《表1 明15井各井段钻井液性能》

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《乌兹别克斯坦明格布拉克油田明15井钻井液技术》

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注:含砂量在0.2%～0.4%之间，全井段摩擦系数均控制在0.03～0.05之内；FLHTHP在160℃、3.5 MPa测定

2) 维护处理。该井段钻井液密度高，裸眼段长，钻井液使用量大，井筒及循环池内钻井液量多达500 m3，若钻井液性能恶化会造成置换或排放。因此，钻井液维护处理必须根据地层岩性变化和井下情况及时调整配方和各项性能参数。钻进期间，日常维护采用等浓度胶液细水长流不间断维护补充的办法，确保各种处理剂的有效含量，始终保持基液密度在1.30 g/cm3左右，充分发挥复合有机盐钻井液强抑制、强润滑、强封堵及良好流变性等技术优势，使用有机盐与活化重晶石控制固相含量，维持钻井液黏度在80～100 s左右，最大限度地降低环空循环压耗，实现大排量、高返速、强携带的施工要求。施工中，始终强化固相源头控制技术措施，使用160～200目筛布及时清除钻井液中有害及劣质固相，避免钻屑过度积累造成钻井液中固相含量增加。钻遇砂泥岩等渗透性地层时，在提高体系中NFA-25、PGCS-1处理剂浓度的同时，复配加入LU66、TP-6等封堵防塌处理剂，改善泥饼质量，提高体系的封堵造壁和润滑防卡能力。石膏、膏质泥岩、含盐泥岩及高压盐水层钻进时，适当微调复合有机盐比例及各种处理剂浓度，胶液中及时补充Na2CO3进行先期预防处理，调整好钻井液流变性，并将钻井液密度逐步提高至2.32 g/cm3，防止膏泥岩地层蠕变缩径和高压盐水层出水。每班至少检测一次钻井液全套性能，并根据井底温度升高的实际情况，提高ReduSH、Redu2、NFA-25等抗温处理剂的浓度，严格控制高温高压滤失量在15 mL以内。各种处理剂严禁以干粉形式加入，必须配制成胶液，高密度钻井液的这种维护处理要求非常重要[4]。通过上述技术措施的认真落实，本井段施工过程中安全顺利无阻卡，短起下及起下钻过程中，摩阻基本为零，中完电测井径扩大率仅为2.5%。全井钻井液性能见表1[13]。