录井作业环境保护

录井作业环境保护（精选6篇）

篇1：录井作业环境保护

录井报告

题目类型：浅谈页岩气录井技术学生姓名：学号: 2012 系列： 专业班级：勘查技术与工程指导老师：时 间：

石油资源系

2015年

浅谈页岩气录井技术

摘 要

页岩气的开发最早始于美国,是目前国内非常规气藏的勘探重点和热点。简介了国内外页岩气勘探开发现状,页岩气工业化开采因具有产量低的特点,需要采用相应的钻井新技术,以便缩短钻井周期,降低成本。为了卡准层位、发现储集层、准确预报工程异常和油气显示,录井主要应用了微钻时、岩石可钻性、气测、岩石热解、岩屑显微图像、随钻伽马等技术对页岩气储集层进行评价,取得了较好的效果。

关键词 页岩气 录井技术 地质卡层 工程预报 压力检测 储集层 岩气基本概念和发展历程

页岩气(Shale Gas)是指以热成熟作用或连续的生物作用为主以及两者相互作用在富含有机质的页岩中生成并富集在其中的非常规天然气。页岩气一部分以游离态存在于孔隙和裂缝中,一部分吸附于有机质和黏土矿物表面。页岩气主要分布在盆地 内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。与常规气藏不同,页岩既是天然气生成的源岩,也是聚集和保存天然气的储集层和盖层。因此,有机质含量高的黑色页岩、高炭泥岩等常是最好的页岩气源岩。页岩气具有产量低、开采周期长的特点,低成本的开采技术是页岩气能够规模化生产的必要条件。世界上的页岩气资源研究和勘探开发最早始于美国,目前美国和加拿大是页岩气大规模开发的两家,其开发技术比较成熟。2009年美国天然气产量首次超过了俄罗斯,成为世界第一产气大国,其中常规天然气产量占了一半,页岩气功不可没。在开采技术方面,经过多年攻关,美国探索出了一套先进的、低成本的页岩气开采技术,主要有水平井+多段连续压裂改造技术、清水压裂技术、同步压裂技术等。这些先进实用技术的成功应用,大幅度地提高页岩气单井产量。中国页岩气勘探现状

随着国民经济的快速发展和融入全球化进程的加快,对以天然气为主的清洁能源的需求量日益增大。预计到2020年,中国天然气缺口量将突破1350亿立方米。因此

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加大开发常规气藏之外,积极有效地开发非常规天然气资源将是满足天然气需求量的重要途径。页岩气是一个崭新的能源勘探领域。21世纪初,我国引进页岩气引起了泛关注,随之迅速地开展了页岩气资源预测、有利区块评价及其聚集条件等研究。页岩气储集于致密岩层,具有低孔、低渗、气流阻力大等特点,其开采具有相当大的难度。页岩气开发不仅需要先进的勘探钻井技术,如大斜度井、水平井、环形水平井等技术,还需要在页岩储集层压裂方面有重大突破。目前,页岩气先进的开采技术主要集中在国外的壳牌公司、雪佛龙公司、哈利伯顿公司等国际能源企业。美国页岩气开采技术十分保密,甚至连专利都不申请,完全垄断在少数几家公司手中。在国内技术尚未成熟前提下,国内石油企业采取与国外石油企业合作开发的策略,以资源换技术。我国南方地区具有页岩气储存的地质条件,从震旦纪到中三叠世,发育了广泛的海相沉积,分布面积约200×104km2。其中,下寒武统、上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组、下二叠统、上二叠统4套地层是南方地区页岩气发育最有利的层位,四川盆地及上扬子地区是平面上分布的有利区。研究表明,仅四川蜀南区块,页岩气远景资源量在10万亿立方米以上,勘探前景非常好。目前,国家规划将川渝黔鄂页岩气资源战略调 查先导试验区作为近期重要的建产基地,力争到2015年,页岩气可采储量达1000亿立方米,产能达到30～50亿立方米,发展潜力十分广阔,中国页岩气的发展正处于一个快速起步阶段。页岩气录井技术要点

四川页岩气主要分布在蜀南勘探区块,目前西南油气田分公司和壳牌公司正在该区域进行勘探。针对四川页岩气井,缩短钻井周期是降低成本的主要方法。为此,在固244.5 mm技术套管前,主要用了气体钻井技术。之后至目的层采用常规钻井液 +PDC钻头钻井技术。钻井新技术的应用,在地质卡层、储集层发现、工程预报、压力检测方面带来了技术难题,录井将微钻时、岩石可钻性、气体钻井录井、岩石热解、岩屑荧光显微图像等技术配套应用在解决上述问题方面取得了较好的效果[2-3]。四川地区页岩气地表出露地层为沙溪庙组或嘉陵江组,完钻井深2800～3600 m。钻井阶段使用了不同的钻井液,威远、长宁构造的井主要使用气体钻井、低度聚合物钻井液钻井。在须一段以前,岩性为砂泥岩,在须一段至震旦系岩性为碳酸盐岩。在钻井工 艺上,表层套管固井后,采用气体钻井,直至茅口组顶界,茅口组至井底采用常规钻井液钻井

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3.1 技术难点

页岩气录井技术的难点:一是关键层位的卡准。在气体钻井条件下卡准茅口组顶界和在常规钻井液+PDC钻头钻井技术条件下卡准志留系下统龙马溪组和寒武系的筇竹寺组是技术难题;二是页岩气储集层的发现和评价。评价储集层需要检测页岩有 质中的吸附气,吸附气含量的高低可以评价页岩储集层的好坏。因此,如何检测吸附气是录井过程中首先要考虑的问题;三是地层压力和工程异常检测。页岩气钻井使用气体钻井和常规钻井液组合钻井,录井过程中检测地层压力是发现有机碳储集层的重要手段,也是技术难点。在气体钻井阶段,工程参数判断异常的机理发生了变化,异常检测是技术难点。

3.2 应用技术

3.2.1微钻时技术

将现场采集的以时间记录的数据库,通过连续转换处理,形成深度记录步长为0.1m或间距更小的连续的能正确反映储集层特征的技术。志留系石牛栏组和龙马溪组的分层界限仅靠岩屑录井难以区别,往往进入龙马溪组很多米后都不能正确分层。但是,利用微钻时技术,可在1 m内快速判断层位变化,从而分辨出龙马溪组层位。石牛栏组底界微钻时一般为50 min/m左右,而进入龙溪组后,降为25 min/m左右。

岩石可钻性指数岩石可钻性指数是机械钻速的校正参数,无量纲。在录井过程中对岩石可钻性指数进行计算,能够准确地判断石牛栏组和龙马溪组的分界。一般情况下,影响钻速的因素分为两类:一类是不可改变的地层岩性、物性等地质因素;另一类是钻头类型、钻井参数和钻井液性能等可调参数及钻头磨损。通过对可调参数的处理,得到反映地层的可钻性的指数。在已钻的5口页岩气井的应用中较好,准确地分出龙马溪组的层位。图1是N201井利用岩石可钻性指数进行分层的成功应用。石牛栏组的岩石可钻性指数为100～160,进入龙马溪组后,岩石可钻性指数降为20～30,分界十分明显。显微图像、气测、岩石热解技术气体钻井和PDC钻井是页岩气钻井的主要技术,优点是机械钻速快,但是岩屑细小或为粉末状,岩屑识别难,岩性剖面质量不高。应用岩屑显微图像技术,可以观察岩屑细小结构,辅助识别岩性,提高剖面质量,从而能够确卡层。页岩气主要以游离气和吸附气两种形式存在于页岩中。在钻井过程中,游离气随着钻头破碎岩石而进入钻井液,经循环带到地表,利用综合录井

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气测可以检测地层的含气性。气测含量的高低可以定性地反映页岩储集层中含气的多少,从而能够快速地评价页岩气储集层的好坏,因此气体检测是一个不可缺少的项目。在W 201井1492～1531 m井段气测显示明显,全烃值由0.1%上升到40%,是龙马溪组页岩储集层中游离气发育的主要井段。岩石热解用于页岩气,主要是测量页岩气储集层的含气量,含气量分析是评价页岩气储集层的一项关键技术。通过岩石热解录井,分析储集层的有机碳含量,并对蒸馏出来的天然气进行测定,建立有机碳和地层含气量的关系图。在录井过程中,分析出页岩储集层有机碳的含量,根据这个关系图判断页岩储集层的含气量。据资料统计,页岩气中游离气和吸附气的存在比例取决于多种因素,主要是页岩中的有机质含量,不含有机质的页岩吸附能力较差。页岩岩屑由于受到取样条件和岩屑中油气散失等不利因素影响,虽不能准确反映页岩吸附气含量,但通过对岩屑(心)热解,可以检测页岩中未完全散发的吸附气。当页岩中含有吸附气时,录井中所测气态峰S0含量(90℃下检测的单位质量岩石中的吸附烃量)将有一定的增加。通过岩石热解录井获得的有机碳参数,来推测评价地层含气量是否有开采价值。W 201井岩心含气量与有机碳含量关系图,当有机碳含量为2.5%～4%时,页岩储集层中天然气的含量为2.5～3 m3/t,是具有开采价值的良好储集层。现场可以利用图板进行评价

3.2.2 压力检测技术

录井技术中用于检测地层压力的方法主要有:dc指数法、Sigma法、泥(页)岩密度法、地热梯度法、C2/C3比值法等。页岩气录井主要使用dc指数法、泥(页)岩密度法。从W 201井龙马溪组的dc指数的趋势来看,为正常压实地层,1530～1545 m是有机碳含量高的井段,dc指数明显偏离趋势线。泥页岩密度在该井段上部趋于正常,而在该井段出现了偏离趋势线的现象,分析认为该井段有机碳含量增加和吸附气增多而导致密度值下降。因此,1530～1545 m井段既是异常压力段也是页岩储集层。3.23 储集层综合评价

由于页岩气储集层的特殊性,录井利用钻时、微钻时、岩屑、气测、岩石热解、自然伽马等对页岩气储集层作出评价。如W 201井龙马溪组,储集层主要分布在1492～1541 m井段,其中上部层段1492～1530 m以游离气为主,自然伽马呈中值,下部层段1531～1541 m以吸附气为主,自然伽马呈高值。整个井段页岩有机碳含量高、第5页（共六页）

地层含气量高、气测高,具有很好的对应关系,是志留系龙马溪组最好的岩储集层002E。借鉴与改进

①要重视录井人才队伍。录井队的核心技术人员是地质师和仪器工程师,2人带一台综合录井仪到异地作业是未来发展的趋势。

②加快与国际录井接轨的步伐。国内录井公司应该着手建立国际录井作业标准体系,适应全球化作业趋势。

③推广随钻伽马技术。随钻伽马是一项成熟技术,录井公司应抓住机遇在直井中推广应用,将地质师从靠单一的岩屑录井建立剖面进行地层对比、分层与卡层中解脱出来,进一步提高剖面的符合率和分层与卡层的准确性。

④录井管理重点要突出技术,尽量减少与技术无关的工作,安全管理属地化,不要自成体系 结束语

目前,页岩气的开发在国内是个热点,也是非常规气藏勘探的重点。从目前的工作来看,已获得了初步的成果,前景较好。录井技术是根据页岩气地质特点和钻井技术的应用而决定的,微钻时、岩石可钻性、气测、岩石热解、气体钻井录井、岩屑显微图 像、随钻伽马等技术的配套应用,很好地解决了分层及卡层、发现和评价储集层、预报工程异常和油气显示等问题,值得推广和应用。

参 考 文 献

[1] 张金川,徐波,聂海宽,等.中国页岩气资源勘探潜力 [J].天然气工业,2008,28(6):136-140.[2] 韩永刚,刘德伦,李平,等.四川地区气体钻井配套录 井技术[J].天然气工业,2009,29(增刊):8-10.[3] 唐家琼,郑永,熊驰愿,等.气体钻井的录井监测方法 [J].天然气工业,2009,29(增刊):1-4.第6页（共六页）

篇2：录井作业环境保护

1范围

录井作业安全规程

本标准规定了石油天然气钻井过程中录井作业安全要求。

本标准适用于陆上石油天然气地质录井、综合录井和地化录井等作业。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有 的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方

研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

GB 5082-1985起重吊运指挥信号

SYlT 5087-2005含硫化氢油气井安全钻井推荐作法

SY 6014石油地质实验室安全规程

SY/T 6277-2005 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 3基本安全管理 3.1资质

3.1.1 录井企业应持有安全生产许可证和上级主管部门颁发的石油工程技术服务企业资质证书。

3.1.2录井队应持有录井队伍资质证书。3.1.3录井作业人员应持证上岗。3.2组织与制度

3.2.1 录井企业依据国家、行业、企业标准建立安全管理体系。3.2.2录井队应成立安全小组。队长为安全第一责任人，全面负责本队的安全生产工作；录井队应

设兼职安全员，负责监督检查各项安全制度的落实。

3.2.3隶井队应执行岗位安全操作规程、安全责任制、巡回检查制等制度。

3.2.4有毒有害化学品、配电箱等部位应印有相应安全标志。3.3应急管理

3.3.1录井队应建立防井喷、火灾、爆炸、中毒、自然灾害及重大疫情等应急预案，定期组织和参

与钻井队应急演练，并根据应急演练结果及时修订完善应急预案。3.3.2录井队应与钻井队建立有效的联动应急预警机制，及时相互通报可能发生的重大险情。

3.3.3遇重大应急演练和重大事件应急救援时，录井队应接受钻井队统一指挥、统一调动、统一预 防和统一救治。3.4井控管理

3.4.1 录井队应严格执行井控管理制度，明确岗位职责。3.4.2 录井队井控管理应纳入钻井队统一管理。3.5危险化学品管理 3.5.1录井队化学试剂使用、存放应符合SY 6014的要求。3.5.2录井队应严格执行危险化学品领取、搬运、存放、使用和废弃处理等管理制度。3.6个人防护

3.6.1录井作业人员应正确穿戴劳保上岗。高空作业人员应系好安全带。

3.6.2在接触有毒有害、有刺激性等化学品时，应正确佩戴防毒面具（防毒口罩）、防护手套或其他 防护用品。

3.6.3在采样劈心时，工作人员应戴护目镜。4安全防护设备配备及管理

4*1在有毒有害气体区域作业的录井队应配备便携式有毒有害气体检测仪；正压式空气呼吸器的配

备执行SY/T 6277-2005中5.2.2的规定。检测仪器和防护设备应指定专人管理，定期检查、保养 和校准。

4.2在高压、高含硫地区作业时，应使用具有防爆功能的综合录井仪。4.3录井队仪器房、值班房和宿舍房内应按规定配备灭火器。4.4录井队仪器房、值班房和宿舍房均应安装漏电保护器和接地装置。4.5录井队应配备急救箱，备有必要的医疗急救用品。5录井准备 5.1设备搬迁 5.1.1设备搬迁前，应组织人员进行危害识别。

5.1.2吊具、索具应与吊装种类、吊运具体要求以及环境条件相适应。5.1.3作业前应对索具进行检查，不得超过安全负荷。

5.1.4吊装、吊放应符合GB 5082-1985中2.1.1的要求。起重作业应符合：

a)应有专人指挥，指挥信号应明确，并待合规定；

b)吊挂时，吊挂绳之间夹角宜小于120。；

c)绳、链所经过的棱角处应加衬垫；

d)吊车臂、悬吊物下工作区死角不应站人。5.1.5设备装载合理、固定牢靠，应由承运方确认。5.2设备摆放

5.2.1录井仪器房、值班房应摆放在振动筛同侧并距井口30m以外，附近应留有适当面积的工作场 地，逃生通道畅通。

5.2.2录井仪器房、值班房和宿舍房不应摆放在填筑土方上、陡崖下、悬崖边、易滑坡、垮塌及洪 汛影响的地方。

5.2.3录井队宿舍房应摆放在钻井队统一规划的生活区内。5.3电气系统安装

5.3.1录井仪器房、值班房应架设专用电力线路。

5.3.2 录井仪器房、值班房和宿舍房接地线桩应打人地下不小于0.5m，接地电阻值应不大于401。5.3.3用电设备应根据功率大小，正确选用供电线、开关、熔断器、漏电保护器。

5.3.4井场防爆区域的电器设备应使用防爆（有EX标志）器件。6录井作业 6.1地质录井

6.1.1钻具、套管排放完毕后，方可丈量。丈量时，防止钻具、套管碰撞、挤压或滚落伤人。

6.1.2钻具、套管上下钻台时，录井人员应与钻台大门坡道保持15m以上的安全距离。

6.1.3在丈量方人前，先通知停转盘，后丈量。

6.1.4掳、洗样过程中要注意防滑。捞样处应安装照明灯具。6.1.5收集泵冲数时，录井人员避免接近泥浆泵皮带轮和安全阀泄流方向。

6.1.6油基钻井液、空气和天然气介质钻井录井现场应做好防火、防爆工作。6.1.7取心作业。

6.1.7.1在已知或可能含有硫化氢的地层中取心作业应执行SY/T 5087-2005中11.1的规定。

6.1.7.2钻台岩心出筒时，岩心与钻台转盘面距离不应大于()．2m，应使用岩心夹持工具取出岩心，不应用手去捧接；岩心从钻台运往地面时，要防止坠落伤人。场地岩心出筒时，作业人员应正面避开 岩心内筒出口。

6.1.7.3使用切割机、榔头、斧头等工具作业时，防止工具伤人。6.1.8荧光录井。

6.1.8.1在对岩屑、岩心样进行紫外线直照（干照、湿照）试验、点滴试验、标准系列对比试验时，防止紫外线对人体造成伤害。

6.1.8.2使用氯仿做岩样滴照、喷照和对岩样做标准系列对比试验时，应避免沾染眼球和皮肤，防

止经口、鼻腔吸人，同时保持荧光室通风良好。6.2综合录井 6.2.1设备拆卸。

6.2.1.1应按工作流程分级断电，并在开关上悬挂安全警示标志。6.2.1.2按程序拆卸设备，防止造成人员伤害。6.2.1.3废弃物按要求运迭指定地点处理。6.2.2设备安装、调试、维修与保养。

6.2.2.1录井仪器开机前，确认安装正确可靠，方可通电。打开各部分电源时，应先开总电源，后 开分电源。

6.2.2.2氢气发生器保持排气畅通，定期检漏，防止氢气泄漏。6.2.2.3电热器、砂样干燥箱应安装摆放在距墙壁0.2m以上或采取其他隔热措施，周围禁放易燃 易爆物品。6.2.2.4安全门应定期检查、保养，保持开启灵活，密封良好。6.2.2.5烷烃样气瓶应摆放在通风阴凉处，周围无杂物，远离热源。6.2.2.6室内标定硫化氢传感器时，应保持空气流通。6.2.2.7定期检查空气压缩机安全阀、气路。

6.2.2.8录井仪器房、值班房门醒目一侧应张贴井场安全逃生路线图。6.2.3传感器安装、调试、维修与保养。

6.2.3.1安装、调试、维修与保养各类传感器前，应与钻井队进行协商，现场悬挂安全警示牌，并

有专人监护。操作过程中应注意防滑、防坠落。

6.2.3.2安装、调试、维修与保养绞车传感器前，应先切断滚筒动力和导气龙头气源。

6.2.3.3安装、调试、维修与保养转盘转速、扭矩传感器前，应切断转盘动力。

6.2.3.4安装、调试、维修与保养大钩负荷传感器耐，应在钻机空载荷状态下，插好快速接头。

6.2.3.5安装、调试、维修与保养立管压力传感器前，应先停泵，排空立管内钻井液；安装结束后

须经钻井队技术人员确认，方可通知开泵。

6.2.3.6安装、调试、维修与保养泵冲传感器前，应先停泥浆泵。6.2.4气测录井过程中，应及时监测、预报气测异常和有毒有害气体异常。

6.2.5工程参数录井过程中，应及时做好工程异常预报。6.2.6钻井液参数录井过程中，分析钻井液参数异常变化，及时发现溢流、井涌、井喷、井漏事故 6.3定量荧光录井

6.3.1分析场所应保持通风良好。

6.3.2仪器检修过程中，应防止强光源对眼睛造成伤害。6.4地化录井

6.4.1在样品分析过程中，严禁拆卸热解炉防护罩和氢焰检测仪器盖板。

6.4.2取放坩锅时，应使用专用工具。

6.4.3定期检查氮气瓶，定期校验压力表和减压阀。6.5其他

6.5.1在放射性测井作业过程中，录井人员应距作业点20m以外，不应进入安全警戒区。

6.5.2在固井作业过程中，录井人员收集资料时不应在高压管汇、漏斗、灰罐附近停留。

6.5.3在中途测试作业过程中，录井人员应避开高压管汇、阀门等危险区域。做好有毒有害气体监 测与防护。

篇3：录井作业环境保护

关键词：录井,烃类气体,检测技术

介质不同, 烃类的赋存状态也不同, 提取的过程也有一定的差异, 因此, 烃类气体的检测技术也有所区别。与此同时, 对于挥发性的烃类气体, 检测的目的不同, 其检测方法也应有所不同。但是, 每一项方法的应用都会有前提条件, 我们需要掌握技术方法的原理以及应用的条件。实际应用中, 应结合具体的目标特征, 优选技术方案。

1 烃类气体检测技术的应用

1.1 油气勘探

对于地表油气地球化学勘查的相关研究表明, 在聚集以及成藏的过程中, 地下深部的油气会受到浓度差以及压力的影响, 存在油气藏的烃类气体会发生运移, 主要表现为扩散或者是渗透的方式, 在各种介质中以多种状态存在。在预测油气藏时, 需要适当的应用烃类检测方法。借助数字地震的资料, 分析对石油和天然气储集的构造, 地震勘探烃类检测技术需要进行烃类检测图的绘制, 现阶段, 在发现、证实油气储集构造以及探查油气藏方面是较为有效的方法, 主要分为:AVO技术、亮点技术以及合成声测井技术。

1.2 钻井

传统钻井液气体检测分析主要分为两种:第一, 连续全烃总量分析;第二, 周期性组分分析。分析的内容是地下烃类气体, 它是经由钻井液循环, 携带到地面。气体主要包括六种: (1) 甲烷; (2) 乙烷; (3) 丙烷; (4) 正丁烷; (5) 异丁烷; (6) 正戊烷、异戊烷。钻井技术不断发展, 油气开发更加精细化, 传统的检测方法达不到钻井检测的需求, 为增强在线气体组分分析的效率, 增加检测的精度, 传统的检测方法也有新的发展。

2 录井中烃类气体检测技术

2.1 传统的检测技术

传统的烃类气体检测技术主要是借助于气相色谱法, 检测气体样品, 气相色谱法是现阶段应用较为准确的方法之一。氢焰离子化检测器的原理是在氢-氧火焰条件下, 色谱流出物中的可燃性有机物会出现电离。但是, 这种方法分析的周期比较长, 技术的含量相对较高, 必须有燃烧气、载气, 辅助的设备较多, 结构相对复杂。

2.2 智能化烃类气体检测技术

很多气体传感器在选择性、稳定性以及灵敏度方面达不到要求, 为解决这类问题, 可以应用新的材料以及新的工艺, 使传感器性能提高;模仿生物鼻, 科学家研发出气体检测系统, 它包括传感器阵列和计算机模式识别, 传感器阵列以及计算机模式识别系统类似于生物鼻中的嗅觉细胞以及嗅泡、大脑。

当气体传感器在被测气体中暴露时, 各个传感器会出现响应, 此外, 传感器构成的响应阵列会出现响应的模式。响应模式通过进行数学处理, 对气体种类进行识别或者是对气体的浓度进行检测。电子鼻可以使气体传感器选择性增加, 使得气体传感器漂移的问题较少发生, 气体传感器应用的范围得以拓展。

2.3 以传感器为基础的烃类气体检测技术

气体传感器不断应用, 气体的检测仪器也在相应的发生变化。生产工艺的水平不断提升, 传感器趋向小型化, 集成度更高。在检测气体中, 气体传感器是关键的部件, 也就是气体敏感元件, 根据气体的浓度以及种类, 转变为电信号, 实施检测、分析等工作。根据原理, 气体传感器可以分为四种:第一, 电学类气体传感器:第二, 光学类气体传感器;第三, 电化学类气体传感器;第四, 其他气体传感器。笔者主要以电学类气体传感器、电化学类气体传感器为例进行分析。

电学类气体传感器的原理在于:当气体的浓度发生变化时, 材料的电学变量会发生变化, 依此制成气体传感器。这种气体传感器分为两类:第一, 电阻式气体传感器;第二, 非电阻式气体传感器。电阻式气体传感器主要的类型:第一, 热导式;第二, 催化燃烧式;第三, 半导体气体传感器;非电阻式气体传感器的原理是材料的电压或者是电流会随气体的含量相应的发生变化。

一些气体具有可燃性, 本身是毒害的气体, 具有电化学的活性, 它可以进行电化学反应, 对气体的成分进行分辨, 对气体的浓度进行检测。电化学式气体感应器成本较低, 对于气体泄露响应比较迅速, 为现场监控提供很大的便利, 它的主要优势是灵敏度比较高, 选择性比较强。缺点主要表现在针对干扰的气体, 气体传感器也会产生响应, 出现误报的情况, 在电学类气体传感器中必须添加抗干扰的成分。电学类气体传感器的最大缺点是寿命较短, 在空气中存在的时间为两年, 当目标气体浓度过高或者是环境较为恶劣时, 电学类气体传感器的使用时间会减少。

3 结语

烃类气体检测技术的适用领域较广, 可以为钻井液的检测提供依据, 与此同时, 在对油库以及加油站油气回收系统的尾气排放进行控制时, 它也能够起到重要的作用。分析烃类气体检测技术的原理以及种类, 并进行归纳, 可以作为烃类气体检测技术的参考, 有助于该技术的应用。

参考文献

[1]程同锦.基于传统吸附烃概念的烃类检测新技术[J].物探与化探, 2008 (5) .

[2]胡小强, 刘振湖.无井地震储层预测及烃类检测:以北黄海中部坳陷A构造为例[J].华南地震, 2009 (2) .

篇4：录井作业队采集工岗位HSE职责

1、贯彻落实国家、地方政府有关HSE法律、法规，以及各级HSE规章制度、公司HSE体系文件等。

2、负责实施个人HSE承诺书，并主动接受监督检查。

3、严格执行岗位操作规程，杜绝违章。

4、认真开展本岗位危害因素识别与隐患查找活动，并针对每个危害因素和隐患，制定并落实风险削减与控制措施。

5、认真参加每周HSE活动及应急演练，提高个人HSE素质。

6、自觉开展岗位HSE知识自学活动，学习有关HSE规章制度、规程和“岗位两书一表”，各类事故案例等HSE知识。

7、按照采集工岗位HSE巡回检查表进行交接班检查和岗位巡回检查，发现问题及时处理和上报。

8、认真收集各类录井数据并规范填写各项记录，确保数据真实有效。

9、负责定期进行设备设施的维护保养，确保设备设施处于完好状态。

10、完成队长交办的其它HSE工作。

渤海钻探工程有限公司QHSE方针目标

质量方针

顾客至上、质量兴企，实施质量品牌战略，走质量效益型可持

续发展之路。

质量目标

质量一流、服务一流

健康、安全与环境方针

健康至上、安全第一、环保优先，预防为主、综合治理、全员参与，建立健康、安全与环保管理的长效机制。健康、安全与环境目标

追求零伤害、零事故、零污染。属地管理责任牌 属地区域：地质值班房

区域内设备：烤箱、荧光灯、电热器、数据采集及处理系统、安全设施等

区域直属负责人：地质师 区域管理职责：

1、对区域内设备设施进行巡回检查，发现异常情况及时进行监督整改，不能整改的及时汇报属地主要负责人。

2、负责本区域HSE工作，做到规范管理。

3、对区域内作业的安全措施的、行为规范等进行监督检查（监督检查内容包括但不限于：危险能量的排除、隔离和上锁、作业许可等安全管理规定的执行情况）。

4、有权对区域的不安全行为进行制止，制止无效时及时汇报属地主要负责人。

5、负责确认进入属地人员身份，并进行风险告知和危害预防提醒。

渤海钻探工程有限公司 吊装作业禁令

一、严禁款按照规定办理作业许可进行吊装作业。

二、严禁在坡道上不使用专用吊带起吊套管，或不使用规范吊具、索具起吊其它装物。

三、严禁在吊装物移动过程中存在坠落伤人的危险区域内站人，或不使用索引绳而用身体部位直接进行接触。

四、严禁在未断电的高压线下工或危险距离范围内进行吊装作业。

五、严禁无有效证人员从事起重操作、指挥、司索作业。属地管理责任牌

属地区域：录井作业现场

属地设备：地质值班房、综合录井或气测录井仪器房、外部设施、地化仪器房、定量荧光仪器房 属地主管职责：

1、组织协调录井作业队的日常HSE管理工作，开展工作前安全分析、签发作业现场三级作业许可。

2、对岗位员工进行教育与安全培训。

3、对外来人员进行区域安全提示。

4、监督检查个人安全行为，纠正和制止他人的不安全行为。

5、监督检查各项作业安全措施，对危险作业指派监护人实施全过程监护。

6、组织岗位人员进行调查和整改事故及隐患，及时进行处置与报告。属地管理责任牌 属地区域：地质值班房

区域内设备：烤箱、荧光灯、电热器、数据采集及处理系统、安全设施等

区域直属负责人：采集工 区域管理职责：

1、对区域内设备设施进行巡回检查，发现异常情况及时进行监督整改，不能整改的及时汇报属地直属负责人。

2、负责本区域HSE工作，做到规范管理。

3、对区域内作业的安全措施的、行为规范等进行监督检查（监督检查内容包括但不限于：危险能量的排除、隔离和上锁、作业许可等安全管理规定的执行情况）。

4、有权对区域的不安全行为进行制止，制止无效时及时汇报属地直属负责人。

5、负责确认进入属地人员身份，并进行风险告知和危害预防提醒。

属地管理责任牌

属地区域：综合录井仪器房及外部感器

区域内设备：包谱分析仪、数据采集及处理系统、辅助设备、安全设施等

区域负责人：数据工程师 区域管理职责：

1、对区域内设备设施进行巡回检查，发现异常情况及时进行整改，不能整改的及时汇报属地直属负责人。

2、负责本区域“HSE”工作，做到规范操作。

3、对区域内作业的安全措施、行为规范等进行监督检查（监督检查内容包括但不限于：危险能量的排除、隔离和上锁、作业许可等安全管理规定的执行情况）。

4、有权对区域的不安全行为进行制止，制止无效时及时汇报属地直属负责人。

5、负责确认进入属地人员身份，并进行风险告知和危害预防提醒。巡回检查制度

一、录井作业队队长负责作业项目HSE工作的监督检查及危险作业防范措施落实情况的检查。

二、录井作业队队长按照“岗位HSE巡回检查表”每天进行一次HSE现场检查。

三、综合录井责任工程师（所测录井数据工稆师）和地质师负责，按各自的“岗位HSE巡回检查表”每天进行了一镒HSE

现场检查。

四、其他各岗位交接班时依据本岗位“岗位HSE巡回检查表”进行巡回检查并检查表。

五、当钻遇高压油气层及特殊钻井（如：欠平衡钻井等）录井作业队队长组织综合录井责任工程师或气测录井数据工程师，按照有关施工要求进行全面检查。

六、录井作业队长依据《项目部HSE建设标准》，每月进行一次自考核。

七、作业现场检查员现的问题应填写在“班组HSE活动记录本”“检查记录”中并及时组织整改。

八、录井作业队自身无法整改的问题，及时上报项目部，按照《事故隐患管理办法》进行处理，填写“事故隐患台帐”并采取监控措施。

渤海钻探工程公司落实 “禁令”的十项规定

为深入贯彻落实中油集团公司反违章禁令要求，结合工程生产实际，特制定本规定。

一、严禁特种作业人员不持有效证件上岗操作。

二、严禁吊装作业无专人指挥，监护或吊臂摆动半径范围内站人。

三、严禁高空作业不佩戴安全带或不采取其它防范措施；

四、严禁款经检测、通风进入密闭或半密闭空间内作业；

五、严禁未办理作业许可证从事危险作业；

六、严禁脱岗、串岗、睡岗和酒后上岗；

七、严禁起管柱时不按规定灌注压井液，未压稳地层进行下步施工作业，抽汲起钻或油气层井段高速起钻，发现溢流后不按规定关井；

八、严禁违反“岗位两书一表”内容规定进行操作；

九、严禁禁烟场所吸烟，易燃易爆场所使用不防爆工具或封堵侵占消防通道；

十、严禁非职业司机驾驶公车，职业司机不按规定“三交一封”或超速驾驶。

员式违反上述规定，将依据渤海钻探工程公司《HSE行政责任追究管理办法》、《HSE奖惩管理办法》进行行政责任追究和经济处罚。

本规定自发布之日起实施。录井作业队队长岗位HSE职责

1、录井作业队HSE管理第一责任人，全面负责录井作业队HSE管理工作。

2、负责贯彻落实国家、地方政府有关HSE法律、法规，以及各项HSE规章制度，公司HSE体系文件等。

3、负责组织录井作业队逐级签订HSE责任状，实施个人HSE承诺，督促岗位员工落实各自的HSE责任。

4、负责组织制定录井作业队和阶断性HSE工作计划，并

督促各项工作在岗位上得到有效落实。

5、负责到移动作业场所施工前组织员工开展危害因素识别与评估活动，并针对每个危害因素，制定风险削减与控制措施。

6、负责落实危险作业上报与许可审批制度，并亲自组织对录井作业现场三级危险作业许可的审批，对施工过程进行监督。

7、负责每周组织开展HSE活动，学习有关HSE规章制度、规程和“岗位两书一表”，分析各类事故案例，总结评比上周工作，并对下周工作进行具体安排。

8、负责督促员工开展岗位HSE知识自学，经常检查员工自学飞速，并指导工作正确学习。

9、负责每天按照队长岗位HSE巡回检查表开展HSE检查，检查设备设施完好情况、岗位人员遵章守纪情况、交接班等记录填写情况、岗位人员巡检情况等，及时整改或上报各类隐患问题，查处和上报违章行为。

10、负责每天安排生产任务的同时，安排生产作业过程中的HSE要工作，具体提出作业中的风险、防范措施和应急措施等。

11、负责定期组织开展设备设施维护保养，确保设备设施出于完好状态。

12、负责在采用新工艺、新技术、新材料和发生人员、设备变更时、移动场所变更，及时组织进行新增风险的识别，并制定和采取切实有效的防范措施。

13、负责定期进行员工的素质能力评价，达不到要求的及时上

报作业人员管理中心。

14、负责组织制定现场应急处置预案，认真组织开展应急演练，检查应急装备配备与完好情况。

15、负责及时、如实上报事故、未遂事件和违章行为，并组织调配研究分析产生事故、未遂事件和违章原因，制定具体纠正预防措施，督促落实。

录井作业队地质师岗位HSE职责

1、负责贯彻落实国家、地方政府有关HSE法律、法规，以及各级HSE规章制度、公司HSE体系文件等。

2、负责实施个休HSE承诺，督促岗位员工落实各自的HSE责任。

3、负责落实和阶段性HSE工作计划，并督促各项工作在各岗位上得到有效落实。

4、负责组织地质人员开展岗位危害因素识别与隐患查找活动，并针对每个危害因素和隐患，制定并落实风险削减与控制措施。

5、负责危险作业许可审批单的填写并进行审查。

6、负责组织地质人员参加周HSE活动，学习有关HSE规章制度、规程和“岗位两书一表”，分析各类事故案例。

7、负责督促地质人员工开展岗位HSE知识自学，经常检查员工自学情况，并指导员工正确学习。

8、负责每天按照地质师岗位HSE巡回检查表对作业现场进行

检查，及时整改或向队长上报各类事故隐患问题，查处和上报违章行为。

9、负责在每天安排地质录井生产任务的同时，安排生产作业过程中的HSE工作，具体提出作业中的风险、防范措施和应急措施等。

10、负责组织地质人员定期开展设备设施维护保养，确保设备设施出于完好状态。

11、负责组织移动场所新增危害因素识别，并制定防范及应急措施。

12、负责定期对地质人员的素质能力进行评价，达不到要求的及时报告队长。

13、负责组织地质人员针对岗位存在的风险组织开展应急演练，检查应急装备配备与完好情况。

14、严格遵守岗位操作规程，不违章作业与指挥。

篇5：录井作业环境保护

1 单一录井或者是随钻测井作业中的常见问题

1.1 剖面归位不准确。

采用录井进行现场地质作业, 需要全面的了解岩屑以及钻进的相关参数, 同时对底层延性的变化情况以及地层的厚度做到合理的掌控, 这样才能够对剖面实现准确的归位。然而, 就录井作业的时候, 由于存在岩屑代表性不强以及钻井参数不准确等的问题, 会使得剖面的归位出现严重的问题。要想使得钻井的速度以及钻井的质量可以达到作业的具体需求, 就需要在进行钻井的时候, 利用转速高以及排量大的PDC钻头进行钻井工作, 通过其与管壁进行碰撞以及研磨, 可以使得岩屑变得更加的细小以及平滑。一般来说, 在上返的过程中, 岩屑的主要运动方式就是滚动以及跳跃, 这样就会使得上下层的岩屑出现混杂的现象, 而部分的岩屑还会在重力作用的影响下, 落入到井壁的下部位置, 最终形成堆积。随着堆积厚度的增加, 就会使得岩屑越来越少, 从而无法有效的捞到真正的岩屑, 这样就会使得岩屑的含量相对减少, 从而使得现场作业的剖面无法有效的归位。

另外, 地层的不同, 会使得钻速以及相关的扭矩指数出现变化。一般在钻进时, 井眼的清洁程度以及狗腿度都会对钻井进程产生影响, 使用的钻具很容易与井壁出现贴合的现象, 而这一现象的出新, 就会使得相关的摩擦系数相对的增大, 从而使得钻压出现严重的消耗, 这样就会使得实际记录的数据与实际的数据产生一定的差距, 进而无法用来进行对比分析。除此之外, 为了使得井眼可以得到有效的清洁处理, 就需要对钻压进行一定的调节, 同时也要对排量和钻速进行合理的控制, 而这样的操作都需要人为的进行, 人为在进行操作的时候, 就会对原本的参数稳定性造成破坏, 进而使得钻井的参数无法实际的反应出地层的变化情况。

1.2 油气水层判断问题。

为保证钻井的安全, 常向钻井液中加入有机添加剂、混油, 甚至直接使用油基钻井液, 这都很大程度上避免了井下事故的发生, 但对气测录井和荧光录井却产生了影响。细小岩屑在含油钻井液中经过复杂的搬运过程, 不仅会油气散失和混入不含油层位中, 而且还会被污染, 使得真假油气显示难辨, 给判断油气水层带来困难。

1.3 难以校正迟到时间。

钻井过程中井眼不规则、排量不稳定等会造成迟到时间不准确, 需要进行校正在斜井或水平井中。录井人员通常利用钻井参数的异常变化和气测异常, 来进行迟到时间的校正, 但由于钻时等钻井参数资料大多不是真实地层情况的反映而气测值又受到钻井液的影响, 所以实际效果并不理想。迟到时间不准确, 导致现场地质人员对地层岩性、含油性及其深度和厚度判断不准确, 直接影响剖面归位。

2 录井与随钻测井相结合解决现场地质问题

2.1 识别地层岩性变化, 进行剖面归位。

在对岩性相同的地层进行作业的时候, 随钻测井的响应具有一致性。在地层出现变化的时候, 去随钻测井的响应曲线也会出现一定的改变, 就这一点就可以了解到地层的具体界面和厚度情况, 依据相关的数据就可以对岩屑定名, 即使岩屑不具备典型性, 但是其也会有一定的真实性。将录井与随钻测井相结合, 可以使得录井中以及随钻测井中的优势得到最大限度的发挥, 同时也弥补了各自的不足, 减少了其他因素对其的干扰, 依据岩性的变化情况, 对剖面进行合理的归位处理。

2.2 油气水层的识别。

在钻井液混油污染的地层中, 利用气测和荧光录井来识别显示层时受人为主观影响较大, 对于较弱的荧光显示则不易发现, 影响了油气的发现及油气水层的识别。增加随钻测井后, 利用随钻曲线对地层气体或流体的响应, 除特殊地层外皆可判断出地层中所含气体、流体性质的变化, 从而判断出油气水层。

2.3 迟到时间的校正。

一直以来, 迟到时间的校正都是以理论计算或理论计算结合实物测定来完成的, 由于含有理论计算部分, 所得结果一般都会存在一定的误差。结合随钻测井后, 可利用其可清晰划分地层界面的特点, 来确定钻入该层时间, 然后用测得返出时间减去钻入时间, 便是迟到时间, 此方法简单、实用避免了理论计算的影响, 而且能够准确的校正迟到时间。

3 随钻测井中所需注意问题

随钻测井作为一种科技含量较高的地质作业方式, 一旦出现无法解决的问题, 不能够像录井或电缆测井一样在短时间内更换工具, 这样就增加了事故发生的机率, 尤其对于复杂井。所以保证仪器正常工作是发挥随钻测井作为高效地质作业方式的重要前提条件, 现场通常用以下几点来保证正常作业:

3.1 下井前测试。

通常井上会有两套在车间调试过的工具, 要对即将下井的工具进行一次测试, 保证下井前一切正常。出套管鞋后进行第二次测试, 以确认对地层有正确的响应。

3.2 解码正常。

脉冲数据传到井上后, 需要通过解码才能被我们所用, 但由于噪音影响, 常常会出现假脉冲, 这会影响到解码的质量, 尤其是假脉冲出现在数据包的开始, 则整个数据包的数据都会丢失。一般需要停止钻进来调整参数, 再重新开始钻进。

结束语

就现场地质作业来说, 无论是采用随钻测井还是录井, 都具有一定的弊端。而将两者相结合, 就可以有效的实现优势互补, 从而使得钻井工艺中出现的问题可以得到合理的解决, 另外, 两者的结合, 也可以使得地层评价更加快速的获得, 从而可以为进一步的地质作业提供必要的参考依据, 这样就能够有效的减少风险问题的出现。现今, 全球油价的上涨, 钻井的要求也在逐渐的提升, 这就使得录井与随钻测井的结合越来越广泛的被采用。而在未来的科技发展中, 这一结合技术会得到普及, 两者的结合会更加的紧密, 其优势也会更加的明显, 从而可以为现场地质作业指明良好的发展方向。

摘要：就目前的地质工艺来说, 其采用的主要作业方式就是录井与随钻测井, 而这两种工艺在单独运用的时候, 常常会出现诸多的问题, 不仅使得地质的质量受到影响, 而且还影响了后续工作的开展, 因此, 在现场地质作业过程中, 将两种技术相结合再运用, 实现优势互补, 可以有效的保障地质作业的质量, 同时也可以使得地质作业的效率得以提升。本文就主要针对录井与随钻测井相结合的现场地质作业技术进行了简要的研究, 仅供同行交流。

关键词：录井,随钻测井,地质作业技术

参考文献

[1]布志虹, 任干能, 陈乐.随钻测井技术[J].断块油气田, 2011 (4) .

[2]欧阳健.随钻测井简介[J].石油学报, 2012 (1) .

[3]中国石油集团测井有限公司随钻测井中心[J].测井技术, 2013 (5) .

篇6：录井作业环境保护

(1) 采集工控机 (PCDAS) 带ISA扩展槽, 插上A/D (模数转换) 板和脉冲板板卡进行数据采集工作, 工控机已是多年前的产品, 已经淘汰, 因长时间工作, 硬件逐渐老化, 无法用目前的计算机或其配件来替代或升级, 整套系统面临瘫痪。

(2) 计算机的操作系统包括:UNIX、WINDOWS NT、DOS等, 均不是主流操作系统, 维护起来比较繁琐, 系统无法进行升级。

(3) 主软件属于90年代初哈里伯顿公司编制的, 该公司已经不再做SDL9000软件升级, 因此软件有多种缺陷无法进行改进和弥补。

(4) 数据存储综合处理的核心部分由SUN工作站完成, 软件为UNIX系统, 硬件不通用, 出现问题无配件修复;软件崩溃时恢复也需要很长时间。

(5) SDL9000系统已属于上一代的系统, 熟练操作需要很长时间的培训, 能操作此系统的专业技术员较少。

为更好保证录井仪稳定工作, 减轻后勤保障的压力, 更好地保证生产顺利开展。经申请和相关部门批复决定将SDL9000系统改造为Well Star综合录井仪系统。

2 Well Star系统的出厂验收

七月中旬在上海科油公司, 对两套Wellstar系统不间断进行联机测试, 并模拟现场录井实验, 经测试全套系统工作正常, 未发现异常, 证明了系统工作稳定, 另外各通道进行了检测, 测量精度符合出厂指标。

出厂验收时分别对Wellsatr的SIP主板常用的4路数字通道, 24路模拟通道进行信号测试, 其中数字通道包括:绞车、2路泵冲、1路数字转速信号, 模拟信号通道包括:悬重、立压、套压、扭矩、模拟转速通道、CO2、1-6#池体积、1-4#硫化氢、进/出口电导率、进/出口温度、进/出口密度等, 所有检测通道接入传感器进行了多次重复测试, 线性和重复性良好, 各项性能指标能符合出厂要求, 同意设备出厂。

3 现场改造的过程

七月下旬设备经空运到达尼亚美, 经清关、转小飞机运抵前线基地, 再用车送抵现场。八月上旬和中旬, 在尼日尔作业现场利用完井阶段分别对JS116录井队和JS114录井队, 进行了系统改造, 过程如下:

(1) 拆除原系统的AMUX-64T多路信号转换板及和34芯带状线;

(2) 拆除原信号走线槽两个;

(3) 利用原有的导轨空间安装了绞车及脉冲信号隔离栅;

(4) 安装SIP采集 (接口) 板;

(5) 将脉冲信号 (4路) 由隔离栅引入到SIP接口板的相应数字接口;

(6) 将原系统的模拟信号隔离栅输出0-20m A的电流信号 (24路) 断掉原系统I/V PCB板的连接, 改变走向进入Wellstar的SIP接口板对应的各路模拟信号通道;

(7) 将原有的24V开关电源供电的线路改编为给脉冲信号隔离栅和SIP采集 (接口) 板供电;

(8) 将SIP采集 (接口) 板上的201、202、203嵌入式计算机PC104用RJ45网线接入HUB;

(9) 将预先装好Wellstar软件的、作为数据服务器、实时处理系统等功能的新计算机接入HUB, 与201、202、203嵌入式计算机形成局域网;

(10) 重新布线、安排所有的信号线、网络线、电源线布局和走线, 利用原有走线槽使信号线分布合理、排列美观;

(11) 联机信号测试将常用的4路数字通道, 24路模拟通道 (不含备用通道) 进行信号测试, 其中数字通道包括:2路绞车、2路泵冲、1路数字转速信号;模拟信号通道包括:悬重、立压、套压、扭矩、模拟转速通道、CO2、1-6#池体积、1-4#硫化氢、进/出口电导率、进/出口温度、进/出口密度等, 所有传感器通道测试、联机调整, 并且将色谱面板和二氧化碳面板的连入计算机测试, 整个过程历经了近20小时, 实现了新系统所有信号传输、采集正常、软硬件工作正常。

因JS114队仪器和JS116队仪器机柜格局不同, 改造也有一点区别:JS114改造第一步是拆除机柜原系统的OPTO I/O板和脉冲转换板, 第四部是SIP采集 (接口) 板安装在相应的拆除后的空间, 其余步骤完全相同。

4 经改造后的Wellstar系统投产情况

4.1 JS116队在Arianga E-1井的投产情况

经改造后的JS116队的录井系统在8月下旬正式使用Wellstar系统进行录井, 在开钻前和开钻过程中对悬重、立压、套压、扭矩、模拟转速通道、CO2、1-6#池体积、1-4#硫化氢、进/出口电导率、进/出口温度、进/出口密度等模拟信号全部进行了标定, 并对泵冲信号进行通道系数校正, 并根据实际绞车数据进行参数录入, 并进行了校验和校正。

Arianga E-1井共计录井2442.5m。改造后的仪器性能稳定、测量精度高、井深误差经过反复调整后比较小, 误差不足1%。成功地发现油气显示15层/39米, 取全、取准了各项资料。在录井过程中出现了一些小问题, 但很快得到了解决。

4.2 JS114队在Mandara-1井的投产情况

经改造后的JS114队的录井系统在9月初正式使用Wellstar系统进行录井, 在开钻前和开钻过程中对同JS116改造采用同样标定及校验步骤。

Arianga E-1井共计录井2675.5m。改造后的仪器性能稳定、测量精度高、井深误差经过反复调整后比较小, 误差不足1%。成功地发现油气显示32层/78米, 取全、取准了各项资料。由于本井吸取了JS116队的使用经验, 在整个录井基本上未出现问题。

5 结论