最优化钻井技术

最优化钻井技术（精选十篇）

最优化钻井技术 篇1

胜利油田早在2004年就提出和逐步实施了区域钻井技术, 该技术针对胜利油区部分区块的地层结构、岩性特征, 推荐出与之相适应的钻具组合、优选参数、泥浆体系及其配制、使用和维护等配套技术方案, 对特殊地段施工难点、注意事项和潜在的复杂情况及预防处理措施也作了相应提示。2012年我们围绕重点区块, 分析施工难点和易发生的井下复杂情况, 在以往施工经验的基础上将区域化钻井模式进行了改进和升级, 起到了成果显著, 钻井速度得到了进一步提高, 为公司取得良好经济效益做出了贡献。

1 樊162、樊3、樊5区块

施工难点:

该地区的井设计井深一般在3 000m左右, 完钻层位在沙四段。本地区压力系数情况, 钻井液密度一般在1.40g/cm3～1.50g/cm3井深结构大部分表层和油层。在施工中应做好以下几方面工作:防粘卡、防斜、防喷 (地层压力较高) 、定向井防碰、防油气层污染。

进入沙一段以后有大段的灰质泥岩并夹杂少量石膏易造成缩径;进入沙三段以后泥页岩水化不均匀及微裂缝裂解造成坍塌明显, 井径不规则, 易造成电测阻卡的情况。2011年电测成功率仅有66.7%。

改进措施:

通过优化钻井液技术方案, 使用强抑制强封堵高性能防塌钻井液, 做好稳定井壁, 防塌, 携岩、润滑等工作;加强短起下钻, 电测前通井等技术措施, 确保电测一次成功。

取得效果:

2012年完成7口井, 电测成功率100%, 同比提高33.3%。

2 高21区块

施工难点:

高21区块上部地层泥岩含量高, 易水化缩径, 下部地层灰质泥岩、灰质砂岩、火成岩夹层多, 普通PDC钻头不适应。

改进措施:

与研究单位合作试验, 改进复合片的尺寸和布局, 研制了双排齿5FPDC钻头取得了较好的效果。

取得效果:

2012年完成8口井, 平均井深3 474.63m, 同比增加80.23m, 平均机械钻速17.37m/h, 同比提高1.83m/h。

尤其是高21-斜41井通过使用改进胎体双排齿5FPDC钻头, 平均机械钻速较邻井提高41.82%。

3 纯化油区纯26、纯41区块

施工难点

本区沙三中储层为夹持于两套深水泥岩中的湖底扇沉积。有较多的泥岩夹层。多数井表现为一个大的正韵律沉积, 岩性下粗上细, 中下部多为砾岩、含砾砂岩。下部地层因注水井影响造成密度高。沙四段底部石膏污染, 砂岩及孔店紫红色泥岩缩径, 泥岩垮塌严重, 易形成“糖葫芦”井眼, 施工中常发生电测遇卡现象。

改进措施:

1) 及时关停注水井, 并由技术员负责落实到位。钻入注水层位前加强座岗观察, 发现泥浆性能异常及时采取措施;

2) 提前对钻井液进行预处理, 防止沙四底部石膏层污染。完钻后, 搞好短起下通井措施, 调整钻井液性能达到电测要求, 确保电测成功率。

取得效果:

2012年完成28口井, 平均井深2649.70m, 同比减少12.52m, 平均机械钻速29.02m/h, 同比提高3.08m/h。

4 坨128区块

施工难点:

该区块由于多年的开采和长期注水, 使地层压力发生很大变化, 地层压力比较紊乱, 上部地层松软易塌, 承压能力差, 易井漏;下部地层夹层多, 地层含灰质泥岩、砂砾岩, 研磨性高钻时慢;邻井密集, 井间防碰存在难题。

改进措施:

1) 优选高效钻头、优化钻具组合和钻进参数, 二开前及时做好防碰预案;

2) 采用以扩大器代替扶正器的常规钻具组合, 使牙轮的使用情况易于判断, 减少了起下钻时间, 提高了钻井速度。

取得效果:

2012年完成7口井, 平均井深3 380.29m, 同比提高47.98m, 平均机械钻速21.03m/h, 同比提高3.85m/h。

5 坨76区块

施工难点:

该地区的井设计井深2500m左右, 完钻层位为沙二、沙三段, 井身结构为二开长裸眼井。该地区沙二段为主要开发层, 由于多年的开采和长期注水, 使地层压力发生很大变化, 地层压力比较紊乱, 上部地层松软易塌, 承压能力差, 易井漏, 并且部分地区还存在浅气层。

改进措施:

1) 通过应用双模承压技术, 提高地层承压能力, 全年未发生钻进井漏情况;

2) 加强井身轨迹控制、把握润滑剂加入时机和加量、加强活动钻具。

取得效果:

2012年完成3口井, 平均井深3 898.67m, 同比提高203.34m, 平均机械钻速13.72m/h, 同比提高4.21m/h。

尤其施工完成的坨76-斜25井, 完钻井深3901m, 平均机械钻速15.04m/h, 创该区块同类型平均机械钻速最高好成绩。

6 八面河、羊角沟地区

施工难点:

该油区东临渤海湾, 是典型的海相沉积构造地带产油地区。属于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷, 构造复杂, 部分区块东营组地层缺失。该地区地层倾角大而无序, 方位漂移无规律。2012年施工井特点是浅井多, 定向点浅, 起下钻时间占钻井比例大。以往一律采用HAT127牙轮钻头, 泵压低、钻头水马力小, 影响钻速。

改进措施:

1) 二开采用“一趟钻”技术, 减少起下钻时间;

2) 根据不同地层, 试验PDC钻头, 在羊角沟地区取得成功, 降低喷嘴直径, 利用水马力辅助破岩, 使机械钻速有了大幅增加。

取得效果:

2012年完成41口井, 平均井深1725.61m, 同比提高144.37m, 平均机械钻速32.29m/h, 同比提高4.97m/h。

7 结论

最优化钻井技术 篇2

2015年50175钻井队以深入开展安全型、学习型、清洁型、节约型、和谐型班组为重点，以强化班组执行力、提高员工综合素质为核心，以培养技能型人才为目标，紧密结合班组日常工作，细化创建标准，形成以百分制考核为手段，把抽象化的‚五型班组‛概念，通过班组‚一根针‛穿起钻井队生产经营的‚万条线‛。

一、确定创建标准

‚学习型‛班组创建标准：班组的学习培训、制度健全，考核与奖罚机制规范合理，能够定期开展政策法规、HSE作业程序文件、安全技能及岗位应知应会知识学习交流、读书讨论活动，班组学习氛围浓厚，学习效果良好。班组岗位练兵活动有计划、有组织、有效果，每周活动不低于1次、集中学习或工作分析讨论不低于2次。班组员工参加培训率、培训合格率均达到100%，人人有学习培训记录，做到 ‚精一岗、会两岗、懂三岗‛，坚持以生产现场为课堂，以应知应会为重点，积极引导全体员工在干中学、在学中练、在练中比、在比中创，有效的激发了大家的学习自觉性。

‚安全型‛班组创建标准：班组安全生产管理制度健全，员工持证率达100%，HSE全员培训率达100%。班组员工都能够熟知岗位生产工艺流程，熟练掌握岗位操作技能，能够严格执行HSE作业程序文件，做到岗位标准化操作。班组员工安全意识强，能自觉执行各项安全管理规定，切实落实各项安全生产措施，能够积极开展STOP卡和隐患检查与治理活动，隐患整改率达100%。班组无违章记录。‚清洁型‛班组创建标准：以执行‚5S‛标准为切入点，班组沿巡回检查路线，对可能存在油品泄露、钻井液外泄等环保风险的部位逐一摸底排查。培养全班自主清洁行为，全面治理岗位清洁隐患，班组现场管理和岗位标准化落实。在宿舍区域推行准军事化管理，开展文明宿舍评比活动，宿舍物品摆放整洁，个人卫生干净。坚持清洁生产，垃圾定时回收，无重点易污染部位。

‚节约型‛班组创建标准：实现持续提速，缩短建井周期。同时积极开展修旧利废活动。开展班组材料预算管理以及 ‚创一项新成果、改革一项工艺、刷新一项纪录、探索一项先进操作法‛等活动。班组成员能够针对生产实际积极开展合理化建议活动和修旧利废活动，每周不低于1次。

‚和谐型‛班组创建标准：班组成员关系融洽、团结向上，团队作用发挥较好，班组之间关系融洽。班组民主生活会制度落实，民主生活会或合理化建议活动每周不低于1次，树立了‚以班为家，视班组成员为亲人。团结友爱、互帮互助、互敬互爱、平等相处。‛的班组和谐理念意识。

二、细化考核内容

学习型：细分为培训课时、自学次数、月度考核、笔记质量、外出比武5大项；

安全型：细分为STOP卡数量、违章次数、事故隐患、安全时效、劳动纪律5大项；

和谐型：细分为班组矛盾、生活纪律、班组配合、文化活动、作息时间5大项；

清洁型：细分为设备卫生、个人形象、宿舍卫生、班组形象、垃圾处理5大项；

节约型：细分为班组成本、浪费现象、合理建议、生活节约、节约效果5大项；

从上述5大项 25个分项，建立每项10分制，计250分制。

三、确立考核步骤

考核步骤：月考核、季评比、年总结。

月考核：由司钻对成员的工作完成情况、安全生产、培训学习、生活内务、行为规范等进行打分。打分结果提交队考核小组（考核小组以队长、党支部书记为组长，副队长、技术员、各大班和司钻为组员），由队考核小组进行逐岗逐人审议。25个分项中，每一项9分以上为优，7－8分为良，6分以下为不达标。各分项得分累加后，得出班组总分，即为月考核结果。

季评比：每季度由队考核小组负责在《50175钻井队‚五型‛班组创建季度考核公布栏》中公布本季度三个月的考核结果。从公布之日起三日内为申诉日，个人或班组对考核结果有疑义的，可向考核小组提出复议。

年总结：月考季评中，处领先地位的班组，即为当年优秀班组，班组长为本队先进个人，并享有优先向指挥部、公司评优推荐权。一票否决：班组出现下列情况之一的，取消当年评比资格：出现安全责任事故或环境污染事故；未全面完成队上下达的工作任务和各项业绩指标；出现本班员工严重违规违纪行为；出现消极怠工，打架斗殴现象。

配套激励措施：每季度结束后，将三个月的考核分值平均，得出季度考核结果，公示无误后，将考核结果以挂旗的方式（红色旗为学习型、蓝色旗为安全型、绿色旗为清洁型、黄色旗为节约型、橙色旗为和谐型），公布于‚‘五型’班组评比栏‛。年底综合评比中先进班组、优秀班组长，星级员工均从‚五型‛达标班组中产生。同时，在月考季评中，实施个人奖金系数-0.5—+1区间内的基数浮动，与单井结算奖分配挂钩，全面发挥精神激励和经济杠杆作用，发挥政策激励和制度约束的作用，确保‚五型班组‛创建工作实打实，硬碰硬，不务虚、不落空。

四、突出重点、有序推进

钻井是高风险作业，安全是永恒的管理主题。因此，50175在整个推进方案中把安全作为突出重点。

‚安全型‛班组。首先组织全体员工学习现场不安全行为标准，有效运行HSE管理体系，狠抓岗位标准化操作，确保了各项规定和程序在钻井生产各环节的落实；结合生产实际，为每个员工建立了‚安全档案‛，把员工在岗位操作中出现的违章现象和违章苗头分类登记建档，与个人‚学习档案‛相结合，定期进行公布讲评，同时将STOP卡纳入到安全型班组考核中来，用单井安全奖的30％将每周STOP卡细化、量化，分基本卡、合格卡、优秀卡分别以30元、40元、50元进行奖励，这样不但强化了班组成员安全工作的责任心。由司钻监督副司钻，依此类推，由高到低依次监督各岗位职责落实情况，大家一起监督司钻，构建了人人参与安全管理、责任明确的安全监督网络。还充分利用STOP卡反映出的各种违章苗头，通过班后会讲评分析，使员工进一步认识到存在的问题和不足，制订有效整改措施，积极进行整改，消除隐患。只有规定动作，没有自选动作，严格监督、严厉处罚违章操作、违章指挥和违反劳动纪律。并要求工作中员工严格落实“四个做到”：即熟知每个工艺流程、准确开关每个阀门、正确启停每台设备、果断处理每项故障；“四到现场”：即心里想着现场、眼睛盯着现场、脚步走在现场、功夫下在现场；‚三个一‛：即严格每一次操作、遵守每一项纪律、尽到每一份责任。

推进故事1：今年4月，外钳工李某巡回检查不仔细，由于液压站缺油导致柱塞泵损坏，抢修了一个小时恢复生产。班后会上，大家仔细帮他分析检查不仔细造成的危害，使他深受教育，主动接受了安全管理制度的处罚。

推进故事2：该队把‚十大禁令‛发放到员工手中，采取‚上下互考、班组互考、岗位互考‛的方式，人人做到耳熟能详，自觉遵守，还自愿当起巡视员，对劳动纪律、操作规程、安全防护用品使用等情况进行监督。一天班前会结束后,一位员工故意随口问道：‚队长，‚十大禁令‛第三和第五条是什么了？我忘记了。‛‚严禁高处作业不系安全带，违者予以开出并解除劳动合同；严禁无证……‛队长的回答使这位员工感到满意。队长赞许地对他说：‚你们当‘黑包公’是好事，可‘黑’不了我。‛ ‚学习型‛班组。在员工利用业余时间自学的基础上，除安排队干部、大班人员专门培训以外，在班组内部采取人人轮流当教员的方式，利用学习日集中讲课，进行系统的理论培训。班组成员人人都有记录本，在工作中将遇见的新问题、新知识、新理念进行学习积累，把生产中遇到的技术难题，及时反馈到班组和队部，供大家一起分析研究，做好事故预防工作。同时，还要求对记录的问题经常进行回头看，以促进所学知识，不断巩固，坚持班前班后会的一日一题的培训。

‚清洁型‛班组。50175以推行‚5S‛为突破口，树立‚人人抓清洁‛的意识。把当班工作区域划分为钻台、机房、泵房和场地四个区域，由相应岗位人员负责本区域的清洁清扫，及时消除设备存在的‚滴、跑、冒、漏‛等现象。作业场地清洁由班组共同完成，全员落实好本岗位检查和卫生清扫工作。真正做到工完、料尽、场地清，认真抓好各岗位的落实，培养了班组员工良好的工作习惯，在全队形成了人人上标准岗、交标准班的良好局面。在生活管理上，实行日常准军事化管理，开展文明宿舍评比活动等，培养了职工雷厉风行，严肃活泼，举止得体的文明形象。

‚节约型‛班组。以技术进步、技术创新为切入点，以征集金点子，激发职工创造性为目的，以前打一口井就钳牙要用近100块，50175二班司钻刘安兴将用过的钳牙收集起来，利用休息时间找工长郝高杰用刨光机重新修复，进行二次利用，不但节约了成本而且激发了职工的创造性。

推进故事3：今年4月份，在DPS-97井的施工过程中，50175确立的‚挖潜奖励机制‛，让员工在生产组织，挖潜增效等各个方面主动提出合理化建议。及时采纳便于操作推广的好建议要奖励给建议人100元。在开展创建中，一班发明的清理钻具丝扣的接收器，有效的保护了环境，减少了工作量。

‚和谐型‛班组。50175从生日餐、病号饭、给来队家属加餐、节日餐、集体理发等每一件小事情去关心员工，把亲情文化融入到队伍建设和钻井生产的各个环节。建立了《班组成员家庭情况信息卡》，以亲情文化提醒职工，牢记安全生产,司钻和副司钻与班员进行沟通，了解性格特点、爱好特长和家庭主要状况，掌握思想动态，建立起了相互信任、尊重、理解和沟通，主动解决思想问题及生活中的具体困难，尽力排除后顾之忧，培养了班组‚工作中相互提醒、生活中相互关心、感情上互相融合‛的团队精神。

推进故事4：钻井一班提出‚赏识带班法‛，恰当处理惩罚和激励的关系，司钻在工作中对待班组成员多‚竖起大拇指，不用一指禅‛，扬长避短，充分挖掘员工潜力。

推进故事5：‚今天你微笑了吗？‛现在这句话已经成为员工最流行的见面语，这是工长郝高杰提出的‚微笑交接班‛、‚微笑特护设备‛，即每班从交接班开始，用微笑开始一整天的工作，让员工对待设备要像对待自己的孩子一样，微笑着用心呵护，让员工把真诚的微笑和感情融入每台设备、每个操作步骤中。

50175井队

喷射钻井水力参数优化方法综述 篇3

关键词:钻井水力参数;工作日志;计算机程序;方法比较

一、前言

在钻井实践中发现,尽管使用了大排量洗井,钻井速度仍然得不到显著的提高。后经过大量的分析和研究才认识到,把岩屑从井底举到地面上来需要经过两个过程:首先要把岩屑冲离井底,然后把它们从环形空间内带到地面上来。这两个过程也是两个问题。理论分析和实验室的研究证明,将岩屑从环形空间携带到地面上来,并不是很困难的事情,不需要很大的排量就可以做到,可是要把岩屑冲离井底,则要困难得多。要解决把岩屑及时冲离井底这个问题,就需要新的工艺技术,这就是喷射钻井技术。喷射钻井是将泥浆泵输送的高压泥浆通过钻头喷嘴形成高速冲击射流,它具有很高的喷射速度,具有很大的水功率,它能给予井底岩屑一个很大的冲击力,从而使岩屑及时、迅速地离开井底,始终保持井底干净。这就是喷射钻井能够大幅度提高钻速的主要原因。因此,在钻井过程中,水力因素是影响钻井速度和成本的重要因素。

二、喷射钻井的工作方式

从钻头喷嘴喷出的泥浆射流之所以能有效地清洗井底,是因为射流具有三个工作参数:喷射速度、冲击力、水马力。这三种喷射钻井的工作方式,即射流的三个工作参数,以哪一个为主的问题,长期以来存在着不同的看法。

现将以上三个水力工作参数随着排量Q的变化情况用公式表示如下:

V0——射流喷速,m/s;Fj——射流冲击力,kN;Nj——射流水功率,kW;C——钻头喷嘴流量系数,无因次;ρ——泥浆密度,g/cm3;Ps——泵压,bar;kl——循环系统压耗系数,无因次;Q——泥浆排量,L/s。

经实验可知,随着排量的变化,三个水力参数的变化规律是不相同的。V0随着Q的增大,一直是减少的。Fj和Nj随着Q的增大开始增加,然后又减少,各有一个最高点。但这两个最高点不重合。我们将每种工作方式下主要水力参数达到最大值时的排量称为最优排量。由上可知,选择一个排量不可能使三个参数同时达到最大,那么究竟按照什么标准选择排量呢?于是就出现了上述的三种工作方式。

喷射钻井的工作方式不同,最优排量的确定方法也不同。近年来,有人做过一些实验和研究,认为最大冲击力工作方式最好,最大水马力工作方式次之(但与最大冲击力工作方式的效果很接近),最大喷速工作方式最差。但是,在大多数优化方法中,这三种工作方式都会用到,有三个最优排量可以选择。

三、喷射钻井的水力参数优化

所谓喷射钻井的最优水力参数设计,就是如何合理选择各水力参数,通过合理的钻头压降和循环系统压力损失的分配关系,以达到在满足低返速要求、充分利用泵的水功率条件下,最大可能地提高井底清洗效果,达到优质快速钻井的目的。

在钻进过程中,随着井深的增加,合理的分配关系要变化,从而引起了排量和喷嘴直径组合的改变。不难知道,合理的分配关系,是靠排量和喷嘴直径的组合在不同井深下不断变化来实现的。

在实际施工中,排量还应满足泥浆携岩能力所要求的最低排量。也就是说:排量和喷嘴直径的组合,除满足不同井深时的合理分配关系外,还受到最低排量的限制。

对于合理分配关系中循环损失这一项,由于井中流道的不规则,非牛顿液体流态的难以判断等原因,要通过理论计算其大小是很困难的。为解决这个问题,石油矿场多用水力参数优化设计,是指在一口井施工以前,根据水力参数优选的目标,对钻进时所采取的钻井泵工作参数(排量、泵压、泵功率等)、钻头和射流水力参数(喷速、射流冲击力、钻头水功率等)进行设计和安排。分析钻井过程中与水力因素有关的各变量可以看出,当地面机泵设备、钻具结构、井身结构、钻井液性能和钻头类型确定以后,真正对各水力参数大小有影响的可控制参数就是钻井液排量和喷嘴直径,因此,水力参数优化设计的主要任务也就是确定钻井液排量和选择喷嘴直径。

四、喷射钻井的水力参数优选方法

(一)工作日志和卡片

要实现喷射钻井水力参数优选,就必须根据现场施工的具体条件和一些经验数据,进行一系列水力参数计算。为了简化计算程序,便于广大钻井工人、技术人员在现场设计和施工中花费很短的时间,准确地求得所需要的水力参数。《美国钻井手册》和休斯工具公司提供了一套水力参数优选方法:提供一个工作日志,通过查表而得工作日志中所需的各种数据,从而完成水力参数的优选。为了分析方便,将工作日志中的主要内容和各种参数关系转化为流程图。

1、美国钻井手册

在以上流程图中:最小环空流速需根据经验选择;在确定最小缸套尺寸时选直径为21/4英寸的活塞杆;地面设备、钻铤及钻杆的压力损失都是根据地面设备、钻具组合及井身结构尺寸和排量查表求得;由于为了简化表格,所有压力损失都是根据使用10磅重的泥浆进行计算的,所以泥浆重量校正后泵的额定压力是用泵的额定压力再乘以假定的泥浆重量10之后,再除以实际泥浆重量而得;钻头和钻杆的压力是泥浆重量的校正减去地面设备、钻铤内及环空压力损失;喷嘴组合根据缸套相应的排量,参照三个喷嘴组合的三牙轮钻头表格,选择一个压力紧靠但不超过钻头和钻杆压力的喷嘴组合;钻杆的余压力是钻头和钻杆的压力减去经过喷嘴的压力降;可增加钻杆的长度是钻杆的余压力除以钻杆的压力损失;泵满载时的井深是可增加钻杆的长度和钻铤长度之和。

此水力参数计算方法的依据是:假定地面泵压仅受额定泵压的限制,且泵速必须保持恒定。如果上述假定与实际不符,那么可以重新设计更好的水力参数。精确的优化设计程序应以泵运转的条件以及钻头功率或冲击力是否最大为根据。

此流程图是设计和检查水力系统各部分的一个简单的方法,以便更有效地使用现有设备。如果发现在达到预定井深前泵已超载,就应该检查每个计算步骤,并且重新选择泵的排量。

2、休斯工具公司

这种方法涉及到工作日志和卡片的使用。设计井的有关数据直接填入工作日志,地面装备、钻铤、钻杆的压力损耗(通过查表而得),以及泥浆泵的主要技术特性,也要填入工作日志。对这些数据作简单计算,就可求得相应的各种压力损耗变量。将变量描绘于水力参数卡片上,并用曲线把各井段的这些变量点连接起来。应用水力参数卡片,并作简单计算,就可求得:各种井深时最优的排量、钻头喷嘴尺寸以及钻头射流喷速、钻头射流冲击力、钻头射流水马力和驱动泥浆泵所需的功率。

与《美国钻井手册》上提到的方法类似,但它们的不同之处在于:预选缸套尺寸,然后确定排量。喷嘴的组合由水力参数卡片的喷嘴数—喷嘴直径线确定,此线表示离井段起点井深线和表示最大排量的垂线之交点最近的线。

(二)计算机程序

随着计算机的普及和发展,为了达到比用工作日志和卡片进行水力参数优化更准确的目的,不少厂家根据水力参数优化计算方法编制出了相应的计算机程序,这种方法只需用户输入基本参数,就可迅速地求得相应的优选参数。

在以上流程图中,确定最低环空返速的方法有多种:一种方法是根据现场工作经验来确定,另一种是用经验公式计算(需校核岩屑举升效率)。选择缸套直径的原则是:一方面该缸套的额定排量应大于携带岩屑所需的最小排量,另一方面缸套的允许压力应该与整个循环系统的耐压能力相适应。工作方式的确定代表了根据不同的优化目标函数(如喷射钻井的工作方式所述)优化排量和喷嘴直径。

五、结束语

第一,在工程实践中,如果我们能始终保持最优排量和最优喷嘴直径,则钻头水力参数将始终保持最大值。然而,目前这是很难做到的,这是因为最优排量和最优喷嘴直径都与井深有关,可是井深不是固定不变的,而是随着钻头的钻进而变化的,所以最优排量和最优喷嘴直径也在不断变化。而钻头下井后,就无法再随意改变喷嘴直径。一般采用分段设计,并且按每段最深井深作为设计井深。

第二,在确定了最优喷嘴直径之后,还得考虑什么样的喷嘴组合才能最大限度地发挥钻头的水力破岩、清岩作用,需要进行井底的流场研究。研究井底流场是用流体力学的理论和试验方法来研究井底水力能量的合理分布。即在一定的条件下,在最合理地分配整个循环系统水力能量的基础上,通过科学地设计钻头喷嘴组合布置方案,把钻头喷嘴所能得到的井底總水力能量最合理进行分布,从而在井底获得最好的净化和破岩效果,提高钻井速度。

第三,循环系统中的钻井液具有不同的流变模式。这给流变模式的选择和水力参数的计算带来了麻烦。然而大多数钻井液往往更加符合卡森和赫-巴流变模式。由于卡森流变模式的流变参数意义不是很明确,而赫-巴流变模式的三个参数不但能较好地反映钻井液的流变性和具有明确含义,而且能较好地描述钻井液在低、中、高剪切速率下的流变行为,因此推荐优先考虑赫-巴流变模式。

参考文献:

1、刘希圣.钻井工艺原理[M].石油工业出版社,1988.

2、陈理中.译美国钻井手册[M].石油工业出版社,1980.

3、隆天友.校钻井实用水力参数[M].石油工业出版社,1988.

4、Clem Armstrong.Well Hydraulics Simulator[M].Smith company,2002.

最优化钻井技术 篇4

1 最优化钻井技术的应用

1.1 最优化钻井设计程序。

在钻井技术得以应用的过程中, 工作人员应该根据钻探场地地质的特点来选择科学的钻探方法。同时还应该满足钻井技术应用的整体要求。一般来说, 采用平衡钻井技术, 做好分层深度、泥浆密度以及测绘压力的参数的确定工作至关重要。只有按照科学的参数对井深结构本身的强度的进行明确, 才能够保证最优化钻井设计程序达到标准。另外, 参考井的水力参数也是重要的影响因素, 其中泥浆泵的效率以及井深结构对水力参数会产生严重地影响。因此, 工作人员需要对钻井的相关资料进行收集, 然后对成本进行分析。将钻井成本作为主要的参考因素, 选择最优的下钻时间。最后, 施工人员要选择最优的钻头和钻压。

1.2 优选井身结构。

在优选井深结构工程中, 工作人员应该根据抽吸压力以及空隙压力等特点来进行分析。然后对不同井段的泥浆密度进行明确。然后选择整体施工泥浆的科学密度, 然后绘制出科学的梯度曲线。然后找到井内压力以及地层破裂压力的交点。通常情况下, 钻孔深度如果超过了2000米, 则会触及到油层。在油井钻探工作中, 所花费的费用、出油率以及钻探的安全性和可靠性方面都将成为工作人员关注的重点。只有全面地考虑到套管井本身的结构达到一定的科学性, 才能够对钻井技术进行优化和完善。

1.3 优选泥浆性能。

在实际的钻井工作中, 钻井速度以及效率的主要影响因素就是泥浆的性能。从总体上讲, 泥浆的密度越高, 钻井的速度就会越慢。在实际的操作中可以看出, 泥浆的粘度以及钻井底的清洁度等都会直接影响到钻探的速度。因此, 在实际的泥浆钻探中, 只有不断提升泥浆带岩的能力, 才能够保证泥浆性能达到施工的标准。需要注意的是, 如果钻头水眼喷向了井底位置, 泥浆的整体粘度就会随之降低, 这是提升钻速的最佳时机。施工人员要在这一期间内对井底进行清理, 不断对泥浆性能进行优化。

通常情况下, 钻井泥浆比较符合假塑性液体的性能, 因此, 在优选泥浆的过程中, 其流变性的控制应该根据稠度系数以及流性指数等方面来进行控制。其中粘度系数应该备受施工人员的高度关注, 这样不仅可以泥浆本身的携岩能力, 还可以减少泥浆的稀释性能。最终得到最优的泥浆结构。

1.4 优选水力参数。

由于水力参数对钻井速度的影响程度相对较大, 因此, 在对水力参数进行优选的过程中, 工作人员应该根据泥浆的流变程度以及环空水力学等方面的内容来对水力参数进行确定。在优选的过程中工作人员应该对机泵的工作效率, 机泵的钻井程度等方面加强重视。通过具体的实践可以看出, 允许范围内的返流速度为0.5-1m/s之间。这样在实际的冲洗中才能够保证岩粉的效果达到最佳。通过具体的施工作业, 工作人员可以对上返速度进行保证。不仅如此, 上返流速以及泵量等都应该达到最优。可见, 在钻井钻探的过程中, 采用最优化钻井技术需要对水力参数进行优选, 否则必然会直接影响到钻井技术的具体应用。但是, 需要注意的是, 优选水力参数需要工作人员具有专业的技术。

1.5 优选钻头类型。

在具体作业中, 邻近井的钻头资料越多, 各项记录就越精确可靠, 从而优选钻头的准确性也越高。钻进速度 (机械钻速或行程钻速) 、钻头进尺以及钻头单位进尺成本是分析钻头工作效益的主要对比指标。由于成本指标全面反映钻头工作的经济效益, 所以在钻头类型选择中一般采用成本指标作为钻头工作效益评价标准。其公式为C=[B+R (T+t) ]/F (元/m) 。其中C为钻头单位进尺成本;B为钻头成本;T为钻头工作时间;t为起下钻时间;R为钻机作业费;F为钻头进尺。由于地层不同, 作业中所优选的钻头类型也不相同, 并且在钻头类型选择时, 务必考虑钻头的齿型, 在石油钻井中, 钻头主要采用镶齿钻头, 并且在硬地层选择球形齿, 在中硬地层选择楔形齿, 在软地层选择瓢形齿和楔形齿。

1.6 优选钻压。

在井底清洗良好的条件下, 机械钻速与与转速的幕成正比, 与钻压成正比。在石油钻井工程中, 钻压主要来自于钻挺加压, 钻具组合中的点务必落在最上面的钻挺上, 使钻杆处于受拉状态, 实践证明当钻挺的总质量为最大钻压的1.2-1.3倍之间时, 才能达到钻头以体积方式破岩。

2 优化钻井技术的发展前景

新型随钻地震采集装置实现了高采样速率、高采样精度、高信噪比数据采集, 完成实时授时方式与时间同步修正的技术困境。开发监控中心实时监控软件, 实现高速无线数据传输, 可根据随钻地震信号特点, 远程在线设计, 利用独立成分分析技术提取钻头源信号, 实现了对待钻地层的地层孔隙压力预测。通过成功采集全井段连续深度的随钻地震信号, 随钻地震采集装置的研制及系统集成、信号采集和传输、随钻地震波场传播特性分析研究、随钻地震信号在钻柱中传播规律研究、随钻地震成像及基于随钻地震的地层孔隙压力预测等关键技术相继被突破。相信不久的将来, 随钻地震将取得更大的突破, 彻底打破国外技术垄断, 缩短我国随钻地震技术与国际先进水平的差距, 更好地为油气勘探开发服务。以旋转导向钻井技术和自动垂直钻井系统为“方向盘”的智能化、自动化钻井的雏形已经形成, 实现自动钻井、智能钻井的梦想正在新一代石油钻井科技人员的手中逐步变为现实。

3 结论

最优化钻井技术是实现科学钻井的重要手段, 但由于各地区的地质条件千差万别, 所以务必根据本地区油田的基本情况全面收集资料, 进行准确的理论计算, 这样才能适应本地区的钻井情况, 同时大力加强技术培训, 不断提高钻井技术人员和工人的技术素质, 为陕北地区普遍推广最优化钻井技术创造必要的条件。

参考文献

[1]姚爱国.借助于钻探现场数据库进行最优化钻进[J].煤田地质与勘探, 2011 (1) .

[2]王正.钻井参数优化及其知识建模的研究[D].西安:西安石油大学, 2013.

[3]郑芸哲.现场总线的变频调速自动送钻控制系统设计[D].北京:中国石油大学, 2011.

[4]郑有成.关于采用非常规套管程序改进四川深井井身结构设计的探讨[J].钻采工艺, 2012 (1) .

石油钻井技术综述 篇5

“钻头不到，油气不冒”的论断似乎无可辩驳。钻头到了，油气就会冒出来？事实给出的答案是“不一定”：如果地下有油气，而进入井筒的通道在施工过程中被堵住，油气就无法冒出来。跻身钻井技术“家族”的新宠——欠平衡钻井，通过井筒环空中循环介质的井底压力、地层孔隙压力本应保持的平衡被人为打破，避免油气进入井筒的通道堵塞，使“只要地下有油气，就能冒出来”的愿望成为现实。中国石油近年来应用这一新技术，取得了较多重要新发现，提高了钻井速度，从而保障了储量增长与产量提高的平衡，促进了油气供求的平衡。欠平衡钻井技术的魅力，令中国石油进一步推广应用的号角更加嘹亮：今年“新钻探井中应用欠平衡钻井技术的比例力争达到20%”。6月29日至30日，中国石油在成都召开“欠平衡钻井工作推进会议”，再次擂响推广应用的战鼓。邛西气田可谓中国石油探索欠平衡钻井技术征途中的灿烂鲜花。古韵事“文君当垆、相如涤器”的发生地——四川邛崃市，天然气勘探“三起三落”。1992年、1994年各钻1口探井，见到良好油气显示，但没获产能。成为中国石油对外合作勘探区块后，外商投资数百万美元实施“加砂压裂储层改造”作业，也无功而返。四川油气田钻探邛西3井时，率先在国内试验全过程欠平衡钻井新技术钻进储层，喜获成功，测试日产气量达45.6万立方米，从而发现邛西气田，并证明“川西前陆盆地大型含气区”有较好的勘探开发前景。认识欠平衡钻井技术不难。通常的钻井作业应用的是平衡钻井技术，即井筒环空中循环介质的井底压力与地层孔隙压力保持基本平衡。而欠平衡钻井技术却是人为地使前者低于后者，“允许地层流体有控制地进入井筒，并将其循环到地面进行有效处理”。实现欠平衡钻井不易。中国石油在探索、推广欠平衡钻井技术的过程中，既实施液相、气相等欠平衡钻井和全过程欠平衡钻井，也尝试用欠平衡钻井技术钻水平井，其中气相欠平衡钻井包括应用空气、氮气、天然气、柴油机尾气进行钻井作业。2000-2006年间，中国石油应用欠平衡钻井技术钻井300多口，有较多的崭获。大港油田发现了千米桥潜山亿吨级的凝析油气田，岐深1井取得重要新发现。大庆油田的徐深1井获高产油气流，取得了松辽盆地北部深层天然气勘探的重大突破。辽河油田发现了古潜山油藏。吉林油田长深1获测试日产气量46万立方米，展示了松辽盆地南部深层天然气勘探的广阔前景。满东2井利用气体钻井技术钻开储层，没见到预期的结果。从“发现没有，也是发现”的角度看，悲中有喜：深化了地质认识，校正了油气勘探部署的“版图”，人力、物力、财力“移居地”的生产建设力量会更强。中国石油的实践证明，应用欠平衡钻井技术，既能及时地检验地质认识，又能大幅提高钻井速度、单井产量。闻名中国石油的“磨溪速度”，欠平衡钻井新技术发挥了重要作用，磨溪气田的产能迅速翻番。四川油气田用145天钻成6530米的超深井、27天完成2000多米水平井段的钻进，欠平衡钻井技术功不可没。去年，四川油气田应用气体钻井技术的进尺超过2万米，今年要超过6万米。各油田借学习“磨溪经验”的东风，推广应用欠平衡钻井技术，既提高了钻井速度，也增大了单井产量。窿9井应用气体钻井提速，机械钻速提高

8.7倍。苏里格气田采用天然气钻井技术钻小井眼，提高速度5—10倍。红台2-15井、平落19井应用欠平衡钻井技术，测试日产量相当于常规钻井技术完成的邻井的5倍。井筒液体压力高于地层压力，引发恶性井漏，延长钻井周期，漏失大量泥浆，消耗大量堵漏材料，经济损失较大，严重影响勘探开发进程。应用欠平

衡钻井技术，使井筒液体压力低于地层压力，为避开类似难题提供了新方法。矿2井处理恶性井漏110多天，应用欠平衡钻井技术，9天钻过漏层。天井1井多次发生恶性井漏，移井位重新钻井后，采用空气泡沫钻井等技术，顺利钻过漏层；草007-2井表层钻井时8次井漏，堵漏耗时10多天，后来采用气体钻井技术顺利穿过易漏地层。欠平衡钻井技术在实践中发展，在探索中前进，形成了新的产业链：科研单位开展专题研究，完善施工作业标准，推进技术进步；四川空气钻井、新疆欠平衡、大港欠平衡等施工作业队伍茁壮成长，技术指导专业化、技术服务规模化，作业能力大幅提高；研制出“不压井起下钻装置”、“旋转控制头”等具有自主知识产权的工艺装备和工具，既为大规模应用欠平衡钻井技术提供了必要的设备，也创造了新的经济增长点。追溯钻井技术的发展历程，不断解放思想的脉络清晰可见。正是由于解放思想，使“钻井过程中，地层的流体不进入井筒”的观念转变为“可以进入井筒，但处于可控状态”，从而诞生了欠平衡钻井技术。油气勘探开发难度不断加大，作为油气勘探开发的“龙头”，钻井技术不能停步，推广应用欠平衡钻井技术需要不断地解放思想，使油气进入井内的通道堵塞程度更低、钻井速度更快、钻井成本更合理、钻井作业更加安全环保。石油英才网认为时代赋予推广应用欠平衡钻井技术以重要意义，新的攻关课题已摆在面前。置身于“中国石油”大旗之下，徜徉在推广应用欠平衡钻井技术号角和战鼓中，人们改变了“欠平衡钻井技术是高风险、高投入”的认识，联手推广应用已成为甲、乙方的共同愿望，油气田、科间的交流合作更为紧密，安全、环保措施进一步规范、完善，把欠平衡钻井技术打造成中国石油转变经济增长方式的“拳头”技术的信心更足、干劲更大。

最优化钻井技术 篇6

关键词：地热钻井；碎裂钻井；原理；优缺点；前景

一、碎裂钻井技术的产生

钻井工程的传统方法包括硬质合金钻进、金刚石钻进、 牙轮钻进等常规等机械碎岩钻井方法。

（1）硬质合金钻进：指把不同几何形状和一定尺寸的硬质合金按着钻进的要求固定在钻头体上，并在一定的钻进规程下破碎岩石的钻进方法。

（2）金刚石钻进：金刚石钻头的组成由金刚石、胎体、钻头体三个部分组成，在现行钻井工程中具有较高的效率，但是钻头的损坏率较高，使用寿命较短。

（3）牙轮钻进：多用于大型露天情况，其主要的缺点是劳动强度大、自动化水平低。

在地热钻井工程中，这些机械钻井方式普遍都具有以下 2 个缺点：

（1）进尺慢：常规钻井方法在钻进油气钻井中表现较好，因为，油气钻井面对的底层多为松散、 沉积地层。然而地热开采过程中要面对的岩层则多是花岗岩、 铁燧岩等坚硬岩层， 常规的钻井方法在面对这样强度的岩层时，进尺速度会受到很大的影响，速度降低十分明显。

（2）费用高。首先，常规钻井方法的钻头的损耗率通常很高，而地热开采的条件相较于油气开采条件要苛刻的多，无论是在钻井深度方面还是在开采是环境的温度和压力方面，这样高温高压的操作条件更是加剧了钻头的损耗，使得地热开采过程中钻头的更换十分频繁，大大增加了地热开采的成本。另外，由于进尺速度慢，使得开采的周期大大延长，无疑加大了投资成本。而且随着钻井深度的加大，成本会随之加大，尤其是对于井深超过 4000 m 地热资源的钻井， 常规钻井方式的钻井周期长、 成本高的缺点就显得尤为明显， 这对地热资源的开发利用非常不利。

基于以上传统钻井技术的明显的缺点，人们迫切需要改变这一现象，需要一种非传统的新型钻井技术来代替这些传统钻井技术，由此碎裂钻井技术应运而生，碎裂钻井技术是利用物理场能量来破碎岩石的钻井的新方法，其在研究上已经取得很大的进展，目前可以进入可实施阶段。可以预见，碎裂钻井技术加入地热资源的开发，对于地热资源的利用将有巨大的影响，相信未来地热资源的开发成本会随之的推广越来越低。

二、碎裂钻井技术的原理

碎裂钻井技术与常规钻钻井技术有很大的区别。（1）首先在能量传输方面，常规钻井利用的是机械作用，是利用钻机的驱动力使转盘、 钻柱等高速旋转将能量传递到井底；而碎裂钻井则是利用化学制品如燃料、氧气，使之接触产生高温火焰并迅速将热能传输到井底。（2）岩石的破碎方式，与二者的能量传输方式对应，常规钻井技术是利用机械力使岩石破碎——例如牙轮或切削钻头对井底岩层的破碎作用；而碎裂钻井技术则是通过巨大的温差和不均匀的膨胀作用力使井底岩层破碎——由于燃烧产生巨大的高温，使得岩体表面的温度大大高于岩层内部的温度，产生巨大的温度差，同时由于岩石的膨胀系数有所差异使得岩石在高温作用下受到不均匀的膨胀作用力，基于这两点，从而使得井底岩层被破碎。（3）岩屑的清理方式不同，常规钻井技术利用的是钻井泥浆和压缩空气对岩屑进行清理；而碎裂钻井利用的是燃烧作用和压缩空气对岩屑进行清理。（4）在井控和井底稳定性的维持方面，常规钻井技术需要利用防喷器和泥浆的自重、静水压以及通过各种化学试剂进行维持；而碎裂钻井技术则只通过防喷器进行井控。

总而言之，碎裂钻井技术是利用高温火焰灼烧岩体局部表面，使岩层表面受到高温火焰的灼烧，从而使之受到温度差和不均匀的热膨胀而碎裂成薄片并脱离母岩，如此便大大降低了钻井的强度，同时有利于进尺速度的提高。相关数据表明，采用碎裂钻井技术进行钻井，其速度是常规钻井方式的5倍以上，最大可达常规方法的十倍。以下将详细介绍其区别于其它钻井设备的最重要的结构——燃烧器，同时将就碎裂钻井技术的钻进机理进行论述。

（一）燃烧器的结构及特点

碎裂钻井系统包括（1）管道：共有三条管道，分别负责输送冷却水、氧气和燃料。（2）燃烧室：氧气和燃料通过各自的管道被输送到燃烧室，在此接触燃烧。（3）喷嘴：燃烧室中产生的火焰通过其底端的喷嘴喷发，对岩层表面进行灼烧。（4）冷却水出口，在燃烧器的中的井下燃烧器就像是一个喷气发动机， 在其内部产生的高侧面设有冷却水出口。

通过燃烧器产生高温火焰灼烧岩层表面使得表面与深层岩石产生一定的温度差从而使岩石发生碎裂；同时，由于不同岩石膨胀系数不同，在高温效果下膨胀效果不一样，从而使使得岩石发生碎裂。由于燃烧器在工作过程中距离岩层是有一段距离的，因而避免了与岩层接触而造成的磨损，增加了该设备的使用寿命，大大降低了成本。但是，由于火焰流单一，造成热能的集中，容易产生事故，针对该种现象，研究者对其进行了改进，增加了喷嘴的数量，使得火焰流增加，灼烧的点分散。

（二）碎岩机理

根据普雷斯等人对碎岩机理的研究，可知碎岩基本条件有两个一是温度梯度，二是应力。要达到这两个条件，要做到，加热面积足够小，加热速度足够块。

作用机理：当对井底岩石表层的局部进行迅速的高温加热将导致应力集中，并作用于靠近井底岩层表面的微小裂隙处， 使裂隙沿着平行井底岩层表面的方向发展， 形成附着于岩层表面的薄片并逐渐隆起， 到达一定程度后应力会突然释放， 导致薄片迅速地弹出岩层表面。若是已知岩石特性，可根据相关应力-温度公式估算出岩石碎裂所需要的温度。

在普雷斯等人研究的基础之上，特斯特、韦伯等人提出了解释碎岩机理的公式。

特斯特等人提出平行于岩石表面的压应力（σxx 和 σyy ）随温度的改变而改变， 二者关系如下式所示：

σxx= σyy= βr EΔT/（1 - v） （1）

式中：βr — — —岩石的线性膨胀系数；E— — —岩石的线性模量；ΔT— — —温度变化量；v— — —泊松比。

从上式可以看出，压应力与温度变化成正比例的关系，但是岩石碎裂的关键条件并未给出。而韦伯等人则给出了岩石碎裂的多种条件——微小裂隙的分布、 作用于裂隙处的应力大小、 应力作用面的面积等。同时提出了累积失效概率分布公式。

（2）

式中：σ— — —岩石中的压应力；σ0 — — —岩石抗压强

度；m— — —均匀因数；V— — —应力作用下的样品体积。

上式对于岩石碎裂的条件进行了描述，但是压应力和均匀系数均需通过实验测得。因而特斯特等人又针对此种问题进行研究解决了以下问题。

（1）确定了式（2）中压应力：通过岩石表面温度曲线确定压应力的分布，再通过式（1）求得压应力。

（2）得到相关参数的通式：

（3）

（4）

其中，式（3）为热通量公式，式（4）岩石碎裂时温度公式。在纵横比 C L 确定的情况下可以根据岩石特性求得相关参数。一般来说，纵横比 C L 的值是可以假设，大约在8--15之间，根据不同的岩石可以确定纵横比的大致范围。据特斯特等人的计算，岩石碎裂时的温度大约在400 ～550 ℃之间。

三、碎裂钻井技术的优缺点

（一）优点

（1）进尺速度快。（2）设备磨损少。由于燃烧器在工作过程中距离岩层是有一段距离的，因而避免了与岩层接触而造成的磨损；同时钻杆柱没有旋转， 因而相对来说磨损有所降低。

（3）能够灵活地改变孔径大小。（4）控制井斜。碎裂钻井的钻杆柱不需要旋转，而且井下燃烧器承受的压力小，所以大大减少了井斜现象的发生。

（二）缺点

（1）受地形限制，适用范围相对较小。（2）管道相对较多（包括氧气管道、燃料管道、冷却水管道），使得燃烧器结构较为复杂。（3）相较于常规犯法，碎裂钻井技术发生火灾的可能性更大。

四、结语

通过以上分析，我们了解了目前地热资源开采一些现状，即传统钻井技术周期长、成本高，当前地热开发项目亟需引入新的技术来改变目前的局面以提高地热资源的利用率，提高开发工程的经济效益。关于碎裂钻井技术的缺点，目前研究者们也在努力寻求解决方案，相信未来，我们的工作人员会突破这些局限，将碎裂钻井技术进一步完善。

参考文献

[1]白占学，郑秀华，于进洋.碎裂钻井技术及其在地热钻井中的应用前景分析[J].探矿工程，2013，40（2）：81-84.

[2]张云鹏，马志伟，武旭.牙轮钻机钻孔能耗分析.金属矿山，2014，（2）：127-130.

最优化钻井技术 篇7

1 山西组煤层与碳质泥岩段基本情况

该区的天然气勘探开发主要是以水平井为主, 主要目的层是古生界马家沟组马五1~3气藏及山西组山2气藏, 由于钻井过程中的大斜度井段经常会钻遇多套煤层和炭质泥岩地层, 而在这个层段进行钻井时由于煤层受力情况发生了变化, 导致稳定性变差, 经常发生垮塌问题, 严重影响井下安全。

1.1 山西组地层井壁失稳的机理分析

与泥页岩的垮塌机理有着明显的不同, 在该地区的钻井过程中山西组煤系地层的垮塌机理明显不同, 导致出现垮塌的主要原因是煤岩自身性质所决定的, 由于煤岩通常含有一些黏土矿物, 水化敏感性差, 水化能力低, 在钻井时外力或者地层应力的作用下煤层失稳, 出现垮塌。

煤岩微裂隙发育比表面积巨大煤岩的吸水量比一般泥页岩的吸水量大, 说明煤中存在大量的亲水表面和强烈的毛细管作用, 钻井液滤液进入煤岩后毛细管效应引起煤岩内聚力下降裂隙变大的同时胶结物溶解煤岩强度降低导致煤层坍塌。

1.2 山西组防塌主要技术措施

1.2.1 提高钻井液密度安全窗口

在导致煤系地层不稳定的原因中, 应力变化是最重要的一个因素, 因此为了煤层出现塌陷, 最好的办法就是优选合理的钻井液密度, 维持适当的静液柱压力, 以保持煤岩应力处于平衡状态, 避免出现密度过低导致应力释放而发生煤岩垮塌或密度过高压漏撑破煤岩而导致坍塌。三开结构水平井加强对刘家沟组封堵, 提高坍塌密度窗口尤为重要。

1.2.2 优化钻井液物理封堵性能

改善泥饼质量, 提高钻井液物理封堵性是解决煤层防塌的关键。使用磺化沥青、石墨粉和超细目碳酸钙和乳化石蜡四种处理剂配合封堵。使用超细目碳酸钙桥塞粒子起到填充架桥作用, 提高封堵强度。石墨粉与磺化沥青变形性粒子搭配, 辅以乳化石蜡胶质充填煤层裂缝, 是稳定煤层的主要手段。四类封堵性材料的用量均达到5%以上可起到良好的封堵作用, 并有效提高钻井液的润滑性。

2 钻井液体系的优化与应用

2.1 斜井段钻井液体系选择对比

对于水敏性易垮塌地层, 过去现场常选用KCL聚合物体系, 利用钾离子的特有的晶格镶嵌作用及提高钻井液自由水的矿化度来提高钻井液抑制性。

KCL聚合物体系是一种现场使用较为普遍的抑制型水基钻井液体系, 但该体系通常需要补充4%~5%的润滑剂维持润滑性, 在机械钻速方面也没有明显优势。随着阳离子烷基糖苷 (CAPG) 的研发和阳离子烷基糖苷 (CAPG) 体系的应用, 新型钻井液体系与KCL聚合物体系体系对比, 体现出优异的润滑性, 有利于定向钻进时效, 大幅缩短了该区块水平井的入窗周期。高桥26-126H井, 阳离子烷基糖苷体系应用于斜井段钻进, 入窗周期35.6天;高桥46-118H1井, 使用该钻井液体系, 入窗周期为32.48天, 比长南同区块三开水平井入窗周期相比提前10天左右, 该区块三开水平井之前最快入窗周期为45天。

2.2 CAGP钻井液体系与常规钻井液体系抑制性对比

阳离子烷基糖苷在秉承了烷基糖苷较好润滑性的基础上, 抑制性能显著提高, 能够有效解决泥页岩及砂泥岩等易坍塌地层井壁失稳问题。阳离子烷基糖苷分子本身带正电, 结构上含有一个亲油的烷基、三个亲水的羟基、一个亲水的醚键和一个强吸附的季铵阳离子, 从而加强了阳离子烷基糖苷的抑制能力, 但仍保留普通烷基糖苷的润滑和抗温抗污染能力, 且加量显著降低。

2.3 CAGP体系应用于水平段的优点

2.3.1 泥页岩抑制性

试验证明CAPG具有较强抑制性, 并随加量增加而增强。由于CAPG分子在井壁上形成类似油包水半透膜, 从而有效地阻止页岩的水化膨胀, 以保持井壁稳定, 钻井液失水较低, 泥饼表面光滑, 薄而致密。

2.3.2 良好的润滑性

CAPG钻井液具有仿油基钻井液的润滑性, 定向井和水平井钻井液中试验证明, 当加量为7%时, 其润滑性明显优于含15%原油的乳化原油聚磺钻井液。能够满足大斜度定向井、水平井等钻井施工的要求, 有效的防止粘卡、钻头脱压和泥包等复杂情况发生。

2.3.3 保护油气层性能

根据CAGP钻井液良好的页岩抑制性和优异的滤失性能, CAGP钻井液在保护油气层的优势明显, 可有效减弱由水敏和微粒运移造成的储层损害, 同样当CAGP钻井液的滤液浸入储层内, 也不容易引起储层内粘土颗粒的水化膨胀和分散, 从而可减少水化膨胀和分散运移造成的储层损害。由于CAGP体系具有较低表面及界面张力, 当其滤液浸入储层后, 返排出来较容易, 可以减少滤液在储层内的滞留引起的渗透率的下降。

2.4 CAGP钻井液体系实际应用效果

阳离子烷基糖苷体系先后在靖南72-13X井、高桥26-1XXH井和高桥46-XX8H1的水平段和二开定向段使用, 效果良好。2013年施工的3口水平井, 进入水平段后均采用阳离子烷基糖苷钻井液体系。转化及维护措施如下:CAPG钻井液体系转换完成, 烷基糖苷含量为8%~10%, 粘度55~70 s, 滤失量2~3 m L, 泥饼0.3 mm, 静切力2~3/3.5~6 Pa。可以较好的满足钻进要求, 脱压现象不明显, 起下钻阻遇卡一般小于100 k N。尤其是靖南72-13H1井水平段用该钻井液体系, 水平段完钻后因该区大雨道路、桥梁冲坏, 等停28天后井下安全, 没有垮塌等复杂情况发生。

3 结语

通过分析阳离子烷基糖苷的作用机理和室内实验效果, 结合该钻井液体系在本区块水平井实际应用与优选, 凸显出该体系抑制性强和优异的润滑性, 对长南气田水平井施工的安全提效有积极的促进作用。但烷基糖苷只是非离子型表面活性剂, 处理剂自身并不具备物理封堵性, 虽然对于双石组泥页岩有良好抑制防塌作用, 但钻遇煤层等硬脆性疏松地层, 必须通过提前加入足量的封堵性处理剂进行防塌处理。尤其是煤层系地层和硬脆性碳质泥岩, 依靠钻井液体系本身的强抑制性无法解决, 必须做到密度、抑制、封堵三要素同时满足井下需要。

摘要：本文针对长南气田水平井施工中现场存在的和山西组煤层垮塌进行总结分析。通过对山西组煤层垮塌机理分析, 针对性地提出应对措施。以优选钻井液体系为切入点, 结合阳离子烷基糖苷钻井液体系的特点和该钻井液体系长南气田水平井的实际应用情况与常规钻井液体系进行比对分析, 优选转换配方和水平段钻井液性能参数, 实现长南气田水平井钻井液技术的应用优化。

关键词：长南气田,水平井,钻井液技术

参考文献

[1]常兴浩.大牛地气田刘家沟组井漏控制技术[J].石油机械, 2013, 30 (5) :3~8.

海洋平台钻井帽吊机改造优化方案 篇8

1 履带吊参数

履带起重机的起重作业部分由主、副起升机构、行走机构、回转机构等组成, 另有履带架伸缩油缸等辅助装置, 全部为液压驱动。其驱动力由发动机提供。

该类型履带吊车, 主要用途是配合钻、完井作业, 要求吊车工作可靠, 维修工作量小, 起重量不低于原吊机设计, 满足了钻、完井作业时的一切吊装工作, 减轻了日后钻井帽改造的工作量。

最大起重量×幅度:70 t×3.8 m;基本臂时自重:61 t;主臂+固定副臂最大长度:42 m+18 m;固定副臂最大起重量:6.4 t;回转速度:0 rpm~2.4 rpm;主臂仰角可在0°~85°之间变化。

2 平台具体建造方案

2.1 履带吊小平台制作

1) 下料、组对。

按照图纸进行下料, 在材料组对过程中进行严格把控, 对材料下料尺寸、组对位置进行检查、核对, 发现问题及早处理, 保证整体质量。

2) 平台预制焊接。

为了减少同其他项目交叉作业时间, 采取了小平台结构上层结构在地面预制完成后, 再吊装进行整体焊接的方法。

该结构片在预制时应该在平坦的水平面上进行建造, 垂直度控制在3 mm范围内。需要时检测支撑和垫蹲, 平面若发生任何移动应立即用合适的薄片进行校正。焊接应根据焊接顺序和焊接程序进行。需控制结构片的变形, 变形尺寸需要满足业主规格书的要求。

在雨天后进行焊接操作时需要注意, 焊接前要保证关键区域及附近, 特别是离地面很近的底部完全干燥。

吊机支撑平面结构如图1所示。

2.2 将军柱的移位

由于井口位置的变化, 需要将将军柱进行移位, 由原来的?轴与 (1) 轴交点处移至?轴与 (1) 轴交点处, 如图2所示。

将军柱移位后需去掉一部分, 在其上部用δ=45 mm的筋板进行加固, 然后作为吊机支撑平面的一部分, 具体位置如图2所示。其中带网格标记的将军柱需要进行更换。

2.3 整体吊装焊接

在下方6根支撑 (5根406支撑, 一根1 524支撑) 安装完成后, 对吊机支撑平面进行吊装、组对、焊接, 焊接前要保证支撑面水平 (见图3) 。

3 履带吊组装与拆卸

3.1 履带吊主机卸车

根据一定的拆分原则和实现方法, 履带起重机拆解为几大部分运输。主机包括:主臂底节臂、车架、转台、履带架、人字架、变幅滑轮组, 总重约为39.5 t。根据施工总体部署, 用运输车将履带吊主机运至改造现场, 主机到达场地后解除相关固定装置和包装。选择200 t汽车式起重机, 将履带主机起吊脱离平板车, 然后将平板车开出。

3.2 安装步骤

1) 配重的组装。安装配重必须将配重从运输车辆上卸下放在平地。然后依次将两块配重吊起, 当配重吊于指定位置时, 用配重固定销轴将其固定。2) 臂架的组装。通过辅助吊车将各臂节从运输车上卸下, 按工作要求组装臂架。后将主臂底节臂与主臂中间臂节对接, 接好拉板、吊钩、钢丝绳。3) 吊至平台安装。履带吊组装好后, 由200 t汽车式起重机将主机吊至小平台上, 由施工方根据设计图纸选定放置位置, 司索负责吊装指挥。为了防止起重机在海上运输时发生移动, 在履带吊车放置平稳后, 选用8根长度0.5 m的H300型钢, 分别焊接在吊车履带的前后左右, 将履带吊固定在小平台上。

3.3 履带吊安装要求

履带吊机是结构庞大、机构复杂的机械设备, 因此, 为了保证履带吊的整体合格性, 必须对吊机正确安装才能体现起重机的整体合格性, 才能检验起重机整机的完好性和完整性 (见图4) 。

根据起重机安全工作的重要性, 为了使起重机投入使用后能满足各种负荷的作业要求, 就必须按规定对起重机进行空载、满载、超载的试验。而这些试验必须在起重机机构的运行状态或特定的静止状态中进行。这就要求在起重机安装后进行负荷试验后才可移交使用。起重机的钢丝绳等挠性件及许多其他零部件, 都会在初次受载后发生一些伸长、变形、松动等。这也要求在起重机安装、进行加载试运转以后, 进行修复校正、调整、处理和紧固。因此, 必须做好起重机安装、试运转、调整等一系列工作, 才能保证起重机今后安全正常地使用。

4 结语

海上平台起重机与陆用起重机所遵循的设计规范不同, 陆地起重机设计制造已成规模化, 而海上平台起重机国内制造维修的厂家很少, 维修较困难。随着海上钻井油田的发展, 在移动要求频繁的海上模块上, 选用履带式吊机, 替换海上常用的基座试旋转液压吊, 其优点有几点:1) 价格比较低;2) 可方便拆除修理;3) 方便以后的模块移位改造。对钻井帽这样移动频繁的模块非常适用。

摘要：对海洋平台钻井帽吊机改造的重难点进行了分析, 研究了履带吊的参数、平台具体方案及履带吊组装与拆卸等作业方法, 以期通过对海洋平台钻井帽吊机的优化改造, 实现吊装作业的顺利进行。

钻井泥浆中油含量测定方法优化研究 篇9

本文中钻井泥浆中油含量分别用紫外分光光度法与红外分光光度法进行测定,分析产生差异的原因,从而在环境监测中可用合适方法来测定钻井泥浆中油类物质[6]。

1 实验

1.1 仪器与试剂

RE-52型蒸发旋转器,上海亚荣生化仪器厂;UV-2600型紫外可见分光光度计,上海美谱达仪器有限公司;OIL480型红外测油仪,常州杰博森有限公司;DZF6020型电热恒温真空干燥烘箱,西安矛辉仪器有限公司。

正十六烷,异辛烷,苯,上海宝曼生物科技有限公司;无水硫酸钠,天津振泰化工有限公司;硅酸镁,国药集团化学试剂有限公司;四氯化碳,上海润捷化工试剂有限公司;石油醚,天津市巴斯夫化工有限公司。

1.2 实验方法

将50 mg/L的样品油倒入一定体积的不含油的钻井泥浆中,通过高速搅拌,静置,过滤,紫外法用石油醚对滤液萃取,而红外法用四氯化碳对滤液进行萃取,分别用紫外分光光度法,红外分光光度法测定其油含量的准确度,线性范围及检测限。

2 结果与讨论

2.1 准确度的测定

2.1.1 紫外分光光度法

用石油醚对不同样品油进行萃取,紫外法测定吸光值,绘制标准曲线如图1所示。

根据图1可知,0#柴油和原油的斜率比较接近,而食用油和混合油的斜率相差较大,若用同一种油做标准曲线,则误差较大。在实际应用中,应从待测样品中萃取出的油来作为标准油绘制标准曲线,紫外法测定结果见表1。

从表1中可知,当不同种类的样品油的浓度相同时,紫外分光光度法测定的相对误差较小,准确度较高;而食用油的测定结果相对误差较大,准确度较低。

2.1.2 红外分光光度法

用四氯化碳对不同样品油进行萃取,红外法测定吸光值,绘制标准曲线如图2所示。

由图2可以看出,四条曲线的斜率相差不大,因此红外法分析样品油时,使用同一种油来作为标准油,绘制标准曲线。在实际应用中,使用国标规定的标准油对红外测油仪进行校正系数的校准,然后对样品油进行测定,测定结果见表2。

注:仪器参数为X=46.3,Y=68.1,Z=762.5,F=100.7。

从表2中可以看出,红外法测定原油的准确度较高,但出现负误差,原因可能是油类物质没有完全被萃取;食用油的测定结果相对误差较大,准确度较低。

2.2 线性范围及检测限的测定

2.2.1 紫外分光光度法

将样品油配制浓度为0.05~500 mg/L的溶液,用紫外法进行测定,测定结果如图3所示。

从图3中可以看出,在样品中油含量为10 mg/L以下时,吸光度基本不变;在油含量为10~200 mg/L时,吸光度与油含量成线性关系;在油含量为200 mg/L以下时,吸光度出现了正偏移,故线性范围为10~200 mg/L。在油含量为0.05 mg/L以下时,吸光度值<0.01,无法测定,故测定下限为0.05 mg/L。

2.2.2 红外分光光度法

将样品油配制浓度为0.01~140 mg/L的溶液,用红外法进行测定,测定结果如图4所示。

从图4中可以看出,在样品中油含量为0.10 mg/L以下时,吸光度基本不变;在油含量为0.10~100 mg/L时,吸光度与油含量成线性关系;在油含量为100mg/L以上时,吸光度值发生了偏移,故线性范围为0.10~100 mg/L。在油含量为0.04 mg/L以下时,吸光度值<0.01,无法测定,故测定下限为0.04 mg/L。

3 结论

(1)红外分光光度法对原油的准确度较高,对0#柴油的精密度较好,而食用油的准确度较低。红外法不受油品成分的限制,标准油容易配制,虽然操作比较繁杂,但是目前测量石油类以及动植物油方法中红外法较紫外分光光度法更准确、可靠。

(2)紫外分光光度法应用广泛,灵敏度高,动、植物性油脂的干扰作用小等优点,但紫外法要求萃取剂石油醚在测定波长处透光率高于80%,而一般市售石油醚由于含有芳烃,使用前需除芳烃,透光率才能达到要求水平。

摘要：通过实验分别用紫外分光光度法和红外分光光度法测定实际样品钻井泥浆中的油含量,并从准确度、线性范围和检测限等方面进行系统分析评价。结果表明,红外法和紫外法灵敏度都很高,适合于微量甚至痕量油含量的测定,但红外法准确度较高。从操作方面来看,虽然红外法较紫外的仪器设备及操作条件复杂,但红外法不受油品成分的限制,而紫外法的标准油样不易制备且要求透光率较高。综合分析,对于钻井泥浆中油含量的测定,红外法更准确、可靠。

关键词：钻井泥浆,油含量,分光光度法

参考文献

[1]贾文玲,李现林,付国光.对油田污水含油量测定方法的改进[J].石油工业技术监督,2003,5:10-12.

[2]姜勇,赵萍,董铁有,等.含油污泥油含量测定方法[J].环境科学与管理,2008,33(2):115-117.

[3]陈燕.石油烃的微生物降解研究[D].硕士学位论文,江南大学,2002,24(4):55-58.

[4]吴章,傅立叶.变换红外光谱仪测定压缩空气中油的含量[J].化肥工业,2002,29(2):56-58.

[5]王文祥,韩萍芳,吕效平.油田含油污泥超声脱油的研究[J].环境工程学报,2007,1(12):133-136.

川西致密气藏钻井优化设计研究 篇10

1 须家河组致密气藏钻井难点

已有的钻井资料表明, 须家河组岩石抗压强度变化大, 地层软硬交错。页岩、白云岩、石灰岩、砂岩抗压强度从20.68MPa到227.53MPa不等, 极易引起井底钻具屈曲扭断, 导致频繁起下钻, 更换钻头。同时须家河组属于异常高压, 压力梯度在0.016 4~0.019 3MPa/m, 地层压力通常高于70MPa。

2 钻井优化设计思路

针对钻井难点, 需要从4个方面入手, 以缩短钻井周期、提高钻井效率、降低钻井成本。

2.1 井身结构优化

原钻井设计上部井段井眼较大, 机械钻速低, 井眼不稳定, 导致非钻进时间增大。为解决这些问题, 上部地层采用套管钻井技术, 减少一层套管。从339.7mm井段加深到1300m, 降低上部地层井漏和泥页岩水化膨胀的影响, 同时增加固井质量。244.5mm套管从4 290m减少到4 000m须二段。因为该井段较深, 地层压力比较高, 极易诱发钻井复杂事故。同时在4 000m固井后, 进行215.9mm井眼钻进, 机械钻速可以进一步提高, 降低下部井段的钻井作业时间, 优化前后井身结构如图1所示。

2.2 有限元分析和动态钻井模拟

通过邻井地面和井下的测量数据进行有限元钻井动态模拟, 可以有效地预防钻具疲劳失效, 降低事故发生概率。因为该区块地层岩石抗压强度差别较大, 井下钻具冲击振动严重, 极易引起钻杆、接头、钻头、MWD、LWD等工具的疲劳失效, 增加非钻井时间。通过该区块已钻井钻压、摩阻、扭矩、转速等资料进行有限元动态分析, 可以计算出该区块最优化的钻井参数, 进一步指导具体施工, 降低冲击振动造成的钻具疲劳损坏和摩阻较大引起的卡钻, 从而提高钻井效率。有限元模拟分析的大体过程如下:首先利用有限元软件ANSYS分别建立井下钻具的振动和屈曲三维有限元实体模型, 利用8节点实体单元solid45, 将模型进行扫描划分, 整个模型分成65 421个单元, 51 673个节点, 输入钻杆弹性模量、泊松比、外径、内径、壁厚等基本参数, 然后采用节点耦合和约束方程进行接触模拟, 最后进行载荷和约束的处理, 模拟钻具在不同工况, 不同钻压、扭矩、摩阻、转速下钻具整体的应力分布, 优化出最佳施工参数[2]。

2.3 底部钻具组合优化

该区块已钻井频繁发生断钻具事故, 分析原因主要是311.1mm井段碳酸盐岩、泥页岩、石灰岩软硬交错, 极易引起钻具以及接头的疲劳损坏。215.9mm井段是高研磨性地层, 钻杆扭矩较大, 冲击振动明显, 加剧钻具损坏, 增加了处理复杂事故时间。

此次底部钻具优化的主要目的是增加钻具的稳定性, 减少钻具冲击振动, 使更多的破岩能量聚集在钻头处。众所周知, 在钻进长直径段时需要多个扶正器, 然而扶正器会在井壁产生凹槽, 钻杆在钻进过程中产生弯曲、振动。该区块前3口井由于钻具损坏造成多次起下钻, 通过对已钻井事故情况和底部钻具力学参数分析, 应用钻头与地层相互作用理论、纵横弯曲法分析计算出钻头具体受力情况, 从而确定扶正器的安放位置, 加重钻杆以及钻铤的组合情况, 图2是311.1mm和215.9mm底部钻具组合优化后示意图。

2.4 钻头优化设计

311.1mm井段钻遇13种不同地层, 5种完全不同种类的岩石, 抗压强度从20.68MPa到227.53MPa不等。215.9mm井段存在约1 800m的强研磨性地层, 岩石抗压强度从41.37MPa到186.16MPa。

钻头优化的主要思路就是减少钻头冲击振动损坏, 避免能量无效损耗, 延长钻头寿命, 提高机械钻速, 从而降低钻井成本。表1是钻头优化前3口井和优化后K-04井钻头使用对比数据表。

由于地层岩石致密、硬度大, 钻压大导致三牙轮钻头切削齿经常提前损坏, PDC钻头在该地层也面临同样的问题, 并且钻进到较软的泥页岩地层时, 还会出现钻头泥包和井眼缩径等复杂情况。为了彻底解决以上难题, 优化过程收集已钻井所有的岩样进行室内岩石参数测定、分析, 进一步计算在一定钻速下钻头切削齿与地层岩石之间受力大小, 来改进PDC钻头切削齿的结构, 比如设计确定底模内径、刚体外径镶嵌角度、唇面形状、增加保径部分补强、增加胎体侧面与侧面刃的高度、合理设计保径方式。

通对钻头、底部钻具组合以及钻井参数的优化设计极大提高了钻井速度。其中钻进311.1mm井段约2 765m只使用2只PDC钻头, 15d完成, 比钻井设计节约15d。1 800m 215.9mm井段钻进45d, 以往相同井段需要55d。

3 结论

(1) 表层段采用339.7mm套管钻井技术, 5.1d钻进1 260m, 实现降低成本提高钻速目的。

(2) 根据已钻井资料建立虚拟模拟环境进行有限元分析, 提前确定不同地层的钻井参数, 降低了钻具疲劳损害发生概率, 极大地提高了钻井效率。

(3) 通过底部钻具组合优化设计, 降低了钻具屈曲和断钻具事故的发生, 降低了钻具冲击振动, 提高了钻具稳定性和使用寿命。

(4) 通过分析计算, 设计出适合该地区的PDC钻头结构。

参考文献

[1]李积泰.TP10CX井安全优快钻井技术[C]//鲁小辉.钻井技术论文集.北京:石油工业出版社, 2009.