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篇1
刘桥一矿位于安徽省濉溪县境内，煤系地层为华北晚生古生界二叠系下石盒子组及山西组地层，含3、4、6煤及三到四层发育不全的极薄煤线，以单一薄煤层为主，煤层厚度0-1.75，平均厚度0.82m，平均倾角14°，局部可采，为极不稳定煤层。3煤储量主要分布在II46上山采区东翼及六采区，可采储量合计为148.8万吨。
2 采煤工艺选择
根据3煤赋存特点及煤层厚度特征，我矿3煤采用钻采采煤工艺，边掘边采，掘进与钻采平行作业的方式施工。前方掘进工作面至少超前钻采工作面80米，钻机采用乌克兰生产的薄煤层三轴螺旋钻机，采用独头单向钻采。钻采顺序为前进式钻采至迎头。该机先在巷道下帮沿煤层倾向向下进行钻采，钻采完后再退回调头在巷道上帮沿煤层倾向向上进行钻采，该机适用于煤层厚度为0.5m-0.9m，煤层倾角-15°-+15°，煤层走向倾角小于8°的各种硬度的煤层。
2.1 落煤方法
①落煤方式
即一台螺旋钻机布置在运输顺槽中，向煤层打钻，钻头割煤，螺旋钻杆掏煤，煤直接落在运输巷的刮板输送机上运出。该机一次采宽2.0米，三轴联动钻杆1.54米一节，钻机本身自动接杆，达到设计采深或遇断层时，推出钻杆，螺旋钻机整体前移，预留0.8±0.2米煤柱后开始下一循环钻采。
②螺旋钻机正常钻进
设计钻采长度:钻采从运输巷设计位置处开始运行，从顺槽上帮向上钻采，钻采深度最大85米，平均80米，螺旋钻机以2.0m/min的速度向上钻采，直至达到设计深度。
2.2 设备配置
①螺旋钻
螺旋钻机选用乌克兰制薄煤层三轴螺旋钻机，其主要技术参数如下:
钻高625/725/825
钻宽2.0m
钻深上山方向85m，下山方向40m。
电机功率220kw
钻进速度0-1.0m/min
②运输设备
刮板输送机一部: 型号为SGW—40T
电机功率: 40kw
运输能力:150t/h
中间顺槽尺寸:1500mm×630mm×180mm
链速:0.92m/s
③运送和安装钻具的设备
单轨吊车一部，起吊速度为3m/min，运行速度为20m/min，起吊高度为3m。
④辅助运输设备
SGW---40T型转载机和STJ800/2×40型皮带和SD—150F型皮带运煤。
2.3 生产能力
按一个螺旋钻采工作面布置，工作面每班钻进30m，每天钻进深度90m，钻孔高度0.65m，实际采高1m ，钻孔宽度为2.0m，钻煤时采储率为0.95，则:
W=L×S×H×r×C=90×2.0×1×1.46×0.95=250T
式中W---日产量，t/d;
L---日钻进深度，m/d;S---钻孔宽度，m;H---钻孔高度，m;r---煤层视密度;
C---采出率×95%; 则年生产能力=350×250=8.75万吨
3 巷道布置
根据3煤赋存状况，可充分利用II46上山采区及六采区生产系统运料，排矸，运煤。减少了掘进巷道工程量，在3、4煤层间距较大的地点可设一临时垂直煤仓进行连接，煤仓高度即3、4煤层间距。
4 顶板控制
由于3煤无直接顶，老顶以中细砂岩为主，平均厚17.5m，钻采面采宽1.905m，煤柱宽0.5m，顶板来压及下沉量不明显，故钻采工作面采用不支护方式。正常工作时期，在工作面钻孔钻采完备后，在钻孔口以里0.3m 处支设3棵φ×H =180mm×650mm的优质木点柱，上方戴规格为长×宽×厚=400mm×200mm×40mm的木柱帽(柱帽沿倾斜使用)，并用木栅栏加紧打牢，软底处加穿规格为1500mm×250mm×40mm的大木鞋。木点柱严禁支在浮煤、浮矸上。
随着螺旋钻采煤机不断前移采煤，要随时观测运输巷的围岩变形情况。当巷道压力变大，变形严重时，及时打锚索加强支护，锚索间排距300 mm×300mm，长度6.0m，安设在巷道拱顶，防止冒顶或影响钻采工作。运输巷采用猫网作永久支护。在钻孔口以上或以下0.3m处支设3棵φ×H =180mm×650mm的优质木点柱支护顶板。
5 通风
钻采工作面通风方式是利用2×15kW局部通风机供风。
6 该工艺与传统工艺相比的优点
①在采煤面实现无人操作，安全生产。
②降低伤亡事故和职业病患者。
③可以在螺旋钻具上安装三种不同直径的钻头625mm、725mm、825mm，增加在不同厚度煤层上的采收率。
④实现薄煤层采煤，其中包括从平衡的和保护煤柱上采煤，这样增加采煤量，并降低其在矿藏中的损失。
⑤只采煤不采矸石，采出煤质好。
⑥由于不需要支撑，从而节约了大量的木材。
⑦在相同条件下，与传统工艺相比矿工的工作效率提高一倍以上。
⑧由于留煤柱，代替了支护，降低了采煤成本，由于煤柱的存在，也减少了顺槽等巷道的回收费用。
⑨在顺槽中的设备维护、维修方便，避免了重体力劳动。
⑩人工工效提高，采煤机每班需6人操作，并且大大地减轻了 工人的劳动强度。
7经济效益
以我矿II362钻采面为例:
储量 8.75万吨，井巷工程 600米 (II362运输巷)费用 270万元;
螺旋钻采煤机 1台520万元，辅助设备 136万元;
人工工资/年72万元(2500元/月)，电力消耗/年42万元;
其他消耗/年 100万元 ，计1140万元，预计销售收入 2625万元
篇2
几年来国家对各行各业的安全更加注重，而进行石油钻探时的工作环境需要经常处于防爆区域，所以钻采时必须使用防爆的电气设备。
一、含爆炸性气体的环境危险区的划分
每一个国家对爆炸区域的划分都有各自的评判标准，我国将爆炸性气体出现的频率以及时间的长短等内容作为评判标准，将环境危险区划分为三个区域，分别是O区、1区以及2区，划分的具体标准如下所示：0区：环境出现爆炸性气体的时间较长或是连续出现的区域（大多数的情况下，0区只存在于密闭的空间环境中，如，贮罐，煤气罐等等）；1区：环境中的爆炸性气体可能由正常的工作运转产生的区域；2区：环境中的爆炸性气体不会由正常的工作运行造成或者即使产生了气体也不会长时间的存在。
二、常用防爆电气装置的应用
根据使用电气设备的环境、工艺等方面的不同，应用的防爆装置也不同，大致可以分为以下几种类型：增安型、隔爆型、正压型、本质安全型、充砂型、浇封型等。
（一）防爆电机。目前，石油钻采的力度越来越大，机器的工作时间越来越长，这样，企业对钻采工具的使用周期、维修时间以及次数、安全性能的要求越来越高，而防爆机又是保证以上各方面的关键，所以，石油钻采系统越来越注重防爆机的安全性能。石油钻采系统经过长期的实践证明，无火花型电机、正压型电机以及增安型比较实用且适用，这些电机也逐渐的进入到行业中去。
1、增安型电机。增安型电机一般在正常的工作过程中，不会产生电火花、电弧或者高温等现象，需要对该机器进行电气和热以及机械等方面的的保护措施，避免在正常工作时产生电火花、电弧或者高温等危险的现象。该电机在进行了一定的安全防护措施之后，可以正常的在2区危险区域进行工作。由于增安型电机将传统的下水冷改变为上水冷，加装了防潮加热器以及监控系统，所以，该电机的防爆性能更加完善，并且还能对点击进行监控，性能更加安全，保证了石油钻采任务的安全进行。
2、无火花型电机。无火花型电机在正常工作的过程中不会点燃周围环境中的爆炸性的气体，而且不会将点燃出现故障的电机，遏制了爆炸的进一步发生。该电机除了与增安型电机的一些特殊规定（如，绕组温升、起动电流、试验绝缘介电强度的电压等等）外，其他方面的设计要求相同。无火花型电机符合防爆电器的设计规定，使用额定电压超过660V的电机，加热机以及其他接连件在接线盒内。
3、正压型电机。正压型电机具有一整套完美的通风系统，内部没有任何影响通风正常进行的阻碍、结构死角等；由不能够燃烧的材料制作而成，机械强度能够达到工作需；电机外壳以及主管道的内部能够保证足够大的正压以求与外界环境的大气压相适应；电机备有安全保护措施，例如，流量监测器、时间继电器、报警装置等等，这些保措施既能够保证机器的换气量，还能够完成电机无法正常工作时的报警任务。
（二）防爆箱。防爆箱适用于1区以及2区的爆炸气体危险区。一些防爆箱因为采用了模块化设计的原理，各个回路可以根据工作环境的具体情况进行自由的组合，防爆箱有两种类型，即隔爆型、正压型，本文简述隔爆型。
隔爆型的电气一般在通用性较强的设备中比较常用。隔爆型防爆箱的外壳能够承受箱体内部气体爆炸产生的压力，遏制爆炸性的气体向外界环境泄露，而引起更大的危害。在隔爆型防爆箱的箱体上在安装上一个接线箱，这样的组合仪器叫做/de0，该仪器能够在隔爆的壳体中使用可以产生火花的元件，减小仪器造价，然而有利必有弊，这用仪器由于是不同设备组装在一起形成的，所以仪器的体积较大，内部的小零件较多，如，螺丝钉。螺丝帽等等，在检修时步骤比未改装的更多，较麻烦，而且组合后的仪器散发的热量较多，散热也就成为该设备的一个重点问题。还有另外一种隔爆型防爆箱体叫做/ed0，这种设备的外壳是增安型，内部元件是隔爆型，对这种组合设备进行拆装时较/de0更方便，而且使用增安型的箱体装备设备，能够增加设备的防护等级，但是使用隔爆的电气元件会增加设备的成本，不利于推广使用。
（三）正压型电气设备。正压型设备可以使用在存有点燃源或者是密闭的环境中，将气体介质或者惰性气体导入设备的外壳中，从而形成一个相对稳定的过压，并且这种稳定的过压在实际的工作过程中依旧能够稳定的存在，这样就能够遏制可燃性的气体或者是易燃的粉尘等物质进入设备的外壳中，将可爆炸的环境与引燃源分隔开，防止爆炸的产生。从正压技术的原理上讲，正压技术可以应用于对可燃气体的分析。可燃气体经过管道进入分析仪的正压外壳，如果在设备工作的过程中出现可燃气体泄漏等问题，不会出现爆炸的现象，因为，这些泄漏的气体在正压外壳的内部会形成一个可燃性气体源，包含可燃性气体的管道以及分析仪叫做密闭容器系统，而这个密闭系统是一个无释放的系统。这个系统能够预见到气体的最大释放速度的有限以及无限性，对于气体的无限释放的情况下，这个系统能够利用惰性气体形成的过压阻止氧气进入设备的外壳中，使设备无法形成爆炸所需的环境。
三、总结
石油钻采使用的防爆电气设备要从经济以及通用角度考虑。在电气内部如果会产生电弧或是火花，而且周围环境为1区或是2区的气体环境中，要采用隔爆型的防爆箱，如果电气内部不会产生电弧或是火花，而且所处的也为1区或是2区的气体中，要使用防爆电机。面对着科技的发展日新月异的情况下，各种石油钻采使用的设备也应该不断地完善。
参考文献：
[1]许春家.正压型防爆电机的防爆原理与设计[J]，防爆电机，2008（04）
[2]V.Hahn ，TH.Arnhold ，刘安邦；正压型电气设备――一种适用较复杂电气设备的防爆型式[J]；电气防爆；2003（02）
[3]吕俊霞.电气防火与防爆的方法和技术[J]，洁净与空调技术，2010（03）
篇3
1.1 海上钻井可及水深方面的发展历程
正规的海上石油工业始于20世纪40年代,此后用了近20年的时间实现了在水深100m的区域钻井并生产油气,又用了20多年达到水深近2000m的海域钻井,而最近几年钻井作业已进入水深3000m的区域。图1显示了海洋钻井可及水深的变化趋势。20世纪70年代以后深水海域的钻井迅速发展起来。在短短的几年内深水的定义发生了很大变化。最初水深超过200m的井就称为深水井;1998年“深水”的界限从200m扩展到300m,第十七届世界石油大会上将深海水域石油勘探开发以水深分为:400m以下水域为常规水深作业,水深400~1500m为深水作业,大于1500m则称为超深水作业;而现在大部分人已将500m作为“深水”的界限。
1.2海上移动式钻井装置世界拥有量变化状况
自20世纪50年代初第一座自升式钻井平台“德朗1号”建立以来,海上移动式钻井装置增长很快,图2显示了海上移动式钻井装置世界拥有量变化趋势。1986年巅峰时海上移动式钻井装置拥有量达到750座左右。1986年世界油价暴跌5成,海洋石油勘探一蹶不振,持续了很长时间,新建的海上移动式钻井装置几乎没有。由于出售流失和改装(钻井平台改装为采油平台),其数量逐年减少。1996年为567座,其中自升式平台357座,半潜式平台132座,钻井船63座,坐底式平台15座。此后逐渐走出低谷,至2010年,全世界海上可移动钻井装置共有800多座,主要分布在墨西哥湾、西非、北海、拉丁美洲、中东等海域,其中自升式钻井平台510座,半潜式钻井平台280座,钻井船(包括驳船)130艘,钻井装置的使用率在83%左右。目前,海上装置的使用率已达86%。
2我国海洋石油钻井装备产业状况
我国油气开发装备技术在引进、消化、吸收、再创新以及国产化方面取得了长足进步。
2.1建造技术比较成熟海洋石油钻井平台是钻井设备立足海上的基础。从1970年至今,国内共建造移动式钻采平台53座,已经退役7座,在用46座。目前我国在海洋石油装备建造方面技术已经日趋成熟,有国内外多个平台、船体的建造经验,已成为浮式生产储油装置(fpso)的设计、制造和实际应用大国,在此领域,我国总体技术水平已达到世界先进水平。
2.2部分配套设备性能稳定海洋钻井平台配套设备设计制造技术与陆上钻井装备类似,但在配置、可靠性及自动化程度等方面都比陆上钻井装备要求更苛刻。国内在电驱动钻机、钻井泵及井控设备等研制方面技术比较成熟,可以满足7000m以内海洋石油钻井开发生产需求。宝石机械、南阳二机厂等设备配套厂有着丰富的海洋石油钻井设备制造经验,其产品完全可以满足海洋石油钻井工况的需要。
2.3深海油气开发装备研制进入新阶段目前,我国海洋油气资源的开发仍主要集中在200m水深以内的近海海域,尚不具备超过500m深水作业的能力。随着海洋石油开发技术的进步,深海油气开发已成为海洋石油工业的重要部分。向深水区域推进的主要原因是由于浅水区域能源有限,满足不了能源需求的快速增长需求,另外,随着钻井技术的创新和发展,已经能够在许多恶劣条件下开展深水钻井。虽然我国在深海油气开发方面距世界先进水平还存在较大差距,但我国的深水油气开发技术已经迈出了可喜的一步,为今后走向深海奠定了基础。
3海洋石油钻井平台技术特点
3.1作业范围广且质量要求高
移动式钻井平台(船)不是在固定海域作业,应适应移位、不同海域、不同水深、不同方位的作业。移位、就位、生产作业、风暴自存等复杂作业工况对钻井平台(船)提出很高的质量要求。如半潜式钻井平台工作水深达1 500~3 500 m,而且要适应高海况持续作业、13级风浪时不解脱等高标准要求。
3.2使用寿命长,可靠性指标高
高可靠性主要体现在:①强度要求高。永久系泊在海上,除了要经受风、浪、流的作用外,还要考虑台风、冰、地震等灾害性环境力的作用;②疲劳寿命要求高。一般要求25~40 a不进坞维修,因此对结构防腐、高应力区结构型式以及焊接工艺等提出了更高要求;③建造工艺要求高。为了保证海洋工程的质量,采用了高强度或特殊钢材(包括z向钢材、大厚度板材和管材);④生产管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上运输、海上安装甚为复杂,生产管理明显地高于常规船舶。
3.3安全要求高
由于海洋石油工程装置所产生的海损事故十分严重,随着海洋油气开发向深海区域发展、海上安全与技术规范条款的变化、海上生产和生活水准的提高等因素变化,对海洋油气开发装备的安全性能要求大大提高,特别是对包括设计与要求、火灾与消防及环保设计等hse的贯彻执行更加严格。
3.4学科多,技术复杂
海洋石油钻井平台的结构设计与分析涉及了海洋环境、流体动力学、结构力学、土力学、钢结构、船舶技术等多门学科。因此,只有运用当代造船技术、卫星定位与电子计算机技术、现代机电与液压技术、现代环保与防腐蚀技术等先进的综合性科学技术,方能有效解决海洋石油开发在海洋中定位、建立海上固定平台或深海浮动式平台的泊位、浮动状态的海上钻井、完井、油气水分离处理、废水排放和海上油气的储存、输送等一系列难题。
4海洋石油钻井平台技术发展
世界范围内的海洋石油钻井平台发展已有上百年的历史,深海石油钻井平台研发热潮兴起于20世纪80年代末,虽然至今仅有20多年历史,但技术创新层出不穷,海洋油气开发的水深得到突飞猛进的发展。
4.1自升式平台载荷不断增大
自升式平台发展特点和趋势是:采用高强度钢以提高平台可变载荷与平台自重比,提高平台排水量与平台自重比和提高平台工作水深与平台自重比率;增大甲板的可变载荷,甲板空间和作业的安全可靠性,全天候工作能力和较长的自持能力;采用悬臂式钻井和先进的桩腿升降设备、钻井设备和发电设备。
4.2多功能半潜式平台集成能力增强
具有钻井、修井能力和适应多海底井和卫星井的采油需要,具有宽阔的甲板空间,平台上具有油、气、水生产处理装置以及相应的立管系统、动力系统、辅助生产系统及生产控制中心等。
4.3新型技术fpso成为开发商的首选
海上油田的开发愈来愈多地采用fpso装置,该装置主要面向大型化、深水及极区发展。fpso在甲板上密布了各种生产设备和管路,并与井口平台的管线连接,设有特殊的系泊系统、火炬塔等复杂设备,整船技术复杂,价格远远高出同吨位油船。它除了具有很强的抗风浪能力、投资低、见效快、可以转移重复使用等优点外,还具有储油能力大,并可以将采集的油气进行油水气分离,处理含油污水、发电、供热、原油产品的储存和外输等功能,被誉为“海上加工厂”,已成为当今海上石油开发的主流方式。
4.4更大提升能力和钻深能力的钻机将得到研发和使用
由于钻井工作向深水推移,有的需在海底以下5000~6000m或更深的地层打钻,有的为了节约钻采平台的建造安装费用,需以平台为中心进行钻采,将其半径从通常的3000m扩大至4000~5000m,乃至更远,还有的需提升大直径钻杆(168·3mm)、深水大型隔水管和大型深孔管等,因此发展更大提升能力的海洋石油钻机将成为发展趋势。
篇4
1.1 海上钻井可及水深方面的发展历程
正规的海上石油工业始于20世纪40年代，此后用了近20年的时间实现了在水深100m的区域钻井并生产油气，又用了20多年达到水深近2000m的海域钻井，而最近几年钻井作业已进入水深3000m的区域。图1显示了海洋钻井可及水深的变化趋势。20世纪70年代以后深水海域的钻井迅速发展起来。在短短的几年内深水的定义发生了很大变化。最初水深超过200m的井就称为深水井;1998年“深水”的界限从200m扩展到300m，第十七届世界石油大会上将深海水域石油勘探开发以水深分为:400m以下水域为常规水深作业，水深400~1500m为深水作业，大于1500m则称为超深水作业;而现在大部分人已将500m作为“深水”的界限。
1.2海上移动式钻井装置世界拥有量变化状况
自20世纪50年代初第一座自升式钻井平台“德朗1号”建立以来，海上移动式钻井装置增长很快，图2显示了海上移动式钻井装置世界拥有量变化趋势。1986年巅峰时海上移动式钻井装置拥有量达到750座左右。1986年世界油价暴跌5成，海洋石油勘探一蹶不振，持续了很长时间，新建的海上移动式钻井装置几乎没有。由于出售流失和改装(钻井平台改装为采油平台)，其数量逐年减少。1996年为567座，其中自升式平台357座，半潜式平台132座，钻井船63座，坐底式平台15座。此后逐渐走出低谷，至2010年，全世界海上可移动钻井装置共有800多座，主要分布在墨西哥湾、西非、北海、拉丁美洲、中东等海域，其中自升式钻井平台510座，半潜式钻井平台280座，钻井船(包括驳船)130艘，钻井装置的使用率在83%左右。目前，海上装置的使用率已达86%。
2我国海洋石油钻井装备产业状况
我国油气开发装备技术在引进、消化、吸收、再创新以及国产化方面取得了长足进步。
2.1建造技术比较成熟海洋石油钻井平台是钻井设备立足海上的基础。从1970年至今，国内共建造移动式钻采平台53座，已经退役7座，在用46座。目前我国在海洋石油装备建造方面技术已经日趋成熟，有国内外多个平台、船体的建造经验，已成为浮式生产储油装置(FPSO)的设计、制造和实际应用大国，在此领域，我国总体技术水平已达到世界先进水平。
2.2部分配套设备性能稳定海洋钻井平台配套设备设计制造技术与陆上钻井装备类似，但在配置、可靠性及自动化程度等方面都比陆上钻井装备要求更苛刻。国内在电驱动钻机、钻井泵及井控设备等研制方面技术比较成熟，可以满足7000m以内海洋石油钻井开发生产需求。宝石机械、南阳二机厂等设备配套厂有着丰富的海洋石油钻井设备制造经验，其产品完全可以满足海洋石油钻井工况的需要。
2.3深海油气开发装备研制进入新阶段目前，我国海洋油气资源的开发仍主要集中在200m水深以内的近海海域，尚不具备超过500m深水作业的能力。随着海洋石油开发技术的进步，深海油气开发已成为海洋石油工业的重要部分。向深水区域推进的主要原因是由于浅水区域能源有限，满足不了能源需求的快速增长需求，另外，随着钻井技术的创新和发展，已经能够在许多恶劣条件下开展深水钻井。虽然我国在深海油气开发方面距世界先进水平还存在较大差距，但我国的深水油气开发技术已经迈出了可喜的一步，为今后走向深海奠定了基础。
3海洋石油钻井平台技术特点
3.1作业范围广且质量要求高
移动式钻井平台(船)不是在固定海域作业，应适应移位、不同海域、不同水深、不同方位的作业。移位、就位、生产作业、风暴自存等复杂作业工况对钻井平台(船)提出很高的质量要求。如半潜式钻井平台工作水深达1 500~3 500 m，而且要适应高海况持续作业、13级风浪时不解脱等高标准要求。
3.2使用寿命长，可靠性指标高
高可靠性主要体现在:①强度要求高。永久系泊在海上，除了要经受风、浪、流的作用外，还要考虑台风、冰、地震等灾害性环境力的作用;②疲劳寿命要求高。一般要求25~40 a不进坞维修，因此对结构防腐、高应力区结构型式以及焊接工艺等提出了更高要求;③建造工艺要求高。为了保证海洋工程的质量，采用了高强度或特殊钢材(包括Z向钢材、大厚度板材和管材);④生产管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上运输、海上安装甚为复杂，生产管理明显地高于常规船舶。
3.3安全要求高
由于海洋石油工程装置所产生的海损事故十分严重，随着海洋油气开发向深海区域发展、海上安全与技术规范条款的变化、海上生产和生活水准的提高等因素变化，对海洋油气开发装备的安全性能要求大大提高，特别是对包括设计与要求、火灾与消防及环保设计等HSE的贯彻执行更加严格。
3.4学科多，技术复杂
海洋石油钻井平台的结构设计与分析涉及了海洋环境、流体动力学、结构力学、土力学、钢结构、船舶技术等多门学科。因此，只有运用当代造船技术、卫星定位与电子计算机技术、现代机电与液压技术、现代环保与防腐蚀技术等先进的综合性科学技术，方能有效解决海洋石油开发在海洋中定位、建立海上固定平台或深海浮动式平台的泊位、浮动状态的海上钻井、完井、油气水分离处理、废水排放和海上油气的储存、输送等一系列难题。
4海洋石油钻井平台技术发展
世界范围内的海洋石油钻井平台发展已有上百年的历史，深海石油钻井平台研发热潮兴起于20世纪80年代末，虽然至今仅有20多年历史，但技术创新层出不穷，海洋油气开发的水深得到突飞猛进的发展。
4.1自升式平台载荷不断增大
自升式平台发展特点和趋势是:采用高强度钢以提高平台可变载荷与平台自重比，提高平台排水量与平台自重比和提高平台工作水深与平台自重比率;增大甲板的可变载荷，甲板空间和作业的安全可靠性，全天候工作能力和较长的自持能力;采用悬臂式钻井和先进的桩腿升降设备、钻井设备和发电设备。
4.2多功能半潜式平台集成能力增强
具有钻井、修井能力和适应多海底井和卫星井的采油需要，具有宽阔的甲板空间，平台上具有油、气、水生产处理装置以及相应的立管系统、动力系统、辅助生产系统及生产控制中心等。
4.3新型技术FPSO成为开发商的首选
海上油田的开发愈来愈多地采用FPSO装置，该装置主要面向大型化、深水及极区发展。FPSO在甲板上密布了各种生产设备和管路，并与井口平台的管线连接，设有特殊的系泊系统、火炬塔等复杂设备，整船技术复杂，价格远远高出同吨位油船。它除了具有很强的抗风浪能力、投资低、见效快、可以转移重复使用等优点外，还具有储油能力大，并可以将采集的油气进行油水气分离，处理含油污水、发电、供热、原油产品的储存和外输等功能，被誉为“海上加工厂”，已成为当今海上石油开发的主流方式。
4.4更大提升能力和钻深能力的钻机将得到研发和使用
由于钻井工作向深水推移，有的需在海底以下5000~6000m或更深的地层打钻，有的为了节约钻采平台的建造安装费用，需以平台为中心进行钻采，将其半径从通常的3000m扩大至4000~5000m，乃至更远，还有的需提升大直径钻杆(168·3mm)、深水大型隔水管和大型深孔管等，因此发展更大提升能力的海洋石油钻机将成为发展趋势。
篇5
由于切削具硬度及耐磨性的原因，硬质合金钻进只适用于中等硬度以下的软岩层；金刚石钻进可钻性级别较高，但金刚石产量少，价格昂贵，普及于日常生产有相当的难度，并且，金刚石受到太大的冲击容易破碎，也不适用于裂隙、溶岩溶洞地层钻进。
钢粒钻进是钻进坚硬岩层的另一种主要方法，这种施工方式具有施工设备简单，操作工艺易行，成本低廉等优点。但是，由于钢粒不固定在钻头上，在裂隙、岩溶溶洞地层，钢粒容易大量漏失、流失，使得钻头底唇面下没有足够的钢粒破碎岩石，钻具无法克取岩石取得进尺，所以，钢粒钻进在裂隙、岩溶溶洞地层中的应用也受到很大的限制。
我们在淅川水源地裂隙、岩溶溶洞地层钻井施工中，经过技术分析与攻关，采用钢粒钻进工艺，顺利完成了施工任务，在钢粒钻进裂隙、岩溶溶洞地层方面，取得了一定的实践经验。
1. 概述
1.1工程概况
由于工农业的快速发展，淅川县城段水质受到严重污染，超出了国家Ⅳ级饮用水标准，且水量供给日益萎缩。饮用水对当地的经济发展、人民的日常生活已经造成严重的影响。为此，经多方论证，开辟、建设新的、水质良好的饮用水水源地，成为必然。
1.2地层情况简介
水源地位于淅川县城西北一公里处。地层情况大致如下：
上部第四系坡洪积层，主要为松散中粗砂、砂砾（卵）石层、砂质粘土，其中赋存丰富的第四系松散岩类孔隙水；该层底部砂砾（卵）石层泥质含量较高，胶结较致密，该层不整合覆盖于寒武—奥陶系老地层之上，为隔水层。
基岩为奥陶、寒武、震旦系岩层，岩层局部为火山角砾岩、砂质粘土岩、页岩、砂岩、泥岩、板岩、灰岩等，含微弱基岩裂隙水，富水性差；地层岩性大部分为白云岩、白云质大理岩、灰质白云岩等，节理裂隙及溶蚀现象发育，赋存丰富的碳酸盐岩裂隙岩溶水。碳酸岩层为钻井取水的主要目的层。
1.3施工设计要求
设计井孔数25眼，单井供水量50吨/小时；
单井井孔结构为：上部第四系覆盖层井孔直径为φ600mm，下φ377×7 mm螺旋钢管；下部基岩：井孔直径为φ290mm，裸眼成孔。
井孔深度200米左右，具体井深视地层实际情况而定。
井孔上部第四系松散岩类孔隙水全部封隔，水源地用水主要取下部基岩的碳酸岩裂隙、岩溶溶洞水。
2.钻进工艺
上部第四系地层：一钻采用φ300mm三翼刮刀钻头开孔，二钻用φ600mm三翼刮刀钻头扩孔，最后用φ377mm钢粒钻头钻入基岩2米，下入φ377×7 mm螺旋钢管，止水固井管；
下部基岩：采用φ290×10mm钢粒钻头，一径钻至终孔。
钢粒选择：选直径为3mm的钢粒。
钻压：24KN， 转速：90rpm， 泵量：110 L/min， 回次投钢砂量：16Kg。
3.施工生产
3.1前期生产情况
机台进入工地后，第一眼井的前期，施工顺利，钻进至49.5米处钻穿第四系地层，然后又往下钻2米基岩，下入φ377×7 mm表层套管，止水、固定表层套管后，改用φ290×10 mm钢粒钻头钻进基岩。
当钻进至83米时，生产出现了两个棘手的问题，a：所用的清水冲洗液出现了迅猛的减少，即清水冲洗液大量漏失，导致工地施工所需的清水供不应求；b：在冲洗液出现大量漏失的同时，钻具也出现了剧烈的“窜动”和“阻卡”，致使钻具难以回转作业，施工设备“鳖车”严重。
在这两个因素的阻碍下，施工机台坚持运行2天，基本不能取得进尺。生
产被迫停顿。
3.2原因分析
就施工所出现的问题结合具体地质情况，我们判断冲洗液的漏失与钻具的“阻卡”、“窜动”现象，都是钢粒钻头钻至裂隙、岩溶溶洞地层的反应：
a:经测量，井孔内的静水位相对地面高度为-52.5米；循环池内冲洗液液面高度为-0.8米。井孔内液面高度比循环池内冲洗液面高度低51.7米。当泥浆泵将清水冲洗液打入井孔后，冲洗液柱就在循环管路中形成负压，负压将清水冲洗液快速的由循环池吸入井孔内，井孔内又由于裂隙、大溶洞的存在，进入井孔内的循环液从裂隙、溶洞漏失。最终循环池内的冲洗液大量被吸入井孔内流失，导致工地清水冲洗液供应不及，不能持续供应生产的需求。冲洗液流动示意图见图一。
b:当冲洗液大量流失时，恰好说明施工钻到了大裂隙、溶洞地层，在冲洗液大量流失的同时，钢粒也大量的漏失或被冲走。这种情况使得没有足够的钢粒被压在钻头唇面下面破碎岩石，导致钢粒钻头唇面直接与岩石相接触；大裂隙、岩溶溶洞地层处的井孔底部又凹凸起伏、参差不平，致使钻具剧烈的“窜动”和“阻卡”，无法回转作业。论文格式。
3.3解决方案
就生产中遇到的问题，我们进行了各种各样的尝试。
a:对于冲洗液大量漏失的问题，在保证满足钢粒钻进所需冲洗液量的前提下，控制流入井孔内的冲洗液量，使得冲洗循环液以一定的流量源源不断的被输送入井孔内。
我们在泥浆池的进水管上安装一个阀门和水表，控制、测量流入循环池的进水量；在高压管的前端安装一个球型高压阀门，用以控制进入井孔内的循环液量。每一回次，当水泵将循环水少量打入井孔后，即关闭水泵，利用循环液在井孔内、外的高差，让循环液自然被吸入井孔内，同时，利用高压管前端的球型阀门，控制流入井孔内的循环液量；再利用泥浆池进水管的水表，在保证泥浆池液面稳定的情况下，检测进入井孔内的循环液量，使得流入井孔内的循环液量即不太大，又能满足施工生产工艺要求。
为配合生产中用含钢粒的粘土球施工钻进生产，防止水流太大冲蚀含钢粒的粘土球，控制流入井孔内的循环液量减少为60 L/min。
b:对于钢粒大量漏失、流失问题，我们做了如下尝试：①在大裂隙、岩溶溶洞地层井孔段，舍弃钢粒钻进法，采用硬质合金钻头钻进。结果不理想，不能取得进尺，且钻具“蹦跳”、“阻卡”更为严重；②试用液压控制连续投砂器进行连续投砂法施工，结果也不甚理想。由于裂隙、溶洞比较大，投进井孔内的钢粒几乎都漏失或被循环液冲走，钻具依然“蹦跳”、“阻卡”严重；③我们在粘土球的启发下，利用稍微干些的粘土泥和钢粒进行搅拌，最后制成含有钢粒的粘土球。粘土球直径大致为φ40mm，粘土泥与钢粒的体积比例大致为7:3，然后在每一回次钻具放入井孔前，将粘土球投入井孔内，往井孔内输送的供水量降至60 L/min，转速90 rpm。施工运行结果相对比较理想。钻具回转平稳，进尺也较为理想。缺点是正常钻进的时间不长，只能维持25分钟左右，就需要重新往井孔内投含钢粒的粘土球，较为繁琐。
c:在裂隙比较小、溶洞比较小的地层，只要钢粒漏失、流失的少，还是采用由钻具内径一次投砂法或者结合投砂法，输送井孔循环液量110 L/min，钻进效率与完整地层钢粒钻进效率基本相同，比较理想。
3.4施工效果
经过分析和尝试，在裂隙、岩溶溶洞地层，采用钢粒钻进时，控制循环液输入井孔流量，并且制取粘土与钢粒比例为7:3（体积比）的粘土球，采用一次投球（粒）或者结合投球（粒）法进行施工，施工效果还是比较理想的。论文格式。
施工进度由前期的常规施工2天没进尺，改变为每天能取得7米左右的进尺。并且，由于施工工艺改进后，施工设备运行平稳，机械故障大为减少。
施工工艺改进前后各2天的施工主要经济技术指标统计情况，详见表一。
表一 施工工艺改进前后主要经济技术指标对比
施工 钢粒 施工 纯钻 辅助机械 待水 平均 单位进尺钢粒
进尺用量 时间 时间时间 事故 时间 钻速 消耗量
h Kg hh hh h m.h-1Kg.m-1
改进前0.15 150 48 2210 6 100.0031 1000
改进后 13.8 5048 28 164 0 0.2883.62
由上表可以看出：施工工艺经过改进后，进尺、纯钻时间、平均钻速都得到很大的提高，而钢粒等材料消耗却大幅下降，单位进尺钢粒消耗量趋于正常值，设备运转平稳，机械事故也减少了；由于供水“细水长流”，能够满足施工需水供应，待水时间降为0。
由此说明，施工工艺改进后，效果是显著的。工艺改进是成功的。
在随后24眼井的施工中，一直沿用了上述施工工艺，施工非常顺利。各方面均取得了满意的效果。我们圆满完成了全部施工任务。
4.结语
钢粒钻进是一种比较老的钻进施工方式，针对比较坚硬的岩层，具有成本低廉、工艺简单、事故率低等很多优点。但是，由于其本身工艺特点，在大裂隙、溶岩溶洞地层，这种施工工艺的应用受到了很大的限制。本文从生产实践出发，采用钢粒钻进工艺在大裂隙、岩溶溶洞地层施工，总结出了以下方法与经验：
①发生循环液大量漏失时，在供水管路上安装一个高压阀门，利用高压阀门控制循环液输送流量，使进入循环管路的冲洗液量既满足施工工艺要求，又不大量漏失。论文格式。使生产能持续地进行。我们工地经现场测试，循环液供应量降低至平常施工生产时的五分之三，即60L/min。
②当所施工地层存在大裂隙、溶蚀溶洞情况，导致钻粒大量漏失、流失时，按照7:3（体积比）比例，将粘土与钢粒混合搓制成直径φ40mm左右、比较硬的粘土球，在每一个回次下钻具前，采用一次投球（砂）法或者结合投球（砂）法将含钢粒的粘土球投入井孔内，施工钻进能获得不错的施工效果。
③当裂隙、溶洞不大，钢粒漏失、流失不太严重时，采用一次投粒法或者结合投粒法等正常、传统的施工工艺方式，钻进效率基本能恢复到完整岩层相同的正常水平。
参考文献：
［1］钻探工艺学.地质出版社。1990年。
［2］钻探工程设计参考资料.地质出版社，1991年。
［3］贾崇基，蔡公达。工程流体力学。1989年。
［4］岩石可钻性分级手册。1979年。
篇6
（1）对直斜井热采防砂工艺模式进行了补充、完善。针对陈南薄层稠油油藏特点，形成了以封隔高压一次充填为主，预充填+高低压充填、逆向充填、二次补砂技术，先注汽后防砂等多种工艺为辅的机械防砂方式，适应不同条件油井的防砂需求，有效的提高防砂效果，延长防砂有效期。
（2）水平井完井防砂工艺的推广应用。水平井裸眼筛管防砂完井技术的创新与改进。①完井工艺的选择--筛管顶部注水泥完井技术。研究确定了稠油热采完井配套工艺为防砂筛管加热力补偿器配套TP110H套管，水泥返高至地面。②防砂筛管的优选--精密微孔复合防砂筛管。优选了精密微孔滤砂管为水平井防砂完井滤砂管，并试验确定了适合陈373块油藏滤砂管的挡砂精度。③ 钻井泥浆的清除--酸洗解堵技术。改进了泥饼清洗解堵工艺，集成应用了酸洗酸化一体化技术与二次酸洗技术。水平井变密度射孔完井与管内充填防砂技术配套模式。①针对油水关系复杂的稠油油藏，为了防止底水锥进，开展水平井分段变密度射孔优化研究，确定采用127枪127弹，端部16孔/m，跟部10孔/m的射孔方式，提高储量动用程度。②采用水平井精密复合滤砂管逆向充填配套工艺，并对防砂工艺、防砂管柱、防砂施工参数进行优化研究，确定施工参数为每米加砂量0.4～0.8m、排量1200～1500L/min、砂比5%～35%，有效提高了防砂成功率与应用效果。
2 注汽工艺的优化与改进
（1）注汽管柱的优化：
①隔热技术：采用高真空隔热油管，每根隔热油管接箍处加装密封圈及隔热衬套，丝扣抹高温密封脂。可以降低井筒热损失，提高井底蒸汽干度。
②防铁锈落井装置：针对隔热管使用频次高，日益老化结垢严重，铁锈容易落井造成注汽管柱的堵塞，为此在热采注汽管柱增设了防铁锈落井装置。截止目前每口注汽井都应用了该装置，效果良好。
③试验推广应用注采一体化管柱：稠油注采一体化工艺技术是根据稠油注蒸汽的特点，为减少作业施工所造成的热损失，简化施工工序和减少油层污染而研究设计的注汽转抽配套技术。该工艺适应于陈庄地层能量不足，地层漏失严重；易造成冷伤害，吞吐周期短的多轮次井。
④裸眼筛管完井的水平井注汽管柱结构优化设计，主要采用多点分配注汽管柱进行注汽，尽可能使水平段均匀动用，提高油层动用程度，从而提高产油量和采收率。
（2）注汽参数的优化。通过数值模拟预测结果显示：注汽强度、采液强度对吞吐效果的影响较大；注汽速度、焖井时间对吞吐效果影响虽然不大，但都有一定规律。 不同周期注汽量按5%～10%的比例递增，可取较好的注汽效果。
3 开发辅助热采试验
3.1 开展CO2 辅助热采试验
针对低品位油藏地层能量低，油汽比低，热采周期短的问题，在陈庄薄层稠油水平井井开展了CO2 化学辅助热采试验。
（1）二氧化碳改善特超稠油开采机理。室内作了不同化学方法辅助蒸汽驱替效率试验，二氧化碳同薄膜扩展剂相结合大幅度提高驱替效率；驱替效率由30%提高到90%；波及系数由68%提高到81%，大大改善热采开发效果。
（2）二氧化碳辅助热采方案设计与施工。注汽前先向地层注入液态CO2 约100t，以降低稠油粘度，增能助排，增加驱替效率；在注汽过程中伴注薄膜扩展剂8t，改变油水润湿性，增加驱替效率。
（3）二氧化碳辅助热采实施效果。陈371-平2采用该项工艺后，焖井7天后转抽，累增油1000t。周期累油已超过前两周期的累油之和，已推广应用3口井，平均单井日增油10.0t。适合于多轮次吞吐，地层亏空大，油汽比偏低的超稠油井。
3.2 开展水平井双管注汽试验
针对陈庄薄层稠油油藏水平井，受油层非均质及周边采出程度的影响，存在蒸汽局部突进、水平段动用不均的问题。为此开展了胜利油田第一口水平井双管分注试验，进一步提高水平段的动用程度。
（1）工艺原理。采用井口 “双悬挂”，管中管注汽方式，蒸汽从两个通道注入，一个是从2″无接箍油管注到水平段B点，一个是从4 1/2″真空隔热管和2″无接箍油管环空井注到水平段A点。通过地面流量调解阀门进行流量控制，实现二个出汽点不同排量的控制，另外在内管和外管分流前通过旋流器及混相器实现蒸汽的等干度分配。
（2）配套技术。①水平井随油管全井段井温、压力剖面测试技术。仪器置于保护拖筒内，接在连续油管底部，随管柱下井。当仪器下至测试起点深度，进入测试程序，静置5min停点测试，直至水平段末端，完成测试过程后，仪器随管柱提至地面，回放测试数据。②双管注汽井口。双管注汽井口上部四通采用双流道结构设计，内外管注汽流道相互独立；阀门闸板采用楔形结构设计，提高密封效果；各部件连接采用法兰连接，保证井口安全长效。③2″无接箍油管。 2″无接箍油管采用外径52.4mm内径42.4mm的N80油管加工而成，最大外径59.06mm。④蒸汽等干度分配。将锅炉过来蒸汽等干度分成两股蒸汽，通过旋流器、混相器、干度流量计和流量调节阀对双管注汽的内管及外管进行注汽；在注汽过程中调节内外管注汽比例；记录各流道的温度、压力、流量等数值。
（3）施工参数的优化设计。①注汽前测试。由测试资料显示，该井A点和B点动用较好，尤其是B点，单是水平井段中间部位动用相对较差，所以在注汽的设计上A点设计60%，B点设计40%，而且设计位置上尽量避开温度的突出部则保留着对数据；否则就放弃这对数据。重复这个过程，直到数据个数达到25个，并令前12个为有标签的数据。令这组数据为C2。在计算机实验中， 取 ■ 。
采用三种方法来训练半监督支持向量机。第一种是最速下降法 ，第二种是自适应遗传算法 ，第三种是前两种方法的结合，先用自适应遗传算法得到的解 作为最速下降法的初始值，然后通过最速下降法得到更精确解。在优化函数中，取C=10，C*=100。在自适应遗传算中，采用浮点小数编码，种群规模为500，最大迭代次数为1000，自适应参数取值为a=0.9，b=0.1，c=0.6，d=0.001。核函数采用径向基函数，取c=0.72。三种算法的分类精度如表1所示。
从表1可以看出， 改进后的自适应遗传算法和自适应遗传算法与最速下降法结合的算法的分类精度要比最速下降法好许多，结果是令人较为满意的。
4 结束语
本文提出了半监督支持向量机的非线性分类法的自适应遗传算法和自适应遗传算法与最速下降法结合的算法。计算机实验结果表明，这两种算法远优于最速下降法，有令人较为满意的分类准确率。
参考文献
[1] 文岚 提高陈家庄南区薄层稠油油藏开采效果的技术及应用《钻采工艺》 2009年04期
篇7
在水平井及大斜度井中，由于管柱自重及井眼弯曲等多种因素的作用，导致了较大的摩阻力。管柱的摩阻计算虽是整个磨铣打捞管柱力学分析的一小部分，但提高其摩阻计算精度仍是完成井下作业修井工作的一个重点，这主要是因为:①精确计算出摩阻，可以预侧套管柱下入的难度，以便选择合理套管柱组合和正确的下入方法，或考虑是否需采用特殊工具;②能够准确计算套管柱的轴向载荷,以便进行套管柱强度设计与校核。
1.大斜度井三维摩阻扭矩模型
国内外学者对摩阻扭矩进行了大量的研究工作,分别建立了软绳模型和刚杆模型。两种模型各有自己的优点和适用范围，软绳模型忽略了钻柱刚度及稳定器的影响，在曲率不大的光滑井眼条件下，用来计算由刚度较小的常规钻杆组成的钻柱段的摩阻扭矩能够给出足够的精度。因此，现在有的商业软件仍在采用，但应用在井眼曲率变化较大或钻柱刚性较大的单元，会产生明显的误差；刚杆模型
在曲率较大的井眼或由刚度较大的加重钻杆组成的钻柱段条件下，其计算结果具有更高的精度，但用于曲率较小刚度较小的平滑井眼中，计算结果收敛困难，对测点数据敏感，解的稳定性较差。
1.1大斜度井三维摩阻扭矩分析刚杆模型
建立如图1所示的坐标系。N轴、E轴、H轴分别指向地理北向、地理东向、重力方向,它们相互垂直,组成固定坐标系。、、分别是井眼轴线的切线方向、主法线方向、副法线方向的单位矢量，它们相互垂直，组成自然坐标系。
图1 三维摩阻分析的坐标系图
在钻柱上取一单元段ds,通过力学分析,可得下面方程组:
其中：
式中：T为轴向拉力;为弯矩；为扭矩；EI为抗弯刚度;q为钻柱单位长度有效重量;分别为管柱在井眼内的轴向和周向摩阻系数;为管柱外径;N为钻柱单位长度所受的横向支承力;分别为钻柱变形线的曲率和挠率。
将由方程(1)~(4)组成的微分方程组进行有限差分变换，考虑钻柱不同工作状态下的边界条件，可以应用数值方法对所得到的方程组求解。从而可以得到钻柱的轴力及横向支撑力沿钻柱长度的分布规律，进而可以求得地面大钩拉力及转盘扭矩。
1.2大斜度井三维摩阻扭矩分析软绳模型
如果钻柱刚度较小，井眼不出现严重狗腿度，则井眼曲率和管柱刚度对其受力的影响较小，在分析计算中采用软绳模型将会得到精度足够的解，这时，式(1)~(4)变为：
应用同样的方法可以算出采用软件杆模型时钻柱的轴力及横向支撑力沿钻柱长度的分布规律，并进而求得地面大钩拉力及转盘扭矩。
2摩阻分析模型的建立与分析
2.1水平井段
由于实际水平井水平段井眼并不是绝对水平的，可以按斜直井眼进行分析，总正压力，为井斜角, 为单位长度管柱浮重，该段管柱摩阻力为：
图2 水平井段管柱受力分析
而轴力增量为：
式中，起升管柱时，取“+”号；下放管柱时取“-”号
则轴向载荷：
2.2垂直井段部分
可认为垂直井段磨铣打捞管柱无接触摩阻，而只受浮重作用，这时计算井段管柱摩阻力为零，轴力增量为管柱浮重，即
2.3弯曲井段
在大斜度井中,若忽略动态因素,则管柱受到轴向拉力、径向挤压力、浮力及摩擦阻力等外部作用力的影响。建立如下假设：①.井眼尺寸不随时间而变化。②.不考虑转动和振动的影响。③.管柱与井壁连续接触,并且弯矩、剪力、接触力连续分布。④.管柱在下入过程中与井眼内壁为滑动摩擦。⑤.将整个管柱简化为连续梁。
取管柱一微元段进行受力分析
管柱受到的力分别为：考虑泥浆浮力后的重力G，摩擦阻力，与井壁接触力F，轴向力，当管柱下入到落鱼处，其轴向拉力为零。
坐标系中，轴沿井眼轴线切线方向，轴垂直于井眼轴线切线方向，轴采用右手坐标系法确定。图3取管柱一微元段进行受力分析
由梁中性层的曲率与弯矩关系:
曲率
可以得到此微元中x、y、z方向的弯矩方程:
最后可得到接触力F
已假设管柱与井壁为滑动摩擦，
-摩擦因素
最终可以得到轴向力:
上式中，摩擦系数是一个非常重要的参数，它的变化将会引起套管轴向力的变化，也会影响管柱是否能顺利下入，因此正确合理的确定摩擦系数是摩阻分析中的一个重要内容,考虑到管柱主要是在套管内工作，摩擦为钢与钢之间的摩擦，所以摩擦系数取0.25，起钻柱取“+”，下钻柱取“-”。
3.结束语
摩阻的综合计算是确定大斜度井作业管柱最大下入深度的关键因素,可较准确地预测和分析大斜度井作业管柱在三维井眼中的摩阻,研究大斜度井作业管柱在下入井底以后是否会发生强度破坏,对保证大斜度井作业管柱作业的成功率有重要的指导意义。
参考文献
[1]宋玉玲,董丽娟,李占武.国外大位移井钻井技术发展现状[J].钻采工艺,1998,21(5):4-8.
[2]韩志勇.井眼内钻柱摩阻的三维和两组模型的研究[J].石油大学学报,1993,17(增刊):44-49.
[3]龚伟安.定向井中采用曲线井眼轴线的理论研究[J].石油钻采工艺,1986,8(4):1-12.
篇8
为了提高石油钻井管理水平，降低成本，提高经济效益和竞争能力，充分利用现代化信息技术，以降低开发成本和降低生产成本为目标，建设全新的数字化钻井施工模式有着重要意义。
2 数字化钻井信息平台框架
石油钻井的主流程是从市场信息的收集与分析开始，在构建过程中，全面考虑了钻井全过程所涉及到的数据以及生产经营活动，以钻井生产的主流程为线索，从数字化钻井队、钻井数据中心、钻井辅助决策平台和远程通信网络等四个方面设计了数字化钻井信息平台框架，本文着重从前三个方面阐述数字钻井施工模式的构建方法。
3 数字化钻井队
数字化钻井队主要通过数据采集计算机将安装在各关键部位的传感器连接起来，再由井场局域网络将数据采集计算机、数据处理与传输计算机、现场监控及其他应用计算机、现场摄像监控解码器等设备连接起来，然后通过部署在这些机器上的软件系统完成数据的自动采集、数据人工录入、数据转换、数据传输、现场工况监测等工作。这些软硬件集成起来构建了数字化钻井队。
3.1数字化钻井队的硬件设施
（1）数据采集仪器
数据采集仪器一般是钻井参数仪或者地质录井仪，钻井参数仪一般包括钻井仪表主机、传感器、电缆及附件。另外，对于定向井、水平井，还需要配备有关的测斜仪器，便于进行地质导向监控。
（2）计算机及网络设备
数字化钻井队需要在井场组建一个小型的局域网络。局域网由一台服务器和若干客户机组成。计算机的连接方式采用星型拓扑结构，即网络中的所有计算机都连接到一个共享式hub或交换机上。这种网络系统连接简单，也比较容易扩充。
3.2数字化钻井队的配套软件
（1）实时数据采集、处理软件
本系统的实时数据来源于综合录井仪或钻井参数仪实时采集的数据。为钻井工程实时监测与井场信息系统服务器软件平台提供规范格式的实时数据,以不同方式为客户端提供实时数据服务等。
（2）钻井过程实时监测和远程传输软件
钻井过程实时监测分为钻进过程和起下钻过程两个模块。
井场与基地间的数据传输可以采用不同的通讯形式，目前经济简便的通讯方式为利用普通有线电话网和gprs移动通讯网，其次是微波通讯和卫星通讯。本软件可实现以上集中网络的灵活选用。
（3）工程数据手工录入维护软件
该软件主要实现钻井现场施工工程与管理数据的录入、维护和统计。这些数据包括日常管理数据、钻井设备数据、钻井队伍数据等20余类。
（4）地层压力监测评价软件
该软件是根据国外室内研究的最新成果差压和岩石弹性力学参数之间的关系建立的，根据钻井参数计算地层压力，实现地层压力数据的采集、管理、处理计算、数据图形输出一体化。用于提高地层压力的预测、检测精度，合理设计钻井液密度，提高钻井安全性，保护油气层。[1]
4 钻井数据中心
钻井数据中心建设包括钻井综合数据库、数据流及数据加载、数据软件等方面。
4.1钻井综合数据库设计与实现
数据库以井的工程生命周期为路线，包括钻井施工、固井、完井、交井的全部数据以及形成上报统计钻井资料的数据。既能够适应高速发展的钻井系统现状，同时又具有较好的扩充能力。
钻井数据库共设计了355个数据表，3654个数据项，可分为钻井标准数据库、钻井编码数据库、钻井工程设计数据库、钻井iadc报表数据库、钻井工程数据库、钻井实时数据库、钻井井史数据库等大类。
4.2数据流及数据加载
所有的钻井数据在源头一次录入，远程传输至钻井公司，经过公司技术人员审核后进入钻井数据中心。钻井数据的审核流程和交换流程下图所示：
数据库及配套的录入系统设计完成后，在胜利油田分别部署了钻井分公司数据中心、总公司数据中心和局级数据中心。各级钻井数据中心运行平稳，并发挥着越来越重要的作用。
4.3数据软件
建立了强大的钻井数据中心，就必须发挥作用。
系统实现了钻井综合数据库的/fazhan/">发展。
篇9
川渝地区是我国大型综合含油气地区之一，整个地区有着丰富的天然气与石油资源，为我国的油气勘探以及工业的发展提供了宽广的平台。但就当前川渝地区的复杂地质条件来看，这些地质难题严重的阻碍了我国油气开采的步伐，主要体现在钻井速度慢，钻井施工难度大两个方面。从上世纪70年代开始，我国就对川渝地区钻井技术的科技攻关以及新技术试验就从未中断过，也取得了一系列重大的技术突破，发展了一整套适合于川渝地区恶劣地质条件的油气配套钻井技术。在广大川渝油气井的开采方面，全面开展了以提高机械钻速为整个钻井工程核心的钻井新技术配套难题攻关试验以及试验推广应用等策略，但随着油气储备勘探技术的不断完善，一些深层油气井和更为复杂地质条件油气井的发现，也为我国乃至整个川渝地的钻井速度不断提高带来了很大的难题。
二、钻井提速技术简介
从目前钻井技术的发展来看，国内外提高机械钻速的方法很多，所有的钻井工程都必须根据不同地区的地质情况，提出相应的技术指导，最终合理的选择不同的钻井方式来达到整个钻井工程提速的目的。当前国内外常用的钻井提速技术主要有专门针对钻头的钻头优选技术，从钻井增加强度以期望达到提高钻井速率的欠平衡钻井技术（气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井液钻井等），从钻井工艺该进方面采取的垂直钻井系统应对井斜问题，复合钻井提速的PDC钻头配合螺杆钻具复合钻进技术，优化井身结构、优选钻井液等辅助措施提高钻井效率的钻井提速技术。
三、川渝地区地质状况分析
就本论文研究的川渝地区而言，近些年已经勘探出来的油气埋藏均较深，其表层的碳酸盐层可钻性特别差，高陆地层直井井斜的问题又特别突出，整个钻井过程中因为钻头使用效果不佳而导致的井下复杂事故频发以及相关工程施工的管理效率低等问题，严重的制约着我国川渝地区钻井速率，整个钻井的投资不断增大。由于我国川渝地区的深井主要为气井，整个地层的压力高，部分气藏表现出超高压特性的难题。而当前的钻井技术对于底层气压压力的控制问题，仍然很难得到有效的解决。再者，我国川渝地区已探明油气田的含硫数量很多，目前我国川渝地区的油气田除个别的碎屑岩气田以外，各产气区的主力气田均是含硫量很高的气田。因此针对当前我国川渝地区气田深度大以及高含硫的严重制约其钻井效率的难题，通过研究形成一整套有效的专门针对我国川渝地区优快的钻井技术来替代机械钻速低的难题的方法是十分必要的，对于我国川渝地区在缩短钻井周期、减少钻井成本，以及使整个钻井工程能够快速高效地完成具有十分重要的意义。
四、关于提高川渝地区钻井技术的探讨
1.施工前期的准备工作
施工人员要认真做好钻井前期的工程论证工作，在整个钻井工程开工之前，钻井技术人员应该严格按照钻井设计方案来制定周全的作业计划以及具体落实物质器材的施工前期的工程准备工作。为了避免工程施工过程中出现停工待料、遇到突发地质问题而临时改变钻井方案的设计或是改变钻井作业计划的情况，工程技术人员必须做到对全井的物资器材，尤其是那些关键的、大宗的、比较难以解决的施工材料和钻井机械的准备工作，都要在开钻以前全部得到落实。
2.施工过程中的应注意的问题
对于我国川渝地区普遍出现的高压含硫气井完井，工程技术人员要做好充分的试油基础理论以及工艺技术的研究，在整个工程施工过程中加强完井和试油装备的改进工作，注意解决套管强度以及油气井气密封的同时，工程技术人员还要注意对所有工程中应用的油管的强度和油管密封的问题。在所有的超深超高压含硫气井中，必须使用高强度的经过特殊工艺处理过的防硫的油扣和油管，对于川渝地区高压防硫气井的井套管头和采气井口的工程施工要严格按照事先拟定的工程要求来施工，与整个含硫井相配套的完井封隔器，以及地面降压、分离装置和试井装备的使用安装要有严格的使用方法，做到在保证安全施工的基础上，提高整个油气井的钻井速率的目的。
3.施工技术研究分析
因地层出水、出油、垮塌等复杂情况而制约了气体钻井技术的应用，有的井因介质转换不及时还造成了卡钻甚至侧钻。为扩大气体钻井技术的应用范围，进一步完善气体钻井配套技术，应重点开展对气体钻井适应性（包括地应力、浅层油气水分布规律）研究、地层出水（油）风险识别及对策研究、气体钻井钻具组合及钻具受力分析、气体钻水平井技术研究，同时要不断完善泡沫钻井、雾化钻井工艺。
五、小结
继续发挥欠平衡钻井技术对提速的贡献，在那些含油气水甚至易坍塌层大胆开展欠平衡钻井探索，尽力提高钻井速度，减少井漏等复杂情况的发生。进一步完善欠平衡钻井工艺技术，配套试验多种欠平衡钻井介质，如油包水乳化钻井液、空心玻璃球等，以扩大欠平衡钻井技术的应用领域。进一步完善并大力推广优质钻井液技术，根据不同构造的地层特点，严格控制井下适应条件和体系转化时间，达到以快制胜。
参考文献：
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篇10
前 言
由于水平井在增大泄油面积、提高采收率等方面较直井具有诸多的优点，已被广泛应用于开发低渗油气藏、薄层油气藏、复杂断块油气藏和稠油油藏。论文大全，塔河一区三叠系下油组。而水平井开发油藏储层建模技术的目标之一，就是建立能真实反映储层非均质性的地质模型。
本文以塔河一区三叠系下油组水平井为例，在建模过程中，结合油藏构造、沉积和测井物性解释等资料和储层非均质性等特征，通过设置断块网格数的方式，对水平方向的参数采用不同的插值方法，使建立的三维模型既能更精确的刻画储层非均质性，又能适当减少网格单元密度，控制计算量。
1、塔河一区三叠系下油组基本地质特征
1.1 构造特征
图1 塔河一区三叠系下油组构造顶面图
塔河一区三叠系下油组位于塔里木盆地塔东北坳陷区沙雅隆起阿克库勒凸起南部，是艾协克南—桑塔木盐边构造带上的一个局部构造。塔河一区三叠系下油组构造为一长轴近SW-NE向的低幅背斜，构造南北两翼近于对称，南翼相对较陡，整个构造的平面形态为棒槌状（西部宽缓，东部逐渐变窄）（图1）。背斜长轴8km，短轴2.5km，长短轴之比为3.2，闭合面积为15.61km2，闭合高度可以达到37m。
1.2 储层基本特征
塔河一区三叠系下油组孔隙度主要分布在18%～25.5%之间，平均22.06%；渗透率主要集中在18×10-3μm2～5245×10-3μm2之间，平均899×10-3μm2；属中孔、高渗储层。
塔河一区三叠系下油组大部分井都打在了1小层，1小层平面上孔隙度的分布以西面和中部TK107H、TK117H、TK120H三口井周围及其水平段上孔隙度较高；而S29-S41井沿线以北孔隙度小于18%，TK110H井周围孔隙度小于16%，属于低孔隙度发育区。
塔河一区三叠系下油组1小层渗透率的变化特征总体趋势与孔隙度相似，但所不同的是渗透率值的变化差异较大，低值区和高值区可以相差数百。渗透率在TK109H、TK121H、TK118H井点上及其水平段上渗透率达到400～1000×10-3um2，而在东面、北面以及TK102井附近渗透率小于100×10-3um2，属于相对低渗区。论文大全，塔河一区三叠系下油组。因此对比孔隙度和渗透率的变化可以发现渗透率平面差异性较孔隙度大。
2、塔河一区三叠系下油组构造模型的建立
构造模型由断层模型和层面模型组成。本次油藏的断层模型是根据“断层线→断层组→断层网→断层模型”的流程建立的，而层面模型是在矢量化修编的砂体顶面总体构造特征的基础上，通过井点处测井分层数据加以控制，采用井间普通确定性克里金插值建立的（图2）。
图2塔河一区三叠系下油组构造模型
3、塔河一区三叠系下油组属性模型的建立
常规建模方法主要应用于直井。目前应用Petrel软件的建模方法一般是在平面生成顶部、中部、底部三个骨架，建立边界圈闭、断层方向和趋势线来控制网格单元，设置网格单元的密度，最后对中部骨架进行网格化并外推到其余两个骨架。论文大全，塔河一区三叠系下油组。其优点是基于断层建立，添加新的层位和分层数据之后更新模型很快。论文大全，塔河一区三叠系下油组。但是该方法仅仅来源于表面的断层信息而不是基于“面”的概念，网格基于平均插值的计算，网格单元密度是自行设置的固定值，显然不适用于水平井生产层段受平面非均质性影响较大时的建模。
本次研究中，通过设置断块网格数的方式，对水平方向的参数采用不同的插值方法，即在储层非均质性较强区域，适当提高该区网格数，而在储层非均质性较弱区域，设置较低的网格数，使建立的三维模型既能更精确的刻画储层非均质性，又能适当减少网格单元密度，控制计算量。
3.1 属性参数概念模型的建立
选取了TK106、TK107共2口水平井，根据渗透率、孔隙度、突进系数、变异系数的叠合（图3），设置了不同密度的断块分级，建立一个水平井概念模型（图4、图5）。图4中看到平面网格在左、中、右位置的单元数不同。
图3概念模型物性叠合分布图
图4概念模型网格单元示意图 图5 概念模型的构造模型
概念模型的孔隙度和渗透率属性模型见图6、图7。
图6孔隙度概念模型 图7 渗透率概念模型
通过与物性平面图对比，可以证明对水平井生产层段分断块划分，能够有效利用水平段上测井数据对周边范围的精确控制，以此建立的属性参数模型能够最大程度模拟储层非均质性，更加逼近储层真实属性。论文大全，塔河一区三叠系下油组。
3.2 油藏属性参数模型的建立
结合油藏构造、沉积和测井物性解释等资料和储层非均质性等特征，通过设置断块网格数的方式，对水平方向的参数采用不同的插值方法，选用地质统计学中适用于连续变量模拟的序贯高斯模拟算法，采用随机过程的相控建模技术模拟得到了塔河一区三叠系下油组属性参数分布模型（图8、图9）。论文大全，塔河一区三叠系下油组。
图8 塔河一区三叠系下油组孔隙度三维模型
图9 塔河一区三叠系下油组渗透率三维模型
4、结论
本文以塔河一区三叠系下油组水平井为例，在建模过程中，充分考虑油藏构造、沉积和测井物性解释等资料和储层非均质性等特征，通过设置断块网格数的方式，对水平方向的参数采用不同的插值方法，使建立的三维模型能够最大程度模拟储层非均质性，更加逼近储层真实属性。
参考文献
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篇11
黄家场构造位于川东南中隆构造带自流井构造群。其北平缓过渡为庙坝向斜,西北面以家西①号断层与灵音寺潜高为界,东南与龙市镇圣灯山背斜相邻,西南与瓦市潜高相望。
黄家场构造以茅口组、长兴组及嘉二段为主力油气藏,上报储量73.12×108m3,可采储量58.71×108m3。
侧钻目的层茅口组是以缝洞型为主要的储层。勘探实践和研究成果表明,茅口组裂缝主要发育在构造顶部、轴部、断层带和构造陡缓转折带等受力强的部位,在同一气田相同气层横向上被致密围岩分割为互不连通的多个缝洞系统,缝洞系统具有分布极不均质的特征。
构造特点决定了本区块为了挖掘老井产层资源潜力、增加井口产能,利用老井眼开窗侧钻连通剩余缝洞性气层无疑是最经济高效的措施。
二、本区块侧钻井钻井技术(以家38-C1井侧钻井为例)
目前,常用的开窗方法有两种:套管断铣开窗和磨铣套管开窗,两种方法各有优缺点。断铣法效率较高,但是容易断刀片卡死钻具;磨铣法效率较低,但更安全可靠。家38-C1井采用磨铣法在原家38井中Ø178mm油层套管内开窗侧钻,据原家38井井史和电测资料提示的水泥返高和开窗侧钻目的设计在1980m开窗。其基本原理是:先用177.8mm套管刮管器修刮管壁,保证管壁干净;再在开窗位置注水泥塞,隔开侧钻点以下井眼;扫水泥塞后再下入斜向器,摆好方位后座挂好;下入复式铣锥磨鞋完成套管开窗工作。
1、套管开窗工艺
1.1 侧钻位置优选原则
侧钻位置的选择与原井套管完好情况、地层岩性、油水层纵向分布状况、工具造斜能力、开窗方式、地质设计有关。侧钻位置的选择遵循以下原则:①侧钻开窗位置要尽可能深,充分利用老井套管,避开上部井段复杂的压力层系;②确保侧钻位置以上套管完好,无变形、破裂和漏失;③侧造位置尽量选择在砂岩和非膨胀泥岩地层,最好能避开膨胀页岩和岩盐井段;④侧钻位置不宜选在套管接箍处,尽可能避开射孔井段以保证开窗和钻进施工安全。
据原家38井井史和电测资料提示的水泥返高和侧钻目的,本井开窗井段定为1980～1990m。
1.2 修刮套管壁
为保证斜向器座挂牢靠,需用177.8mm套管刮管器修刮管壁,保证管壁干净。
刮管钻具组合:152mm通井规+ 177.8mm套管刮管器+120.7mm钻铤2柱+120.7mm随钻震击器+120.7mm钻铤1柱+88.9mm钻杆;
1.3 注水泥塞
为保证斜向器座挂牢靠,开窗前在开窗位置注G级油井水泥塞,措施如下:
①水泥塞面设计在1930m,侧钻点(1980m)以下水泥塞段长控制在100m以上。
②为确保水泥塞质量,减少混浆段,应注2m3左右的前置液和后置液,且候凝72h以上。
③注水泥时,确保水泥浆的密度在1.85g/cm3以上。
④为增加水泥塞的强度,应适当添加水泥强度添加剂。
1.4 通井钻塞
采用下面钻具组合通井钻塞至侧钻井深(1980m)。
钻塞钻具组合:152.4mm钻头+配合接头+止回阀+120.7mm钻铤3根+旁通阀+120.7mm钻铤5根+88.9mm加重钻杆24根+120.7mm随钻震击器+88.9mm加重钻杆6根+88.9mm钻杆。
钻塞措施:
①下钻通井过程中预防阻卡,遇阻超过30kN即挂水龙头划眼,严防钻具被卡。
②通井过程中,要特别注意工具的管理,防掉落物。
③通井完毕后,充分循环钻井液两周以上,确保井眼畅通无阻和井眼干净。
④钻至离开窗点最近的一个套管接箍上2～3米,对水泥塞质量进行检查,水泥塞能承受100kN钻压(扣除摩阻后的静压值),压缩距小于0.5m为合格,否则应重新注水泥塞。
⑤钻塞完后,用通井刮管钻具组合通井刮管,在斜向器座刮位置进行反复刮管,确保套管上无水泥环。
⑥通井钻塞后,对套管试压35MPa(套管腐蚀情况不详,实际套管试压值根据套管电测资料解释结果请示决定),稳压30min压力下降不超过0.7Mpa为合格。
1.5 安放斜向器
钻具组合:152mmDXQ斜向器+斜向器送入接头+120.7mm钻铤2柱+120.7mm随钻震击器+120.7mm钻铤1柱+88.9mm钻杆。
安放措施:
①送入斜向器时,要求操作平稳,下放速度要慢(1柱/5分)不得猛刹猛放,且时刻注意指重表,遇阻不得超过20kN,以防在下钻中途斜向器固定锚先期工作,造成支撑斜向器失败或过早剪断悬挂螺栓,导致不必要的打捞斜向器作业。
②下钻至1980m时,停止下钻,下入单点陀螺进行定向,完成定向后再缓慢下钻,座放斜向器,斜向器的方位与套管的方位一致,然后缓慢开泵释放斜向器,完成斜向器的锚定。
1.7 开窗磨铣
为开好窗口,保护导斜器顶不受破坏,应采取强刚性钻具结构。
钻具组合:152mmGMX高效复式铣锥+ 120.7mm钻铤2柱+120.7mm随钻震击器+120.7mm钻铤1柱+88.9mm钻杆。
磨铣参数为:钻压5～20kN,转速55～60r/min,泵压10～12Mpa,排量10～12l/s。
磨铣措施:
①划放至初始磨进方入,加压5～10kN,转速50～60转/分的参数磨铣30～40分钟造台阶,然后控制10～15kN磨进0.2m,最后以10～30kN钻压正常磨铣。
②每磨进0.1～0.2m,应上提钻具划眼,反复修磨窗口,并定时捞取钻井液中返出的铁屑,及时分析磨进情况。
③开窗过程中如钻速太慢,应加强分析判断,确认是铣鞋齿磨钝,则起钻更换。
④每次下钻提前于窗口顶开始轻压划眼,反复修磨开出的窗口,再接触窗底按正常磨进参数继续磨进。
⑤磨铣过程中要求操作平稳,均匀送钻,并注意转盘负荷的变化,如发现负荷增加,则上提钻具反复修磨窗口。每30min捞取钻井液中的返出物,分析砂样中铁屑所占的百分比及形状,判断铣鞋磨损程度。
⑥窗口开出后,用锥形铣鞋继续钻进4～5m,作为修整与加长窗口的口袋。
1.7 修整与加长窗口
下入152mm复式铣鞋+150mm柱形铣鞋,对窗口进行修整与加长,清除窗口上的毛刺与毛口,确保窗口光滑,并保证钻进钻具顺利下入。
钻具结构为:152mmGMX高效复式铣鞋+150mm柱形铣鞋+120.7mm钻铤2柱+120.7mm随钻震击器+120.7mm钻铤1柱88.9mm钻杆。
修磨参数:钻压10～20kN,转速60～65r/min。
该组合有较大的刚性,主要目的是依靠柱形磨鞋的侧面接触窗口,使窗口扩大、加长,得到修整。柱形磨鞋的侧面接触参差不齐的窗口时会产生扭矩,所以只要发现有扭矩,就必须在该点继续磨铣窗口,直到扭矩消失,上提下放不阻不挂,开窗工作即顺利完成。
下部钻进过程提下钻时,井下钻具组合通过窗口也应注意不能转动,因钻头或扶正器很可能挂住造斜器边沿使造斜器转动或磨坏造斜器。
2 小井眼轨迹控制技术
2.1 工艺措施
家38-C1井设计使用直、增、稳三段制井身剖面定向侧钻,井身结构为:177.8mm×1980m+ Ø152mm×2652m+ Ø104.8mm×2715m,侧钻造斜率4.78°/(30m),闭合方位331°,闭合位移269.4m,最大井斜45.55°。因开窗侧钻井眼直径仅为152.4mm(6 in),较小的井径会给定向井井眼轨迹控制带来很多困难,经研究后,决定在工艺上采取以下措施。
(1)使用MWD无线随钻测量系统定向造斜。目的是保证有足够的井眼跟踪能力,减少起下钻次数,达到设计目标要求。同时利用单弯单扶螺杆+PDC复合钻进自然境斜钻井工艺,提高机械钻速、降低起下钻次数,提高纯钻时效。
(2)由于套管是强磁体,而MWD无线随钻工具是利用磁性工具面来控制井眼方向的。因此套管磁干扰严重,需改用高边控制造斜工具的装置角,跟井眼方向保持一致。用高边控制到6°,按1°单弯螺杆造斜率4.5°/(30m)计算,新井眼离开套管达2m左右后,可以避开磁干扰,改用磁性工具测量精度较高。
2.2 施工情况
2.2.1 定向造斜
采用有MWD无线随钻定向,用单弯螺杆钻具造斜。实现了深部位定向、造斜工艺过程的连续控制,并使井斜和方位达到设计要求。
钻具组合:Ø152.4mmPDC钻头+ Ø 120.7mm1°单弯单扶螺杆6.59m+止回阀+311×310定向接头MWD×0.90m+ Ø 120.7mm无磁钻铤9.19m+120.7mm钻铤107.91m+88.9mm加重钻杆138.23m+88.9mm钻杆
钻进参数:钻压30～60KN,转速40r/min,排量10～12L/s,泵压17～21MPa。
稳斜段每50m 测一点,及时掌握井斜数、方位的变化趋势。
由于小井眼环空间隙小和钻进施加的钻压小,使扶正器上部钻铤受压后向下弯曲幅度过小和受到限制,所以钻头产生的斜向力小,造成增斜钻具的造斜能力降低。所以用无线随钻测斜仪配合单弯螺杆进行造斜,然后下增斜钻具,利用复合钻进自然增斜为主,滑动钻进为辅,井眼轨迹控制效果非常好,复合钻进自然增斜率为4.5°～5.5°/(30m),通过适当调节钻压达到设计增斜率,尽可能多地采用复合钻进少用滑动钻进,提高了机械钻速,降低了增斜钻进段的卡钻风险,也避免了重复起下钻和倒换钻具组合,大大节约了时间。
2.2.2 稳斜钻进
为抑制本区地层自然降斜趋势,采用MWD无线随钻+上扶正器比下下扶正器外径小的双扶螺杆钻具,在复合钻进时达稳斜钻进的目的。
钻具组合:Ø152.4mmPDC钻头+ Ø 120.7mm1°单弯单扶螺杆6.59m+止回阀+311310定向接头MWD×0.90m+ Ø 120.7mm无磁钻铤×9.19m+ Ø 120.7mm钻铤107.91m+ Ø 88.9mm加重钻杆138.23m+88.9mm钻杆(下扶正器150mm,上扶正器146mm)
钻进参数:钻压30～60KN,转速40r/min,排量10～12L/s,泵压17～21MPa。
2.2.3 三开井段
家38-C1井用先期裸眼完井方式,三开目的层为茅二段,钻进时用104.8mm 钻头和部分73mm 钻杆,钻具尺寸小,抗扭能力小,考虑到所钻地层坚硬,且为开窗定向井,钻具在井下的作业环境恶劣,为预防因复杂情况造成的断钻具事故发生,决定茅二段钻进使用井下动力钻具+PDC钻头,施工中有效地改善井下钻具的受力情况,提高机械钻速,防止钻具扭断。
钻具组合为:Ø 104.8mmPDC钻头+2A30×231接头+ Ø 73mm螺杆+231×2A10接头+ Ø 88.9mm钻铤+2A11×XT29接头+ Ø 73mm钻杆+310×XT29接头+ Ø 88.9mm钻杆
钻进参数:钻压20～40KN,转速40r/min,排量8L/s,泵压15～17Mpa。
3 其他配套技术
3.1钻头与钻具选择
由于该井钻进大部分用螺杆钻具,很难判断牙轮钻头使用寿命。容易掉牙轮,而且掉牙轮事故较难处理。因此在造斜段和稳斜段均使用PDC钻头,以利于提高钻头在井下的作业时间,减少起下钻具次数和防止掉牙轮事故的发生,以利于提高机械钻速。使用钻铤时,少下Ø 120mm钻铤,使用Ø 89mm加重钻杆代替钻铤可减少粘卡事故。
3.2 泥浆技术
177.8mm套管开窗侧钻的井眼是Ø 152.4mm,因井眼的环空间隙小,泥浆的流动阻力大,故井下泥浆循环是建立在小排量、高泵压的小井眼条件下,泥浆要具有较强的抑制造浆能力和防塌防粘卡性能,并具有较低的滤失量、摩擦系数以及良好的流动性。
根据侧钻井的工艺要求和地层岩性的构成情况,在定向侧钻中采用了具有抑制性的聚磺钻井液体系。严格控制钻井液粘切性能,保证携砂性良好;配合使用PHP、KJ-888等高分子聚合物抑制粘土水化分散,使细小岩屑能及时除出;及时补充LV-CMC、PAMS-900等降失水剂,严格控制钻井液失水量;适量补充SMC等磺化物的含量,维护高温情况下聚磺钻井液性能稳定;根据磨阻和定向加压显示,加入固体和液体剂,确保定向安全顺利;易塌井段使用足量防塌剂,巩固井壁,保证井下安全;参照地层压力系数,逐步提高钻井液比重,满足井控要求。泥浆的主要性能参数:粘度35～45s,API失水量
3.3 固井工艺
该井设计Ø 152mm钻头进茅口顶5米后挂Ø127mm尾管固井。因为开窗侧钻井眼与所下套管的间隙比较小,过小的间隙则会造成下套管困难和泥浆过早脱水形成水泥桥,特别是在斜井段中,套管难以居中,下套管和固井施工难度较大,为了保证尾管顺利下井并能悬挂住,以确保固井质量,在工艺上采取下列几项措施。
(1)认真做好通井准备工作。通井时对缩径井段反复划眼,下钻到底后循环泥浆,调整好泥浆性能,当泥浆性能良好、井壁稳定、井下正常、泥浆净化无沉砂后,泥浆中混入固体和液体液,同时在井底段打入稠浆以确保井底无沉砂,短起下15 柱,确实不阻不挂没有问题后,起钻下尾管。
(3)采用可靠的尾管悬挂工具及合理的下部结构,以确保尾管下得去、挂得住、倒得开,尾管一次下至预定位置,开泵小排量循环泥浆,并逐渐加大排量,循环2周后,调整好泥浆性能,做好泥浆净化工作。
(3)把握好水泥质量及化验关。在小间隙、高泵压状态下固井,对水泥浆提出了更高的要求,必须很好地控制水泥浆失水、稠化时间和流变性能,控制水泥浆失水量
(4)保证在高压状态下水泥浆密度均匀,替泥浆用大功率水泥车,提高顶替效率,保证固井质量。
4 认识与体会
(1)磨铣开窗方法具有开窗速度快、磨铣套管少、铁屑容易带出地面等优点。这种开窗方法适合开窗点深、难度大、多层套管的定向侧钻工艺要求。使用复式铣锥可以克服磨鞋磨铣工艺上的死点区,提高开窗速度。
(2)该井在井深、高温条件下,使用陀螺仪准确测量并定准开窗窗口的方位。
(3)小井眼增、稳斜困难,不宜用转盘大幅度增斜,我们采用无线随钻测量技术,配合单扶单弯螺杆的自然增斜功能、双扶单弯螺杆的稳斜功能以克服小尺寸钻具刚性较弱的缺点,实现了井眼轨迹的良好控制,没有发生扭方位或中途倒换钻具组合的现象。
(4)小井眼使用动力钻具和104.8mmPDC钻头,有利于提高钻井速度,减少起下钻次数,保证钻具安全工作。
(5)本井配套的钻头钻具优选、泥浆技术、固井技术有力地辅助了侧钻井施工的顺利进行。
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[ 3 ] 赵金洲. 毛坝1 井钻井井控实践[ J ]. 天然气工业,2003, 23 (5).
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钢粒钻进是钻进坚硬岩层的另一种主要方法，这种施工方式具有施工设备简单，操作工艺易行，成本低廉等优点。但是，由于钢粒不固定在钻头上，在裂隙、岩溶溶洞地层，钢粒容易大量漏失、流失，使得钻头底唇面下没有足够的钢粒破碎岩石，钻具无法克取岩石取得进尺，所以，钢粒钻进在裂隙、岩溶溶洞地层中的应用也受到很大的限制。
我们在淅川水源地裂隙、岩溶溶洞地层钻井施工中，经过技术分析与攻关，采用钢粒钻进工艺，顺利完成了施工任务，在钢粒钻进裂隙、岩溶溶洞地层方面，取得了一定的实践经验。
1.概述
1.1工程概况
由于工农业的快速发展，淅川县城段水质受到严重污染，超出了国家Ⅳ级饮用水标准，且水量供给日益萎缩。饮用水对当地的经济发展、人民的日常生活已经造成严重的影响。为此，经多方论证，开辟、建设新的、水质良好的饮用水水源地，成为必然。
1.2地层情况简介
水源地位于淅川县城西北一公里处。地层情况大致如下：
上部第四系坡洪积层，主要为松散中粗砂、砂砾（卵）石层、砂质粘土，其中赋存丰富的第四系松散岩类孔隙水；该层底部砂砾（卵）石层泥质含量较高，胶结较致密，该层不整合覆盖于寒武—奥陶系老地层之上，为隔水层。
基岩为奥陶、寒武、震旦系岩层，岩层局部为火山角砾岩、砂质粘土岩、页岩、砂岩、泥岩、板岩、灰岩等，含微弱基岩裂隙水，富水性差；地层岩性大部分为白云岩、白云质大理岩、灰质白云岩等，节理裂隙及溶蚀现象发育，赋存丰富的碳酸盐岩裂隙岩溶水。碳酸岩层为钻井取水的主要目的层。
1.3施工设计要求
设计井孔数25眼，单井供水量50吨/小时；
单井井孔结构为：上部第四系覆盖层井孔直径为φ600mm，下φ377×7mm螺旋钢管；下部基岩：井孔直径为φ290mm，裸眼成孔。
井孔深度200米左右，具体井深视地层实际情况而定。
井孔上部第四系松散岩类孔隙水全部封隔，水源地用水主要取下部基岩的碳酸岩裂隙、岩溶溶洞水。
2.钻进工艺
上部第四系地层：一钻采用φ300mm三翼刮刀钻头开孔，二钻用φ600mm三翼刮刀钻头扩孔，最后用φ377mm钢粒钻头钻入基岩2米，下入φ377×7mm螺旋钢管，止水固井管；
下部基岩：采用φ290×10mm钢粒钻头，一径钻至终孔。
钢粒选择：选直径为3mm的钢粒。
钻压：24KN，转速：90rpm，泵量：110L/min，回次投钢砂量：16Kg。
3.施工生产
3.1前期生产情况
机台进入工地后，第一眼井的前期，施工顺利，钻进至49.5米处钻穿第四系地层，然后又往下钻2米基岩，下入φ377×7mm表层套管，止水、固定表层套管后，改用φ290×10mm钢粒钻头钻进基岩。
当钻进至83米时，生产出现了两个棘手的问题，a：所用的清水冲洗液出现了迅猛的减少，即清水冲洗液大量漏失，导致工地施工所需的清水供不应求；b：在冲洗液出现大量漏失的同时，钻具也出现了剧烈的“窜动”和“阻卡”，致使钻具难以回转作业，施工设备“鳖车”严重。
在这两个因素的阻碍下，施工机台坚持运行2天，基本不能取得进尺。生产被迫停顿。
3.2原因分析
就施工所出现的问题结合具体地质情况，我们判断冲洗液的漏失与钻具的“阻卡”、“窜动”现象，都是钢粒钻头钻至裂隙、岩溶溶洞地层的反应：
a:经测量，井孔内的静水位相对地面高度为-52.5米；循环池内冲洗液液面高度为-0.8米。井孔内液面高度比循环池内冲洗液面高度低51.7米。当泥浆泵将清水冲洗液打入井孔后，冲洗液柱就在循环管路中形成负压，负压将清水冲洗液快速的由循环池吸入井孔内，井孔内又由于裂隙、大溶洞的存在，进入井孔内的循环液从裂隙、溶洞漏失。最终循环池内的冲洗液大量被吸入井孔内流失，导致工地清水冲洗液供应不及，不能持续供应生产的需求。
b:当冲洗液大量流失时，恰好说明施工钻到了大裂隙、溶洞地层，在冲洗液大量流失的同时，钢粒也大量的漏失或被冲走。这种情况使得没有足够的钢粒被压在钻头唇面下面破碎岩石，导致钢粒钻头唇面直接与岩石相接触；大裂隙、岩溶溶洞地层处的井孔底部又凹凸起伏、参差不平，致使钻具剧烈的“窜动”和“阻卡”，无法回转作业。
3.3解决方案
就生产中遇到的问题，我们进行了各种各样的尝试。
a:对于冲洗液大量漏失的问题，在保证满足钢粒钻进所需冲洗液量的前提下，控制流入井孔内的冲洗液量，使得冲洗循环液以一定的流量源源不断的被输送入井孔内。
我们在泥浆池的进水管上安装一个阀门和水表，控制、测量流入循环池的进水量；在高压管的前端安装一个球型高压阀门，用以控制进入井孔内的循环液量。每一回次，当水泵将循环水少量打入井孔后，即关闭水泵，利用循环液在井孔内、外的高差，让循环液自然被吸入井孔内，同时，利用高压管前端的球型阀门，控制流入井孔内的循环液量；再利用泥浆池进水管的水表，在保证泥浆池液面稳定的情况下，检测进入井孔内的循环液量，使得流入井孔内的循环液量即不太大，又能满足施工生产工艺要求。
为配合生产中用含钢粒的粘土球施工钻进生产，防止水流太大冲蚀含钢粒的粘土球，控制流入井孔内的循环液量减少为60L/min。
b:对于钢粒大量漏失、流失问题，我们做了如下尝试：①在大裂隙、岩溶溶洞地层井孔段，舍弃钢粒钻进法，采用硬质合金钻头钻进。结果不理想，不能取得进尺，且钻具“蹦跳”、“阻卡”更为严重；②试用液压控制连续投砂器进行连续投砂法施工，结果也不甚理想。由于裂隙、溶洞比较大，投进井孔内的钢粒几乎都漏失或被循环液冲走，钻具依然“蹦跳”、“阻卡”严重；③我们在粘土球的启发下，利用稍微干些的粘土泥和钢粒进行搅拌，最后制成含有钢粒的粘土球。粘土球直径大致为φ40mm，粘土泥与钢粒的体积比例大致为7:3，然后在每一回次钻具放入井孔前，将粘土球投入井孔内，往井孔内输送的供水量降至60L/min，转速90rpm。施工运行结果相对比较理想。钻具回转平稳，进尺也较为理想。缺点是正常钻进的时间不长，只能维持25分钟左右，就需要重新往井孔内投含钢粒的粘土球，较为繁琐。
c:在裂隙比较小、溶洞比较小的地层，只要钢粒漏失、流失的少，还是采用由钻具内径一次投砂法或者结合投砂法，输送井孔循环液量110L/min，钻进效率与完整地层钢粒钻进效率基本相同，比较理想。
3.4施工效果
经过分析和尝试，在裂隙、岩溶溶洞地层，采用钢粒钻进时，控制循环液输入井孔流量，并且制取粘土与钢粒比例为7:3（体积比）的粘土球，采用一次投球（粒）或者结合投球（粒）法进行施工，施工效果还是比较理想的。
施工进度由前期的常规施工2天没进尺，改变为每天能取得7米左右的进尺。并且，由于施工工艺改进后，施工设备运行平稳，机械故障大为减少。
施工工艺改进前后各2天的施工主要经济技术指标统计情况。
施工钢粒施工纯钻辅助机械待水平均单位进尺钢粒
进尺用量时间时间时间事故时间钻速消耗量
hKghhhhhm.h-1Kg.m-1
改进前0.151504822106100.00311000
改进后13.850482816400.2883.62
由上表可以看出：施工工艺经过改进后，进尺、纯钻时间、平均钻速都得到很大的提高，而钢粒等材料消耗却大幅下降，单位进尺钢粒消耗量趋于正常值，设备运转平稳，机械事故也减少了；由于供水“细水长流”，能够满足施工需水供应，待水时间降为0。
由此说明，施工工艺改进后，效果是显著的。工艺改进是成功的。
在随后24眼井的施工中，一直沿用了上述施工工艺，施工非常顺利。各方面均取得了满意的效果。我们圆满完成了全部施工任务。
4.结语
钢粒钻进是一种比较老的钻进施工方式，针对比较坚硬的岩层，具有成本低廉、工艺简单、事故率低等很多优点。但是，由于其本身工艺特点，在大裂隙、溶岩溶洞地层，这种施工工艺的应用受到了很大的限制。本文从生产实践出发，采用钢粒钻进工艺在大裂隙、岩溶溶洞地层施工，总结出了以下方法与经验：
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1 前言
风城油田超稠油资源丰富，在借鉴国内外稠油开发经验与技术的基础上，结合自身油藏特点，创新应用SAGD稠油开采技术。在长期的探索过程中风城油田SAGD技术取得较大突破，效益日益显著，规模日益凸显。但是，风城油田SAGD井区抽油杆偏磨情况较为严重，下行阻力很大，下冲程经常出现光杆不下而脱抽停机的现象。同时，由于油藏埋深较浅，井下杆柱较短，而抽油机平衡配重箱较重，使得在配重箱空载的情况下，抽油机依然处于过平衡状态。因此，为了降低抽油机脱抽停机的频率，解决抽油机过平衡问题，着手进行抽油杆柱的优化设计显得十分有意义。
2 抽油杆优化设计
2.1 加重杆设计
由于SAGD采用水平井生产，对于水平井来说，下冲程中加重杆的重量在其轴向上的分量应该等于抽油杆柱底端所受到的总阻力。现将加重杆分为n份，则加重杆长度计算式为：
式中：Pw――下冲程中抽油杆柱底端所受总阻力，N；即P0down的最小值的绝对值
ρr――加重杆材料密度，kg/m3；
Lwi――第i段加重杆长度，m；
Aw――加重杆截面积，m2。
2.2 加重杆上部抽油杆柱组合设计
抽油杆柱强度设计方案包括：最轻杆柱方案和完全等强度方案等，本文采用最轻杆柱方案进行杆柱设计。
抽油杆柱许用应力计算公式为：
式中：Sall――每一级抽油杆柱顶端面许用应力，MPa；
σb――抽油杆柱抗张强度，MPa；
σmin――每一级抽油杆柱顶端面最小应力，MPa；
SF――考虑井液腐蚀性等因素的使用系数。
修正Goodman应力图给出的是许用应力范围，为了分析抽油杆柱的使用情况，引入了应力范围PL（――）：
式中：σmin――每一级抽油杆柱顶端面最小应力，MPa；
σmax――每一级抽油杆柱顶端面最大应力，MPa；
Sall――每一级抽油杆柱顶端面许用应力，MPa；
PL（――）――应力范围。
3扶正器间距优化设计
单个测段与整个杆柱相比长度较小，所以在计算测段杆柱正压力时，提出以下假设，即该测段杆柱自重可以忽略；测段正压力Fcn是沿杆柱轴线均匀分布的横向力；杆柱两端轴向力Fτ近似相等；在单个测段上狗腿角一般较小，所以可用其弧度值代替正弦值。
式中：fmax――间距中点处的弯曲挠度，cm；
E――材料弹性模量，对于钢材E=21×106；
I――截面惯性矩，对于圆截面I=πd4/64cm4；
Ffn――扶正器间距上的正压力合力Ffn，N；
Δlf――扶正器间距，cm。
4 实例设计
某蒸汽辅助重力泄油（SAGD）生产井井深622m，下泵处斜深237.43m，垂深202.78m，利用生产井实际井眼数据，对该井抽油杆柱及扶正器间距进行优化设计。采用上文中所提到的抽油杆柱设计方法以及扶正器间距设计方法，得出抽油杆柱组合为：Φ95mm柱塞+Φ38mm拉杆1根+Φ38mm加重杆（136m）+Φ19mm抽油杆（89m）+Φ25mm光杆，扶正器间距为：5m，经重新计算抽油机平衡度为94.2%。
5 结论及认识
（1）经优化设计，抽油杆柱重量更大，使得下冲程中电机做功减少，抽油机平衡度由之前的过平衡状态变为94.2%，较好的满足现场生产需要。
（2）加重杆（38mm）和抽油杆（19mm）相比之前的设计来讲，直径更细，在同等井况条件下，发生偏磨的可能性以及偏磨程度会降低。
（3）新设计加重杆的重力在轴向上的分力平衡了下行程中杆柱底端的总阻力，使得杆柱下行更顺畅，减小了杆柱的弯曲程度，从而减小了杆柱偏磨。
（4）对偏磨严重井段扶正器重新进行配置，通过计算，扶正器间距由之前的6m缩短为5m。使得在同等弯曲力下，杆柱弯曲度会相对减小，一定程度上起到减小偏磨的作用。
参考文献
[1]李颖川.抽油杆柱设计数值方法[J].西南石油学报，1993，15（2）：75～78.
