《QC降低鲁克沁油田玉中区块起下钻时效.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《QC降低鲁克沁油田玉中区块起下钻时效.doc（13页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、降低鲁克沁油田玉中区块起下钻时效小组名称：泥浆公司QC四小组发 布 人： 韩永锋 单位名称：西部钻探吐哈钻井公司二一二年十月降低鲁克沁油田玉中区块起下钻时效一、小组活动概况1、小组及成员概况表表1 QC小组概况小组名称吐哈钻井泥浆公司QC四小组注册编号THQ11-53课题名称降低鲁克沁油田玉中区块起下钻时效成立时间2010.3.1课题类型问题解决型活动时间2012.3.1-10.20小组人数（10人）6当年活动次数8获奖情况2007年获指挥部QC成果一等奖2008年获吐哈钻井公司QC成果一等奖2009年获钻井公司QC成果一定奖2010年获钻井公司QC成果一等奖2011年获钻井公司QC成果二等奖
2、表 2 QC小组成员概况组内职务姓 名性别年龄文化程度职称TQM学时组 长马世清男43大学高级工程师96小时副组长韩永锋男30大学工程师85小时组员许尾男33大学工程师80小时王小勇男43技校高级技师80小时李益寿男35大学工程师80小时蒋军男34大专工程师80小时2、小组活动概况表QC小组成立活动目标玉中区块起下钻时效降低20%课题活动概况活动时间：2012.3-10，活动次数：10，成员参加率：90%选择课题 现状调查 设定目标 分析原因 确定要因待添加的隐藏文字内容2制定对策 实施对策 效果检验 巩固措施 总结打算二、选题理由鲁克沁区块是集团公司重点提速区块，其中80%的井集中在玉中区块
3、，2011年起下钻时效为20%，占比例较高，通过优化钻井液性能，减少起下钻遇阻，减少短拉，缩短起下钻时间，降低起下钻时效比例，提高纯钻时间，缩短钻井周期，确保钻井提速。三、现状调查调查一：起下钻遇阻严重统计了2011年该区块完成的11口井，盐膏段遇阻明显，其中？口井在盐膏段遇阻划眼，损失时间达？小时，其次是下部J1地层，油层盖子，起下钻或短拉遇阻严重，时效超过正常情况100%以上。调查二：短拉及起下钻次数多时效较高为保证井下安全，确保起下钻畅通，减少事故复杂发生，制定了长短拉技术措施，及时修整井壁，减少起下钻遇阻等复杂，全井短拉？次，长拉？次，起下钻3-5次，全井起下钻时效？小时，占总时效比例
4、为？。四、设定目标1、目标值经过讨论，减少2次短拉和一次长拉，并减少起下钻遇阻，保证顺畅，口井可以减少起下钻时效10:00以上，故目标值确定为平均口井减少起下钻时间10:00，时效降低比例为30%。2、可行性分析1）该区块地层稳定，不易坍塌，属于老区块，拥有成熟的工程、泥浆配套技术，为开展该工程提供了技术保证； 2）该区块长短拉较频繁，通过优化钻井液性能，提高井眼清洁性能，减少摩阻，可以进一步减少长短拉次数，从而降低起下钻时效。3）进一步优化钻井液性能，加强流变性能控制，增加润滑性能，从而减少井壁粘附，降低摩阻，为减少长短拉、保证井下安全提供了条件。4）玉？井、玉？井等几口井通过优化钻井液性能
5、，减少长短拉次数，全井起下钻时效为？，五、分析原因小组通过对玉中区块短拉、起下钻情况进行分析，得出以下关联图六、确定要因1、设备因素大部分井队设备状况良好，公司制定了科学的设备管理办法，有专门设备管理部门为井队提供服务，以满足安全快速钻井需要。非要因。2、培训不够公司及井队制定了比较科学的培训制度，新工人有合理的成长通道。虽然井队员工更替比较频繁，但骨干力量基本稳定，工作可以有条不紊的开展，非要因。3、技术措施要求技术措施的制定是为了满足井下状况的需要，随着科技的进步，井下安全性的进一步提高，技术措施会及时进行修改，以满足安全快速钻井的需要。该区块的技术措施满足目前井下安全的需要，非要因。4、
6、地层特性地层特性属于自然属性，是客观因素，非要因。5、密度控制不合理该区块井壁稳定、地层压力正常，钻井过程中无坍塌掉块现象。工程设计最高密度为1.20g/cm3，为保护油气层、满足快速钻井需要，密度控制在合理范围内。非要因。玉6-5井密度控制曲线图 6、排量不够分析起下钻遇阻原因发现，因修泵等原因导致单泵打钻的井段遇阻最严重，其次，受机泵条件限制，钻进排量小的队伍，遇阻情况严重。统计了起下钻时效较长和较短的几口井发现，钻井排量存在明显差异。定为要因。玉1-12井排量控制曲线图（？） 7、处理剂加量不合理该区块处理剂加量差异较大。同类型井，不同井队，不同时期，处理剂加量差异大，其中，抑制剂加量最
7、多的井与加量最少的井加量比例为3:1，钠盐加量比例为4:1，CMC-LV加量比例为1:0。处理剂配置浓度，加入方法都存在较大差异，导致井下情况差异较大，需要制定科学统一的技术对策。定为要因。2011年部分完成井抑制剂用量图 8、失水控制不合理统计2011年完成井发现，玉？井等失水控制较小，但起下钻遇阻严重，起下钻时效长，井下复杂多；玉？井等失水较大，但起下钻顺利，时效短，井下较为正常，其次，年初失水控制严格，井下复杂较多，年中失水控制放松，复杂损失率下降。现场施工表明，增加失水有助于井下安全，但目前理论不支持该观点，还存在争议，故针对该区块失水控制问题需要进一步研究，定为要因。9、粘切控制不合
8、理该区块经过多年的开发，钻井液性能指标控制已经定型，2000m之前粘度控制在33-40s以内，2000m至完井粘度控制在40-50s以内，以满足安全快速钻井需要。现场应用情况表明，粘切过低，快速钻井过程中钻屑携带不及时，易憋泵、钻具遇阻。粘切过高，冲刷效果差，钻屑易粘附井壁。非要因。10、循环时间不够起下钻或短拉之前都按照技术措施执行，循环三个循环周或出口干净后才开始起钻。非要因。11、工况需要由于井身质量控制等问题，需要起下钻作业，属于客观因素。非要因12、钻具问题为保证井下钻具安全，制定了专门的钻具入井检查制度和钻具定时探伤制度，能确保入井钻具的安全，在特殊情况下出现了钻具问题，但几率很小
9、，2011年一共发生两次钻具刺漏问题，比例小，非要因。13、钻头选型该区块经过近三年的开发，对地层特性有较充分的认识，制定了科学的工程技术措施，钻具结构、钻头选型基本定型，钻速逐步提高，满足安全快速钻井要求。非要因。14、固相含量高由于多次提速，钻进速度有了较大的提高，较3年前钻速提高了一倍以上，在高钻速条件下，钻井液固相积累快，控制难度增加，导致钻井液固相含量偏高。统计2011年部分完成井，完井自然密度达到1.20g/cm3以上，劣质固相积累严重。固相含量高导致钻速下降，井下复杂增多，需要进一步加强钻井液固相控制。定为要因。 井号井深，m密度，g/cm3固相含量，%劣质固相含量，%玉20-1
10、618201.161099.922351.181197.231051.211399.1玉17-1521201.17979.426451.181085.732201.221283.3玉10317201.14889.327501.181197.433201.221393.42011年完成的三口井固相控制统计表七、制定对策 通过对以上的末端因素论证，寻找出要因，制定了相应的预防对策和措施。详细对策见下表：表5 对策表要因对 策措 施实施地点责任人时间盐膏层缩径控制流变性，短拉1、选择具有抗钙性能的处理剂，调整钻井液流变性，防止劣质固相粘附井壁。2、对盐膏段进行三次短拉。现场王德平许尾龙燕蒋军11.3
11、 11.10 井壁粘附改善钻井液流变性，降低劣质固相，提高钻井排量1、保证钻井液低粘切，紊流冲刷井壁。2、降低大分子胶液浓度。3、提高胶液维护量，勤清沉砂池，勤用离心机。4、保持足够的钻井排量。现场王小勇韩永锋蒋军凌聪王振才11.3 11.10 泥岩垮塌控制失水，增加防塌剂，提高密度1、进入J3q地层后逐渐控制失水在合理范围内。2、进入K1tg前，增加沥青粉含量。3、进入三间房（J2s）后提密度，之后逐渐提高至设计高限。现场陈吉宏龙燕蒋军凌聪王振才11.3 11.10循环不充分进行充分循环1、完钻后至少循环三周以上，直到振动筛上无钻屑返出。2、保证循环排量不小于钻井排量。现场韩永锋蒋军凌聪11
12、.3 11.10 八、实施对策针对以上主要原因，小组成员制定出了具体施工措施，小组成员分工负责，在该区块进行现场实施：1、控制较低的钻井液粘切，紊流冲刷井壁。进入J3q地层后逐渐降低失水，控制在合理范围内。进入J2s地层后逐渐提高密度，进入J2x地层之前提高至设计高限。2、盐膏层钻进过程中使用抗钙处理剂进行维护处理，控制钻井液失水和流变性能。聚合物井段以低浓度的大分子胶液进行维护，防止井壁粘附。进入吐谷鲁群（K1tg）之前，增加沥青粉含量，提高钻井液防塌性能。3、加大胶液维护量，及时清理沉砂池，充分利用固控设备，尤其加大离心机使用率， 尽可能降低固相含量。4、严格执行短拉措施，短拉要拉出遇阻段
13、。盐膏段保证短拉三次以上。5、保持足够的钻井排量，215.9mm井眼钻井排量不低于35L/S，241mm井眼钻井排量不低于40L/S，盐膏段必须开双泵钻进。起钻前保证充分循环，循环时间不低于三个循环周，振动筛无钻屑返出为止，并保证循环排量不低于钻井排量。九、效果检验1、目标完成情况2011年3-10月份本小组共17口井上实施了该活动措施，其中包括两口定向井，减少测井通井14井次。16口井测井成功，1口井发生测井遇阻（40671队玉16-15井，1150m盐膏层缩径）。通过计算，平均口井测井时间为15.68h，较2010年（24.53h）减少38.58%，节约完井周期0.41天，达到了预期的目标
14、。详见表5表6 2011年玉东区块测井情况统计表井号井型测井前措施测井成功率，%测井前通井次数测井时间/h玉东2-13直井短拉、起钻100015.5玉东2-70直井通井100136.5玉东2-84直井短拉、干通、起钻 10009.5玉东2-132直井长拉、起钻10008.5玉东4-15直井干通、起钻10009.5玉东204-29直井短拉、干通、起钻100010玉东4-14直井短拉、起钻10009.5玉10-12直井通井100122.5玉20-16直井长拉、干通、起钻10008.5鲁5-5直井短拉、干通、起钻10009玉东2-91直井长拉、干通、起钻100035玉18-14直井短拉，起钻1000
15、11玉19-17定向短拉，起钻100013玉20-17定向短拉，起钻100019.5玉20-18直井短拉，起钻10008玉17-15直井长拉、起钻100010玉16-15直井短拉，起钻，测井至1150m遇阻，通井01312、经济效益概算2011年3-10月份本小组共在17口井上实施了该活动措施，平均口井测井时间减少9.85h，共节约时效为:9.8517=167.45h即167.45h24天/h=6.98天经济效益=节约的时效钻机日费=6.98天4万元/天=27.91万元。（注：钻机日费按4万元/天计算）通过今年本次QC小组的活动，共节约周期费用27.91万元。3、社会效益通过本次QC活动，玉东区块的完井措施得到了进一步的优化，打破了常规工作方法，为公司钻井提速工作作出了贡献，为其它区块技术措施的制定提供了新思路。十、巩固措施1、继续实施活动措施，找出和纠正不足之处，完善技术规程。2、认真总结本次QC活动的成果，完善和规范该技术措施，纳入区块钻井液技术方案。3、将其中较好的方法推广到吐哈油田其他区块，以收到更可观的效益。 十一、总结及打算1、存在的问题由于井队员工技能水平参差不齐，在技术措施要点的理解和把握上有差异，导致测井风险增大，可能降低测井成功率指标。2、下步打算 继续优化技术措施，提高该措施的安全性和实施范围。
