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1、提高口井钻井液现场管理水平、八 A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 表小组名称钻井液管理QC小组接受TQC教育40小时/年.人建组时间2007.01TQC获证率100%注册时间2007.01本课题活动日期2007.01-200
2、7.09小组类型管理活动次数36次注册编号07-62活动时间72小时活动方式集中管理活动课题提高井钻井液现场管理水平小组成员情况简介序号姓名年龄文化程度职务（职称）组内分工1234567二、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，
3、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序号项目频数比率，%累计比率，%1口井性能达不到最优化2976.3276.322管理力度低410.5386.853执行措施不好37.8994.744其它25.26100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80.00% 70.00%40.00%76.32%30.00%20.00%10.00%10.53%LL7.89%5.26% “60.00%50.00%执行措施不好其它口系列10.00% 口井性能达不到最优化管理力
4、度低图一 现状调查柱形图制图人：日期：2007.01.10四、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
5、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。口井性能达不到最优化药品方面处理方法1.降失水剂质量差；6. PH值偏低；2.药品配伍不合理；7.防塌剂加量不足；3.防塌材料不合适；8 降失水剂加量少；4.药品与体系不匹配；9.处理时机不佳。5.药品与地层不匹配。搬土相施工方面10.搬土相控制不合理；14.钻井排量不足；11.离心机不好；15.“糖葫芦”井眼；12.地层造浆严重；16.设备修理时间长。13.聚合物加量不足
6、。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、专家因素 、积分重要度名次12211112100.0231029101010101010690.15713991099109650.14844111111170.016155211121190.020146212111190.0201372212211110.0251281222121110.02511991091010109670.152310991091098640.145
7、2113222212140.033612111121180.0189132212122120.0277141212211100.02316159109109109660.150516111211180.0188合计4401表四 要因确定表因素重要度名次2药品配伍不合理0.15713.防塌材料不合适0.14849.处理时机不佳0.152310搬土相控制不合理0.145215.“糖葫芦”井眼0.1505合计0.752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
8、四 解决口井性能达不到最优化对策表序号主要 因素对策措施目标执行人完成 时间检 查 人1药品 配伍 不合 理1对现场所使用的钻井液 材料按功能进行细致分类；2.针对钻井液材料不同功 用进行配伍性研究；3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。明确钻 井液材料的 主要功用、次 要功用，进行 材料优选。2007.022防塌 材料 不合 适1. 对降低钻井液高温高压 失水材料进行优选。2. 对地层封堵性材料进行 对比试验研究。3. 对有机硅类钻井液材料 进行对比试验研究。优选出 降低钻井液 高温高压失 水的最佳材 料;确定最佳 封堵类、硅类 防塌材料；2007.023处
9、理 时机 不佳1. 针对二开第一只钻头所 钻进尺、地层岩性选择适宜的改 小循环时机、定性处理时机以及 处理钻井液的力度。2. 选择合适的降低钻井液 API失水的时机。3. 选择合适的降低钻井液 HTHP失水的时机。4. 选择合适的加入钻井液 防塌材料的时机。确定定 性处理时机、 降失水时机、 防塌剂加入 时机。全过程4搬土 相控 制不 合理1. 针对钻井液絮凝剂的絮 凝效果，进行絮凝对比实验研 究。2. 针对钻井液包被抑制剂 的抑制能力，进行对比实验研 究。3按不同区块地层的造浆 能力，研究钻井液搬土相控制力 度。根据研 究，确定最佳 絮凝剂及加 量范围、根据 造浆能力大 小确定各井 段合适的
10、 MBT 值。全过程序号主要 因素对策措施目标执行人完成 时间检 查 人5“糖 葫芦” 井眼1. 避免在地层交接面、胶结 疏松井段、地层不稳定井段开 泵，定点循环。2. 加强钻井工程技术措施， 注意开泵循环方式方法。3. 在上述井段钻进时，适当 提高钻井液的粘度切力,加大处 理力度，减少对井壁的冲刷。尽量避 免形成糖葫 芦”井眼。全过程制表人：日期：2007.01.18八、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
11、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30008000ppm,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：JT、天然高分子）降低钻井液 高温高压失水最
12、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23%, 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8002100m, 般使用大 循环钻进至1300m。这时可改成双路循环，再钻进200300m彻底改为小 循环
13、，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THP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50100ppm即能产生絮凝；一般大循 环时PAM控制加量为5001000ppm即可，按百分含量是
