周深Ｘ１井位于高邮凹陷吴堡断裂带宋家剁构造周深１断块高部位。井深４９０５ｍ，井斜４２°，水平位移为１００４．７６ｍ，稳斜段长１７００ｍ。为大井斜、长水平位移、长稳斜段三靶点的高难度定向深井。且本井白垩系浦口组有近２００ｍ的含膏泥岩，给钻井施工增加了难度。本文采用复合金属离子聚合物聚磺钻井液，配合井眼净化和固、液体润滑剂防卡以及井壁稳定技术，保证了高难度定向井的钻井施工。（１）地层简述。周深Ｘ１井自上而下分别钻遇第四系、上第三系、下第三系、白垩系和志留系。第四系和上第三系地层以粘土、砂砾岩为主，其中盐城组夹玄武岩，易发生井漏；下第三系地层以泥岩、粉砂岩、泥岩与砾砂岩互层为主，其中泥岩易水化分散、造浆；白垩系自上而下划分为泰州组、赤山组和浦口组。浦口组为主要目的层，以棕泥岩、含膏泥岩夹膏质砂岩为主，下部以砾岩为主。 （２）工程简况。周深Ｘ１井一开前用Φ６０９．６ｍｍ钻头打导眼２５ｍ，下入Φ５０８ｍｍ导管２２ｍ。一开使用Φ４４４．５ｍｍ钻头钻至１２８０ｍ，下入Φ３３９．７ｍｍ表层套管１２７８．３６ｍ；二开使用Φ３１１ｍｍ钻头钻至３２６８ｍ，下入Φ２４４．５ｍｍ技术套管３２６４．３３ｍ；三开使用Φ２１５．９ｍｍ钻头钻至４９０５．５８ｍ，打水泥塞裸眼完井，探水泥塞面２１３６ｍ。（１）井眼净化难度大。一开、二开井眼尺寸大，一开大井眼Φ４４４．５ｍｍ裸眼段长１２８０ｍ，二开大井眼Φ３１１ｍｍ裸眼段长１９８８ｍ。大井眼段岩屑浓度比例大，钻井液固相含量高，要求钻
井液具有较好的悬浮携带性能。钻井周期长，岩屑被研磨得很细，难以清除，易在大斜度井段堆积，形成岩屑床。稳斜段长１７００ｍ，水平位移长１００４．７６ｍ，加之三靶点，井眼轨迹变化大。故井眼净化、润滑防卡是钻井液首要解决的技术难题。 （２）井壁易失稳。三垛组棕红泥岩易水化膨胀缩径。浦口组含膏泥岩，易缩径造成阻卡。钻井周期长，长裸眼段钻井液浸泡时间长，钻井液滤液进入井壁地层，引起地层中粘土矿物水化膨胀，导致井壁不稳定。井斜大，井眼轨迹变化大，狗腿度过大，１００ｍ狗腿度达到１０°，易造成应力集中，加剧井塌的发生。
（３）抗钙污染能力。浦口组２９００至３６００ｍ含大段泥膏岩，要求钻井液具有较好的抑制性能及抗较强的抗钙污染能力，维持钻井液性能稳定。
（４）高温稳定性。该区地温梯度高，预测井底温度达到１５０℃，钻井液应具有较好的高温稳定性。该井段岩性以粘土层和砂砾岩为主，地层胶结松散，且夹有玄武岩，易发生井漏、垮塌。此外，Φ４４４．５ｍｍ裸眼段长，该井段机械钻速快，加上井眼尺寸大，不利于井眼清洁。本文采用复合金属离子聚合物钻井液。其配方如下。
５％膨润土＋水＋０．３％ＮａＣＯ＋０．２％ＰＭＨＡ－ＩＩ＋０．５％Ｎａ－ＨＰＡＮ＋０．１％Ｃｏａｔｅｒ＋３％ＱＳ－Ⅱ＋２％ＫＤ－２３
配制１００ｍ膨润土浆并预水化２４ｈ，根据设计加入处理剂，调整钻井液行能达到要求后开钻。针对该段地层特点，在砂砾岩及玄武岩发
育地层，加入２％单封ＫＤ－２３和３％ＱＳ－Ⅱ防止地层渗漏。该井段井眼容积大，钻进速度快，加之地层渗透性强，钻井液消耗量大，为保证性能稳定，定期补充预水化膨润土浆，适当加入ＭＶ－ＣＭＣ进行维护处理，保持大井眼段钻井液有较好的造壁性，有效防止地层垮塌。合理使用四级净化设备，控制含沙量小于０．５％，保持钻井液排量在５０Ｌ／ｓ，维持钻井液的动塑比在０．５Ｐａ／ｍｐａｓ左右，增强钻井液的悬浮携带能力。
一开钻井液密度为１．０６～１．１２ｇ／ｃｍ，滤失量为６～７．４ｍｌ，泥饼厚度为０．５～１ｍｍ，含沙量小于０．５％，静切力为（０．５～１）／（１．５～２）Ｐａ／Ｐａ，塑性粘度为１２～１７ｍｐａ・ｓ，动塑比为０．４～０．６ｍｐａ・ｓ。该井段钻井施工、下套管安全顺利。（１）钻井液配方。该井段大段泥岩地层易吸水膨胀，导致井壁失稳，起下钻阻卡；砂岩地层渗透性好，易形成虚厚泥饼；含有泥膏岩，易缩径；Φ２４４．５ｍｍ技术套管３２６４．３３ｍ，要求井眼规则，井壁稳定，钻井液具有良好的抑制性和润滑性能。
采用复合金属离子聚合物聚磺钻井液，其配方如下。
原浆＋０．２％ＰＭＨＡ－ＩＩ＋０．１％Ｃｏａｔｅｒ＋０．５％ＮａＨＰＡＮ＋０．２％ＤＳ３
０１＋２％ＦＴ－３８８＋２％ＳＭＰ＋１％ＰＳＴ＋１％ＳＰ１０１＋２％ＯＳＡＭ－Ｋ＋２％ＱＳ－Ⅱ＋０．２％～０．３％ＳＦ－Ｉ＋２％ＫＤ－２１Ｃ
（２）钻井液维护处理要点。①钻进过程中加入ＰＭＨＡ－Ⅱ、ＮａＨＰＡＮ等处理剂，并配合使用Ｃｏａｔｅｒ以增强钻井液的抑制性，抑制
泥岩水化分散。②在三垛组及时提密度到１．２０ｇ／ｃｍ，进入赤山组提密度到１．３０ｇ／ｃｍ，实现近平衡钻进。进入戴南组前加防塌剂２％ＦＴ３８８，并配合２％ＱＳ－Ⅱ，提高泥饼的致密性，保持井壁稳定。③进入赤山组（３０００ｍ）把钻井液体系转化为聚磺润滑防塌钻井液，在复合金属离子聚合物钻井液中逐步加入１％ＰＳＴ、２％ＳＭＰ－ＩＩ、２％ＯＳＡＭ－Ｋ，提高钻井液的防塌性能和高温稳定性。④定向成功后为增强钻井液润滑性，降低摩阻，混入乳化石蜡。深井段润滑剂以机油为主，配合使用固体润滑剂石墨，确保钻井液的润滑性能。⑤在赤山组与浦口组交界面（２８９０ｍ）钻遇泥膏岩，加入纯碱、ＮＨＨＰＡＮ、ＳＰ１０１对钻井液进行预处理，同时加入ＮａＯＨ提高钻井液的ＰＨ值，加入抗高温硅氟稀释剂１％ＳＦ－Ｉ调整钻井液流型，确保钻井液性能稳定。⑥定期使用离心机，及时清除有害固相。定期进行短期下钻，修正井眼，保持钻井液清洁，井眼畅通。钻完二开进尺之前及时调整好钻井液性能，大排量循环洗井，并配合短起下钻，起钻前泵入０．５％多功能塑料小球ＨＺＡ１０２。二开井段井径扩大率为０．３５％，井径规则，该井段短起下钻、起下钻均顺利。井眼清洁，下钻至井底无沉砂，电测和下技套均顺利。
（１）钻井液配方。本区储层物性为低、特低渗型，孔喉尺寸小且连通性差，胶结物含量高，而容易发生诸如粘土水化膨胀、微粒运和水锁等损害，即“水”的侵入造成的伤害。即控制钻井液滤液侵入量。针对本井段井壁稳定、润滑防卡、抗高温、油气层保护等钻井液技术难点。在该井段采用了超低低渗型复合金属离子１
地质工程简况
２
3d视频制作钻井液技术难点
３
分井段钻井液技术
３．１一开（２５～１２８０ｍ）
３．２二开（１２８０～３２６８ｍ）
３．３三开（３２６８～４９０５．５８ｍ）
２３４３３
３
３［１］
・表１二开钻井液性能
（转１１９页）
周深Ｘ１井钻井液技术
曾甘林
（江苏油田分公司石油工程技术研究院）
摘要关键词周深Ｘ１井是一口重点区域探井。本井上部井段采用复合金属离子聚合物钻井液体系，下部采用复合金属离子聚合物聚磺钻井液体系，针对不同难点采取不同的技术措施。现场应用表明，该井钻井液性能稳定，抑制性强、悬浮携岩能力好，具有较好的高温稳定性，满足了该地区地层钻井的需要。
周深Ｘ１井深井抗高温润滑防卡石膏岩缩径
液态金属机器人
井壁稳定
（接１１０页）聚合物聚磺钻井液。其基本配方如下。
展示架制作
原浆＋０．２％ＰＭＨＡ－ＩＩ＋０．１％Ｃｏａｔｅｒ＋０．５％ＮａＨＰＡＮ＋０．２％ＤＳ３０１＋２％ＦＴ－３８８＋２％ＳＭＰ＋１％ＰＳＴ＋１％ＳＰ１０１＋２％ＬＹＤ＋２％ＱＳ－４＋０．２％～０．３％ＳＦ－Ｉ＋２％机油（或ＫＤ－２１Ｃ、ＲＨ１０２）＋１％～１．５％ＬＸＪ－１
（２）钻井液维护处理。①油气层保护，三开井段为主要目的层，三开前补充低密度新浆，把钻井液密度从１．３０ｇ／ｃｍ降至１．２５ｇ／ｃｍ，满足低孔低渗型储层油层保护需要。及时补充抗高温降失水剂ＳＰ１０１，严格控制ＡＰＩ失水和高温高压失水。进入储层前５０ｍ加入１．５％ＬＸ－１和３％ＱＳ－２，利用其成膜封堵作用进行储层保护。储层井段配加２％防塌剂，增强地层承压封堵能力，改善泥饼质量，阻止钻井液的滤液和固相颗粒侵入储层。②高温稳定性是本井段重点，为
防止出现高温稠化现象，及时向钻井液中补充ＳＭＰ－ＩＩ、ＰＳＴ，甲基硅油等，保持钻井液具有良好的流变性和高温稳定性。③随着井斜增大，井深增加，使用机油进行润滑，同时保持含油量在５％￣７％之间。并辅以固体润滑剂石墨，改变钻具与井壁之间的润滑方式，提高钻井液的润滑效果。④长裸眼井段加入２％成膜防塌剂ＬＹＤ，配合ＱＳ－Ⅱ、ＬＸＪ－１，加强钻井液封堵性能，控制较低的滤失量与高温高压滤失量，提高钻井液的封堵防塌能力。⑤钻遇石膏岩地层钻井液流变性能变差，粘切升高、失水增大、泥饼增厚。及时加入ＮａＯＨ，将钻井液的ＰＨ值提高保持在９以上，同时加入１％ＳＦ－Ⅰ调节钻井液流变性能，充分循环处理，及时清除钙侵，同时加强短起下，修正井壁，确保钻井液性能满足井下要求，顺利钻穿石膏层。
（３）实施效果。①钻井液性能稳定，热稳定性好。②施工过程中井壁稳定、井眼畅通，井径较规则，在井深４５２２ｍ处理断钻具事故中，落井钻具在井下静止９０ｈ，两次起下钻井下均正常，未发生粘附及沉砂卡钻。充分证明了周深Ｘ１井抗高温水基钻井液的抑制性、滤失造壁性、润滑性、沉降稳定性和高温稳定性非常优良。③应用“超
低渗透成膜封堵技术”钻井液ＡＰＩ滤失量控制在５ｍｌ以下，高温高压滤失量控制在９～１０ｍｌ，降低了钻井液液相侵入储层，有效的封固了
井壁，钻井液密度从１．３０ｇ／ｃｍ降至１．２５ｇ／ｃｍ，即保证了上部易垮塌井段的井壁稳定，又降低压差损害，有效的保护了储层。家谱管理系统
（１）该井各井段使用的钻井液较好地满足了周深Ｘ１井地层情况，悬浮携砂效果好，流变参数易于调整，能满足大井眼井段及深井井段井眼净化、润滑防卡的需要。
（２）复合金属离子聚合物聚磺钻井液体系维护处理简单，热稳定性好，具有良好的抑制性、滤失造壁性、润滑性、沉降稳定性，在长时间处理井下事故的过程中，性能仍然稳定。
（３）针对低渗、特低渗型储层，通过使用超低渗透钻井液添加剂ＬＸＪ－１，配合ＱＳ－４（细型）和架桥填充和快速成膜技术的综合应用，提高了泥饼的致密性，阻止液相、固相侵入，减少对储层的伤害。
３
３３３
表２三开钻井液性能
４结论
参考文献
电动开启天窗作者简介［１］鄢捷年主编．钻井液工艺学［Ｍ］．山东：石油大学出版社，２００１：３８１－３８２
曾甘林（１９８３－），助理工程师从事钻井液设计与研究工作。
（收稿日期：２０１１－０８－１２）
本科，，
方式。两台电机均可变频运行，但不能同时变频运行，用两段高压母线供电，通过双电源手动切换柜实现功能切换，运行方式十分灵活，每台泵既可以工频运行也可以变频运行，系统改造后的接线如图４。 新庄孜电厂两台凝泵共用
一台变频器，凝结水泵工频运行时，除氧器水位由凝结水调节门调节，若运行凝泵故障跳闸备用
而凝泵变频运行时，凝结水调节门是全开的，若此时运行凝泵跳闸备用泵联启（工频）对系统运行将产生较大的影响。因此，我
们在ＤＣＳ上增设以下逻辑：①一
台泵变频运行，另一台工频备用，当运行泵跳闸时，除氧器水位调整电动门快关至３０％，以便给运行人员留有一定的故障处理时间。②ＤＣＳ根据机组负荷状况，设定程序实现对凝泵电机转速的自动控制，以保证除氧器水位的稳定。（１）下面是部分运行数据，对１＃机组改造前后的电流做一个纵向比较。
从上表中可以看出，机组负荷越低，电流降得越多，节电效果越明显。
（２）我厂１＃机组变频器自２０１１年３月９日开始投运，现以４月份的电能统计，做一个同类机组的横向比较结果。
（３）由以上数据可估算每年（按５５００小时计算，上网电价按０．４元／ＫＷＨ计算）仅此一台机组一年即可节约厂用电约４４万千瓦时，折合人民币１７．４２万元，而一台变频器３３万元，一年零九个月后可收回成本，从投用以来的实际情况来看，节能效果令人满意，运行比较可靠。
电机直接启动时的最大启动电流为额定电流的７倍；星角启动为４．５倍；电机软启动器也要达到２．５倍。观察变频器起动的负荷曲线，可以发现它启动时基本没有冲击，电流从零开始，仅是随着转速增加而上升，不管怎样都不会超过额定电流。因此凝泵变频运行解决了电机启动时的大电流冲击问题，消除了大启动电流对电机、传动系统和主机的冲击应力，大大降低日常的维护保养费用。使用变频器可使电机转速变化沿凝泵的加减速特性曲线变化，没有应力负载作用于轴承上，延长了轴承的寿命。同时有关数据说明，机械寿命与转速的倒数成正比，降低凝泵转速可成倍地提高凝泵寿命，凝泵使用费用自然就降低了。凝结水泵改用变频后，降低水泵转速的同时，噪音也大幅度地下降，当转速降低５０％后，噪音减少十几个绝对分贝。同时消除了停车和启动时的打滑和啸叫声，克服了由于调门线性度不好，调节品质差，引起管道锤击和共振，造成凝结水系统上水管强烈震动的缺陷，凝结
水泵变频运行后，噪音、振动都大为减小。凝泵使用变频器调速，使凝汽器水位实现了平滑稳定的调整，电机实现了软启动，电机的振动情况得到改善，降低了厂用电，经济效益十分显著，改造取得了预期效果。
５
变频改造后的效果
６
结语
５．１节约厂用电效果显著
５．２减少电机启动时的电流冲击
网版张力计
５．３延长设备寿命
５．４降低噪音
（收稿日期：２０１１－０９－０６）
图４
凝泵改造后的接线图
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