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中原石油工程有限公司二○一三年四月—中原钻井液技术及应用为石油工程技术发展做出新贡献加快科技创新推进成果转化2012年，中原石油工程有限公司围绕钻井工程技术需求，充分发挥钻井液技术整体优势，积极探索，注重市场开拓，加强科技创新和管理创新，强化科研攻关、促进成果转化，不断完善成熟技术、应用新技术，为油田及石油工程技术发展做出了新贡献。前言一、中原钻井液技术公司运行情况二、中原钻井液技术及应用汇报内容在油田“统一市场、统一品牌、统一服务、统一结算、统一人才发展规划、统一仪器装备”六个统一管理模式指导下，以国内、外一流专业化公司为发展目标，强化管理、科技创新，注重交流合作，依托特色、优势技术不断做强做大中原钻井液技术。一、中原钻井液技术公司运行情况一、中原钻井液技术公司运行情况完善公司管理架构形成基本制度强化现场技术管理加强实验室及现场装备建设注重学习交流与合作教授级职称2人高级职称48人中级职称166人高级技师62人（一）完善公司管理架构人员结构拥有钻井液技术人员800余人，其中：（一）完善公司管理架构钻井液技术公司综合管理部研发推广中心第一分公司塔里木分公司第二分公司第三分公司第四分公司西南分公司组织机构基本制度例会制度重大方案集体决策制度统一生产报表制度重大事项通报制度单月组织召开工作例会双月组织召开技术例会完成了卫383-非平1井等多口重点井施工方案讨论生产报表信息化管理统一格式、统一时间上报重大事件及时向相关领导进行报告.（二）形成基本制度（三）强化现场技术管理公司统一组织招投标工作，安排技术专家参加西南、陕北、东北地区钻井提速调研活动，规范指导现场服务川西调研及钻井液体系规范川东北地区元坝29-1H、元坝101-1H井招标统一规范川西地区钻井液体系顺902井方案制定（三）强化现场技术管理室内研究与现场紧密结合，组织重点井、复杂井钻井液技术服务中原地区：濮1-FP1井、文88-FP1井等新疆地区：顺902H井、顺9CH井等东北地区：城深7井、城深9井陕北地区：靖南70-6H井西南地区：焦页1HF、中江16H井等现场管理体系规范基础管理固控管理过程控制标准规范细化措施、抓好完井产品质量检测规范设计统一报表，信息化管理资料调研优化方案强化巡井、驻井制度制修订标准13项物、化结合针对性使用固控设备坚持例会制度川西地区统一了钻井液体系加强资料的归档钻井液性能监测（三）强化现场技术管理加强现场基础管理（四）加强实验室及现场装备建设IX77型高温高压流变仪加强评价方法及手段，提升科研能力和水平实验室建设CL-Ⅱ型流体PVT测试仪温度：室温~316℃压力：常压~210MPa测试钻井液在高温高压下的流变性研究流体P-V-T关系温度：常温~180℃压力：0~20MPaCL-Ⅱ型高温高压防漏堵漏实验装置最高工作温度：150℃最大工作压力：50MPa模拟漏失地层类型：渗透性、孔隙-裂缝性及破碎地层HTPWD-1型高温高压防漏评价仪模拟测定封堵后二胶结面强度最高工作温度：150℃最大工作压力：15MPa（四）加强实验室及现场装备建设JS94H型微电泳仪HMM5260型金相显微镜固体在溶液中的荷电性质pH：1.6~13.0粒径范围：0.5~20μm微观结构分析放大倍数：50~1200（四）加强实验室及现场装备建设（四）加强实验室及现场装备建设SBR法间歇连续式污水处理装置TG101型膜生物反应器废水有机污染物降解泥水分离模拟活性污泥好氧/曝气/絮凝/沉淀处工艺流程模拟（四）加强实验室及现场装备建设一级脱液离心机油基钻屑集装箱式脱液回收设备二级分离离心机处理后钻屑油气田环保装备自动控制系统加药系统主处理系统废弃OBM集装箱式基础油回收装置（四）加强实验室及现场装备建设（五）注重学习交流与合作•内部培训3期70余人次•外部培训3期40余人次•公司层面交流10次•专题技术探讨常态化•专家讲座10期•青年论坛1期•参加局技术比武43人培训与学习技术讲座技术比武技术交流技术培训培训与学习（五）注重学习交流与合作交流与合作注重油田内外部技术交流•全国钻井液完井液技术交流会（一等奖2项、二等奖3项、三等奖3项）•中石化工程技术研究院青年论坛（二等奖1项）•第三届石油工程新技术学术交流会•油田内部钻井液技术交流会•中石油长城钻探公司调研学习加强与直属研究院所合作交流中石化石油工程院、抚顺石化研究院、中石油钻井院等交流10余次网站建设及宣传册制作介绍公司特色技术介绍公司最新动态传达公司通知公告展示公司典型事迹、人物信息化管理生产日报表（五）注重学习交流与合作品牌与形象汇报内容一、中原钻井液技术公司运行情况二、中原钻井液技术及应用（一）工作量及技术指标情况国内外累计开钻774口井，完钻768口井井径扩大率10.35%，电测一次成功率87.26%，复杂实效1.18%增加36口增加47口依托特色技术及新型处理剂的推广应用，市场领域遍布国内中原、新疆、四川等10余个省市自治区以及哈萨克斯坦等国家国内外部工作量开钻：173口，同比减少25口完钻：174口，同比减少31口开钻：463口，同比增加75口完钻：443口，同比增加84口油田内部工作量（一）工作量及技术指标情况国际市场工作量开钻：77口，同比减少14口完钻：73口，同比减少6口（一）工作量及技术指标情况按照集团公司钻井提速提效统一部署，针对各区域地层及承钻井特点，不断完善应用成熟技术、大力推广新技术，为优质高效钻井提供有力技术支撑。（二）服务能力逐步增强白-平2HF、顺902、玉北10、焦页1HF、延页-平1井等13口井应用，总进尺达15000余米，配制油基钻井液3500余方，重复利用老浆2000余方，解决了新疆顺9区块碎屑岩、玉北地区泥岩和火山岩的井壁失稳难题，满足了中原地区致密砂岩凝析气藏、岩间稠油、泥岩裂缝油气等非常规资源以及陕北、西南地区页岩气的勘探开发（1）油基钻井液推广应用13口井1、积极应用新技术（二）服务能力逐步增强基本概况：川东南地区的页岩气井技术难点：泥页岩含量高、水平井段长1064m，井壁稳定及润滑要求高应用效果：•井眼规则，平均井径扩大率1.05%•润滑性好、定向施工顺利•平均机械钻速5.08m/h返出钻屑（二）服务能力逐步增强基本概况：顺9区块侧钻水平井技术难点：井深结构为直-增-稳-降-直-增-平七段制，携岩、润滑要求高应用效果：•摩阻＜5吨（水基钻井液＞15吨）•电测、声副测井、下套管一次成功顺9CH井身结构顺9CH井焦页1HF井基本概况：四川盆地的评价井技术难点：（1500~1600m）井段泥沙岩互层应用效果：平均井径扩大率：5.33%较好解决了井壁坍塌掉块问题在中江16H井、春17侧井等三口井应用了阳离子烷基糖苷(CAPG)，井壁稳定效果明显，应用井段井径扩大率＜10%（二）服务能力逐步增强（2）烷基糖苷钻井液效果良好中江16H井该处理剂在中原、吉林、陕北、冀东等地区20余井次应用，解决了强水敏性泥页岩、煤层等易塌井下复杂技术难点：造斜段含四套煤层及大段碳质泥岩，地层胶结较差应用效果：技术难点：造斜深灰泥岩井段易失稳应用效果（与邻井白-平2HF井对比）：（3）胺基抑制剂稳定井壁效果显著（二）服务能力逐步增强中原地区—白-3HF井：陕北地区—靖南70-6H井：密度降低0.13g/cm3井壁稳定，定向顺利，起下钻通畅三开施工周期同比节约28.5天平均井径扩大率3.79%（邻井靖平69-12为10.79%）机械钻速5.33m/h（邻井3.30m/h）施工周期22天（邻井4个月）在文古4井、濮深20井应用，钻井液高温流变、滤失量得到控制，抑制性提高，井下复杂明显降低技术难点：应用效果：（4）抗高温降滤失剂PFL应用初见成效岩屑照片中完和完井电测一次成功率100%建井周期较邻井（文古2井）缩短128天井底温度高达160℃钻井液密度达2.14g/cm3（二）服务能力逐步增强文古4井：基本概况：内蒙古乌拉特后旗的预探井技术难点：应用效果：利用钻井液化学固壁和强封堵，较好地解决了内蒙探区火成岩地层的井壁不稳定问题（5）硅酸盐钻井液取得良好效果应用井段密度较邻井降低0.10g/cm3平均井径扩大率5.61%机械钻速提高11.7%500.9~3504.3m火山岩、泥岩井段易垮塌（二）服务能力逐步增强05101520253035404550500100015002000250030003500井深（m）井径（cm）井径扩大率5.61%意11井：（6）针对现场技术难题以及区域提速提效等需求，完善提升了钻井液以及防漏堵漏技术东北小井眼长水平段水平井关键技术：较好解决了小井眼长水平段井壁易垮塌、摩阻扭矩大、完井管串下入困难等技术难题冀东地区深层大位移水平井关键技术：较好解决了大位移井段易垮塌、摩阻扭矩大、携岩困难及潜山层漏失、奥陶系地层易漏易喷等技术难题，满足深层大位移水平井安全施工要求（二）服务能力逐步增强针对巴麦地区高研磨易斜地层钻井提速及玉北地区安全优快钻井需求，采用了合理控制钻井液密度、强化裂缝封堵、提高钻井液抑制性等措施，保障了安全无故障，应用井井径扩大率10%针对新疆塔河外围探区深井安全优快钻井需求，形成深部盐膏层盐上长裸眼段堵漏技术，现场试验6口井；设计了高密度钻井液净化装置，形成高密度钻井液物理-机械净化技术—低密度固相清除效率达90%；重晶石重复利用率约65%（二）服务能力逐步增强储层埋藏深、地层温度高达157℃施工井段跨度长（3500~5300m）地层压力系数低（0.1~0.95）、密度窗口窄地层情况复杂（坍塌、漏失）在华北苏桥储气库应用磺酸盐凝胶堵漏技术10余井次，满足储气库建设对固井施工优良率高达90%以上的技术需求（7）华北储气库承压堵漏技术效果显著解决的技术难题（二）服务能力逐步增强（二）服务能力逐步增强技术难点：应用效果：技术难点：应用效果：搭配采用不同粒径堵漏材料，针对低压井段采用分段配制，承压达到固井设计要求苏49K-P5井：束探1H井：上部泥岩和砂砾岩互层，下部含黑色炭质泥岩、煤层层段长，具体漏失层位不明通砾石层、煤层段三次承压堵漏施工，井内堵漏浆承压达7.5MPa，高于设计2.0MPa含较多砂泥岩互层低压层段多密度窗口窄易发生较多渗透性漏失川东北超深酸性气田应用3口井，处理后水质达到国标《污水综合排放标准》一级标准项目色度pHCOD六价铬石油类硫化物悬浮物处理前18007.03205705.2625.96.683631处理后157.8390.0未检出1.33未检出21.0国标限值≤506～9≤100≤0.5≤5≤1.0≤70接触好氧流动床（处理中）（8）膜生物处理技术初见成效缺氧-接触好氧-MBR处理设备接触好氧流动床（二）服务能力逐步增强大湾404-1H井2、进一步推广成熟技术东北地区推广应用了低固相强抑制、复合离子聚磺等钻井液井壁失稳问题四方台组、姚家组泥岩，青山口组砾石岩等地层井漏问题姚家组，青山口，泉头组及火成岩等地层CO2污染问题姚家组以下地层通过控制钻井液密度、提高润滑性、预防CO2污染、加强水平井段清砂以及防漏堵漏等措施，解决了：（二）服务能力逐步增强延安组底部多套煤层，泥页岩井段以及定向水平井段井壁稳定问题第四系黄土层以及罗汉洞组、宜君组的漏失问题通过提高钻井液抑制封堵能力、加强固控、坚持短起下清砂等技术措施，解决了：镇泾地区推广应用了低固相聚合物、钾胺基等钻井液体系西南地区推广应用了钾石灰聚磺、聚胺钙基等钻井液体系通过控制钻井液坂含、增强润滑性、稠浆洗井、加强固控、及时防漏堵漏等措施，解决了：（二）服务能力逐步增强井漏、彭水区块砾岩、泥岩井段井壁稳定以及水平段润滑减阻问题冀东地区推广应用了聚磺、水包油等钻井液体系通过控制密度、固相含量，提高抑制性、润滑性及封堵能力等措施，解决了：奥陶系潜山构造泥页岩易水化分散、玄武岩破碎地层的井壁稳定，硫化氢污染、井漏及钻井