钻井技术论文

钻井技术论文（精选11篇）

1.钻井技术论文 篇一

钻井技术的基本常识

1、何为大位移井，有哪些关键技术？

答：大位移井定义：

水平位移与垂深之比等于或大于2的井称为大位移井。

大位移井的关键技术：

①管柱的摩阻和扭矩

②钻柱设计

③轨道设计

④井壁稳定

⑤井眼清洗

⑥固井完井

⑦轨迹控制

2、何为导向钻井技术，该技术一般分哪几个阶段？

答：导向钻井技术定义：由高效能钻头、导向动力钻具和MWD组成一体，并辅之计算机软件,组成导向钻井系统，应用于石油钻井工程中，可适时变更定向和开转盘两种工况，连续完成定向造斜、增斜、稳斜、降斜及扭方位操作，而不用起钻变更钻具组合，就能快速钻出高质量的井眼轨迹的钻井方式。

导向钻井的阶段：

（1）按导向工具分：可分为滑动导向钻井和旋转导向钻井两个阶段。

滑动式导向钻井作业时，钻柱不转，钻柱随钻头向前滑动推进。

存在的问题：①钻柱的扭矩、磨阻问题；②井眼清洗问题；③机械钻速慢；④钻头选型受限。

旋转导向作业时，钻柱随钻头一起转动。井眼清洗较好，但阻力矩、钻头扭矩可能导致下部钻柱扭转振动，而且投资大。

（2）按导向方式分，可分为几何导向钻井和地质导向钻井两个阶段。

几何导向：由井下随钻测量工具测量的几何参数：井斜、方位和工具面的数值传给控制系统，由控制系统及时纠正和控制井眼轨迹。

地质导向：在拥有几何导向能力的同时，又能根据随钻测井（LWD）测得地质参数，实时控制井眼轨迹，使钻头沿着地层的最优位置前进。

3、井控技术主要包括那些技术?核心技术是什么?井喷失控的紧急处理措施主要有那些?

答：井控技术主要包括:井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层

和井控作业、井控失控的处理、防火、防爆、防硫化氢安全措施、井控技术培训和井控管理制度等八个方面。

核心技术是：井控设计。

井喷失控的紧急处理措施：

1、立即停车、停炉、断电，并设置警戒线，一切火源。

2、尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气喷流和井口周围大量喷水。迅速做好储水、供水工作。并将氧气瓶油罐等易然易爆品拖离危险区。

3、成立有领导班干部参加的现场抢险组，迅速制定抢险方案，集中统一领导负责现场施工指挥。

4、测定井口周围及附近的天然气和硫化氢气体含量，划分安全范围。

5、清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井带火清障。

6、换新井口前必须进行技术交底和演习。

7、尽量不在夜间进行井喷失控处理施工。

8、做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。

4、固井时发生气窜的主要原因和危害是什么？防气窜的的主要技术措施有哪些？

答：气窜的主要原因：

(1)．固井时水泥环顶替效率低，形成泥浆夹带的窜槽，如气层压力大于静水液柱压力，气体沿窜槽带逸出。

(2).由于水泥质量问题，使在环空中水泥与套管或地层胶结面的胶结质量差，气体沿环隙缝窜漏。

(3).施工过程中水泥浆柱和泥浆柱总压力小于气层压力。即“水泥浆失重”形成气窜。水泥浆失重的原因是：水泥浆失水大，水泥浆的水化收缩，水泥浆胶凝自身悬挂。

气窜的危害：

(1)固井声幅值高，固井质量不合格。

(2)产层的产能失去保护，造成产能下降。

(3)发生井喷事故。

(4)多次挤水泥，使固井施工重复作业。

防气窜的主要技术措施：

多段凝结的水泥浆防窜技术。

采用机械方法阻隔气窜，如环空加回压、套外封隔器等。

采用化学方法的防气窜技术。

1）发气外加剂，如KQ-A、B、C，QJ-625等。

2）气锁外加剂，即非渗透水泥防窜技术，如DG29，胶乳水泥等。

3）“双膨胀”水泥防气窜技术，即晶体膨胀和塑性体水泥固井技术，如南京工业大学研究的F17A、F17B、F17C等。

5、目前我国降低钻井成本、提高综合效益最主要的途径和技术措施是什么?

答：采用先进的钻井技术

①优快钻井技术，包括优选钻头，尤其是适应不同地质条件的高效PDC钻头的应用； ②优选钻井液，采用优质钻井液技术，减少井下事故，保证钻井施工顺利进行；优化参数、优选井下工具等；它还要求有效的生产技术管理的配合。

③超高压喷射钻井技术，利用水力和钻头联合破岩，提高钻井速度。

④小井眼钻井技术，可大幅度降低钻井成本。

⑤欠平衡钻井技术，提高钻井速度2-3倍。

⑥复合钻井技术，动力钻+旋转钻+PDC钻头(或其它特种钻头)。

⑦旋冲钻井技术，利用高频往复冲击作用提高破岩效率，提高钻井速度。

⑧套管钻井技术，对严重坍塌、漏失、破碎、砂砾地层非常有效，可减少事故发生，缩短钻井周期，降低钻井成本。

⑨采用先进的钻井设备：顶驱钻机、自动垂直钻井系统、电动钻机

2.钻井技术论文 篇二

1 国内钻井关键技术现状

1.1 定向钻井完井技术

随着我国社会经济的进一步发展和油田开采数量的不断增加, 定向钻井技术的重要性越开越受到人们的重视。目前定向钻井技术已在国内外石油开采行业得到了广泛的应用, 并在石油行业中占据了较高的地位。它类型多样, 有低斜度定向井、中斜度定向井、大斜度定向井, 使用方便灵活。但在使用灌溉技术的过程中又不可避免的存在许多问题, 包括定向仪问题、

轨迹控制问题、气体钻井井斜问题、井眼清洁问题等各个方面。随着我国越来越多的海洋、陆地的大型油田的开发, 定向钻井技术更得到了长足的发展和提高, 该项技术的重要性十分显著, 在实际油田开采中应通过科学合理的措施加以克服和解决这些问题, 以推动我国定向钻井技术、油田事业的发展, 促进我国经济的繁荣。

1.2 空气钻井完井技术

空气钻井技术作为近年来快速发展起来的一种钻井新工艺, 在大幅度提高钻井效率、提高钻井施工队伍经济效益的同时, 也存在着井斜控制难度大、地层出水、地层坍塌、井下爆炸等诸多问题。本文主要针对这些现状提出一系列改进措施, 以期在实际操作中尽量避免。

空气钻井技术能够避免产油层受到钻井液的污染, 有助于提高油井生产能力, 并杜绝由于钻井液的大量漏失而造成的不必要的浪费。对于高渗、裂缝性地层以及对入侵液体高度敏感的地层, 空气钻井技术是降低钻井液、滤液及固相侵入, 防止损害储层的一种有效方法。然而, 作为一门新的应用技术, 在我国, 空气钻井技术存在着井斜控制难度大、地层出水、地层坍塌、井下爆炸等诸多问题。

1.3 控压钻井完井技术

控制压力钻井 (MPD) 是为解决复杂地层钻井中出现的复杂问题, 提高钻井效率, 降低钻井成本的而发展的一种先进钻井技术, 已在国外得到广泛应用。而我国由于许多油田存在较多老井, 为避免不必要的损失和对油藏的损害导致开采剩余油层不得不用欠平衡钻井技术 (UBD) , 据调查, 我国许多大型企业的油田都需要欠平衡钻井技术来解决严重的漏失问题。同时, 由于在新疆油田、中国西部地区有的油井钻井密度较大, 难以控制泵冲次, 极易导致漏井, 井涌等问题。这种情况更需要采用MPD技术来精确控制井眼的压力。由于海上钻井平台日费用很高, 出现井漏或钻井中产生气体的井用常规的压力控制很难连续、安全地钻井。我国UBD和欠平衡完井的技术和装备正在逐渐完善, 应该相信, 从UBD发展起来的MPD、CMC技术在我国也一定会有广阔的应用前景。

2 国内钻井技术发展建议

与国外先进技术相比, 国内钻井关键技术仍存在许多差距, 主要表现为:

(1) 钻井装备技术仍有差距;

(2) 钻井随钻测量与控制高新技术差距明显;

(3) 复杂地质条件深井超深井安全高效钻井手段少、技术水平低;

(4) 提高油气井产量、剩余油采收率方面的钻井技术储备不足, 差距较大;

(5) 套管/尾管钻井和连续管/膨胀管钻井等特殊钻井工艺还有差距。

为解决钻井关键技术瓶颈, 满足国内日趋复杂和低渗透油气勘探开发生产需要, 缩短与国外技术差距, 建议加强钻井高端仪器装备和关键技术研发。未来应重点围绕提高油气井产量和油气采收率的钻完井、井下信息测传与控制、复杂地质条件下安全高效钻完井、深水钻井完井等4个领域的关键技术与装备开展攻关。进一步发展新型高效破岩工具、低成本的地质导向、自动垂直钻井、多参数LWD、多分支井、径向钻井、MRC钻井和精细控压钻井等高新技术, 深化气体钻井和水平井, 攻克旋转导向钻井、井下数据大容量快速测传、随钻导航、随钻地震和N D S钻井等技术, 推进钻井技术步入自动化钻井阶段;研发连续管钻井、膨胀管钻完井、微小井眼钻井和智能完井等一批核心技术和特色技术。提高低渗特低渗透油气藏、稠油和老油田剩余油开发效果, 明显减少深井超深井复杂事故, 大幅度提高钻井速度,

降低“吨油”钻井成本, 实现效益最大化。

3 钻井技术的发展趋势

进入21世纪, 我国钻井技术得到快速发展, 常规钻井技术得到进一步强化, 特色钻井技术优势明显, 钻井装备与工具发展迅速;深井钻井、欠平衡和气体钻井、水平井等方面取得了技术突破, 整体技术水平得到很大的提升, 与国外差距不断缩小。自20世纪90年代初开始, 世界钻井技术进入快速发展期, 随着钻井技术新时期的到来, 钻井技术已经成为打开和建立油气通道, 已经成为提高油气井产量、提高采收率等增储上产的新途径和主要手段。成纵观世界钻井技术发展, 总体来讲呈现出以下发展趋势:

(1) 钻机设备呈现新特点, 表现为专业化钻机得到快速发展;规模向两极化方向发展;钻机控制实现自动化、智能化;大力发展新型石油钻机, 采用人性化设计。

(2) 实现技术创新, 不断研发高新技术, 实现优快钻井, 达到降低钻井成本, 及时发现和保护油气层。

(3) 提高仪器精准度, 井下随钻测量和控制仪器与工具朝信息传输多通道、大容量、精确快速、智能化和自动化方向进一步发展;

(4) 探索新型钻井方式, 例如新型杆管钻井呈现多样化、技术逐步配套完善、应用快速增长态势。

(5) 注重钻井实效, 用钻井方式提高单井产量、油气采收率和开发效益已成为钻井发展的主导趋势。

4 结论

综上所述, 钻井技术的重要性决定了它的价值将不断提高, 未来可能向着高压高温、深井、超深井和复杂井等方向发展, 去解决更多生产实践中的问题, 更有望向着三维可控与可视化钻井技术方向大力发展, 实现钻井生产实时监测系统的广泛应用, 运用结构化和模块化对应用软件进行设计、编程、调试及维护, 使应用软件具有良好的维护性、容性和友好界面。在测井、固井、完井等作业中更有利于实现误操作现象, 亦可由相应的仪器来采集各作业的油气钻井数据, 实现钻井技术的更有效控制和改善。

摘要：本文开篇简明提出了国内中小钻钻井面临的严峻形势, 介绍了我国定向钻井、空气钻井和控压钻井这三项钻井关键技术取得的一些进展, 阐明了技术运用中出现的问题, 表明了与国外差距的主要原因。基于这些问题, 给出了一些统筹发展建议, 并在此基础上, 探索和总结世界钻井发展的新特点和发展趋势。

关键词：钻井技术,统筹建议,发展趋势

参考文献

[1]沈忠厚, 黄洪春, 高德利.世界钻井技术新进展及发展趋势分析[J].中国石油大学学报 (自然科学版) .2009 (04) [1]沈忠厚, 黄洪春, 高德利.世界钻井技术新进展及发展趋势分析[J].中国石油大学学报 (自然科学版) .2009 (04)

[2]周英操, 崔猛, 查永进.控压钻井技术探讨与展望[J].石油钻探技术, 2008 (04) [2]周英操, 崔猛, 查永进.控压钻井技术探讨与展望[J].石油钻探技术, 2008 (04)

3.钻井工艺技术研究 篇三

【关键词】大庆油田，钻井设备；钻井液；钻井新技术

1.钻井设备

1.1 提升系统设备

钻井提升设备是一套大功率的起重设备。主要由钻井绞车、游动系（钢丝绳、天车、游动滑车及大钩）、悬挂游动系统的井架及起升操作用的工具（如：吊钳、吊环、吊卡、卡瓦及上扣器等）组成。它的主要作用是起下钻、换钻头、均匀送钻、下套管及进行井下特殊作业等。

1.2 泥浆循环系统设备

泥浆循环系统设备主要由泥浆泵、地面高压循环管汇、水龙带、水龙头、钻柱、泥浆净化及调配设备等组成。它的主要作用是清洗井底、携带岩屑、在喷射钻井及井下动力钻具钻井顶部驱动钻井中，还起到传递动力的作用。

1.3 地面旋转钻进设备

地面旋转钻进设备主要由转盘、水龙头、方钻杆、钻杆、钻铤及钻头等组成。它的主要作用是不断地破碎岩石,加深井眼及处理井下的复杂情况等。

1.4 动力驱动设备

动力驱动设备属于钻机的动力机组,是驱动起升、旋转和循环等三大工作机组的动力设备。钻机用的动力设备主要是柴油机,其次是交流或直流电动机。

1.5 传动系统设备

传动系统设备属示钻机的传动机组。其主要作用是联结动力机与工作机组,并将动力传递到各工作机组。传动系统设备主要由减速箱、离合器、传动皮带轮、传动链轮及并车、倒车机构等组成。根据能量传递的方式不同,可分为机械、液压及液力传动。

1.6 控制系统设备

控制系统设备属于钻机的控制机组。控制的内容包括发动机的启动、停车、变速和并车等, 绞车、转盘、泥浆泵等工作机组的启动、停车、调速和换向等。控制的方式有机械、气动、液压和电力控制等, 随钻机的类型不同而异。控制系统的主要作用是远距离操作指挥和协调各机组正常工作。

1.7 钻机底座

钻机底座属于钻机的辅助机组,包括井架、钻台动力机、传动系统和泥浆泵等的底座。它主要用于安装钻机的各机组,是钻机不可缺少的组成部分。

1.8 辅助设备

辅助设备属于钻机的辅助机组,包括供气设备、供水设备、供电设备、钻鼠洞设备、防喷设备、防火设备、辅助起重设备及保温设备等。它是为整套钻机服务的,是钻机不可分割的部分。

2.钻井工艺技术及流程

钻井是一项复杂的系统工程，包括钻前工程、钻井工程和固井工程三个阶段，其主要施工工序一般包括：定井位、井场及道路勘测、基础施工、安装井架、搬家、安装设备、一次开钻、二次开钻、钻进、起钻、换钻头、下钻、中途测试、完井、电测、下套管、固井施工等。

2.1 钻井工程

一开钻进的工作内容及要求：

（1)进尺工作：是指井眼不断加深的工作，包括纯钻进、接单根、划眼、起下钻、循环钻井液等工序；（2)辅助工作，处理钻井液，检查保养设备等工作；（3)下表层套管，钻完表层后，按工程设计要求下表层套管；（4）注水泥固井，表层套管下完后，进行注水泥固井作业，通过固井设备，注入到套管与地层的环形空间去，把套管和地层固结在一起；（5）候凝。

二开钻井，二开钻进是指从表层套管内下入小一级的钻头往下钻进的过程。根据地质设计和地下情况，可以一直钻进到完钻井深，然后下入油层套管完井。

（1）二开前的准备工作，安装井控设备，放喷管线，试压，组合钻具。钻水泥塞，磨阻流环式浮箍、浮鞋；洗井到开钻水平。二开钻进需要钻开地层、油层，在油气层中钻井要放喷、防漏、防塌、防斜等，预防井下复杂情况，保护好油气层。

（2)井口放喷器和配套的井控系统应符合钻井设计要求，压力等级应和地层压力匹配，放喷器芯子尺寸必须与井内钻具一致。

（3）井控设备的安装质量必须满足油气层安全钻进需要。

（4）钻具组合：钟摆钻具，钻头：PDC。

（5）钻进施工严格按照钻进设计执行，钻井参数主要包括：钻头类型及参数、钻井性能、钻进参数、水力参数；钻进参数主要包括：钻压、转速、排量、立管泵压；水力参数主要包括：上返速度、喷射速度、钻头压降、环空压耗、钻头水功率等。

（6）辅助工作：定点侧斜，处理钻井液，修理设备。

（7）钻进中应进行油气层压力监测工作，遇到钻速突然加快、防空、憋钻、跳钻、油气水显示等情况，应立即停钻循环观察，有外溢现象要关井观察。

（8）钻开油气层前，要提高钻井液密度至设计上限（加重泥浆）。

（9）钻开油气层要保护好油层，处理好钻井液，下钻速度要慢，防止压力激动导致井漏，上提钻柱不要过快，防止抽喷。

（10）钻开油气层要做好放喷演习，设专人观察溢流。

2.2 固井施工

（1）固井前准备

A.下套管就是为了使井内油气能够得到有效的开采，在钻完一口井后，用管线封隔地层并将油气层深处引导至地面的施工工程。

B.处理钻井液至固井要求。

（2）固井

固井就是向井内下入套管管柱，在套管柱与井壁的环形空间注入水泥浆进行封固，以在套管外壁和井壁之间形成坚固的水泥环，防止井壁垮塌；同时在套管内形成一个从地面至井下由钢管做成的油气通道的过程。

（3）常规注水泥方法工艺流程

循环洗井——停泵——卸循环接头——装水泥头——注隔离液——下胶塞入井——注水泥浆——上胶塞入井——注隔离液——碰压——试压——施工结束。

3.保护油气层的钻井工艺技术

钻开油气层钻井液不仅要满足安全、快速、优质、高效的钻井施工需要，而且要满足保护油气层的技术要求。通过多年的研究，可归纳以下几个方面：

（1）采取近平衡或欠平衡压力钻井。

（2）合理降低钻井液密度，满足不同压力油气层钻井。

（3）采用优质钻井液体系，降低钻井液中固相颗粒对油气层的损害。

（4）降低油气层裸眼浸泡时间。

（5）搞好井控、防止井喷、井漏等对油气层的损害。

（6）采取有效的钻关措施，降低油层的层间压差。

4.控压钻井技术规程 篇四

一、打开油气层前准备

1、打开油气层前要进行控压技术交底（交底内容:地质、工程、钻井液和井控装备、控压措施等方面）；技术交底由钻井监督和地质监督组织，预测地层硫化氢含量高地层压力异常井有有项目部井控专家组织,井队、录井、泥浆、控压、定向井及井控专家等相关人员参加，可以在钻开油气层验收时进行。交底要以本井钻井、地质设计和本井实际情况为依据，全面分析可能存在的井控风险，制定有针对性的技术措施和应急预案，并形成本井控压钻井作业指令书由井队遵照执行。如油田有新的规定,按油田规定执行。

2、由项目经理部依据设计确定钻开油气层的密度。

3、对井控装备、硫化氢检测与防护、泥浆材料、重浆及除硫剂的储备、人员配备、井控专家到井情况、应急预案及演练、钻开油气层提出问题的整改情况等进行全面检查合格后，方可打开油气层。

4、根据邻井实钻情况，预测油气显示层位井深，在钻开显示层前要预先在钻井液中加入2%的除硫剂进行预处理，并维持出口钻井液的PH值为11以上，现场除硫剂储备不少于5吨（以设计为准），新浆补充须符合钻井时的PH值和除硫剂的含量；

5、根据钻井井控实施细则或钻井设计的相关规定，现场确保储备比重1.40g/cm3以上重浆有效量80m3以上，石灰石储备100吨以上（以设计为准）。

6、强化泥浆和录井坐岗监测制度，无论任何作业工况，钻井班都必须落实专人24小时坐岗，观察钻井液池液面变化和钻井液出口情况，确保第一时间发现溢流，迅速准确关井，并按汇报程序汇报。

7、奥陶系目的层作业，钻具内必须带两只浮阀（MWD接头前和出套管鞋安装），起钻前必须在井底充分循环(一周半以上)进出口钻井液密度差不超过0.02g/cm3正常后方可进行起钻作业，油气层以上300m严格控制起钻速度，起钻必须按起出钻具体积（闭排）的1.5倍挤灌井浆。地质录井队人员和泥浆坐岗人员必须依次记录灌入量，并核对与起出钻具体积是否相符，同时要观察灌钻井液的间隙中出口管是否断流等情况。

8、钻进中若遇到钻速突然加快、放空、气测及油气水显示异常等情况，立即停钻观察，泥浆工和录井队加强液面的监测。如出现井漏失返，立即吊灌起钻(吊灌量是起出钻具体积的1.5～2倍)，起到套管鞋，关井观察，泥浆工和录井核对好灌入量。

二、常规控压钻井技术措施

1、打开油气层关井观察15分钟后，如果套压≤5 MPa，直接进行常规控压作业，井口控压值≤5 MPa；若井口套压＞5MPa，可请示提高钻井液密度，利用工程师法节流循环压井，降低井口压力，最终井口控压值≤5MPa，液面基本稳定，进行常规控压钻进。

2、控压循环或钻进期间在钻井液中及时增加除硫剂含量，保持钻井液的PH值为11以上，维护钻井液性能；井口控压不大于5MPa以微过平衡方式继续控压钻进，出口点火，专人监测空气中H2S含量。如果钻井液中H2S含量在一个迟到时间内大于20PPm时，立即进行关井，将污染钻井液反推进入地层，向勘探公司井控科及塔中项目经理部及时汇报。

3、控压循环或钻进期间井口控压大于5MPa，液面仍然持续上涨，立即停止控压作业，关井观察，向塔中项目经理部及时汇报。

4、接单根前，根据钻时情况充分循环，司钻停泵时，同时由钻井工程师关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（节2a），保持井底压力稳定；接完单根后，缓慢开启钻井泵，逐渐增加排量至钻进排量，钻井工程师开启节2a和节流阀，恢复到正常钻进控压值再钻进。

5、控压钻进中发现胶心刺漏，停止控压作业，停泵，关闭环型防喷器，关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（节2a），由常规控压工程师现场负责更换胶心作业，打开旋转防喷器旁通泄压闸门，卸掉环型防喷器和旋转防喷器之间的压力，调低环形防喷器控制压力不大于7MPa，进行换装旋转控制头作业，换装结束后，恢复井口装备待命状态，继续控压作业。

6、起钻作业时，由钻井工程师现场负责起下钻作业，起钻前充分循环，保证井眼清洁，停泵后同步关闭节流阀，观察井口套压10-15分钟，如果关井套压值＞5MPa，则控压循环调整钻井液密度，使关井套压值≤5MPa。维持井口套压不变控压起钻至造斜点以上1000米或重浆帽底部位置在4500m左右，根据关井套压值计算重泥浆帽当量密度，控压泵入重泥浆帽，观察30分钟，无异常，方可进行起钻作业。起钻期间严格按照井控细则的要求灌浆，泥浆工和录井坐岗人员核实泥浆灌入量，保证实际泥浆灌入量不小于理论灌入量，发现异常立即司钻汇报。

7、下钻作业时，由钻井工程师现场负责下钻作业，常规下钻至重浆段底部，控压循环排重泥浆帽，逐渐恢复井口控压值，顶替结束后，控压下钻到井底。

8、针对塔中碳酸盐岩高含H2S、高气油比、易漏易溢的储层特点，控压钻井原则上以“微过平衡、微漏失状态”为核心，井漏可以建立循环，逐渐降低套压控制值，以不溢为基本要求，寻找近平衡点，如无法找到近平衡点，则进行堵漏作业，井漏无法建立循环，用环空液面监测仪进行定时液面监测，吊灌起钻至套管鞋，关井观察，向塔中项目经理部及时汇报。

9、常规控压期间井队干部24小时值班，钻台专人值班，每半小时记录一次钻井参数，节控箱专人操作，并记录好套压值，录井及井队坐岗人员应连续观察液面，每10min记录一次液面，遇特殊情况应加密监测，发现问题及时汇报。

三、常规控压人员分工及职责

平台经理：作业现场井控第一责任人，全面负责现场井控工作 井控专家：全面负责现场井控技术工作

钻井工程师：负责控压及应急方案制定、控压技术交底，负责控压期间数据收集、汇报

控压工程师：负责控压技术交底、控压设备操作，参与控压措施制定，确保控压装备运转正常；

HSE监督：负责监督指挥分离器点火、消防、硫化氢监测、安全警戒；

录井联机员：录井溢流发现第一责任人，全面负责油气显示及控压过程资料的搜集；做好液面监测工作并及时与罐区人工计量相核对，同时监测固定式探头处硫化氢浓度。

井队其余人员严格按照现场井控小组中职责分工，各负其责，确保控压作业安全有序进行。

四、常规控压钻井应急措施

1、溢流量、套压迅速增加的处理措施

控压钻进过程中，泥浆工和联机员每10min记录一次液面，如出现套压值超过5MPa或溢流量超过1m3，立即通知司钻按照程序关井。

2、井漏应急措施

⑴能够建立循环：逐步降低井口压力，寻找压力平衡点。如果井口压力降为0时仍无效，则逐步降低钻井液密度，每循环周降低0.01～0.02g/cm3，待液面稳定后恢复钻进。

⑵无法建立循环：用环空液面监测仪进行定时液面监测，吊灌起钻至套管鞋，关井观察。

3、胶心刺漏的应急措施

控压值班人员或现场其他人员发现旋转防喷器胶心刺漏，立即通知司钻按照以下程序关井：

（1）司钻发出报警信号。

（2）司钻停止钻进或起下钻作业，停泵。

（3）司钻关闭环形防喷器，关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（节2a）。

（4）转入更换旋转防喷器胶心程序。

4、钻进、循环中发现硫化氢等有毒气体的应急措施

（1）发现有H2S气体浓度＜30mg/m3（20ppm）时立即报告值班干部，浓度≥30mg/m3（20ppm）时立即启动声光报警器报警并立即通知司钻。

（2）班组人员迅速戴好正压式呼吸器。

（3）立即停泵，停转盘，上提钻具至钻杆母接头提出转盘面500mm±50mm。

（4）关环形防喷器，关半封闸板防喷器，关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（节2a），打开环形防喷器，并卸掉闸板防喷器与旋转控制头之间的压力，按汇报程序汇报。

（5）其他人员听到报警信号之后，立即摇动手摇报警器，迅速沿逃生路线撤离到紧急集合点。

（6）营房人员接到报警信号必须立即到营房紧急集合点集合，医务人员赶赴井场紧急集合点。

（7）关井完成后，班组人员立即撤离到上风方向的紧急集合点，值班干部清点人数，派2人佩戴好正压式呼吸器到井口附近检测硫化氢浓度，记录关井立压和套压，同时检查井控设备工作是否正常。派出3人佩戴好正压式呼吸器组成搜救小组，携带担架开展搜救。

（8）收集现场数据，向塔中项目经理部及时汇报。

5.冀东油田定向钻井技术总结 篇五

各位领导、专家：

大家好！在刚刚过去的一年，我公司冀东定向井服务队在监督中心党委、监督中心领导的关怀下，在钻井监督办的指导下，服务队职工立足冀东市场，拓展工作思路，不断完善管理制度，积极采用新技术、新工艺，服务水平不断提高。04年负责完成的40口定向井中靶合格率100%，井身质量合格率100%。全年未发生一起质量和安全责任事故，取得了一些成绩。

下面，我根据公司冀东服务队去年的服务情况及一些想法和大家进行交流，欢迎批评指正。

一、牢固树立质量是生存之本的观念

观念是影响定向井施工成败的关键因素之一。定向井工程师是定向井施工的主体，他的行为靠观念支配，是否树立了质量意识、为甲方服务的意识是影响定向井施工成败的关键因素。我们知道在冀东油田服务的有大庆油田、大港油田、华北油田、中原油田、辽河油田的钻井队伍，有华北、中原等多家定向井施工队伍，各个油田对定向井的要求和验收标准也不一样。在有些油田，定向井施工如果遇到方位、井斜角漂移较大影响中靶或已经脱靶而脱靶较少时，可以通过其它手段（比如修改靶点、修改测量数据）中靶。冀东油田严格有效的管理制度和严密科学的管理程序堵住了这种经济但影响企业发展生命的不良手段，因此，必须树立质量是企业立足并占稳冀东市场的基础的观念。

二、完善内部管理程序，精心组织现场施工

在技术管理上公司建立了完善的管理监督机制。制订了工程师责任制、汇报制度、监督制度、例会制度、培训制度。明确责任工程师为第一责任人，负责口井现场勘察、施工预案及应急预案的制订、现场施工、技术措施的落实、现场安全环保措施的落实、施工情况的汇报等。冀东服务队成立技术组对施工预案进行审核；在定向或扭防卫施工时，协助责任工程师工作，以防止责任工程师因长时间工作产生疲劳造成的失误；技术组每天负责收集施工信息进行分析并向公司汇报；公司工程技术部对技术措施、工程质量进行把关。公司建立的责任工程师-技术组-公司工程技术部三级管理网络保证了技术措施的可靠性，防止因措施不当而造成的失误，确保了每口井的顺利施工。

公司定期召开技术交流会或专题讨论会，总结不同地区的地层特点、同一区块不同井深的地层特性及其对定向井轨迹控制的影响。采取请进来、送出去的方法对职工进行培训。在工作任务少、人员集中时邀请甲方定向井管理的专家，结合冀东油田实际情况举行定向井知识讲座，系统讲解甲方的要求以及冀东油田定向井施工经验。采取轮训的方式将职工送到技术学校脱产培训。通过培训提高了职工对冀东油田地层的了解，使职工能结合地层特点进行定向井施工。比如，在柳北区块深部地层，地层倾角大、断层多、可钻性差。如果是下直井段则容易增井斜；如果是稳斜井段则方位容易漂移，影响轨迹控制。定向井工程师能根据井眼井斜大小、方位情况采取提前降斜或留提前量等办法以达到降低扭方位的次数。在老爷庙区块或高尚堡深部地

层，采用稳斜钻具往往达不到稳斜效果，可根据不同情况采用增斜钻具结构或降斜钻具结构达到稳斜效果。

在设备管理上，公司制定了定期检查维修制度。对影响井身质量的单多点和有线随钻仪器定期检查，特别是新生产出厂的电子仪器，电子元件还没有老化，容易发生漂移。最初使用时要经常进行校验，这样才能保证误差在允许范围内，可以确保测量数据的准确性，杜绝因仪器误差造成填井事故。对螺杆钻具的检查维修，公司制订了以使用时间不超过80小时为一个维修周期的维修制度，从没有出现过一口井因螺杆损坏而起钻的事件。

三、密切合作关系，达到双赢双提高

冀东油田钻井施工由钻井、录井、定向井、测井、固井等多家单位共同完成，虽然每一个单位都有自己的利益，但是最终目标是一致的即优质、快速向甲方交出合格井，因此彼此间的合作非常重要。钻井队承担的风险最大，付出的努力最多，也最辛苦，如果出现复杂或事故，钻井队的损失最大。在定向井施工时，我们在考虑保证中靶的前提下，站在钻井队的角度制定技术措施，在如何加快钻井速度、降低钻井成本、减少钻井风险、简化施工程序上下功夫。比如在造斜钻进时采用螺杆钻具加转盘钻进的复合钻进技术将井斜一次增到设计要求，可减少一次起下钻，节省一支钻头。当方位或井斜角因为地层原因发生漂移影响中靶必须扭方位时，根据轨迹预测情况，选择地层稳定、可钻性好的地层，防止卡钻、掉牙轮等复杂或事故的发生。在断层较多、倾角大的地层使用螺杆钻具将井斜和方位调整到设计要求

后，用复合钻进方式钻进一段进尺，观察井斜、方位变化，掌握变化规律，预留提前量，以减少扭方位的次数。高62-31井设计井深3905米，最大井斜16.5°，为三段制定向井。设计井深2928米定向，至3030米井斜16.5°、方位6.7°，稳斜至3886米。该井稳斜段长，井斜角小，方位易发生漂移。在定向井施工时，我们使用螺杆钻具在2928.65米定向,至3055米井斜13°方位3.5°；采用复合钻进方式钻进至3250米，井斜16.62米，方位356°。我们发现该井地层自然造斜规律是增井斜、减方位，使用螺杆钻具调整井斜方位预留提前量后起钻，保证了该井定向一次成功，减少了起下钻次数。

四、积极推广使用井下动力钻具+高效钻头钻井技术

冀东油田地质情况十分复杂，地层具有断块多、非匀质性和可钻性差等特点，随着油田进一步开发，地质开发部门对井身质量的要求也越来越高，多目标、大斜度、多梯度以及三维定向井越来越多，防碰绕障问题越来越突出。在如何保证井身质量的同时，提高钻井速度是近年来我们面临的主要课题。运用井下动力钻具+高效钻头技术能有效地解决质量与速度的矛盾。该技术是一种运用井下动力钻具和高效钻头的双驱动复合钻井技术。应用该技术，能大幅度提高钻井速度、保证井身质量，缩短钻井周期，减少事故及复杂风险，且大大降低钻井综合成本。

2004年负责施工的庙19X2井，该井设计完钻井深2451米，位移1260米，最大井斜41.28度。该井采用钻具组合φ215.9mmBIT+φ165LG(1°单弯)+Φ158NMx2+Φ158DCX 7+Φ127HDP。定向井深29

5米，井斜0.2度；至井深565米，井斜22°、方位122.5°。使用单弯螺杆造斜率偏大，采用复合钻进至井深630米，井斜22.69°、方位122.7°；定向钻进至804米，井斜41.85°,方位113.08°；随后采用转盘钻进，钻压8吨、转速30转/分，至井深1045米，井斜43.28°、方位122°；调整钻压至4吨，至井深1121米，井斜42.5°,方位120.47°；调整钻压至6吨，至1728米,井斜42.98°,方位116.14°；考滤螺杆使用寿命,将方位、井斜调整到靶心方向，钻进到2085米时因取芯起钻。从295米定向开始到钻至井深2085米共用时5天。从实钻的结果来看，取得了良好的效果，不仅井身轨迹质量完全符合设计要求，而且大大提高了机械钻速。

分析在使用井下动力钻具+高效钻头钻井技术时遇到的问题，有以下几个方面需要注意：

在定向井稳斜段的控制中稳斜钻进的预期稳斜效果存在不确定因素，受地层、井斜角、钻具组合、钻井参数等因素的影响，施工中应加强测量跟踪，及时采取措施。

原则上在满足造斜要求的前提下，尽量采用小角度单弯螺杆，并尽量减少大角度单弯螺杆连续复合钻进而致使螺杆薄弱处疲劳断裂发生断螺杆事故。

6.陈35井钻井施工技术 篇六

一、安装：

1.设备安装要按资质认证要求，标准化安装。

2.按设计要求配齐固控设备及储备罐，振动筛80目以上。

3.进出井场道路畅通。

二、一开：

1.配浆开钻，保证井眼稳定和固井质量。

2.钻具结构：Φ444.5mm3A+Φ177.8mmDC*4柱+Φ127mmDP。钻压30-80KN 转速120r/min 排量55L/S 泵压7Mpa。完钻后必须测斜，井斜应控制在0.5°以内。

3.按设计深度下好套管，必须采用插入法固井，管串结构：浮鞋+套管*1根+浮箍+套管串，口袋小于1m。

4.打好水泥浆密度，确保水泥浆返至地面，否则补打水泥帽。

三、二开：

1.检查好所有送井管具，丈量清楚、准确，记录详细。

2.井控设施严格按标准要求安装，并达到试压合格。两翼放喷管线必须接出井场，各闸门灵活好用。

3.钻具结构：Φ241.3mmHJ517+Φ177.8mmDC*4柱+Φ127mmDP。钻压

140-160KN 转速80-120r/min 排量30L/S ,装三等径喷嘴，泵压控制在15Mpa以内。

4.上部软地层适当控制造浆，改小循环后，必须保证固控设备运转良好。在保证井下安全情况下，可适当降低钻进排量减少井径扩大率，避免停停打打或定点循环造成井眼不规则。

5.钻进过程中，确保送钻均匀，打吊结合（软硬界面及工程循环或地质循环后必需吊打穿过），从1000米开始按设计测斜点测斜，控制好井身质量。

6.钻浅气层和油层前，落实好一次井控工作，储备足加重材料以及密度1.05和1.25g/cm3的重泥浆各80m3，配齐防喷工具，搞好井控演习，加足保护油气层的材料。

7.吸取郑372井的教训，防止井径扩大，首先确定好泥浆体系，再者做好设备工作，防止油层段打打停停，减少油层位置的循环和划眼。

8.在油气层井段钻进时，加强坐岗观察和性能测量，坚持干部值班把关制度。遇有快钻时、放空等异常现象时，应立即停钻，循环观察，正常后方可恢复钻进。

9.钻开油气层后，起钻前，搞短起下测后效，起钻灌好泥浆。严格控制起下钻速度，减少压力激动，严防拔活塞诱发井喷及井漏的发生。

10.配合地质搞好录井，卡准潜山界面（3-5m），防止严重井漏的发生。

11.施工中按设计要求，严禁向井内混入成品油类或使用具有荧光的泥浆材料，如确有需要，必须申报。

12.检查好送井的取芯工具，做好取芯前的井眼准备工作，在碎砾石层取芯，每次最多取3m，确保取芯收获率合格。

四、取芯措施

1.取芯工具准备，Y-8120、R8120各2套。取芯钻具结构：215.9mm取芯钻头＋Y/R8120取芯工具＋177.8mmDC*3柱＋127mmDP

2.下井取芯工具必须在地面进行严格的丈量、计算和选配，内外筒进行外观检查，无弯曲、咬扁现象，丝扣完好，轴承转动灵活，间隙合适。

3.取芯前井眼必须畅通，泥浆性能稳定，符合要求。井底干净无落物，下钻操作要平稳，严禁猛放猛刹，防掉井下落物，不得长井段划眼，所有机械设备运转良好，仪表灵活好用。

4.取芯前拟定好取芯参数及措施，一般转速Ⅰ档，排量18-20l/s，钻压50-80KN，取芯过程尽量做好穿鞋戴帽。及时分析判断各种变化，防止堵芯，磨芯，取芯钻进过程中禁止停泵、停钻，更不许将钻头提离井底，应根据设备情况及井下情况，适时进行割芯。

5.割芯操作按各种工具的操作规程进行，起钻要求平稳，液压大钳卸扣。

6.起钻完工程班组应积极配合工程地质人员进行出芯，确保取芯收获率和出芯质量。

五、完井

1.完钻后大排量循环洗井，确保井眼清洁。

2.电测前短起测后效，确认井下安全时，方可电测。

3.电测完必须认真通井，调整好泥浆性能，方可下套管。

4.油层套管符合设计要求，提前准备好配合短节。认真通洗丈量，工程，地质两对口。固井工具及附件，必须严格检查，确保其质量。

5.开好完井协作会，按要求下好套管串，检修好设备，准备好固井水及压塞药品，配合好固井施工，确保固井质量。

7.钻井技术论文 篇七

由于传统钻井作业污染高、经济效益差, 极不适应目前节能减排、低碳环保的需要也不利于石油企业经济效益的提高。尽管网电钻井技术前期成本投入可能相对较高, 但其具有的优势完全能弥补投资成本的增加, 且网电钻井技术完全能满足当前钻井作业的需要。本文分析了网电钻井技术的优势与其在钻井作业中的应用。

1 网电钻井技术的优势

在钻井行业中, 柴油不仅是钻井的动力来源, 也向井队供给电能。供电设备是主发电机和备用发电机, 在发电过程中会消耗大量柴油。为了防止主发电机当机影响井队用电, 需要定期对备用发电机进行启动试验, 确保其能正常供电。在实验过程中, 同样会造成柴油损耗, 且发电机启动更加耗能。而在冬季, 如果当地温度较低, 柴油机会存在难启动的问题, 影响井队正常使用。柴油机购置成本较高, 其容易出现故障, 对其维修需要支出一定的资金成本和人力成本。此外, 柴油机不宜搬运, 占用地方大。国家电网经过这几年的发展, 基本能覆盖到可能需要电力的区域。与之前相比, 现有电网供电能力更高, 能满足绝大部分生产、生活需要。线路基本实现了轻负荷、短线路、双电源的要求, 也更加安全、可靠。因此网电钻井技术具有诸多优势:a) 随着油价不断上涨, 柴油发电所需费用也越来越高。相对于柴油机组供电, 钻井生产使用网电可减少近2/3费用支出;b) 网电钻井技术能减少井队对柴油机的依赖, 尽可能减少钻井成本, 实现经济效益的提高;c) 应用网电钻井技术, 可减少柴油机的购置、维修、机油、滤芯、配件、保养等费用支出, 避免柴油机过度消耗和折旧, 延长柴油发电机的使用期限;d) 网电更加稳定、可靠, 能显著提升钻井设备性能;e) 应用网电钻井技术不会污染环境, 不会产生噪声、废气;f) 利用网电钻井技术不会增加操作人员操作难度。

2 实例分析不同类型网电钻井技术的应用

2.1 交流变频网电钻井技术的应用

ZJ70DB钻机应用交流变频网电钻井技术, 该钻机是由额定电压为600 V的电驱动控制VFD (变频器) 系统控制。采用10 k V的工业用电网进行进线, 为了满足VFD实用要求, 工业用电先经KYN28A-12型中置柜, 然后送给2台10 k V/600 V、1 600 k VA带自动有载调压的干式环氧浇注变压器进行降压处理。变压器输出后, 需经2台低压开关柜形成600 V的电网, 再由低压出线柜向VFD供电。为了避免VFD产生的谐波影响电源供电, 满足国家电网对谐波限制及功率因素的标准要求, 该钻机采用数字有源谐波滤波器对谐波进行无功总线补偿和抑制, 无功补偿功率因素超过0.9, 输入电流总谐波含量低于5%[1]。

采用交流变频网电钻井技术后, 整个网电钻井系统经合理的结构设计和布局后完全可设计在一座控制房内。该控制房由系统对外进出线窗口、高压室、低压室组成, 可遥测、遥控网电控制系统, 与石油钻机电驱动VFD系统实现网络通讯, 且操作方便。

综上所述, 应用交流变频网电钻井技术的关键是进行无功总线补偿和谐波抑制。此外, 还需要开关柜的支撑。

2.2 直流变频网电钻井技术的应用

ZJ70D钻机应用直流变频网电钻井技术, 该钻机由配备1台或2台变压器的电控系统控制。供电系统由SCR房的发电机和2台1 600 k VA、电压等级10 k V/600 V的干式有载调压变压器组成。进线柜连接着供电系统与电控系统。

应用直流变频网电钻井技术的难点在于功率因素低、负载变化快、幅度较大、谐波污染严重、系统电压波动频繁、无功功率大等, 所以通常在采用网电供电时, 会同时进行谐波治理、无功总线补偿, 提高用电质量, 避免无功电费支出。

相关数据表明, 在不进行谐波抑制和无功补偿的情况下, 应用直流变频网电钻井技术的功率因素仅为0.45, 产生大量无功电量, 供电质量较低。在进行谐波抑制和无功补偿的情况下, 功率因素可达到0.95以上, 减少了无功电量的产生, 可满足国家电网用电要求。综上所述, 应用直流变频网电钻井技术的关键是进行谐波治理和有源无功总线补偿。此外, 还需要网电开关柜的支撑。

2.3 网电钻井技术与机械钻机技术的复合应用

2.3.1 网电钻井技术

ZJ70LDB钻机复合应用网电钻井技术与机械钻机技术。采用10 k V工业用电网进行进线。供电系统由1台KYN28A-12型中置柜, 2台规格分别是10 k V/400 V、1 600 k VA和10 k V/690 V、2 750 k VA的带自动有载调压的干式环氧浇注变压器组成。经低压开关柜, 400 V变压器向原钻机VFD+MCC系统供电, 690 V变压器向690 V交流异步电动机供电。由于异步电动机谐波量较小, 不必进行谐波抑制, 不过由于采用了交流恒转速异步电动机, 需进行无功补偿[2]。

2.3.2 机械驱动技术

机械驱动技术的核心是2档变速箱、调速型液力耦合器、交流异步电动机。去除ZJ70LDB钻机原有的1号、2号柴油机耦合器组, 在底撬上安装一个电机驱动动力机组作为代替。为了应对不时之需, 3号柴油机耦合器机组并未去除。主要采用软启动来控制2台1 000 k W三相异步电动机。

2.3.3 现场安装调试情况

在设备到场后, 首先拆卸ZJ70LDB钻机原有的1号、2号柴油机耦合器, 由于电机驱动动力机组安装简单、工作量较小, 可在柴油机耦合器拆除后直接安装。安装完成后, 应进行空载调试与测试。改造后ZJ70LDB钻机的操作变化并不大, 耦合器充油阀充油调速还是由柴油机油门的脚踏开关或调压开关进行控制, 司钻操作人员非常容易上手, 不需要进行重新培训或学习[3]。

2.3.4 机电钻机网电使用情况

ZJ70LDB钻机改造后, 电机与柴油机并车运行正常。但容易出现2个电机驱动动力机组负载分配不均、变速箱脱档问题。经简单调试后能基本回复正常。

综上所述, 复合应用网电钻井技术与机械钻机技术能实现电机之间、电机与柴油机的并车运行, 具有运行可靠、容量大、功率因素高、调速方便、负载分配均匀、体积小、效率高等优势, 非常适合钻井工况需要。不过, 机电技术复合应用需要较高投资。

3 结语

在钻井作业中, 为提高经济效益和环境效益, 网电钻井技术的应用将越来越广泛, 网电也将逐步取代柴油作为钻井主要动力。尤其是近几年, 网电钻井技术日益成熟, 国家电网覆盖范围逐步扩大, 为网电钻井技术在国内各大油田的普及提供了技术条件和供电条件。应用网电钻井技术不仅能减少柴油机使用及维护的费用支出, 降低石油能源消耗, 提高经济效益, 还能减少噪声污染、空气污染、废弃物污染, 避免对环境进一步污染。总之, 作为一种节能减排的生产方式, 网电钻井技术的应用将越来越广泛。

摘要：中国的钻井作业长时间以柴油作为动力来源, 使用柴油不仅会导致钻井成本居高不下, 还会造成环境污染。实践证明, 合理运用网电钻井技术, 能减少柴油机使用及维护费用、减少废气与污染物的排放, 具有较高经济效益和环境效益。论述了网电钻井技术的优势, 分析了其在钻井作业中的应用。

关键词：钻井作业,网电钻井技术,优势,运用

参考文献

[1]赵永亮.网电钻井技术研究与应用[J].石油石化节能与减排, 2012 (5) :16-20.

[2]盛拥军, 徐建辉, 丁晓鹏.ZJ30型钻机网电改造[J].甘肃科技, 2008, 13 (7) :16-71.

8.深水钻井井控技术 篇八

关键词：深水 钻井 井控 难点 溢流 压井

中图分类号：TE28 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）10（a）-0046-01

该文根据深水钻井特点，参考国外深水钻井承包商井控措施，结合我国南海深水钻井作业实践，全面深入的剖析深水钻井井控特点和挑战，提出切实可行的解决方案，以降低深水钻井井控风险，指导深水现场施工。

1 深水钻井井控特点和难点

由于作业环境、井控装备的不同，使得深水钻井井控具有许多区别于陆地和浅水钻井井控的特点，主要包括地层压力窗口窄、溢流监测困难、压井难度大、井控设备复杂、响应时间要求高、存在水合物风险等，这些因素都成为深水钻井井控的难点，具体影响分述如下。

1.1 地层承压能力弱

一般情况下，地层破裂压力随上覆岩层压力增大而增大。在深水环境中，由于上覆岩层被上千或数千米的海水取代，降低了地层的压实程度，地层相对疏松，使得相同井深的情况下，深水井破裂压力梯度降低，即地层承压能力弱。

1.2 溢流监测困难

溢流监测困难主要是由于泥浆的溶解性和作业环境特点决定。

在泥浆的溶解性方面，对深水井而言，多数情况下使用油基钻井液，侵入井筒的油气容易溶解到钻井液中，在侵入流体上返的过程中，循环体系变化不明显，观察到溢流的发生所需时间长。

1.3 压井难度大

深水钻井井控时压井作业的困难主要包括下述两个方面：

1.3.1 压井作业窗口窄

由于地层破裂压力随水深增大而减少，从而使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口变窄，使得钻井作业过程中井涌余量减小。

1.3.2 节流管线长，摩阻大，压井排量小，作业时间长

深水钻井阻流压井管线长达上千米，内径较小，同时由于深水低温高压环境的影响，钻井液在阻流压井管线中的黏性会有明显增加，管线的压力损耗相当大。

1.4 井控设备复杂

深水钻井防喷器组系统（BOP）位于海床处，通过长的控制管线在平台实施操控，通常具有电-液、无线电和ROV（遥控潜水器）或声控等多种操控方式，巨大的体积和重量需要由平台补偿器系统悬挂并坐压在水下井口上，这对水下井口稳定性提出了巨大挑战。

1.5 存在水合物风险

海床附近温度随水深增加而降低，南海深水井附近温度通常在3℃～6℃，水下防喷器组在此高压低温环境中易形成水合物，水合物一旦形成将很难清除，严重时将堵塞压井、阻流管线，堵塞防喷器腔室，导致不能实现开关动作，钻具被固结，将引发灾难性事故。有时也会在井口与防喷器组连接器之间形成水合物，使防喷器组不能从井口解脱。

2 深水钻井井控难题应对措施和应用效果

针对上述深水钻井井控存在的难点，通过技术分析研究，结合我国自营深水井钻完井作业实践，提出以下解决方案。

2.1 提高地层压力预测准确性，设计合理的井身结构

在钻前利用邻井地层压力结果、电测资料，并结合本井过井位地层层速度、地层分层情况等信息进行地层压力预测，提高预测的准确性。根据地层压力预测结果，结合平台作业能力、钻井液性能等因素选用合理的设计参数进行井身结构设计。

2.2 加强地层压力和溢流的监测

陆地及浅水钻井时，常采用钻前预测研究和地漏试验的方法来评估地层压力。而深水钻井由于地层压力窗口窄，地层压力分析精度要求高，除采用常规的上述两种方法以外，还要使用随钻压力测量（PWD）、准确的液面监测和精确的计量罐计量等方法。

2.3 采取有效的压井技术

陆地及浅水钻井中不存在浅层无隔水管段钻井问题，而深水钻井无隔水管井段压井难度非常大。为减少深水钻井无隔水管井段压井难度，首先利用井场调查资料对浅部的地层进行辨识，如果发现有浅层气、浅层流的迹象，则与地质部门沟通尽量调整井位避开浅层气、浅层流区。在深水钻井施工时，应准备充分的浅层气、浅层流应对预案，在基地配置足够的重浆，平台储备足够的重晶石。

2.4 提高井控设备作业稳定性

针对深水钻井井控设备复杂的难点，需要提高井控设备的操作稳定性和可靠性，则需要采用国外知名供应商的井控设备，并培训现场井控作业人员熟练掌握井控规定和操作规程。此外，现场实施人员还应保障BOP系统的维保和检查，使其处于可用状态。

2.5 降低水合物风险

如果条件允许，深水钻井应尽可能选择油基或者合成基钻井液，水相部分仍要考虑防水合物。应尽量减少钻井液静止时间并保持循环，若由于如电缆测井等原因需要长时间静止钻井液时，需要在BOP上下替入水合物抵制液，其配方可根据井位海床处的压力、温度、钻井液体系、配方模拟。按规定在BOP组内注入乙二醇等水合物抵制剂。

3 结语

在深水钻井设计及作业实践中，提高地层压力预测精度、加强溢流及井涌早期监测及采取有效的压井技术等措施已被证明是解决深水钻井井控难题的有效方案，深水钻井中应根据实际地层和井控设备等情况及时采取合适的压井方案，降低深水钻井井控风险。

参考文献

9.中国石油钻井技术的现状及需求 篇九

【摘要】随着科学技术的发展，网络化、信息化的普及，中国的钻井技术也在不断的发展着。虽然五十年代后我国钻井技术已经有了显著的提高，但是与西方发达国家相比仍然处在较低水平。如何提高钻进技术，改变钻井技术的现状，满足现代化钻井技术的需求，已经成为石油钻井领域值得思考的问题。

【关键词】中国石油；钻井技术；现状；需求

0 引言

石油钻井技术是一项很难的技术，在石油开采中的波折很多，但是相应的也取得了一些成就。我国采用科学钻井技术是在五十年代初，从那时起，我国石油开采技术就取得了显著的成就，并成为世界上使用钻井技术第二大国，但是我国的钻井技术与发达国家相比，仍比较逊色。再加上受我国地形条件的限制，更加剧了石油钻井工程的难度。如何改进石油钻井技术，加快石油开采的进程，已经成为石油开采业关注的重点。

1中国石油钻井技术概况

五十年代的时候，我国就发展了喷射式钻井技术、丛式井钻井技术及高效钻头技术、井控技术、保护油气层技术等先进技术。然而这些只是些单一的技术。二十世纪八十年代到至今一直采用的都是科学的钻井技术。随着科学技术的发展，及网路化、智能化的发展，为这一时期的钻井技术带来了新的动力不仅发展了井下信息实施检测技术，实现了钻井过程中的地址参数、钻井参数和井参数的实时测量、分析和控制，也开发了惊吓导向和闭环钻井系统，业发展了有利于新发现新油气层和提高油田采收率新钻井技术和方法,如欠平衡压力钻井、水平井钻井等。虽然我国在钻井技术上取得了一些成就，但是随着我国钻井地域及井深的不断变化，现有的钻井技术出现了一些难度，特别是在深口井钻井技术上。这一钻井技术是在五十年代才逐渐成型的，与发达国家相比还是有一定的差距的。这种钻井技术是代表着一个国家钻井技术水平，是钻井技术的标志。这种钻井技术是极为复杂的，其适用性及配套方面的问题，影响着可持续发展，同时其也是制约着我国钻井技术发展的限制性条件。

2深井钻井技术现状

深井钻井技术如果不能将其复杂性处理好，就不能将此更好的运用到实际应用中去。这种技术区别于传统的钻进技术，深井钻井技术并不是单一的，受钻井目标及新执行因素及学科归属等多方面的影响；钻井技术不具备有序性，常会受到不均匀性、非线性及非连续性的限制，在钻底层及岩石、井眼等方面的钻速及成本上都有所展现，从客观上来讲，利用分形几何学、混沌学进行据分析的话，对平均设计法和辨证思维等高新技术又具有可行性；如果用黑箱子理论进行研究，其不确定性及相关的测量因素很闪实现惊吓闭环控制；有很多时候还具有风险性、随机性或是偶然性等不确定因素；地形的特质和钻头的类型也会影响钻井技术的实施；有的时候钻具会因某种客观原因突然停止工作或是出现任意加深及

县官套管的影响，也会影响深层钻井技术的使用。在众多的复杂性因素中，起着重要的作用的是地层的复杂性与钻具配合工作，在钻地层的时候是需要钻头和钻具进行配合的，很可能会因为高温、高压、高密度及井喷、井塌、井漏及钻具的突然磨损，加剧钻头和地层复杂性之间的不确定性，发生不可避免的事故。如在塔里木盆作业时就出现过此类事故。塔里木盆地的地形复杂，其倾斜角较大，要想将井眼打直，就需要对其进行倾轧吊打，在这种情况下，就影响了其钻速，最后导致了套管和钻具的严重磨损。地要想对这类事故进行控制，就需要将失去重心的钻具恢复运行，由于是在深井中作业，要想使其快速的恢复，其难度将是很大的，甚至会出现难以控制的局面。在用系统工程技术思想对深井进行控制的时候，最好对进内压力、井眼轨迹、稳定性进行整体控制，最好能将这些问题看成是井下控制问题。井内压力控制是对地层孔隙进行控制，而井眼控制则是控制地层坍塌压力的。对于钻井技术的对象来说，并不能真正的确定其是多套地层，由于不能确定其地层的性质，很可能会增加钻井技术的难度。

3中国石油钻井技术发展需求

（1）深井钻井技术是钻井领域最重要的技术

要想使深井钻井技术更好的发展，应该加快对垂直钻进技术的研究，并将其应用到地形比较都的地区，来解决井斜问题；只能对井漏问题应该采用非常规的套管技术来解决相应的问题。钻井技术的发展，在深井钻井技术领域将会出研究出更多解决深井钻井复杂性问题的技术，以保证深井钻井技术的发展。就目前国际上国际石油工业发展趋势来看，石油钻井发展技术将会想更高层次发展，将会以提高勘探开发为主要目标的，逐渐向新油气藏和提高采油效率上发展。受网络化普及的影响，石油钻井技术也将向信息化、智能化方向发展。就目前的石油产业的发展趋势，要想找到更多的石油，是比较困难的，石油作为非可再生资源，开发一点就少一点，石油产量正在不断的递减。针对这一问题，一些石油公司加大了对石油的科研投入，想通过新的油藏来满足人们的需求。现在一些石油开采公司及相关的服务公司正在以智能化、信息化为基础的前提下对新的油气藏进行勘探，以保证提高其开采率。平衡压力钻井、水平井、分支水平井钻井、小井眼钻井技术和连续油管钻井技术等都赋予了新的内涵。只有对油气藏进行勘探并最大限度的利用油气藏，才能更好的实现社会利益和经济利益。

（2）随着对国际石油钻井技术使用随钻测量、随钻测井、随钻地震等技术实现以来，为我国石油钻井技术提供了新的动力。在这些技术中主要采用了信息数字化钻井技术，信息化钻井技术的发展不仅能对井下的地质参数、钻井参数、流体参数进行预测、分析和执行，还能对不合理的地方进行及时的反馈和修正。钻井技术正在向数字化领域发展，在不久的将来将会研究出对石油开采更有效率的石油钻井技术；石油开采工具及相关作业的智能化为石油开采带来了巨大的方便。特别是美国自动化控制导向的工具及及相应评价系统的开发，为现代化石油钻井技术的发展提供了保证。

4结束语

随着科技不断的进步与发展，石油钻井技术也在不断的发展中。钻井地域发生了改变，又远离的陆地渐渐的过度到沙漠和海洋，钻井的深度也逐渐由浅向深过度，钻井的井型也发生了变化。这一系列的变化无一不在说明钻井技术的进步。然而，随着钻井地域、深度的变化，现有的钻井技术已经不能更好的满足石油开

采的需要。要想更好的满足石油开采的需要，还需要钻井技术的领域的继续研究。参考文献

10.欠平衡钻井条件下录井技术研究 篇十

摘 要:随着欠平衡钻井技术的应用,综合录井如何尽快适应这一新技术的发展和挑战,已成为录井界面临的重要研究课题之一。文章阐述了欠平衡钻井工艺概况,欠平衡钻井工艺对录井的影响,相应提出了一套较为全面的录井措施和配套技术。对同类型作业的录井施工具有指导意义。

关键词:欠平衡;录井;影响;措施;应用;认识

在石油钻探过程中,为了更有利于发现油气层,保护储层,提高钻井速度,保障井下安全,越来越多地采用欠平衡钻井技术,并取得了十分显著的效果。随着欠平衡钻井新技术的应用,现有录井技术和方法已不能满足这一新技术的发展。目前,随着这一新技术的大量应用,必须开展与之相配套的录井技术的研究工作,以适应勘探形势的发展,促进录井技术及综合解释评价技术的全面提高。欠平衡钻井工艺概况及配置 1.1 基本原理及方式

欠平衡钻井技术是指在钻井过程中使钻井液的循环压力(包括液柱压力和循环回压),低于地层的孔隙压力,允许地层流体进入井眼,并将其循环到地面并加以有效控制的一种钻井技术,又称负压钻井技术。

按照循环介质的性质来分类,主要有以下两种方式:(1)液相欠平衡钻井:主要采用低密度钻井液来实现欠平衡钻进。适用于地层压力系数大于1.05的地层。

(2)气相欠平衡钻井:包括干空气钻井、氮气钻井、天然气钻井、雾钻井、泡沫钻井、充气钻井。适用于地层压力系数小于1.05的地层。

1.2 工艺特点

1.2.1 液相欠平衡钻井工艺特点欠平衡钻进过程中,从井筒内返出的混合物经过井口钻井四通、再经过节流管汇节流阀的降压控制,进入液气分离器将气相分离出来,被分离出的可燃气体通过燃烧管线排出井场并燃烧掉,液相和固相进入固控系统将固相清除,液相进入撇油系统后将油与钻井液分离开,油进入储油罐,干净的钻井液被泵回循环系统。

1.2.2 气相欠平衡钻井系列工艺特点 气相欠平衡钻井系列可分为以下几种:(1)气体钻井:包括空气、天然气、废气和氮气等介质,密度适用范围为小于0.02 g/ cm3。

(2)雾化钻井:密度适用范围0.02～0.07g/ cm3;

(3)泡沫钻井液钻井:包括稳定泡沫、硬胶泡沫、可循环泡沫钻井,密度适用范围为0.07～0.70g/ cm3;(4)充气钻井液钻井:在钻进的同时往钻井液中注气,其密度适用范围为0.7～0.95 g/ cm3 ,是广泛应用的一种欠平衡钻井方法。

其主要优点为：

(1)应用广泛,适用于地层压力系数小于1的低压、枯竭的以及用液相欠平衡钻井技术无法成井的储层;(2)最大限度地减少对低压产层的损害,进而降低完井成本;(3)提高勘探开发效率,缩短勘探周期,降低勘探费用;(4)机械钻速提高2～5倍,提高单只钻头进尺,降低钻机作业时间;(5)可以消除发生在低压漏失层的钻井液漏失、卡钻等事故;2 欠平衡钻井工艺对录井的影响

欠平衡钻井施工过程中,由于钻井工艺、流程和循环体系的改变,常规录井设备、方法已经难以满足现场录井工作的需要,部分技术缺少理论基础,主要反映在以下方面: 2.1 仪器设备的安装受到限制

欠平衡钻井过程中,由于钻井设备的增加和改进,所需设备的数量和安装条件发生了变化,致使部分仪器设备的安装、使用及操作需做相应的变动。

由于是负压钻井,对地层油气的敏感性较强,如果钻遇油层或含有H2 S地层,油层内油气会随着循环物直接排出,油气的分离和处置或H2 S的处置在现场直接进行,给现场带来了安全隐患,因此对录井系统的安全防护技术提出了新的、更高的要求。

同时现场存在多个高压区,对设备和人员的安全及设备性能提出了更高的要求。

2.2 录井技术和方法的不足 在欠平衡钻井条件下,常规录井的一些技术和方法已经不能满足录井工作的要求,需要改进和创新。

(1)岩屑录井

首先,是岩屑采集的问题。由于欠平衡钻井采用密闭循环体系,无法采用常规的振动筛实现分离液固相的方式来收集岩屑。

其次,是岩屑的识别问题。由于钻井液密度较低,携砂能力差,返出的岩屑样品数量少,岩屑细小、混杂,代表性差;在使用油基泥浆、泡沫泥浆等泥浆体系的条件下对岩屑的评价与分析比较困难。

第三,是岩屑归位问题。传统的岩屑录井是在取得了对应于某一深度之处的岩屑进行岩性的识别与油气层的监测,由于欠平衡钻井工艺流程的变化,岩屑是经过液固或气固分离器后才能排出循环系统,岩屑是某一层位的混合物,根本无法归位。

(2)气测录井由于钻井工艺流程的变化,主要带来以下几方面的问题: 一是以泥浆脱气为主的气体采集系统没有了基础,也就是说从井口上来的就是气体,直接进机分析,常规以脱气为主的工艺要改变为如何在高压力下采集到有代表性的气体。

二是欠平衡钻井如果采用油基泥浆,气测采集分析的是经油气分离器分离之后的流体内的气体,背景值较高,对地层油气发现有影响,同时若井口回压控制较高,原油容易进入气管线造成污染而发生漏测。

三是在以液相作为钻井介质的欠平衡钻井中,流体呈间断返出,并因分离器中的气体不能充分排净形成的滞留气的影响,使得信息被混淆、或被干扰、叠加,同时因欠平衡钻井,上部地层流体源源不断地进入井筒,对新钻遇油气层的发现造成困难。而以气相为钻井介质时,地面有机气体(有些地区部分井采用天然气钻进)将直接影响气测监测,而其中的无机气体则将影响CO2、H2、N2 的监测。

(3)地层压力录井

由于钻井介质发生变化,岩石破损机理跟常规钻井也有所不同,传统dc指数、sigma指数地层压力监测法已缺少相应的理论支持,需要重新认识与研究。在使用密闭循环系统进行钻井时增加了对钻井负压值进行实时监测的难度。

(4)工程事故预报 由于欠平衡钻井工艺发生了变化,常规钻井条件下的部份工程事故预报的机理发生了变化,需要重新认识与研究。

(5)钻井液录井

采用气体、雾化、泡沫等介质钻井,原有综合录井所采用的钻井液录井技术失去效用,从而减少了发现及评价油气层的相关参数。2.3 录井技术缺少相应的理论支持

在常规钻井过程中,循环系统采用泥浆泵入的方式,在欠平衡钻井条件下,由于钻井工艺的变化,循环系统也发生了变化,迟到时间的计算具有不确定性,缺少理论支持,具体表现在岩屑采集和气体监测方面,不能真实反映相应井深的地层信息。欠平衡钻井条件下录井措施

通过对欠平衡钻井工艺技术条件的分析及对录井施工作业的影响,需要对录井设备和技术加以改进和完善。

3.1 录井设备改进

3.1.1 安全防护设备的改进

从增加现场录井人员的安全性要求为内容,确保现场可燃气体不能进入仪器房,增加了录井房增压防爆装置。

以加强现场作业人员的安全性出发,增加了H2 S检测传感器和可燃气体报警器,声光报警系统及防护设备以便及时采取措施从消除现场安全隐患出发对仪器房、地质房中的各种电器、电路、电源等按防爆要求进行改进完善。

3.1.2 录井传感器的改进

除常规录井需要配置的传感器外,在附加的欠平衡泥浆罐上增加一套出口泥浆性能传感器,在欠平衡振动筛上增加一只H2 S传感器。根据设计泥浆密度范围,对低密度的泥浆体系选择使用适合量程的传感器,或对传感器性能进行改进。

更换适合欠平衡钻井的套管压力传感器,配备测量范围在70MPa以上的套管压力传感器。为确保工程按照设计施工,增加电磁流量计和气体流量计,实时监控钻井介质的流量。

3.1.3 捞取岩屑装置的改进 在欠平衡钻井过程中岩屑捞取可采用以下两种方式:(1)利用液气分离器从井底返出的携带岩屑的钻井介质经过液气分离器分离后,流经振动筛,采集岩屑。

(2)采用改进装置,在循环管线上捞取岩屑设计了二种简易的岩屑取样装置。

将取样装置安装于钻井介质返出管线靠近排出口3～4 m的地方,岩屑返出时在挡板的作用下进入收集器,收集岩屑时打开闸门,岩屑靠重力及气流的推力排出来实现岩屑采集。

3.1.4 气体检测装置的改进

(1)配置双套脱气器,一套安装于常规缓冲罐用于常规录井的气体检测,一套安装于欠平衡振动筛用于欠平衡钻井的气体检测。采用双套脱气器,可以在钻井状态进行体内循环和体外循环的转换时保证地层气体连续、实时监测。

(2)欠平衡钻井如果采用气相介质时,可以在液气分离器之后的排气管线上安装一套气体取样装置,井内返出混合气体在进入气管线之前,经过滤筛网一方面过滤掉固相物,同时也起到了减压缓冲作用,即可直接进机分析。

3.1.5 安装气体流量计

对于采用气相介质的欠平衡钻井,可以在气液分离器之后的燃烧管线上安装气体流量计,以便于监测密闭钻井过程中经气液分离器脱出的钻井液气体流量变化和在不中断钻进的情况下初步产能计算。

3.2 录井技术的改进和完善 3.2.1 岩屑录井技术

欠平衡钻井由于钻井液密度较低,携砂能力差,返出的岩屑样品数量少,而且岩屑细小、混杂,代表性差,对岩屑的识别带来困难。对于此种情况,振动筛应改为80目以上的筛布,尽量减少细小真岩屑从振动筛上流失,洗样时应尽量采用小水流,轻搅拌,稍微沉淀后倒去混水再换清水漂洗的方法,防止细小的真岩屑在清洗过程中流失。

3.2.2 气体监测评价技术

密闭钻井时,钻井液在从环空到达振动筛之前,需要经过液气分离器,经液气分离器除气后流向振动筛,这样,一方面在油气显示不好的情况下,可能会漏掉油气层;另一方面,由于色谱采集分析的是油气分离之后流体内的原油伴生气或残余气。在油气显示较好的情况下,会因为气体值较高,容易造成气路管线甚至色谱柱的污染,造成后续井段的假显示,增加气测解释的困难,同时若井口回压控制较高,原油容易进入气路管线也会造成污染。为了解决以上问题,可以采用下面的方法予以解决:(1)定时对排气管线中的气体进行取样分析,见显示时加密取样。(2)比较气体流量计输出的流量曲线与色谱曲线变化进行解释。在色谱被污染的情况下甚至可以用气体流量曲线确定显示层位,同时用取样分析数据进行解释。

(3)在进行地层评价时,比较随钻气体分析数据和定时取样分析数据,取其相对较高中的值为实际地层气体数据。

3.2.3 OFA定量荧光分析技术

液相欠平衡钻井泥浆体系通常采用混油和加处理剂的方法来降低泥浆密度,这就使常规的岩屑荧光录井技术和方法受到了很大的局限。为了解决这一问题,可以采用OFA定量荧光技术对录井岩屑进行分析,根据定量荧光数据和图谱不仅可以确定岩屑中的真假油气显示,还可以确定地层油气含量和油气性质。

3.2.4 地层压力监测技术

传统综合录井的地层压力监测方法主要为Dc指数法和Sigma指数法。在欠平衡钻井过程中,如果采用液相介质钻井,这两种方法仍然是检测地层压力异常的主要手段,如果采用气相介质钻井,传统的Dc指数法和Sigma指数法已缺少理论依据。通过研究,我们提出了两种另外解决办法,即井底流压监测法和井口压力监测法。

(1)井底流压法

井底流压是流动泥浆对井底地层产生的压力,录井上称作循环当量密度(ECD)。密闭钻井时,我们用循环当量密度与设计的井底流压值进行比较来实现钻井欠压值的监测。

在不同的钻井深度,录井程序通过计算循环当量密度,并与设计的井底流压低值和高值进行比较,若循环当量密度值界于设计井底流压低值和高值之间,则欠压值是合理的;若循环当量密度值大于设计井底流压高值,则没有达到欠压效果;而若循环当量密度值小于设计井底流压低值,则欠压值过大,容易造成井下事故的发生。

实际录井时,根据循环当量密度实时变化曲线,适时调整设计井底流压低值与高值的报警门限,就可比较直观地掌握井底流压变化情况。

(2)井口压力监测法

通过实时检测套管压力来检测井口压力变化,从而达到实时检测井口欠压值变化的目的。钻进中通过对比井口套管压力与设计井口压力的变化来调整钻井欠压值。正常欠平衡钻井时,套管压力值应小于设计的最大井口压力值。当套管压力大于设计的井口压力时,则欠压值过大,需要采取措施防止钻井事故的发生。

3.2.5 工程事故预报

除了常规钻井条件下的工程事故预报方法外,更要总结和加强欠平衡钻井条件下的工程事故预报。具体表现在:(1)如果注气压力增大,排出口有水喷出,则可能地层出水。

(2)如果排砂管线出口出现火焰,停止注气后,仍有气体排出并见火焰,则可能地层出气。

(3)如果注气压力增大,火焰增高,并且伴有黑烟,则可能地层出油。(4)如果注气压力增大,同时转盘扭矩增大,上提钻具阻力增大,下钻遇阻,有可能发生地层坍塌。欠平衡钻井条件下录井技术的应用

窿x井是玉门油田分公司部署在酒泉盆地青西凹陷窟窿山逆冲断裂带窟窿山构造南翼上的一__口预探井,在井段2 970 m至3 300 m采用欠平衡钻井技术,期间交替运用了气体、泡沫、雾化液三种钻井介质。录井作业采用DR ILLBYTE增压防爆型综合录井仪录井,具体措施如下:(1)岩屑录井

在岩屑和钻井介质返出口附近,安装一个取样管线和闸门,为减小压力起缓冲作用,安装两个闸门,取样时先打开上闸门,让岩屑进入取样管线,然后关闭上闸门,接着打开下闸门,在取样口采集岩屑。

(2)气测录井 配置双套脱气器,一套安装于常规振动筛用于常规录井的气体检测,一套定量脱气器安装于欠平衡振动筛用于欠平衡钻井的气体检测。在气相介质钻进过程中,在岩屑和钻井介质返出管线上做一出气口,为防止岩屑等杂物进入气路管线,在出气口与气路管线之间做一个减压筛网,地层反出气体通过气路管线直接进入色谱仪器进行分析。

在进行欠平衡钻井时,在液气分离器之后的排气管线上安装一套气体取样装置,对液气分离器从泥浆中分离出的气体定期取样,做vms分析,供地层气体解释时使用和参考。

(3)工程录井

除常规录井需要配置的传感器外,还在立管上加装了入口电磁流量计,出口架空管线上安装用于测量出口钻井液流量的电磁流量计。

为了监测密闭钻井过程中经气液分离器脱出的钻井液气体流量变化,在气液分离器之后的燃烧管线上安装气体流量计。在附加的欠平衡泥浆罐上增加一套出口泥浆性能传感器,在欠平衡振动筛上增加一只H2 S传感器。结论与认识

随着钻井技术的更新和发展,尤其是欠平衡钻井技术的应用,传统录井技术面临许多新的挑战,录井应适时研究新的技术及方法,只有这样,录井才能适应新的环境及要求,得以生存和发展。通过此次的探索总结,有针对性的提出了一些欠平衡条件下的岩屑捞取、气体检测、工程实时监测及油气层识别和评价等现场录井方法,但由于欠平衡钻井条件下的录井工作经验有限,加上现场各种钻井条件的限制,上述的一些方案和设想并没有能够在实际工作中完全实施并得到验证,还有待于进一步的总结和完善,相应的技术和理论体系还需认识和研究。目前存在的问题有:(1)由于行业所限,欠平衡条件下录井技术研究缺乏广泛的研究基础,部分技术和方法缺少相应的理论支持。

11.钻井技术论文 篇十一

关键词：石油；钻井；自动化

1 概述

钻井是石油勘探与开发过程中必不可少的环节之一，技术密集、资金密集是钻井环节的主要特征。随着经济的不断发展，各领域对石油的需求量不断增加，全球石油资源可持续利用问题将更加突出，这就为石油生产各个环节提出了新的挑战。钻井技术作为石油生产中的重要环节之一，同样面临着新的挑战，需要相关的从业人员认真规划、研究并解决当前面临的技术难题。

2 我国石油开采现状分析

我国石油资源总量相对来说比较丰富，但由于我国经济的快速发展，各领域对于石油的年需求量也在急剧上升，这就给石油企业的生产提出了较为严峻的挑战，石油企业不仅要提高石油的产量，还应提高原油的质量，以满足各生产领域的需求。我国石油开采技术相对于国外先进的开采技术，仍存在一定差距，石油开采相关的设备技术含量相对较低，严重影响了石油的开采效率以及原油的质量。传统的石油开采技术在具体的操作上仍处于粗放式开采，这就降低了原油的质量，无法达到现代企业生产对原油质量的要求，必须通过后期的技术处理提升原油的质量，以满足生产的需求，这就大大延长了成品油的生产周期，降低了石油企业的经济效益。

石油开采作为一项技术密集型产业，对开采技术的要求相对较高，投入的成本自然较高，这就造成了我国石油企业面临着投入成本回收困难的难题。资金投入与经济效益之间的巨大差距，造成大部分没有先进设备或先进技术的石油企业不敢贸然投入开发资金。国内缺乏石油开采领域的核心技术产权，若引入国外的新型设备，需要消费大量的资金，这就加重了石油企业的投资成本，造成我国成品油价格居高不下，降低了我国石油产业在国际市场上的竞争力。要提高我国石油产业的综合实力，应从提高开采技术方面入手，对落后的技术设备进行更新升级，充分利用先进的自动化设备提升我国石油企业的开采效率。

3 自动化技术在石油钻井中的应用

3.1 勘测智能化技术 石油勘测是石油钻井的前提，利用先进的自动化技术，对原油资源区域进行有效检测，可为提高钻井效率提供前提保障。

3.1.1 勘测全面化 目前，我国掌握的勘测技术为电子感应技术，利用该技术可实现对地下200m内的物质进行准确探测，为分析油井的油量、结构、开采可行性提供可靠的数据。利用智能化的探测技术，石油企业可对某一区域进行全面的勘测，然后根据获得的地质、水体、岩层等多种物理数据，判定被探测区域是否存在具有开采价值的原油资源。

3.1.2 定位快速化 随着现代通信技术的不断发展，GIS及GPS定位技术应用范围不断扩大。石油勘探过程中，充分利用GIS和GPS先进技术，大大减少了勘测人员的分析时间，提高了勘测效率及准确率。利用快速定位技术，可对勘测到的原有资源区域进行准确的快速定位，从而为后期石油钻井提供便利的条件。

3.1.3 数据分析 数据分析是通过对勘测所得的各项物理数据进行综合处理，依据处理结果判定油井含量及油井深度等各项指标。智能化勘测技术，根据已经测得的数据，结合相关的理论知识，对油井进行全面、专业、科学的分析后，推测油井的各项技术性及竞技性指标。如根据地下岩层的厚度或者硬度可判断油井的深度，从而确定油井的开采深度。

3.2 存储虚拟化技术

现代计算机技术在提升数据处理速度方面已经取得了巨大的进步，利用虚拟化技术建立的云计算平台，在石油钻井技术领域中已经得到应用。

3.2.1 动态扩展能力 相对于传统的系统存储空间而言，虚拟技术可以将存储空间进行灵活的放大扩展，从而达到优化计算机资源运用控制的目的，这种动态扩展能力需要专业的技術人员对处理软件的结构进行适当调整，以满足特殊条件下存储及计算的需求。

3.2.2 复合分层能力 复合分层技术是将不同的数据进行整合后进行分层，从而建立起较为合理的、方便使用的数据库。分层技术主要是将数据库资源按不同标准进行分类划分，以方便数据的后期使用。利用云计算技术可将油井探测的相关数据进行复合式分层，通过自动化技术进行数据分析后，获得提升钻井操作的关键的技术参数。

3.2.3 容错能力 计算机技术面临的主要问题是安全问题，当数据库受到外界干扰时，数据信息的安全性将受到威胁，而利用计算机的容错技术可有效避免计算机的单点故障，保障重要数据信息的安全性。

3.3 调控自动化技术

3.3.1 自动操作技术 自动操作技术在钻井设备中应用较为普遍，石油企业可以通过无线电通信技术、信息技术以及计算机系统搭建自动化调控平台，从而完成操作的自动化。

3.3.2 逻辑表达技术 存储虚拟化技术实施的前提是逻辑表达技术发展到足够成熟，这是调控数据信息的关键性技术，借助这一技术，企业可以对钻井多项数据进行自动的分析、处理，为企业制定科学、合理的钻井方案提供必要的数据参考。

3.3.3 信息传递技术 将井下勘测数据准确传递到控制中心，需要用到信息传递技术。信息传递技术的准确性对于技术人员控制油井的深度具有重要作用，该技术不仅实现了数据信息资源的共享，还为钻井自动化操作的持续性提供了技术保障。

4 小结

石油企业是我国重要的经济来源，石油的生产不仅关系到我国工业、农业发展的进程，也关系到我国经济实力水平的提升。钻井是石油生产中重要的环节之一，钻井技术的高低，对于石油的产量和质量具有重要作用。利用先进的自动化技术，不仅可以提高石油企业的生产效率，还能提高原油质量，提升我国在国际经济舞台上的竞争力。

参考文献：

[1]王宇卓.浅谈石油钻井自动化关键技术应用[J].科技与企业，2013，

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[2]郑斌.石油钻井自动化技术应用分析[J].中国石油和化工标准与质量，2013，11：118.