻孔设计规范附录二中国石油竖井工程设计资格管理办法附录3钻井质量控制规范（SYFI，5088-2008）第二章地层压力与井筒结构设计第一节几个基本概念第2节原地应力第三节地层孔隙流体压力第四节地层破裂压力第5节地层塌陷压力和井眼稳定性第六节井眼结构设计参考第三章套管设计与套管操作第1节套管柱类型第二节套管设计的机械基础第三节套管载荷分析第四节API套管强度计算公式第五节双轴应力计算第6节套管特性第7节套管柱设计第8节特殊井的套管柱设计第9节套管操作第十节套管井口设置计算附录通用相关标准第四章固井与完井第一节油井水泥第二节水泥浆性能第三节油井水泥添加剂和掺合料第4节介词液第五节水泥浆的流变第六节水泥浆设计第7节固井工艺第八节水泥挤注水泥浆塞第九节特种井固井技术第十节固井质量评价第11节固井设备，工具和配件参考第五章钻井液第一节概述第二节钻井液性能第三节钻井液性能测试仪器及方法第四节常用钻井液系统及其应用第五节钻井液原料及添加剂第6节钻井液系统，性能和配方设计。
钻井液技术规范
附件钻井液技术规范(试行)中国石油天然气集团公司二○一○年八月目录第一章总则┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3第二章钻井液设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3第一节设计的主要依据和内容┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3 第二节钻井液体系选择┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄4 第三节钻井液性能设计项目┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄5 第四节水基钻井液主要性能参数设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄7 第五节油基钻井液基油选择和主要性能参数设计┄┄┄11 第六节油气层保护设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄12 第七节钻井液原材料和处理剂┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄13 第八节钻井液设计的管理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄13 第三章钻井液现场作业┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄14第一节施工准备┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄14 第二节预水化膨润土钻井液与处理剂胶液的配制┄┄┄14 第三节淡水钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄15 第四节盐水钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄15 第五节水包油钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄16 第六节油基钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄16 第七节钻井液性能检测┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄17 第八节现场检测仪器┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄18 第九节现场钻井液维护与处理的基本原则┄┄┄┄┄┄20 第十节水基钻井液性能维护与处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄20—1 —第十一节油基钻井液性能维护与处理┄┄┄┄┄┄┄┄23 第四章油气层保护┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄24 第五章循环净化系统┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄25 第一节设备的配套、安装与维护┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄25 第二节钻井液净化设备的使用┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄27 第六章泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄28 第一节一次性泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄28 第二节可循环泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄29 第三节压井液和压井材料的储备┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31 第七章井下复杂事故的预防和处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31 第一节井壁失稳的预防与处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31 第二节井漏的预防与处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄33 第三节卡钻的预防和处理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄35 第八章废弃钻井液处理与环境保护┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄37 第九章钻井液原材料和处理剂的性能评价与储存┄┄┄┄37 第一节技术标准与性能评价┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄38 第二节钻井液原材料和处理剂的储存┄┄┄┄┄┄┄┄38 第十章钻井液资料收集┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄39第十一章附则┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄39 附录┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄40—2 —中国石油天然气集团公司钻井液技术规范第一章总则第一条钻井液技术是钻井技术的重要组成部分，直接关系到钻探工程的成败和效益。
第六章 高密度饱和盐水钻井液
第六章高密度饱和盐水钻井液技术第一节高密度饱和盐水钻井液概述一、饱和盐水钻井液的作用和发展概况凡NaCl含量超过1%（质量分数，Cl-含量约为6000 mg/l）的钻井液统称为盐水钻井液。
一般将其分为以下三种类型：（一）欠饱和盐水钻井液其Cl-含量自6000 mg/l直至饱和之前均属于此类。
（二）和盐水钻井液是指含盐量达到饱和，即常温下NaCl浓度为3.15×105 mg/l（Cl-含量为1.89×105mg/l）左右的钻井液。
注意NaCl溶解度随温度变化而变化。
（三）海水钻井液是指用海水配制而成的含盐钻井液。
体系中不仅含有约3×104 mg/l的NaCl，还含有一定量的Ca2+和Mg2+。
根据含盐量的多少，在国外出版的专著中又将盐水钻井液分为以下几种类型：含盐量在1%~2%时为微咸水钻井液，在2%~4%时为海水钻井液，在4%与近饱和之间时为非饱和盐水钻井液，在含盐量达最大值31.5%时则被称为饱和盐水钻井液。
如前所述，为了防止盐膏层发生塑性变形和盐溶而造成缩径或井塌等复杂情况的发生，—154—提高所用钻井液的密度是非常有效和必要的，这一点已被国内外盐膏层钻井的实践所证实。
例如，华北油田新家4井使用油包水乳化钻井液钻3630~4518m的盐膏层井段，当钻井液密度为1.90~1.95 g/cm3时，在盐岩或含盐膏泥岩处，起下钻均会遇阻。
而钻井液密度提高至2.03~2.04g/cm3时，井下情况正常，下钻仅轻微遇阻，不需划眼就可通过。
因此，为保证安全顺利钻穿盐膏层，必须提高钻井液密度至能够控制盐岩蠕变和塑性变形所需范围。
所需密度应根据井深、井温及盐岩蠕变规律来确定，同时还要根据已钻井实际资料和岩心实测试验数据来进行修正，钻井过程中还需根据该井段的实际情况随时进行调整，以确保钻井作业的顺利进行。
钻井液密度的具体确定方法和应用图版已在第四、五章详细介绍过，在此不再赘述。
一般情况下，盐的溶解是造成盐膏层钻井过程中各种井下复杂情况的主要原因。
钻井液和完井液
铁铬木质素磺酸盐 (FCLS)使用 —— 一般配制成碱液使用。 • FCLS碱液旳配制
FCLS : NaOH = 3 ~ 5 :1
（FCLS + NaOH）混合碱液 = 1/5或1/10
例题
40ml FCLS碱液（3：1，1/5）中，含固体 FCLS多少克？NaOH多少克？ 解：FCLS+NaOH总重为：
1.钻井液稠化原因 因为粘土颗粒表面与端面性质不同：
带电情况不同 —— 表面带负电，端面带正电。
Si +
Al +
水化程度不同 —— 表面水化膜厚，端面水化膜薄。
钻井液稠化原因： 当钻井液中固相含量高和外界污染变化粘土表面性
质时，极易形成：端-端、端 — 面联结旳空间片架构造， 从而造成： • 钻井液构造粘度增长； • 片架构造包住大量自由水，流动阻力增长。
降粘剂作用特点
• 主要作用于端面 • 用量少、效果明显 0.5~1%（因为端面少）。 • 降失水与降粘作用有时相一致，有时不同。 • 主要降低 0、 c、’，不降 s。
3. 常见降粘剂
单宁酸钠（NaT） 磺甲基单宁（SMT） 铁铬木质素磺酸盐 (FCLS) 两性离子聚合物降粘剂（XY -27） SSMA(磺化聚苯乙烯顺丁烯二酸酐钠盐） 硅氟降粘剂
• 成本低。
关键： 保持粘土颗粒旳高度分散。
2. 选土与配浆 选土 要求：至少旳土量得到最高旳粘度。 试验观察：不同旳土到达相同粘度时，用土量相差很大。
粘度 mPa.s
优质膨润土
一般粘土
劣质粘土
15 0
土量%
选择配浆土旳指标 —— 造浆率。
造浆率：每吨干土配出表观粘度为15mPa.s旳钻井液旳体 积量。
第六章 油气井压力控制
第一节 井下的各种压力及其平衡
第二节 溢流及其检测 第三节 溢流的控制——关井和压井
概 述
油气井压力控制 —— 在石油钻井过程中对井眼内的地层压力进行控制。
井控的分类 （1）一级井控：利用钻井液，建立井内压力平衡。 （2）二级井控：发生溢流后，利用井口防喷器憋回压后压井，恢复井内 压力平衡。 （3）三级井控：井喷后的处理与压力控制。
Pb min Ph ΔPr ΔPsb Pp Ph PP ΔPsb
d p Sb
第一节 井下各种压力及其平衡
三、平衡与欠平衡压力钻井
2. 欠平衡压力钻井
（1）概念 在井底有效压力低于地层压力的条件下进行钻井作业。在井下，允许 地层流体进入井内；在井口，利用专门的井控装置对循环出井的流体进行 控制和处理。主要目的是及时发现和有效保护油气层，同时可显著提高钻 进速度。 （2）关键技术 1）地层孔隙压力和坍塌压力的准确预测 2）钻井液类型选择和密度等性能的控制 3）井口压力的控制及循环出井的流体的处理 4）起下钻过程的欠平衡 5）井底有效压力的计算与监测 6）井壁稳定 7）完井
（1）钻进中发生溢流 （2）起下钻杆时发生溢流 （3）起下钻铤时发生溢流 （4）空井发生溢流
关井”。推荐采用“半软关井”。
第三节 溢流的控制----关井与压井
三、关井立管压力的测定
1. “U”形管原理—井控基本原理
□ 关井情况下井内的压力平衡关系：
PPUMP
PS
P
Psp Phi Pp Pa Pha
S b 0.06 ~ 0.08 g / cm 3
2. 约束条件
Pb max Ph Pr Psg Pf Ph Pf Psg Pf ..........................(6 2a)
第六章水基钻井液方案
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如果是水泥引起的污染，由于Ca2+和OH-同时进入钻 井液，致使钻井液的pH值偏高。最好用碳酸氢钠 (NaHCO3)或SAPP(即酸式焦磷酸钠)清除Ca2+。反应方程 式为：
清除了Ca2+ ，又适当地降低了pH值。
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2．盐侵和盐水侵
1、粘度切力急剧上升；
2、滤失量增加；
3、粘度切力增加到一
定值后急剧下降。
4、PH值下降
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钻井液中的粘土矿物由于晶格取代颗粒表面带有负电荷， 吸附阳离子形成扩散双电层。随着进入钻井液的Na+浓度不断增 大，增加粘土颗粒扩散双电层中阳离子的数目，压缩双电层， 使扩散层厚度减小，颗粒表面的ξ电位下降。粘土颗粒间的静 电斥力减小，水化膜变薄，颗粒的分散度降低，颗粒之间端— 面和端—端连接的趋势增强。絮凝结构的产生，导致钻井液的 粘度、切力和滤失量均逐渐上升。当Na+浓度增大到一定程度之 后，压缩双电层的现象更为严重，粘土颗粒的水化膜变得更薄 ，使粘土颗粒发生面—面聚结，分散度降低，钻井液的粘度和 切力在分别达到最大值后又转为下降，滤失量继续上升。
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解决方法：
1、采取物理脱氧的方法，充分利用除气器等设备， 在搅拌过程中控制氧的侵入量。
2、PH值维持在10以上抑制氧的腐蚀，在较强的碱性 介质中，氧对金属铁产生钝化作用，在钢材表面生成一 种致密的钝化膜，降低腐蚀速率。
3、化学清除法。选用除氧剂与氧发生反应，降低钻 井液中氧的含量。常用的除氧剂有亚硫酸钠(Na2SO3)
第六章-钻井液循环系统(2)
降法，化学沉降法及机械清除法。 冲稀法：就是为保持固相含量基本不变，往高 固相含量的钻井液中加入清水或其它较稀液体，冲 稀成低固相含量的钻井液（同时还应加入适量化学 处理剂)。 替换法：就是为保持钻井液总的体积不变，把 高固相含量的钻井液放掉一部分，然后在替入等量 的处理剂溶液和低固相钻井液，混均后再用。
低密度固相包括普通钻屑；配臵钻井液所需的 膨润土和处理剂。 不含重质材料的钻井液，称为非加重钻井液或非 加重泥浆。 根据美国石油学会(API)的规定，按固相颗粒的 大小可将钻井液中的固相分为三大类： 粘土(或胶质) 粒度小于2μm 泥 粒度为2～74μm
砂(或API砂)
粒度>74μm
粒度级别
一、粗粒 二、中粗粒 三、中粗 四、细粒
1.91
63.9 24.5
33.8
所谓钻井液的固相控制，就是清除有害 固相，保存有用固相，或者将钻井液中的固 相总量及粒度级配控制在要求的范围内，以
满足钻井工艺对钻井液性能的要求。通常将
钻井液的固相控制简称为固控，习惯上也称
为泥浆的净化。
2.钻井液中固相的分类及粒度分布 根据不同的特点，钻井液中的固相有不同 的分类方法。 按固相的密度可分为：高密度固相和低密 度固相。前者是根据钻井要求特意加入的重质 材料，以提高钻井液的密度。 加有重质材料的钻井液称为加重钻井液或 加重泥浆。
激振中心
如果把激振器安 装在筛架重心的上方 位臵，筛架两端呈椭 圆振动，而激振器的 正下方呈圆周振动， 如图所示。固相颗粒 运移速度受椭圆轴、 筛架的倾角和激振器 转动的方向所控制。
质心
两根带偏心块的主轴作同步反向旋转产生直线 振动, 直线振动的加速度平衡作用于筛箱，筛网受 力均匀，呈直线运动的振动筛。
第六章 深井、超深井钻井技术
第一节 深井、超深井概述
• 第二阶段从1976年到1985年。1976年4月30日， 我国第一口超深井四川女基井（井深6011m） 完成，标志着我国钻井工作由打深井进一步发 展到打超深井。从1976年开始，我国每年都打 深井（超深井），并且数量逐步增加，由1976 年完成3口上升到1985年完成29口。在这一阶 段中，除完成100多口深井外，还完成了10口 超深井。其中2口井深超过7000m（四川关基井 7125m；新疆固2井7002m），这是我国深井、 超深井钻井的初步发展阶段。
方 案 2
钻头尺寸in （mm） 套管尺寸in （mm） 间隙（mm）
26 (660.4) 20 (508) 76.2
18 ½ (470) 16 (406.6) 31.8
14¾ (374.7) 10¾ (273.1) 50.8
9½ (241.3) 75/8 (193.7) 23.8
6½ (165.1) 5 (127) 19.1
第一节 深井、超深井概述
• 与国际深井钻井水平相比，我国的主要 差距是： • （1）设计水平较差，主要表现是地质依 据不足，针对性差，软件落后等。 • （2）钻井设备相对落后，缺少深井大功 率电动钻机以及配套顶驱、自动仪表等 辅助装备。
第一节 深井、超深井概述
• （3）随钻监测和钻头、参数优选技术跟不上。 • （4）超深井钻井液体系有待进一步提高。 • （5）缺少适用于深井的特殊钻具及防斜、减 震等井下工具。 • （6）超深井的闭环钻井技术欠缺，如防斜打 直的VDC垂直钻井系统，美国贝克休斯公司的 SDD直井钻井装置等。
第六章 深井、超深井钻井技术
第一节 深井、超深井概述
第一节 深井、超深井概述
• 由于在钻井过程中随着井深的增 加地层变化幅度大，地层的压力 随之增大，井底温度提高，导致 了不可见因素增多，因此深井钻 井的设备、工具、材料以及工艺 都有它的特殊性。
第六章 钻井液的流变性
第六章钻井液的流变性钻井液的流变性是钻井液的一项最基本性能，它是指在外力作用下，钻井液发生流动变形的特性。
该特性通常用钻井液的流变曲线、表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力等流变参数来进行描述的。
它在解决1、岩屑携带，保证井底和井眼清洁；2、悬浮岩屑和加重材料；3、保持井眼规则和保障井下安全；4、提高机械钻速等钻井问题时起着十分重要的作用。
另外，钻井液的某些流变参数还直接用于钻井环空水力学的有关计算。
对钻井液流变性的深入研究有利于对油气井钻井液流变参数的优化设计和合理调控。
一、流体流变性的概念1、流体流动的特点流体流动实际上是流体随时间连续变形的过程。
液体的流动变形是因为液体受到剪切作用引起的剪切变形。
既液体在大小相等、方向相反、而作用线相距很近的两个力作用下，液体内部指点发生相对错动。
以河水流动的速度分布为例，可以看到，越靠近河岸，流速越小，河中心处流速最大。
水在管道中流速分布与河水相似，管道中心流速最大，靠近管壁处速度为零。
可以想象，如果把管道内流动的水沿着管道半径的方向由内向外分成若干层，每一层流速是不同的。
如图6—1所示。
液流中各层的流速不同这个现象，通常用剪切速率（或称速度梯度）这个物理量来描述。
图6-1在圆形管道中水的流速分布a —流速分布示意图b —流速分布曲线2、剪切速率和剪切应力如前所述，液体在管内流动时，在垂直于流速方向上，由内向外流速逐渐减小。
若液体液层之间的距离为dx，各液层的速度差为dv，则垂直于流速方向不同液层流速的变化可以表示为dv/dx，那么dv/dx叫速度梯度即剪切速率。
其物理意义是在垂直于流速方向上，单位距离流速的增量。
物理单位为S-1钻井液在循环系统的不同位置剪切速率值如下：沉砂池： 10 —20 S-1环形空间： 50 —250 S -1钻杆内： 100—1000 S-1钻头喷嘴处： 104 —105 S-1液体流动时表现出的速度梯度，是液体内存在内摩擦作用的结果。
钻井工程 第六章 油气井压力控制
pa a gD
a --环空压降的当量泥浆密度。
(6)含岩屑钻井液的压力增加值 (7)井底有效压力 正常钻进时：
pr gr D
phe ph pa pr phe ph pr psb 起钻时： phe ph pr psg 下钻时： 最大井底压力： phemin ph pr psb 最小井底压力： phemax ph pa pr psg
2、欠平衡压力钻井方式
(1)空气钻井 采用空气作为循环介质； 基本工序：
用大功率压风机将压缩空气经钻柱打入井内，从钻头喷嘴喷出。高 速气流冲洗井底并携带岩屑返到井口。井口配置旋转控制头(旋转防喷器)， 用以封闭环形空间，携带岩屑的气流从旋转控制头下面的排放管线排出。
优点：
显著提高机械钻速；保护油气层；解决 井漏问题。
(6)起钻时灌不进泥浆或泥浆灌入量少于正常值；
(7)停止循环时，井口仍有泥浆外溢。
第二节 地层流体的侵入与检测
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第六章 油气井压力控制
三、地层流体侵入的检测
2、地层流体侵入井眼的检测方法
(1)泥浆池液面检测
利用泥浆池液面传感器。 (2)钻井液返出流量检测 利用泥浆出口流量计
超声波池体积传感器
Psb gSb D
Psg gSg D
Sb——抽汲压力的当量泥浆密度(抽汲压力系数)。 一般 Sb=36～80.kg/m3。 Sg——激动压力的当量泥浆密度(激动压力系数)。 一般 Sg=24～100 kg/m3。
第一节 井眼与地层压力系统
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第六章 油气井压力控制
一、井眼与地层压力体系
1、井眼内的各种压力
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第一节
钻井工程理论与技术第六章
2.井眼—地层系统压力基本关系
pb min ph pr -psb pp
phe pP p
d p
p — 安全附加压力； — 安全附加密度；
油井：p 1.5 ~ 3.5MPa， 0.05 ~ 0.10g / cm3 气井：p 3.5 ~ 5.0MPa， 0.07 ~ 0.15g / cm3
第六章 油气井压力控制
本章重点：
（1）井眼与地层间的压力平衡关系； （2）欠平衡压力钻井的使用范围及常用设备； （3）地层流体的侵入的征兆及检测方法； （4）气侵的特点及H2S气体的防护措施； （5）不同情况下的关井程序； （6）压井方法及压井计算。
难点：
（1）气侵时圈闭压力的释放方法； （2）压井计算及特殊情况下的压井方法。
3.平衡压力钻井的优点 提高钻速 保护油气层 能实现安全钻井 4.平衡压力钻井的技术关键 精确掌握地层压力 设计合理的钻井液密度和井身结构
四、欠平衡压力钻井
1.概念
在井底有效压力低于地层压力的条件下进行钻井作 业。在井下，允许地层流体进入井内；在井口，利用 专门的井控装置对循环出井的流体进行控制和处理。 这样可及时发现和有效保护油气层，同时可显著提高 钻进速度。 2.欠平衡适用的地层范围 ：
概述
油气井压力控制 ——在钻井过程中对地层压力进行控制。
井控的基本要求： 有效地控制地层压力，防止井喷； 防止井漏、井塌或缩径等复杂情况； 有效地保护油气层。
井控的技术内容：
地层压力的预测和监测； 钻井液密度的控制； 合理井身结构的设计； 防喷器装置的配套； 溢流后的正确处理。
低压低渗透油气藏 严重水敏性地层的钻进 漏失性底隙压力和坍塌压力的准确预测 (2)钻井液类型选择和密度等性能的控制 (3)井口压力的控制及循环出井的流体的处理 (4)起下钻过程的欠平衡 (5)井底有效压力的计算与监测 (6)井壁稳定 (7)完井
第六章-钻井泵(1)
6.2.4往复泵的排量系数 往复泵的实际工作过程与理论工作过程有一定的差异，
而使泵实际排量小于理论排量，可以通过泵的吸入过程和 排出过程进行分析。
石油钻采设备概论
石油钻采设备概论
1.吸入过程 在排出终了和吸入开始的瞬间，排出阀由于 滞后不能及时关闭，同时吸入阀不能及时开启。 当吸入过程结束，活塞从前死点开始向右移动， 工作腔内的液体压力不可能骤降，而是逐渐下降， 使排出阀关闭。同时，只有当泵内压力低于吸入 管线压力时，吸入阀开启，液体才开始吸入，所 以泵的实际吸入行程要比理想的短。 此外，在吸入过程中存在着高压液体通过已 关闭的排出阀密封面向工作腔的泄漏（对于双作 用泵，还存在另一工作腔的高压液体通过活塞密 封面向低压侧的泄漏)； 外界空气通过密封不严密处进入工作腔； 溶解在液体中的气体因压力降低而析出以及 液体吸入时带进来的气体，这些都占据了一定的 工作腔容积，使实际吸入的液体小于行程容积， 造成容积损失。
（忽略r*sinω t）
石油钻采设备概论
往复泵得瞬时排量：因为微体积 Δ V＝F×Δ S 式中：F－活塞面积； Δ S－微位移； 故：
V F S Q瞬＝ ＝F u t t
所以：
（∵lim
Q瞬 F u F r sin t
S r 2
S u ） t t 0
称为压裂泵；
2000型压裂车整车结构图
石油钻采设备概论
江汉五缸压裂泵 2000型压裂车整车实物图
石油钻采设备概论
土库曼斯坦井喷 含硫34.5g/m3 火焰横向40m 高60m 井口温度2000℃
井口损坏
石油钻采设备概论
远距离水力喷砂带火切割
演示
6.1.1往复泵的工作原理
图6-1 卧式单缸单作用往复泵示意图
第六章 固井
pper
fn
Sb
Sf
H n 1,i Hn
SK
通过数字计算或作图法找到与ρpper相等的地层 压力梯度所对应的井深，该井深即为尾管下入深
度的初选点。
校核尾管的下入深度初选点是否会发生卡套管
30
井身结构设计
步骤
ρf
1、定中间套管最大下入 深度假定点。
ρp
根据可能钻遇的最大地
层压力求设计破裂压力
梯度
35
（2）套管和井眼尺寸的选择和确定方法
确定井身结构尺寸一般由内向外依次进行，首先确定 生产套管尺寸，再确定下入生产套管的井眼尺寸，然 后确定中间套管尺寸等，依此类推，直到表层套管的 井眼尺寸，最后确定导管尺寸。
生产套管尺寸根据采油方面的要求来确定。勘探
井则按照勘探方面的要求来确定。
套管与井眼之间有一定间隙，合理间隙值与井身
第六章 固 井 （Cementing)
1
第六章 固 井
概述
第一节 井身结构设计 第二节 套管及套管柱强度设计
第三节 油井水泥
第四节 注水泥
2
概述
1、固井工程的概念 为了加固井壁，保证继续钻进，封隔油、气和水层，保证勘探期间的
分层试油及在整个开采中合理的油气生产，为此下入优质钢管，并在井筒 与钢管环空充填好水泥的作业，称为固井工程。
➢ 候凝时间通常为24小时或48小时，也有72小时或几小时的 ，候凝时间的长短视水泥浆凝固及强度增长的快慢而定。 候凝期满后。
测井进行固井质量检测和评价
10
概述
（a）
（b）
（c）
（d）
（e）
图7-2 注水泥工艺流程示意图
（a）循环钻井液 （b）注隔离液和水泥浆 （c）替浆 （d）替浆 （e）碰压
钻井液——精选推荐
钻井液（泥浆）工艺学第一章 钻井液功用无论在石油钻探还是在岩心钻探中，要保证优质快速钻进，正确的选择、使用钻井液十分的重要，因此钻井液被称为钻进过程的血液。
其功用有以下几点： 1、 清洗孔底，悬浮和携带岩粉。
例如：利用钻井液的触变性，将岩粉悬浮起来，可以防止岩粉迅速沉淀造成埋钻事故。
2、 冷却钻头，提高钻头的使用寿命。
例如：金刚石钻进，其钻头温度可以升到300度以上，如果得不到及时的冷却，就会造成烧钻（即金刚石的碳化）。
3、 润滑钻头和钻具，减弱钻具的振动。
例如：在高速钻进的金刚石钻进中，加入润滑剂的乳化冲洗液，可以减小钻头与孔底岩石、钻杆与孔壁间的摩擦阻力和有效地减弱钻具高速回转时的振动及减轻钻机等动力机的荷载，使钻头平稳工作。
4、 形成泥皮，保护孔壁。
例如：钙处理剂泥浆对水敏性地层有抑制作用，有效地防止孔壁的膨胀和坍塌。
5、 在反循环钻进中，输送岩心。
6、 在采用涡轮钻、螺杆钻及冲击回转钻进中，起传递动力的工作介质。
第二章 钻井液的性能按照API 推荐的钻井液性能指标，包括：密度、漏斗粘度、塑性粘度（视粘度）、动切力、静切力、API 滤失量、HTHP 滤失量、PH 值、含砂量、固相含量、膨润土含量、和各种离子的质量浓度等。
1、 粘土的选择：含蒙脱石的粘土、海泡石抗盐粘土。
粘土的性质：粘土因晶格取代而带负电，因内外表面都能进行水化及阳离子交换容量高故而水化膨胀性强。
2、 粘土的扩散双电子层理论：粘土溶于水中，吸附的阳离子便解离，向外扩散，结果形成胶粒带负电的扩散双电层。
3、 粘土-水胶体分散体系的稳定性与聚结：1) 稳定性包括动力稳定性和聚结稳定性。
其中影响动力稳定性因素主要有：颗粒半径、介质粘度；影响聚结稳定性的因素是分散介质的电解质浓度与价态。
2) 缩小颗粒半径和增加介质粘度可以提高动力稳定性；降低电解质浓度和价数可以提高聚结稳定性。
4、 钻井液的流变性：在外力作用下，钻井液发生流动和变形的特性。
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第8章钻井液设计本章主要介绍了新疆地区常用的钻井液体系，结合A1-4井及探井资料，设计了A区块井组所使用的钻井液体系、计算了所需钻井液用量，提出了钻井液材料计划等。
8.1 钻井液体系设计钻探的目的是获取油气，保护地层是第一位的任务，因此，搞好钻井液设计，首先必须以地层类型特性为依据，以保护地层为前提，才能达到设计的目的。
新疆地区常用钻井液体系简介[16]：(1)不分散聚合物钻井液体系：不分散聚合物钻井液体系指的是具有絮凝及包被作用的有机高分子聚合物机理的水基钻井液。
该体系的特点是：具有很强的抑制性；具有强的携沙功能；有利于提高钻速；有利于近平衡钻井；可减少对油气层的伤害。
(2)分散性聚合物体系（即聚合物磺化体系）：聚合物磺化体系是指以磺化机理及少量聚合物作用机理为主配置而成的水基钻井液。
该体系的特点是：具有良好的高温稳定性，使用于深井及超深井；具有一定的防塌能力；具有良好的保护油层能力；可形成致密的高质量泥饼，护壁能力强。
(3)钾基（抑制性）钻井液体系：该体系是以聚合物的钾，铵盐及氯化钾为主处理剂配制而成的防塌钻井液。
它主要是用来对付含水敏性粘土矿物的易坍塌地层。
该体系特点：对水敏性泥岩，页岩具有较好的防塌效果；抑制泥页岩造浆能力较强；对储层中的粘土矿物具有稳定作用；分散型钾基钻井液有较高的固相容限度。
(4)饱和盐水钻井液体系：该体系是一种体系中所含NaCl达到饱和程度的钻井液，是专门针对钻岩盐层而设计的一种具有较强的抑制能力，抗污染能力及防塌能力的钻井液。
该体系特点：具有较强的抑制性，由于粘土在其中不宜水化膨胀和分散，故具有较强的控制地层泥页岩造浆的能力；具有较强的抗污染能力，由于它已被NaCl所饱和，故对无机盐的敏感性较低，可以抗较高的盐污染，性能变化小；具有较强的防塌能力，尤其再辅以KCL对含水敏性粘土矿物的页岩具有较强抑制水化剥落作用；可制止盐岩井段溶解成大肚子井眼。
由于钻井液中氯化钠已达饱和，故钻遇盐岩时就会减少溶解，以免形成大井眼；缺点是腐蚀性较强。
(5)正电胶钻井液体系是一种以带正电的混合层状金属氢氧化物晶体胶粒(MMH或MSF）为主处理剂的新型钻井液体该体系的特点：具有独特的流变性;有利于提高钻井速度；对页岩具有较强的抑制性；具有良好的悬浮稳定性；有较强的抗温能力，可耐温达232度；具有较强的抗电解质污染能力；与阳离子或非离子处理剂具有良好的配伍性。
8.1.1 选择钻井液体系的原则（1）根据不同地层性质选择钻井液体系。
由于各处岩石地层不一样，对钻井液体系的要求也不同。
钻井液体系必须与其适应才能起到保护、润滑等作用。
（2）根据不同钻孔的类型选择钻井液体系：深孔；定向孔；全部取心钻孔；普查钻孔；生产钻孔(水井、油气井)：基本了解地层情况，主要要求是保护生产层及提高钻探速度上，一般采用低固相或无固相钻井液，水井钻探时如果地层完整、钻取的水层为裂隙或砾石层，可以使用普通钻井液。
（3）根据不同地层特点选择钻井液体系：易坍塌地层对钻井液的要求；易卡钻地层对钻井液的要求；易漏失地层对钻井液的要求；盐膏地层对钻井液的要求；矿（油气）层对钻井液的要求；地下水层对钻井液的要求。
8.1.2 钻井液体系设计的要求当确定了钻井液体系后，每口井都必须进行钻井液设计，设计要求如下[6]：（1）确定循环当量密度值。
所谓循环当量密度值是指钻井液静液柱压力与钻井液循环时由于流阻所增加的对地层压力之和，换算成的钻井液的密度。
一般按照规定的压力附加值确定循环当量密度值。
这个密度值是由原钻井液的密度及钻井液循环时引起的密度之和。
循环当量密度值过大不利于提高钻速，过小易产生井喷、井涌等孔内事故。
（2）以循环当量密度值为准确定最佳固相含量及流变性能。
钻井液的密度主要是由所含固相造成的。
一般以密度为依据选择在不同密度下的最佳固相含量及流变性能的范围。
（3）根据规定的内容进行分层设计。
各个钻孔的钻井液一定要按照实际情况进行设计。
新孔开钻前根据地质资料，如地层空隙压力、破裂压力、井温及复杂孔段的地质情况等资料，根据钻探工程提出的要求，作好钻井液的设计。
其主要内容有：分段钻井液类型和性能范围；复杂地层及矿心地层处理措施；维护处理要点；钻井液材料计划；钻井液和材料储备。
（4）钻井液密度设计以地质提供的地层压力为依据，主要目的是平衡地层或裂隙的压力，按照规定的密度附加值进行设计，基本实现压力平衡或欠平衡钻进。
（5）严格执行钻井液设计方案，没有特殊情况不得随意更改钻井液体系。
8.1.3 A1-4井钻井液体系设计参考部分新疆地区钻井液体系选择[17,18]，针对A区块地层易漏情况，选择钾基钻井液体系。
8.2 钻井液性能参数设计钻井液性能参数设计，主要是根据相应井段的地层岩性、地层温度、孔深、井身结构、地层压力、钻井参数、故障提示、相邻井的情况等数据，以及确定的钻井液类型，确定相应的钻井液性能参数。
8.2.1 钻井液性能参数简述钻井液各种性能参数设计简述如下：（1）钻井液密度ρ的设计。
钻井液密度是确保安全、快速钻井和保护气层的一个十分重要的参数。
通过钻井液密度的变化，可调节钻井液在井筒内的静液柱压力，以平衡地层孔隙压力。
有时亦用于平衡地层构造应力，以避免孔壁坍塌的发生。
如果密度过高，将引起钻井液过度增稠、易漏失、钻速下降、对油气层损害加剧和钻井液成本增加等一系列问题；而密度过低则容易发生井涌甚至井喷，还会造成井塌、井径缩小和携屑能力下降。
因此，在钻井工程设计中，必须准确、合理确定不同井段钻井液密度范围，并随时检测和调整。
（2）流变性能的设计。
钻井液流变性是钻井液的一项基本性能，它在解决下列钻井问题时起着十分重要的作用：携带岩屑，保证井底和井眼的清洁；悬浮岩屑与重晶石；提高机械钻速；保持井眼规则和保证井下安全。
此外，钻井液的某些流变参数还直接用于钻井环空水力学的有关计算。
因此，对钻井液流变性的深入研究，以及对每口油气井钻井液流变参数的优化设计和有效调控是钻井液工艺技术的一个重要方面。
钻井液特性通常是用钻井液的流变曲线和塑性粘度、动切力、静切力、表观粘度等流变参数来进行描述的。
（3）钻井液的滤失量。
根据地层岩性、井深、复杂情况以及钻井液的类型确定滤失量。
（4）PH值。
由于酸碱性的强弱直接与钻井液中粘土颗粒的分散程度有关，因此会在很大程度上影响钻井液的粘度、切力和其它性能参数。
在实际应用中，大多数钻井液的pH值要求控制在8～11之间，即维持一个较弱的碱性环境。
PH值主要由钻井液的类型决定，合适的PH值能有效地发挥各种处理剂的作用。
（5）粘度。
根据地层特性、钻井液的类型、钻井液密度以及经验确定。
（6）切力。
钻井工艺要求钻井液应具有良好的触变性，在停止循环时，切力能迅速地增大到某个适当的数值，既有利于钻屑的悬浮，又不至于恢复循环时开泵泵压过高。
钻井液的触变性与其所形成结构的强弱和方式有关。
如果膨润土含量过高，往往会导致最终的凝胶强度过高，并且这种结构的强度受粘土颗粒的电位和吸附水化膜厚度的影响较大。
（7）稠度系数。
根据地层特性、井温、地层压力、钻井液密度、钻井液质量等，由专家经验确定。
8.2.2 A1-4井钻井液性能参数设计分析由岩心五敏实验分析，可知目的P1层呈极强盐敏，强水敏，弱酸敏，弱碱敏，存在速敏，但其临界流速和速敏损害值不确定；目的层P2层呈强盐敏，中等偏强水敏，弱酸敏，弱碱敏，无速敏。
地层的地温梯度为0.0214-0.0397℃/m，压力梯度为1.07MPa/100m，为正常的温压系统。
由此可知本井钻井液以稳定井壁和最大限度的减少对储集层的损害，快速钻进、保护油层为主。
同时，考虑到探井中严重的漏失情况，由此可选用钾钙基聚合物钻井液，通过K+和Ca2+的晶格固定和离子交换作用来抑制泥页岩吸水水化膨胀，以高分子量阳离子聚合物作为包被絮凝剂,以小分子量有机阳离子化合物作为泥页岩抑制剂, 二者的相互结合,使得钻井液具有较强的抑制性、较好的稳定井壁能力，并配合阳离子乳化沥青和磺化类处理剂的应用，有效地解决了抑制防塌问题，稳定井壁。
而造斜段、稳斜段可适当调节钻井液的配方来提高钻井液的稳定性，严格控制钻井液滤失量≤5ml。
8.3 分井段钻井液配方查阅文献[17]，选择钻井液配方如表8-1。
表8-1 A1-4井分井段钻井液配方8.4 分段钻井液性能、流变参数查阅文献[17]，钻井液流变性能如表8-2所示。
表8-2 分段钻井液性能及流变参数备注：（1）表中漏斗粘度FV（s）为马氏漏斗粘度测定值。
8.5 钻井液维护与处理采用罐循环，三级净化系统。
8.5.1 一开井段（0～309.4m）Ⅰ钻井液基本配方：基浆+8%膨润土+2%NaOH+5%Na2CO3Ⅱ维护与处理：该井段钻遇地层为棕黄色、灰黄色砂质泥岩、泥岩，中软地层，可钻性好。
采用高粘度、高切力和膨润土含量高的的钻井液，有效地解决了砾石层垮塌及携带岩屑的问题，起到防漏、堵漏作用。
开钻前按配方配制新浆150m3，新浆要充分预水化，性能调整到设计要求方可开钻。
在钻进过程中，视地层造浆情况适当补充稀浓度溶液处理，保持钻井液较高的粘度(40～60s)。
一开完钻后大排量冲孔，保持井底干净，确保表套顺利下入。
8.5.2 二开直井段（309.4～550m）Ⅰ钻井液基本配方：基浆+ 5%膨润土+0.5%KOH +2%SMP +0.7%KCl +0.15%CaO+0.3%K- PAM+1%YTH- 2+1%HYB- 1+2%GXL- 1+0.3%XC+1.5%YGC+1~2%润滑剂。
Ⅱ维护与处理二开选用钾钙基聚合物钻井液，二开前，将沉砂罐清理干净，并对一开钻井液进行二开前的预处理；全部采用罐式循环，严禁采用清水钻进，防止清水长期浸泡地层引起井壁垮塌、埋钻等恶性事故的发生。
同时，下钻至表套管内转化钻井液为钾钙基钻井液体系，将循环池中和井内钻井液经清水稀释膨润土含至40~45g/L，一次性按室内试验确定配方加入足量聚合物、聚磺处理剂，循环均匀后，充分对钻井液进行护胶后，依次加入0.7%KCl、0.15%CaO转化为钾钙基钻井液。
8.5.3 二开斜井段（309.4～550m）配方：原钻井液+1~2%润滑剂本井从550m开始定向造斜，定向造斜前在钻井液中加入润滑剂，减少摩阻和扭矩。
控制粘滞系数在设计范围。
调整好流变参数，保持动塑比在0.36～0.48之间，提高钻井液的携带能力，使用好固控设备，保证井眼清洁。
由探井数据可知，二开钻进过程中要重点防漏。
钻进过程中要平稳操作，注意观察泥浆罐的液面，一旦发生大的漏失，可配高粘度钻井液并加入隋性堵漏材料堵漏（如锯沫、荞麦皮、粉碎的黄豆或海带等）或复合堵漏剂。
另由探井资料可知，J2x-J1b为事故多发地层（多为漏失），需要时刻注意泥浆罐液面，以便出现事故及时应对。