钻井液常规性能测试仪器（钻井液常规性能测试仪器）

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本文目录一览：

• 1、急求钻机和钻井技术相关资料！！！
• 2、钻井液工是干嘛的？具体工作有哪些啊？
• 3、高温对水基钻井液性能的影响
• 4、钻井液性能与钻井工作的关系

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第一节 定向井井身参数和测斜计算
一．定向井的剖面类型及其应用
定向钻井就是“使井眼按预定方向偏斜钻井液常规性能测试仪器，钻达地下预定目标的一门科学技术”。定向钻井的应用范围很广钻井液常规性能测试仪器，可归纳如图9－l所示。
定向井的剖面类型共有十多种钻井液常规性能测试仪器，但是，大多数常规定向井的剖面是三种基本剖面类型，见图9－2，称为“J”型、“S”型和连续增斜型。按井斜角的大小范围定向井又可分为：
常规定向井井斜角＜55°
大斜度井井斜角55～85°
水平井井斜角＞85°（有水平延伸段）
二．定向井井身参数
实际钻井的定向井井眼轴线是一条空间曲线。钻进一定的井段后，要进行测斜，被测的点叫测点。两个测点之间的距离称为测段长度。每个测点的基本参数有三项：井斜角、方位角和井深，这三项称为井身基本参数，也叫井身三要素。
1．测量井深：指井口至测点间的井眼实际长度。
2．井斜角：测点处的井眼方向线与重力线之间的夹角。
3．方位角：以正北方向线为始边，顺时针旋转至方位线所转过的角度，该方向线是指在水平面上，方位角可在0—360°之间变化。
目前，广泛使用的各种磁力测斜仪测得的方位值是以地球磁北方位线为准的，称为磁方位角。磁北方向线与正北方向线之间有一个夹角，称磁偏角，磁偏角有东、西之分，称为东或西磁偏角，真方位的计算式如下：
真方位＝磁方位角十东磁偏角
或 真方位＝磁方位角一西磁偏角
公式可概括为“东加西减”四个字。
方位角也有以象限表示的，以南（S）北（N）方向向东（E）西（W）方向的偏斜表示，如N10°E，S20°W。在进行磁方位校正时，必须注意磁偏角在各个象限里是“加上”还是“减去”，如图 9－3所示。
4．造斜点：从垂直井段开始倾斜的起点。
5．垂直井深：通过井眼轨迹上某点的水平面到井口的距离。
6．闭合距和闭合方位
（l）闭合距：指水平投影面上测点到井口的距离，通常指靶点或井底的位移，而其他测点的闭合距离可称为水平位移。
（2）闭合方位：指水平投影响图上，从正北方向顺时针转至测点与井口连线之间的夹角。
7．井斜变化率和方位变化率：井斜变化率是指单位长度内的井斜角度变化情况，方位变化率是指单位长度内的方位角变化情况，均以度／100米来表示（也可使用度／30米或度／100英尺等）。
8．方位提前角（或导角）：预计造斜时方位线与靶点方向线之间的夹角。
三．狗腿严重度
狗腿严重是用来测量井眼弯曲程度或变化快慢的参数（以度／100英尺表示）。可用解析法、图解法、查表法、尺算法等来计算狗腿严重度k。
1．第一套公式
2．第二套公式
cosγ＝cosa1cosa2＋sina1sina2 cosΔj………………………………………（9－3）
本式是由鲁宾斯基推导出来的，使用非常普遍。美国人按上式计算出不同的a1、a2和Δj值下的狗腿角γ值，并列成表格，形成了查表法。
3．第三套公式
γ——两测点间的狗腿角。
若将三套公式作比较，第一套公式具有普遍性，适合于多种形状的井眼，第二套只适用于平面曲线的井眼（即二维井型），第三套是近似公式，用于井斜和方位变化较小的情况。
四．测斜计算的主要方法
测斜计算的方法可分为两大类二十多种。一类是把井眼轴线视为由很多直线段组成，另一类则视其为不同曲率半径的圆弧组成。计算方法多种多样，测段形状不可确定。主要的计算方法有正切法、平衡正切法、平均角法、曲率半径法、最小曲率法、弦步法和麦库立法。从计算精度来讲，最高的是曲率半径法和最小曲率法，其次是平均角法。以下各图和计算公式中下角符号1、2分别代表上测和下测点。
1．平均角法（角平均法）
此法认为两测点间的测段为一条直线，该直线的方向为上下两测点处井眼方向的矢量和方向。
测段计算公式：
2．平衡正切法
此法假定二测点间的井段为两段各等于测段长度一半的直线构成的折线，它们的方向分别与上、下两测点处的井眼方向一致。
如图9－6，计算式为：
3．曲率半径法（圆柱螺线法）
此法假设两测点间的测段是条等变螺旋角的圆柱螺线，螺线在两端点处与上、下二测点处的井眼方向相切。
如图9－7，测段的计算公式有三种表达形式。
（1）第一种表达形式
（9－13）～（9－16）式中：
这四个公式是最常用的计算公式：
（3）第三种表达形式
（4）曲率半径法的特殊情况处理
③第三种特殊情况，α1≠α2，且其中之一等于零。此时，按二测点方位角相等来处理，然后代入第二种特殊情况的计算式中。
4．最小曲率法
最小曲率法假设两测点间的井段是一段平面的圆弧，圆弧在两端点处与上下二测点处的井眼方向线相切。测段计算如图9－8。
测段计算公式如下：
令fM＝（2/γ）×tg（γ/2），fM是个大于1但很接近1的值。在狗腿角γ足够小的情况下，可近似认为fM＝1，这时上述四个计算公式就完全变成平衡正切法的公式了，它是对平衡正切法公式的校正。
ΔS′是切线1M和M2在水平面上的投影之和，即ΔS′＝1′M′＋ M′2′。ΔS′并不是测段的水平投影长度ΔS。要作出井身垂直剖面图，需要求出ΔS，而最小曲率法却求不出ΔS，这是最小曲率法的缺点。为了作出垂直剖面图，可用下式近似地求出ΔS′：
……………………………………………………（9－39）
第二节 定向井剖面设计
在开钻前认真进行设计，可以大大节约定向钻井的成本。影响井眼轨迹的因素很多，其中一些因素很难进行估算（如在某些地层中的方位漂移情况等）。因此，在同一地区得到的钻井经验很重要，这些经验可以在其他井设计过程中起重要的参考作用。
一．设计资料
要进行一口定向井的轨道设计工作，作业者至少应提供靶点的垂深、水平位移和方位角，或提供井口与靶点的座标位置，通过座标换算，计算出方位角和水平位移。此外，定向井工程师还要收集下列资料：
1．作业区域和地理位置。通过作业区域，通常可以找到该地区已完井的钻井作业资料（野猫井除外），并对地层情况、方位漂移有一定的了解，根据地理位置，可以计算或查得到地磁偏角。
2．地质设计书和井身结构。了解有关地层压力、地温梯度、地层倾角、走向、岩性、断层，可能遇到的复杂情况，以及油藏工程师的特殊要求等。
3．作业者对造斜点、造斜率、增（降）斜率的要求，以及安全圆柱、最大井斜等井身质量的要求。
4．了解钻井承包商的情况，如泥浆泵性能，井下钻具组合各组件的基本情况等。
二．设计原则
1．能实现钻定向井的目的
定向井设计首先要保证实现钻井目的，这是定向井设计的基本原则。设计人员应根据不同的钻探目的对设计井的井身剖面类型、井身结构、钻井液类型、完井方法等进行合理设计，以利于安全、优质、快速钻井。
如救险井的钻井目的是制服井喷和灭火，保护油、气资源。因此，救险井的设计应充分体现其目的：一是靶点的层位选择合理。二是靶区半径小（小于10米），中靶要求高；三是尽可能选择简单的剖面类型，以减小井眼轨迹控制和施工难度，加快钻井速度。四是井身结构、井控措施等应满足要求。
2．尽可能利用方位的自然漂移规律在使用牙轮钻头钻进时，方位角的变化往往有向右增加的趋势，称为右手漂移规律。如图9－9所示，靶点为T，设计方位角为j′。若按j′定向钻进，则会钻达T′点，只有按照j角方向钻进，才会钻达目标点T。Δj角称为提前角，提前角的大小，要根据地区的实钻资料，统计出方位漂移率来确定，钻井液常规性能测试仪器我国海上开发井一般取2～7度。
目前流行的PDC钻头（如RC426型等），对方位右漂具有较好的抑制效果。在地
层倾角小、岩性稳定时，PDC钻头具有方位左漂的趋势，这主要是由于PDC钻头的切削方式造成的。因此，要使用PDC钻头钻进的定向井，提前角要适当地小一点。
3．根据油田的构造特征，有利于提高油气产量，提高投资效益。
4．有利于安全、优质和快速钻井，满足采油和修井的作业要求。
三．剖面设计中应考虑的问题
1．选择合适的井眼曲率
井眼曲率不宜过小，这是因为井眼曲率限制太小会增加动力钻具造斜井段、扭方位井段和增（降）斜井段的井眼长度，从而增大了井眼轨迹控制的工作量，影响钻井速度。
井眼曲率也不宜过大，否则钻具偏磨严重、摩阻力增大和起下钻困难，也容易造成键槽卡钻，还会给其他作业（如电测、固井以及采油和修井等）造成困难。因此，在定向井中应控制井眼曲率的最大值，钻井液常规性能测试仪器我国海上定向井一般取7～16°／100米，最大不超过20°／100米。不同的井段要选用不同的井眼曲率，具体如下：
井下动力钻具造斜的井眼曲率取：7～16°／100米。
转盘钻增斜的增斜率取：7～12°／100米。
转盘钻降斜的降斜率取：3～8°／100米。
井下动力钻具扭方位的井眼曲率取：7～14°／100米。
导向马达调方位或增斜的井眼曲率取：5～12°／100米。
说明：随着中曲率大斜度井和水平井的迅速发展，对普通定向井的井眼曲率（或狗腿严重度）的限制越来越少，API标准中已不再规定常规定向井的狗腿严重度。
为了保证起下钻顺利和套管安全，必须对设计剖面的井眼曲率进行校核，以限制最大井眼曲率的数值。井下动力钻具造斜和扭方位井段的井眼曲率Km应满足下式：
Dc――套管外径，厘米。
2．井眼尺寸
目前常规的定向井工具能满足152～445毫米（6～171/2英寸）井眼的定向钻井要求，一般地说，大尺寸井眼比较容易控制轨迹，但由于钻铤的尺寸也较大，形成弯曲所需的钻压较大，小井眼要使用更小、更柔的钻具，而且地层因素对轨迹的影响也较大。因此小井眼的轨迹控制更困难一些。
在常规的井眼尺寸中，大多数定向井可采用直井的套管程序。如果实钻井眼轨迹较光滑，没有较大的狗腿，那么即使在大井斜井段，也能较顺利地进行下套管作业。当然，在斜井段，应在套管上加扶正器以支撑套管，避免在下套管过程中发生压差卡钻，同时提高固井质量。另外，在大斜度井段，可根据井段长度和作业时间，决定是否使用厚壁套管。
3．钻井液设计：
（1）定向井钻井液设计十分重要，钻井液应有足够的携砂能力和润滑性，以减少卡钻的机会；
（2）钻井液性能控制对减少定向井钻柱拉伸与扭矩也很重要；
（3）钻井液中应加润滑剂，钻井液密度与粘度必须随时控制。
（4）如果用水基钻井液，那么在正常压力井段，应使用高排量和低固相含量的钻井液，这样有利于清洁井眼；
（5）水基钻井液应具有良好的润滑性能，以减少钻具摩阻和压差卡钻；然而在海上钻井，一定要避免污染问题。
（6）如果有异常高压井段要求钻井液密度达到1.45克／厘米3或更高，那么应考虑在钻开该高压地层前下一层保护套管，以封固所有正常压力井段。
4．造斜点的选择
造斜点的选择要适当浅些，但是在极浅的地层中造斜时，容易形成大井眼。同时，由于地层很软，造斜完成后下入稳斜钻具时，要特别小心，以免出现新井眼，尤其是在稳斜钻具刚度大或造斜率较高时。通常地说，浅层造斜比深层造斜容易一些，因为深层地层往往胶结良好，机械钻速低，需花费较长的造斜时间。
另外，造斜点通常选在前一层套管鞋以下30～50米处，以免损坏套管鞋，同时减少水泥掉块产生卡钻的可能性。
在深层地层造斜时，应尽量在大段砂层中造斜，因为砂层的井眼稳定，钻速较快，而页岩段较易受到冲蚀，钻速较低，而且在以后长时间钻井作业，容易在造斜段形成键槽而可能导致卡钻。
5．靶区形状和范围
靶区形状与范围通常由地质构造、产层位置决定，并考虑油田油井的分布情况，靶区大小是由作业者确定的。通常认为，鞍区范围不能定得太小，很小的靶区范围不仅会增加作业成本，同时也会增加调整方位的次数，造成井眼轨迹不平滑，增加转盘扭矩，同时也增加产生健槽卡钻的可能性。
通常，靶区形状为圆形（严格地讲，应该是球形）。浅井和水平位移小的定向井，其靶区范围小一些，一般靶区半径30～50米，而深井和水平位移大的井，靶区范围可以适当地大一些，一般靶区半径为50～70米。
6．造斜率和降斜率选择
常规定向井的造斜率为7～14°／100米，如果需要在浅层造斜并获得较大的水平位移，造斜率可提高到14～16°／100米。但是，浅层的高造斜率容易出现新井眼，也容易对套管产生较大的磨损。因此，浅层造斜通常选择较低的造斜率，而深层造斜（1000米～2000米）可选择较高的造斜率。
对于“S”型井眼，通常把降斜率选在3～8°／100米，如果降斜后仍然要钻较长的井段，则必须采用较小的降斜率平缓降斜，以避免键槽卡钻，同时，可降低钻进时的摩阻力。
7．最大井斜角
常规定向井的最大井斜角，一般在15～45°，如果井斜太小，则井眼的井斜和方位都较难控制。井斜大于60°时，钻具的摩阻力将大大增加。
8．允许的方位偏移与极限
（1）定向钻进时，初始造斜方向通常在设计方位的左边（即选定导角），然后通过自然漂移钻达靶区，井眼轨迹是一条空间曲线。
（2）但是对导角也有一个限制，在井眼密集的井网中，要求定向井轨迹保持在安全圆柱内，以避免与邻井相碰。
（3）同样，由于油藏特性和地质地层条件，也对导角的大小有一定的限制。
9．井身剖面类型
在满足设计和工艺要求的前提下，尽可能缩短井段长度，因为井段短则钻井时间短。在设计井身剖面形状时，要考虑井身结构，造斜点一般选在套管鞋以下30～50米处。目前，我国海上定向井的井身剖面通常由作业者决定，往往选择“J”型剖面。
四．剖面设计
1．设计步骤：
（l）选择剖面类型；
（2）确定增斜率和降斜率，选择造斜点；
（3）计算剖面上的未知参数，主要是最大井斜角；
（4）进行井身计算，包括各井段的井斜角、水平位移、垂深和斜深；
（5）绘制垂直剖面图和水平投影图。
井身剖面的设计方法有试算法、作图法、查图法和解析法四种。我国海洋定向井通常采用解析法，并使用计算机完成。剖面设计完成以后，应向作业者提供下列资料：
（1）总体定向钻井方案和技术措施。
（2）剖面设计结果，包括设计条件、计算结果、垂直剖面图和水平投影图。
（3）测斜仪器类型和该地区的磁偏角，以及测斜计算方法；
（4）设备和工具计划。
2．二维定向井设计（解析法）
解析法是根据给出的设计条件，应用解析公式计算出剖面上各井段的所有井身参数的井身设计方法。在使用计算机的条件下，还可同时给出设计井身的垂直投影图和水平投影图。
解析法进行井身剖面设计所用公式如下（用于三段制J型、五段制S型和连续增斜型剖面）。
（1）求最大井斜角αmax。
（2）各井段的井身参数计算：
①增斜段
②稳斜段
③降斜段
④稳斜段
⑤总井深L
（3）设计计算中特殊情况的处理
①当Ho2＋So2－2RoSo＝0时，表示该井段设有稳斜段，此时可由下面三个公式中任一个公式来求最大斜角αmax:
②当2Ro－So＝0时，可用下式求最大井斜角αmax:
③当Ho2＋So2－2RoSo＜0，说明此种剖面不存在，此时应该改变设计条件，改变造斜点深度、增斜率和降斜率或改变目标点坐标。
井身剖面设计计算结果应整理列表，并校核井身长度和各井段井身参数是否符合设计要求，还应该校核井上曲率，井身剖面最大曲率应小于动力钻具和下井套管抗弯曲强度允许的最大曲率。
目前，应用计算机程序进行井身剖面设计时，设计结果列表和均可由打印机和绘图仪自动完成。
4．设计方法举例
例 某定向井设计全井垂深H=2-000米（靶点），上部地层300米至350米是流砂层，1000米至1050米有一高压水层，作出井身剖面设计。
井口座标 X1：3 246 535.0 Y1：2 054 875.0
井底座标 X2：3 245 972.95 Y2：2 054 665.0
先根据井口与井底座标，计算出水平位移和目标方位。
（1）根据提供的地质资料，在进行剖面设计时，应设法使动力钻具造斜的井段和增斜的井段避开流砂层和高压水层。
（2）对于钻井工艺及其它限制条件，在满足（l）项条件的前提下，应选择较简单的剖面类型。
（3）剖面类型选用“直一增一稳”三段制井身剖面。此种剖面简单，地面井口至目标点的井身长度短，有利于加快钻井速度。
（4）选择造斜点。根据垂直井深和水平位移的关系，造斜点应选在350米至600米间。如选在1050米以下，会使井斜角太大，是不合理的。
因300米至350米是流砂层，在井深结构设计时应用套管封固，以利于定向造斜，防止流砂层漏失、垮塌等复杂情况出现。造斜点应选在套管鞋以下不少于50米的地方为宜。因此，造斜点与井口之间井眼长度不应小于450米。
又因1000米至1050米是高压水层，为了下部井段能顺利钻进，也应考虑下入一层中间套管封住高压水层。为了减少井下复杂情况和有利于定向井井眼轨迹控制，在进行套管设计时，应避免套管鞋下在井眼曲率较大的井段中，中间套管的下入深度应进入稳斜井段150米左右为宜。在考虑上述因素后，造斜点的位置应在高压水层以上不少于400米处，也就是造斜点与井口之间的井眼长度不应大于600米。
经过上述的分析，如果造斜点应在450米至600米之间选择，那么，把造斜点确定在500米处是比较合理的。
（5）选择造斜率K为7°／100米。根据造斜率计算造斜井段的曲率半径R。
（6）计算最大井斜角αmax
R——造斜段曲率半径，米。
把已知条件代入上式得：
αmax=24.4°
（7）分段井眼计算：
增斜段
稳斜段
4．三维定向井
设计的井眼轴线，既有井斜角的变化，又有方位角的变化，这类井段为三维定向井，实际作业中，有时会碰到三维定向井的问题，大体上分为三种情况。
第一种情况 原设计为两维定向井，在实钻中偏离了目标方位，如果偏得不多，只要调整钻具组合或扭一次方位就可以了。严格地说，实钻的定向井轨迹，都有井斜角的变化和方位角的变化，这种三维定向井可以简化为二维的。
第二种情况 在地面井位和目标点确定的情况下，在这两点的铅垂平面内，存在着不允许通过或难以穿过的障碍物，不能在铅垂平面上设计轨道，需要绕过障碍，设计绕障三维定向井。在海上丛式井经常碰到这类井。
第三种情况在地面井位确定的情况下，要钻多目标井。地面井位和多目标点不在同一铅垂平面内，只有井斜角和方位角都变化，才能钻达设计的多个目标点。
三维定向井的轨迹设计和测斜计算很复杂，通常使用计算机软件完成这些工作。
第三节 井眼轨迹控制技术
井眼轨迹控制的内容包括：优化钻具组合、优选钻井参数、采用先进的井下工具和仪器、利用计算机进行井眼轨迹的检测预测、利用地层的方位漂移规律、避免井下复杂情况等等。
轨迹控制贯穿钻井作业的全过程，它是使实钻井眼沿着设计轨道钻达靶区的综合性技术，也是定向井施工中的关键技术之一。
井眼轨迹控制技术按照定向井的工艺过程，可分为直井段、造斜段、增斜段、稳斜段、降斜段和扭方位井段等控制技术，其中直井段的控制技术见第七章第四节。
一．定向选斜井段
初始造斜方法有五类，即井下马达和弯接头定向、喷射法、造斜器法、弯曲导管定向、倾斜钻机定向。目前，我国海洋定向井一般采用第一种方式，常用造斜钻具组合为：钻头十井下马达十弯接头十非磁钻铤十普通钻铤（ 0～30米）十挠性接头十震击器十加重钻杆。
这种造斜钻具组合是利用弯接头使下部钻具产生一个弹性力矩，迫使井下动力钻具驱动钻头侧向切削，使钻出的新井眼偏离原井眼轴线，达到定向造斜或扭方位的目的。
造斜钻具的造斜能力主要与弯接头的弯角和动力钻具的长度有关。弯接头的弯角越大，动力钻具长度越短，造斜率也越高。
弯接头的弯角应根据井眼大小、井下动力钻具的规格和要求造斜率的大小选择。现场常用弯接头的弯角为1.5～2.25度，一般不大于2.5度。弯接头在不同条件下的造斜率见第四节。
造斜钻具组合使用的井下动力钻具型号应根据造斜井段或扭方位井段的井深选择。使用井段在2000米以内，一般采用涡轮钻具或普通螺杆钻具，深层走向造斜或扭方位应使用耐高温的多头螺杆钻具。
造斜钻具组合、钻井参数和钻头水眼应根据厂家推荐的钻井参数设计。
由于井下动力钻具的转速高，要求的钻压小〔一般为29.4～ 78.4千牛（3～8吨）〕，因此，使用的钻头不宜采用密封轴承钻头，尤其是在浅层，可钻性好的软地层应使用铣齿滚动轴承钻头或合适的PDC钻头。
根据测斜仪器的种类不同，分为四种定向方式：
1．单点定向
此方法只适用造斜点较浅的情况，通常井深小于1000米。因为造斜点较深时，反扭角很难控制，且定向时间较长。施工过程如下：
（l）下入定向造斜钻具至造斜点位置（注意：井下马达必须按厂家要求进行地面试验）。
（2）单点测斜，测量造斜位置的井斜角，方位角，弯接头工具面；
（3）在测斜照相的同时，对方钻杆和钻杆进行打印，并把井口钻杆的印痕投到转盘面的外缘上，作为基准点；
（4）调整工具面（调整后的工具面是：设计方位角十反扭角）。锁住转盘、开泵钻进；
（5）定向钻进。每钻进2～4个单根进行一次单点测斜，根据测量的井斜角和方位角及时修正反扭矩的误差，并调整工具面；
（6）当井斜角达到8～10度和方位合适时，起钻换增斜钻具，用转盘钻进。在单点定向作业中要注意：
①在确定了反扭角和钻压后，要严格控制钻压的变化范围，通常在预定钻压±19.6千牛（2吨）内变化；
②每次接单根时，钻杆可能会转动一点，注意转动钻杆的打印位置至预定位置；
③如果调整工具面的角度较大（＞90度），调整后应活动钻具2～3次（停泵状态），以便钻杆扭矩迅速传递。
2．地面记录陀螺（SRO）定向
在有磁干扰环境的条件下（如套管开窗侧钻井）的定向造斜，需采用SRO定向。这种仪器可将井下数据通过电缆传至地面处理系统，并显示或用计算机打印出来，直至工具面调整到预定位置，再起出仪器，施工过程如下：
（l）选择参照物，参照物应选择易于观察的固定目标，距井40米左右；
（2）预热陀螺不少于15分钟，工作正常才可下井；
（3）瞄准参照物，并调整陀螺初始读数；
（4）接探管，连接陀螺外筒，再瞄准参照物，对探管和计算机初始化；
（5）下井测量，按规定作漂移检查；
（6）起出仪器坐在井口，再次瞄准参照物记录陀螺读数；
（7）校正陀螺漂移，确定测量的精度；
（8）定向钻进。
3．有线随钻测斜仪（SST）定向
造斜钻具下到井底后，开泵循环半小时左右，然后接旁通头或循环接头。把测斜仪的井下仪器总成下入钻杆内，使定向鞋的缺口坐在定向键上。定向造斜时，可从地面仪表直接读出实钻井眼的井斜、方位和工具面，司钻和定向井工程师要始终跟踪预定的工具面方向，保持井眼轨迹按预定方向钻进。
4．随钻测量仪（MWD）定向
MWD井下仪器总成安装在下部钻具组合的非磁钻铤内，其下井前要调整好工作模式和传输速度，并准确地测量偏移值，输入计算机。仪器在井下所测的井眼参数通过钻井液脉冲传至地面，信息经地面处理后，可迅速传到钻台。MWD不仅可用于定向造斜，也可用于旋转钻进中的连续测量，是一种先进的测量仪器。
5．定向造斜中的注意事项：
（1）如果定向作业前的裸眼段较长，应短起下钻一趟，保证井眼畅通。
（2）井下马达下井前应在井口试运转，测量轴承间隙；记录各种参数，工作正常方可下井；
（3）MWD等仪器下井前，必须输入磁场强度、磁倾角等参数；
（4）定向造斜钻进，要按规定加压，均匀送钻，以保持恒定的工具面。
（5）造斜钻进或起下钻，用旋扣钳或动力水龙头上卸扣，不得用转盘上卸扣；
（6）起钻前方位角必须在20～30米井段内保持稳定，且保证预定的提前角。目前，“一次造斜
到位法”也经常在我国海洋定向井中使用，这种方法适用于造斜点较浅，且机械钻速很快的造斜井段，常常配合使用随钻测量仪。
（7）井下马达出井时，按规定程序进行清洗、保养。

钻井液工是干嘛的？具体工作有哪些啊？

钻井液工岗位职责：

1、在钻井液技师带领和指挥下负责钻井液的配制和处理，测定常规钻井液性能，填写钻井液日报表。复杂情况下听从驻井钻井液工程师直接指挥。

2、按规定及时观察出口，测定钻井液量的增减并做好记录，发生溢流时立即向司钻报告。

3、负责钻井液循环系统、净化设备的使用和保养，填写运转记录。设备有问题时及时向钻井液技师汇报。

4、负责循环加重泵和重浆储备罐的操作管理、维护保养工作及清洁卫生。

5、负责钻井液材料的装卸、摆放和保管，保持料台的清洁卫生。

6、负责循环系统的正常运转，防止跑、漏钻井液。

7、负责固控系统、加重泵清洁卫生。

8、在钻井液技师的指导下，负责固控设备易损件的更换与修理工作。

9、熟悉工作范围内的安全知识。

10、完成井队领导安排的其他工作。

钻井液工工作内容

1、值班房（坐岗房）：钻井液常规性能测试仪器了解井深、地层和技术措施及其对钻井液性能的要求。

2、钻井液房：测量钻井液性能并做好记录，明确处理方案及加药量;各种仪器齐全、完好、准确。

3、钻井液槽：检査钻井液循环路线是否正确，挡板布局是否合理，是否有跑、漏钻井液现象，各种固控设备的运转情况及净化效果是否良好。

4、处理剂胶液池：胶液的品种、浓度、比例及数量是否符要求。

5、加重漏斗和搅拌器：加重漏斗管线齐全,闸门灵活好用，喷嘴畅通无阻钻井液常规性能测试仪器；搅拌器、电动机运转正常。

6、储备罐：检查钻井液含量和性能。

7、处理剂房：检査各种药品标签、储备数量及存放位置是否合适。

扩展资料：

钻井液工技术要求

1、钻井液报表记录及时、齐全、准确，各种仪表清洁完好。循环及配浆系统的电动机运转正常，处理剂种类及储备的胶液量充足。

2、振动筛工作良好，筛布完好无损，筛面不跑、漏钻井液。除泥器和除砂器的电动机运转正常，庶流呈伞状,工作压力在0.15~0.25MPa。

3、循环罐无杂物，管线连接良好。加重管线系统配备齐全，闸门灵活，喷嘴畅通。

高温对水基钻井液性能的影响

2.3.1 高温恶化钻井液性能

随着温度增加钻井液常规性能测试仪器，钻井液的各种性能随之发生变化。一般而言钻井液常规性能测试仪器，升温使钻井液造壁性能变坏，即泥饼变厚，渗透性变大，滤失量增高。而这种变化趋势与API滤失量的大小无直接的必然联系，即API滤失量小的钻井液在高温高压条件下的滤失量不一定就小。这说明，高温下具有不同的作用机理。

高温对钻井液的流变性的影响比较复杂，其影响情况可从黏度与温度的关系曲线详加研究。常见的此种黏度-温度曲线有以下几种典型形式（图2.2）。

其中曲线①表示了抗温能力较强的黏土含量较低的分散钻井液。这类钻井液流变性的构成中，非结构黏度所占的比重大于结构黏度，如由高分子处理剂提高钻井液塑性黏度的体系。而聚结性强，黏土含量高的钻井液，一般有可能表现为曲线③，此种钻井液的结构很强（包括“卡片房子结构”和聚合物——黏土粒子的空间网架结构），大大超过塑性黏度对于黏度的贡献。

图2.2 水基钻井液常见的几种黏温曲线

而各类水基钻井液在较宽的温度范围内（常温一高温）普遍表现出曲线②的变化规律，只是不同钻井液体系表现不同的塑性黏度（η有效）和温度（tB）极小数值而已。

若tB大于钻井液的使用温度则成为曲线①类型，若tB低于室温，则体系的黏-温曲线表现为曲线③。可以说曲线③是各类水基钻井液的普遍规律，而曲线①、②是其两种特例。研究表明，这种因温度而变化的性质有可能是可逆的。因此，它能较好地反映钻井液使用中从井口→井底→井口的循环过程中钻井液性能的实际变化情况。它是钻井液体系能否满足深井井段工程和地质要求的关键问题。显然这种高温变化的特性可造成井底高温与井口低温下钻井液性能的极大的差异，故绝不能用常规仪器测出的钻井液井口性能来衡量井下钻井液在高温下的实际性能。它只能用模拟井下实际高温高压条件的仪器来测定，并以此作为设计和维护深井钻井液性能参数及判断井下情况决定工程措施的依据。

2.3.2 高温降低钻井液的热稳定性

高温使钻井液中各组分本身及各组分之间在低温下本来不易发生的变化、不剧烈反应、不显著的影响都变得激化了，同时也使长段裸眼钻进不可避免的地层污染（盐、钙、钻屑、酸性气体等）加剧。所有这些作用的结果必然严重地改变、损害以致完全破坏钻井液原有性能，而这种影响是不可逆的永久性变化。它表明了钻井液体系受高温作用后的稳定能力（或钻井液抵抗高温破坏的能力），特称为钻井液体系的热稳定性。一般用钻井液经高温作用前后性能（同一条件测定）的变化来实际反映钻井液在使用过程中的井口性能的变化（有时甚至就是进、出口性能的变化）。

2.3.2.1 高温对钻井液流变性热稳定性的影响

（1）高温增稠

钻井液经高温作用后视黏度、塑性黏度、动切力及静切力上升的现象，属不可逆的变化。若钻井液经高温作用后丧失流动性则称为钻井液高温胶凝。显然可以把它看作是一种严重的高温增稠现象。高温增稠是深井钻井液最常见的现象。在使用中表现为钻井液黏、切力不断上升，特别在起下钻作业过程中钻井液经过长时间高温老化后升幅更大。因此，造成钻井液性能不稳定，处理频繁。常常给深井钻井液（特别是重钻井液）的使用带来麻烦，而且对于高温增稠严重的钻井液，使用稀释剂一般不能有效，甚至反而更加严重，这是一个突出的特点。

凡钻井液中黏土含量高、分散性强的钻井液则常表现出这种现象。

（2）高温减稠

钻井液经高温作用后，动、静切力下降的现象称为高温减稠。主要表现为动静切力下降。在劣土、低土量、高矿化度盐水钻井液中经常观察到这类现象，它不是由于钻井液组分变化而纯系高温引起的变化。在实际使用中它表现为钻井液井口黏、切逐渐缓慢下降。而这种下降用常规的增稠剂也难以提高。由于严重的高温减稠可导致加重钻井液重晶石沉淀，因此，在使用中也应充分注意。一般可采用表面活性剂或适当增加钻井液中黏土含量的办法加以解决。

（3）高温固化

钻井液经高温作用后成型且具有一定强度的现象称为高温固化。凡发生高温固化的钻井液不仅完全丧失流动性而且失水猛增。此种情况多数发生在黏土含量多、Ca2+浓度大，pH高的钻井液中。

实践证明，该钻井液经高温作用后，常表现出四种不同的现象，即高温增稠、胶凝、固化及减稠。这些现象不仅发生在不同的钻井液体系中，而且同一钻井液体系不同条件下，都有可能出现。这充分说明了高温对钻井液影响的复杂性。

2.3.2.2 高温对钻井液造壁性热稳定性的影响

钻井液经高温作用后，失水增加，泥饼增厚是常见的现象。其增加程度视钻井液体系不同而异。但有的钻井液体系，如SMC-SMP盐水钻井液体系却表现出相反的结果即高温作用后钻井液滤失量降低，泥饼质量变好。前者表现为井口温度下的滤失或HIHP滤失增加，井愈深，温度愈高，增加愈多。后者则钻井液愈用性能愈好，且表现出井愈深、温度愈高，使用时间愈长，效果愈好的趋势，即呈现出高温改善钻井液性能的趋向，见表2.3。

表2.3 高温对钻井液造壁性的影响

2.3.3 高温降低钻井液的pH值

实践证明，钻井液经高温作用后pH值下降，其下降程度视钻井液体系不同而异。钻井液矿化度愈高，其下降程度愈大，经高温作用后的饱和盐水钻井液pH值一般下降到 7～8。这种pH下降必然会使钻井液性能恶化，影响钻井液的热稳定性，使用中钻井液体系这种经高温后pH值下降的趋势，一般不能用加烧碱的办法来解决，加碱愈多，pH值下降愈厉害，钻井液性能愈不稳定。一般采用表面活性剂则可抑制体系pH值的下降或采用较低pH的钻井液体系。

2.3.4 高温高压对泥浆密度与分散性的影响

随着井深的增加，地层的温度和压力也会不断地增加，钻井液的性能会显著变化。其中，密度是发生变化的重要参数之一。而井眼内钻井液密度是进行各种钻井施工和设计的必要的基础数据，高温高压环境下的超深井钻井液密度不再是一个常数，而是随温度和压力的变化而变化。钻井液的高温高压密度特性直接关系到井眼内静液柱压力分布和循环压耗大小的准确计算。为了更加准确的预测钻井液在高温高压下的真实密度，高温高压水基钻井液的p-ρ-T特性研究具有重要的现实意义。

随着国内油气田勘探开发的不断深入，深井、超深井钻井数量持续增加，深井、超深井地层复杂，井下温度和压力高，钻井液密度易发生变化可能导致一些井下复杂情况发生。从这个角度上讲，对于深井、超深井而言，研究高温高压情况下的钻井液密度特性具有十分重要的意义。

2.3.4.1 高温高压条件下钻井液中固相的体积变化

根据美国石油协会（API）的规定，按照固相颗粒粒径的大小可将钻井液中的固相分为黏土（API胶质）、泥和砂（API砂）三大类。其来源主要是黏土粉中的无用成分、岩屑、加重材料（如重金石）等。高温高压下钻井液的密度发生变化可能受到这些固相体积受热膨胀、高压缩小的影响。

（1）高温高压下钻井液中黏土颗粒的体积变化

有研究表明，钻井液中的黏土成分在高温高压条件下，其特性会发生较大变化。根据前面（2.1.1部分）的说明，黏土水化分散性增强，ζ电势升高，颗粒周围形成较常温下更厚的水化膜，即发生高温分散现象。当钻井液中的黏土含量超过一定上限值时，钻井液在高温下发生高温凝胶现象钻井液常规性能测试仪器：黏土迅速增大甚至凝聚成团。此时，与黏土颗粒的高温分散作用相比其自身的体积变化可以不予考虑。

目前尚无找到直接与钻井液中黏土颗粒体积变化对钻井液密度影响相关的研究，推测黏土颗粒本身的体积变化应当与无用固相相似。

（2）高温高压下钻井液中有害固相的体积变化

钻井液中的岩屑、黏土粉中的高岭石、伊利石等不能造浆的成分在钻井液中占有一定的比例。在普通不含加重剂的钻井液中比重更大。岩屑被钻头研磨或切削掉后，受力状态发生变化，体积相应变化钻井液常规性能测试仪器；之后被钻井液携带不断上浮至井口排除。这期间岩屑体积不断变化，影响处于井筒环空部分的钻井液的密度（图2.3）。

图2.3 井下岩屑应力状态分析

已有的理论推导和计算表明，在10000m深孔条件下，取高温300℃、高压260MPa，计算出钻井液中的有害固相变形在0.25%～0.45%之间（图2.4）。

图2.4 温度及压力引起的岩屑体积变形

根据上图可知，线A的宽度由下到上在27～49之间，线B的宽度在30～46之间。

估取总体岩屑变形为40，即0.4%。假设上返钻井液中固相体积含量为5%，则由于固相成分体积发生变化引起的钻井液体积变化量为：

科学超深井钻探技术方案预研究专题成果报告（中册）

钻井液密度变化量为：

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如果钻进10000米超深井所用钻井液密度为1.76g/cm3，由于固相体积变化引起的钻井液变化量为0.0007g/cm3，这种影响是很小的。

2.3.4.2 高温高压下钻井液中液相的体积变化

高温高压对钻井液密度的影响主要是受到钻井液中液相成分高温高压条件下体积变化的影响，而且从已有的前辈的研究结果说明，液相对钻井液密度的影响要远大于固相的影响。这是可能是因为两个方面的原因：其一是液相组分在钻井液中占据了相当主要的部分，液相的微小变化累加起来结果可能会被放大；其二液相分子间作用力小，受温度影响后比固相分子更易发生变化。

根据同济大学祁德庆等编写的《工程流体力学》一书的描述：实验指出，在一个大气压下，温度较低时（10～20℃），每增1℃，水的体积改变1.5×10-4。温度较高时改变量约为T×10-4。

由此可大致推导出，当钻井液温度升高至300℃时，流体的体积变化量约为：

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是其原体积的0.0017倍。

钻井液密度变化比率为：

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假设超深井钻井液密度为1.76g/cm3，则单由于水基钻井液中水介质高温体积变化所引起的钻井液密度变化量为：0.003g/cm3。由此可看出液相体积变化对钻井液密度的影响要比钻井液中固相含量的影响大一个数量级。

2.3.4.3 高温高压对钻井液密度的影响

密度特性主要决定于体积的变化，而体积受温度和压力的影响。温度的影响表现为膨胀性，压力的影响表现为压缩性。高温高压密度测试主要测量钻井液在不同温度、压力组合状态下的体积相对常温（室温）、常压下体积的变化量，试液体积变化量由吸入或排出多少来计量，然后用称重法得到。已知常温常压下的试液密度和体积时，根据质量守恒原理计算出每种温度和压力组合状态下的试液密度，即

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式中：ρ（p，T）为压力p和温度T下的试液密度，g/cm3；ρ0为钻井液初始密度，g/cm3；V0为试液初始体积，m3；ΔV为体积变化量，m3。

（1）温度对钻井液密度的影响

根据王敏生（2007）等使用高温高压钻井液密度特性试验装置对胜科1井现场配制的超深井钻井液、王贵（2007）等实验室内钻井液的研究，压力为10MPa、30MPa、50MPa时温度对密度的影响如图2.5、图2.6所示。

图2.5 温度对钻井液密度的影响1

图2.6 温度对钻井液密度的影响2

图2.5中的曲线关系为：

10MPa时：R2=0.9998；ρ=-1×T2+0.0007T+1.7408

20MPa时：R2=0.9999；ρ=-1×T2+0.0008T+1.7363

30MPa时：R2=1；ρ=-1×T2+0.001T+1.7266

由图2.5可知，压力一定时，随着温度的增加，钻井液密度下降，且下降幅度较大，在压力50MPa、温度60℃时密度为1.758g/cm3，而温度达到150℃时，密度降为1.703g/cm3，下降幅度约为3%。同时，在相同压力下，随着温度的增加，其下降趋势更加明显，表明高温下钻井液更加具有可压缩性，曲线非线性程度更严重。从图2.6可以看出，在一定的压力条件下，水基钻井液的密度与温度呈二次曲线的关系。并且密度的下降幅度在几个百分点内。

（2）压力对钻井液密度的影响

压力对钻井液密度的影响见图2.7和图2.8。

图2.7 压力对钻井液密度的影响1

图2.8 压力对钻井液密度的影响2

图2.7中压力与密度可用直线关系描述为：

100℃时：ρ=0.0004p+1.7102，R2=0.9997；

120℃时：ρ=0.0006p+1.6771，R2=0.9999；

140℃时：ρ=0.0007p+1.6408，R2=0.9996；

170℃时：ρ=0.0009p+1.5664，R2=0.9986。

由图2.7可以看出，温度一定（温度分别为60℃、90℃、120℃、150℃）时，钻井液密度随压力增加而增加，当压力增加到某一值时，钻井液密度不再明显增加。对比曲线2、图2.7可知，钻井液受温度影响较大，受压力的影响较小。从图2.8可以看出在一定的温度条件下，水基钻井液的密度与压力呈线性关系，并且随着温度的升高，直线的斜率的逐渐变大。

（3）理论模型的推导

目前已有的分析钻井液密度在高温高压下的变化规律的理论模式很多，大致可将钻井液密度随温度和压力变化的模型可分为复合模型、经验模型两种。

对于复合模型来说，钻井液由水、油、固相和加重物质等组成，每种组分的性能随温度和压力而改变的情况有所不同。在确定了这些单一组分的高温高压变化规律后，便可以得到预测钻井液密度变化的复合模型。这类模型大同小异，以Hoberock、Scolle等的模型为代表，在模型中考虑了钻井液中不同液相成分的压缩性和热膨胀特性，同时忽略了固相的压缩和膨胀性。使用复合模型需要对钻井液的不同成分（水、油、固相等）分别进行试验，掌握其规律，因此其应用受到了一定限制。

经验模型有不同的表达形式，使用精度尚可。该模型只需对所用钻井液进行有限的几组试验，以确定模式中的常数，然后便可根据该模型计算钻井液静液柱压力和当量静态密度大小。由于实验设备的限制，试验压力与温度与实际温度、压力尚有一定距离，且液相成分复杂，因此只能采用经验模式。对图中实验数据进行拟合，得方程

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式中，x1为表示温度，℃；x2为表示压力，MPa。

由方程（2.6）可知，若井底压力为100MPa、温度为220℃时，密度变为1.62g/cm3，与常温1.75g/cm3 相比时降幅为7.5个百分点。根据上述模型，取低温梯度2.5℃/100m，地表温度为25℃，当井深超过10000米后，温度和压力对钻井液密度的影响应在几个百分点之内。

根据王贵等研究，对实验数据分别进行五种模式回归：

线性形式：ρ=ρ0（a+bp+cT）；

多项式形式：ρ=ρ0（aT2+bT+cp+dpT+e）；

对数函数形式：ρ=ρ0ln（aT2+bT+cp+dpT+e）；

指数函数形式：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+dpT+e）；

经验模型：ρ=ρ0exp（aT2+bT+cp+d）；

计算出各回归模型的回归系数、相关系数、回归平方和，剩余平方和以及F值。通过对回归模型进行F检验，优选出最优模型。最终得出本文所举例子中钻井液密度与温度压力间的关系式为

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表2.4 模型误差对比

由表2.4可以看出，采用王贵等的指数模型计算得出的水基钻井液密度模型具有更高的精确度。

2.3.5 高温增加了处理剂耗量

经验表明，高温钻井液比浅井常规钻井液消耗多得多的处理剂，表2.5是美国统计数据。

表2.5 不同温度对处理剂的耗量变化

虽然此资料记载的数据不一定适用于各类钻井液，但是随着井深增加温度升高，钻井液处理剂耗量明显增加的总趋势是相同的。其原因有二：其一是为维持高温高压下所需的钻井液性能要比低温消耗更多的处理剂；其二是为弥补高温的破坏作用所带来的损失而作的必要的补充。因此，温度愈高，使用时间愈长，处理剂耗量必然愈大，且增加了深井钻井液的技术难度。

钻井液性能与钻井工作的关系

钻井液性能指标与钻井工作的关系，钻井液密度与钻井的关系，密度过大有以下害处:
1、损害油气层;
2、降低钻井速度;
3、过大压差造成压差卡钻;
4、易憋漏地层;
5、易引起过高的粘切;
6、多消耗钻井液材料及动力;
7、抗污染能力下降。
密度过低则容易发生井喷、井塌(尤其是负压钻井)、缩径(对塑性地层,如较纯的
粘土、盐岩层等)及携屑能力下降等。
钻井液粘度、切力与钻井的关系
1、粘度、切力过大有以下害处。
⑴流动阻力大,能量消耗多,功率低,钻速慢;
⑵净化不良(固控设备不易充分发挥效力),易引起井下复杂情况;
⑶易泥包钻头,压力波动大,易引起卡、喷、漏和井塌等事故;
⑷脱气较难,影响气测并易造成气侵。
2、粘度和切力过低也不利于钻井,如:
⑴洗井不良,井眼净化效果差;
⑵冲刷井壁加剧,引起井塌等井下事故;
⑶岩屑过细影响录井。
滤失量和泥饼质量与钻井工作的关系
钻井液滤失量过大,泥饼厚而虚,会引起一系列问题。
1、易造成地层孔隙堵塞而损害油气层,滤液大量进入油气层,会引起油气层的渗透
率等物性变化,损害油气层,降低产能。
2、泥饼在井壁堆积太厚,环空间隙变小,泵压升高。
3、易引起泥包钻头,下钻遇阻、遇卡或堵死水眼。
4、在高渗透地层易造成较厚的滤饼而引起阻卡,甚至发生压差卡钻。
5、电测不顺利,并且由于钻井液滤液进入地层较深,水侵半径增大,若超过测井仪器所测及的范围,其结果是电测解释不准确而易漏掉油气层。
6、对松软地层,易泡垮易塌地层,会形成不规则的井眼,引起井漏等。•泥饼一定要薄、致密、韧性好,能经受钻井液液流的冲刷。•固相含量与钻井的关系
钻井液中固相含量越低越好,一般控制在0.5%以下。固相含量过大,有以下危害:• 1、固相含量高,钻井液柱压力大,钻速降低。
2、固相颗粒愈细对钻速影响愈大,而且深入油层会造成永久性堵塞,油气层受损害严重。3、固相含量高、滤失量大时,泥饼必然厚,摩阻系数增大,因而易引起井下复杂情况的发生。
4、固相含量高,钻井液的流变性难以控制,且流阻大,功耗多,钻井效率低。
5、含砂量大,易造成钻头、钻具等机械设备的磨损。
6、在固相含量高时,钻井液受外界影响大且敏感(如对温度、各种污染物等的影响
变大)。
降低固相含量的方法
1、机械除砂:利用振动筛、除砂器、除泥器等设备降低固相含量。
1)、振动筛
振动筛是对钻井液进行固相控制的第一级设备,又是唯一能适用于加重钻井液的常
规分离设备。因此,它是固控的关键设备,担负着清除大量钻屑的任务,同时为下
一级固控设备的使用创造必要的条件,如果振动筛发生故障,其下一级设备就会超载,严重影响净化效果。所以,要根据钻井条件,选好、用好振动筛•
离心机主要用在加重钻井液中回收重晶石和清除细小固相及胶体,在非加重钻井液中清除钻屑,也可用离心机对旋流器排出的底流进行第二次分离,回收液相,排除钻屑。•
离心机的处理量和分离粒度与其转速和容量有关。
化学除砂:加入化学絮凝剂,将细小的砂子变大而沉降。
3、降低钻井液粘度有利于降低固相含量:因此在现场维护钻井液时,对固相含量有下列要求。
⑴根据需要配备良好的净化设备,彻底清除无用固相。
⑵必须严格控制膨润土的含量,所使用钻井液的密度愈高、井愈深、温度愈高,膨润土的含量应愈低,一般应控制在30~80kg/m3。
⑶在轻钻井液中,固相含量应不超过10%(体积)或密度不大于1.15g/Cm3。⑷无用固相含量与膨润土含量的比值,应控制在2﹕1~3﹕1。
PH值与钻井工作的影响
1、PH值过高,OH-在粘土表面吸附,会促进泥页岩的水化膨胀和分散,高PH值的钻井液具有强腐蚀性,缩短了钻具及设备的使用寿命。
2、通过PH值的变化,可以预测井下情况。如盐水侵、石膏侵、水泥侵等都会引起
PH值的变化。 关于钻井液常规性能测试仪器和钻井液常规性能测试仪器的介绍到此就结束了，不知道你从中找到你需要的信息了吗 ？如果你还想了解更多这方面的信息，记得收藏关注本站。 钻井液常规性能测试仪器的介绍就聊到这里吧，感谢你花时间阅读本站内容，更多关于钻井液常规性能测试仪器、钻井液常规性能测试仪器的信息别忘了在本站进行查找喔。