钻采工艺论文范文

钻采工艺论文范文第1篇

论文摘要:刘桥一矿3煤为极薄煤层,4煤为主采煤层,3、4煤层间距较小,3煤采用走向长壁全部冒落法回采不现实,选用螺旋钻采煤法较好地解决了这一难题。

1 概述

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

预计利润1485万元。

8 结束语

钻采工艺论文范文第2篇

[关键词] 海洋油气工程；培养方案；支撑条件

[中图分类号]G642

[文献标识码]A

[文章编号] 1673-5595（2013）05-0173-04

中国石油大学（华东）于20世纪末针对当时海洋石油工业对人才的需求情况，欲率先建立“海洋石油工程”专业，以培养海洋石油工程所需的复合型人才，但是，由于受教育部本科专业目录设置的限制，学校于2000年开始了以“海洋油气”为特色的“船舶与海洋工程”专业的建设和人才培养的探索与实践。经过十多年的探索和实践，中国石油大学（华东）在船舶与海洋工程人才培养和专业建设方面取得了一些成果，形成了较为成熟的人才培养模式，毕业生一次就业率每年都在 95%以上，在船舶及制造业的就业人数直线上升，在海洋石油行业的就业率保持了稳定增长趋势。为了扩大中国石油大学在船舶与海洋工程和海洋石油工程两大行业中的影响力，中国石油大学（华东）2011年开始申请增设海洋油气工程专业并获审批，2012年开始招生。当前，如何办好海洋油气工程这一本科新专业是摆在石油高校工作者面前的一个新课题。为此，本文拟就海洋油气工程本科专业人才培养方案的设定、人才素质的要求及人才培养所需的支撑条件等方面的问题进行探讨。[1]

一、培养海洋油气工程专业人才的重大意义

中国陆上油气资源日渐枯竭，因此，油气资源开发向海洋尤其是深海进军已成必然趋势。中国的渤海、东海和南海海底蕴藏着丰富的石油、天然气、天然气水合物资源，是支撑未来中国油气产业发展的战略空间，其开发潜力巨大。国家“十二五”规划纲要也明确指出，将推进海洋经济发展，积极发展海洋油气等产业。为了实现国家能源战略、确保国家能源安全，加大海洋油气的开发势在必行。然而，中国海洋油气的开发利用率很低，主要原因是海洋油气工程技术、装备比较落后。因此，大力发展海洋油气工程行业的科技力量，提升行业竞争能力，为国家能源安全服务已经刻不容缓。[2]

在国家的高度重视和大力支持下，1982年2月中海油成立，其负责在中国海域自营或合营开采海洋油气资源。除中海油外，由国家发展改革委员会牵头，中石油、中石化也加快了向海洋发展的步伐。中石油于2004年11月成立了海洋石油工程有限公司。作为中石油进入海洋油气领域的“先行官”，该公司已将海洋作为其找油找气的新平台。中石化上海海洋油气分公司以东海西湖和平湖两个油气田开发项目为背景，为中石化从事中、深海油气勘探和开发奠定了良好基础，也是中石化向海洋发展的重要平台。目前，中国的海油产量已突破5000万吨油当量，目前的开发大多集中在水深百米以内的近海，但更为广阔的深水海域仍待开发。可以预见，海洋油气这一方向将会迅速发展，从而带来对该领域人才的巨大需求。

二、海洋油气工程专业人才应具备的综合素质

海上油气开发受到海洋环境的影响，油气生产所面临的问题与陆地上的问题有非常大的差异。首先，用于海洋油气工程的装备与用于陆地的有所不同，譬如多种海洋钻井平台、钻井船、采油平台和作业船舶等；其次，由于工作平台空间有限，受海流、海浪和海风影响，其稳定性差，这使得在陆地上使用的工艺和方法在海上无法适用，需要改进或采用新的工艺；再次，受海洋环境制约，海上油气工程建造成本、完井和生产操作费用都相当高，采用的技术复杂、投资高、风险大，海上油气开发的经济效益也是必须解决的重要问题。由于海洋油气工程是一个交叉性学科，所以海洋油气工程专业人才培养的基本要求为：

本专业学生需具有人文、科学和工程三方面的综合素质。[3]学生主要学习海洋油气工程所必需的基本理论，接受必要的海洋油气工程设计方法、施工管理方法和科学研究方法的基本训练，具有良好的科学素养，获得科学运算与科学实验、工程设计与施工等技能，具备运用所学到的专业知识分析解决海洋油气工程实际问题、从事科学研究、进行组织管理的基本能力。具体来讲，该专业的学生应具备以下素质与能力。

第一，具有良好的文化素质、道德修养，高度的社会责任感和团队协作精神，良好的安全、环境、职业健康意识，宽广的国际化视野以及较强的自学能力和工作适应能力。

第二，具有扎实的数理化、力学基础，具有机械设计、电工电子学、地质学和海洋科学等方面的基础知识和较熟练的计算机应用能力；掌握一门外语，具有较强的听、说、读、写、译能力。

第三，掌握本专业所必需的工程理论和专业技术，包括油气藏工程、海洋钻井与完井、海洋采油、海洋油气集输与流动保障等海洋油气工程理论与技术，了解本专业领域科技发展现状和趋势。

第四，接受海洋油气工程师基本训练，具有海洋油气工程设计、解决海洋油气工程实际问题和从事科技开发的基本能力。

第五，掌握技术经济和管理的基本知识，具有工程质量和效益观念以及技术管理的基本能力。

三、海洋油气工程专业人才培养方案的设定

（一）设定培养方案的基本思路

中国石油大学（华东）海洋油气工程专业是依托“油气井工程”、“油气田开发工程”两个部级重点学科，利用“石油工程”和“船舶与海洋工程”专业的雄厚基础和教学、科研资源而开设的。通过分析海洋油气工程与陆上油气工程在工作环境、海洋油气钻采装备上存在的差异，可以在石油工程和船舶与海洋工程两大专业基础上来设计海洋油气工程专业的人才培养方案。其基本思路如图1所示。

图1海洋油气工程人才培养方案设计思路

（二）海洋油气工程专业人才培养方案的总体目标

海洋油气专业人才培养方案的总体目标是：培养适应中国海洋油气工业发展需要，德智体美全面发展，具有扎实的理论基础，较强的外语和计算机应用能力，获得海洋油气工程领域工程师基本训练，掌握海洋油气工程理论与技术，具有国际视野、创新意识以及解决海洋油气工程实际问题的能力，能在海洋油气工程及相关行业从事工程设计与施工、项目建设管理和科学研究等方面工作的高级工程技术人才，以适应中国海洋石油工业的发展需要。

（三）海洋油气工程人才培养的核心课程

海洋油气工程人才首先应该具备石油工程专业人才所应具备的基本知识，除此之外，还应具备海洋工程环境、海洋钻采装备和海洋油气工艺等方面的知识，结合海洋油气工程专业在环境、装备、工艺和管理四个方面的专业知识和技能要求，其核心课程应有：海洋钻采装备与平台工程、海洋环境、石油钻采工艺原理、海洋油气工程、油藏工程、海洋油气工程管理。

海洋钻采装备与平台工程课程：旨在让学生系统掌握海洋平台以及油气钻采相关装备的原理、特点、基本功能和基本计算，了解海洋钻采装备与平台制造、安装和施工工艺。学习海洋固定式平台、海洋移动式平台、海洋钻采水面装备、海洋钻采水下装备以及海洋油气钻采装备与平台应用实例。

海洋环境课程：旨在让学生系统掌握影响海洋中船舶、建筑物以及海洋施工、营运的海洋环境条件，掌握风、浪、潮汐、海流、海冰、泥沙、风暴潮等现象的物理特征以及海底表层的地质特征，能够进行基本的计算分析。

石油钻采工艺原理课程：旨在使学生系统掌握钻井装备和工具、钻井液、钻进参数、井身结构、井眼轨道设计和控制、井筒压力控制、固井、完井等技术及其工艺原理。掌握油气田开采特点与方法，以及采油工程技术的基本原理、设计方法，试油、油气井流动规律，自喷和有杆泵采油技术、注水工艺、油水井增产增注技术等。学会运用这些理论和方法分析解决钻井、采油施工中遇到的技术问题。

海洋油气工程课程：旨在使学生系统掌握海洋油气工程中所涉及的基本概念、原理、设计计算方法、工程施工新技术和工艺。掌握海洋钻井、海洋固完井、海洋弃井与回接作业、海洋油气测试、海洋油气田开发模式、海洋油气举升、海洋油气处理与计量、海洋油气储运与流动保障等工艺技术；了解海洋钻井井场勘查、铺管作业、海洋油气工程作业安全和深水钻完井关键技术等。

油藏工程课程：旨在使学生系统掌握解决油气田开发设计、动态分析、开发调整及油藏管理的系统工程问题所必需的基本概念、基础知识和基本方法。掌握油藏工程设计基础、非混相驱动态预测、油藏动态监测原理与方法、油田开发调整、复杂油田开发及油藏管理等。初步学会应用基础理论和知识进行油气田开发设计。

海洋油气工程管理课程：旨在使学生系统掌握海上油气田开发工程管理的基本概念、方法和手段。掌握海上油气田开发特点、开发方案、健康安全环境、生产操作与管理、海上油田工程成本控制方法等，具备从事海上油气田开发工程项目管理和决策的基本能力。

设置该专业的课程时，必须加强与企业尤其是大型企业的沟通与联系，这样做既有利于教师随时把握新技术的方向，也有利于学生水平和专业建设质量的提高，还有利于学生就业和企业对学生的选择。

四、海洋油气工程专业人才培养所需的支撑条件

（一）国家与学校的政策支持

国家“十二五”规划纲要明确指出，将推进海洋经济发展，积极发展海洋油气等产业。在2010年教育部公布的“同意设置的高等学校战略性新兴产业相关本科新专业名单”中，“海洋油气工程”专业名列其中。这充分说明了国家和教育部门对海洋油气人才的需求和重视。

鉴于海洋油气工程属于高等学校战略性新兴产业相关本科专业，其具有鲜明的专业特色和良好的发展前景，中国石油大学（华东）重点加大了对该专业的课程教材建设、实验室建设、师资培养、人才引进、教学改革与建设等方面的资金和政策上的支持，同时进行了有效的过程管理，切实加强海洋油气工程专业的建设和发展，保证专业建设各项规划目标的高质量完成，从而使专业建设水平处于国内同类高校的领先水平，人才培养质量赢得了用人单位的充分认可和社会的广泛赞誉。

（二）师资队伍建设

海洋油气资源是世界各国争夺的焦点，海洋油气工程专业的设置是国家实施海洋战略的体现，办好海洋油气工程专业要具有战略性眼光，要定位于高层次人才培养，除了培养本科生，还要培养硕士、博士，使今后的毕业生不仅往深海走，还要向国外走。当然，培养高质量的学生首先要有高水平的教师。海洋油气工程专业的师资队伍建设应采用优化整合、请进来讲学、送出去培养的思路。

首先，笔者所在学院优化整合内部三个学科有学缘的专任师资，并挖掘全校资源，成立了海洋油气工程系。师资队伍中有长江学者1人，教授7人、副教授8人，博士23人、硕士3人， 35岁以下教师5人，学历结构和学缘结构比较合理。同时，通过各种教学、科研活动和专业交流加强对现有师资的培养。如组织骨干教师参加了全国海洋油气工程新专业教学与教材规划研讨会，全面了解各兄弟院校海洋油气工程专业人才培养定位、培养方案、课程设置、培养特色、实验室建设、师资队伍建设等基本情况，为中国石油大学（华东）海洋油气工程新专业的建设积累了经验。鼓励教师参加国内外学术会议，了解海洋油气工程各个方向的最新进展。多次组织教师参加教材建设、实验室建设工作讨论，有计划地开展了教材调研、编写工作和实验室建设工作，让教师对所承担的课程教学内容有更深刻的认识，以尽快提高教师的海洋油气工程专业方面的素质。

其次，为了进一步加强师资队伍建设，目前，笔者所在单位正在积极利用国内国外资源，聘请国内外兼职教授和研究院专家来校讲学、指导年轻教师。借鉴国外先进的办学经验，促进海洋油气工程专业的快速发展；同时，还把有培养潜力的青年教师有计划地送到国外学习进修，促使青年教师快速成长。

（三）实习教学条件

教师的实践性教学能力是培养具有创新精神和实践能力的高素质工程技术人才的重要条件，其可促进学生巩固和加深对理论知识的掌握，提高学生运用知识分析和解决问题的能力，以及对未来工作的适应能力。因此，实践教学效果的好坏将会直接影响海洋油气工程专业本科教学的总体质量。海洋油气工程专业实践性教学环节包括与课程教学同步进行的实验教学、单独开设的实验课程以及独立设置的实习环节。独立设置的实习环节包括：军事训练、地质实习、金工实习、专业实习、综合设计和毕业设计等。其中不容乐观的是海洋油气工程的专业实习，目前，因油田单位、海洋工程基地对安全的顾虑以及受实习经费的限制，导致海洋油气专业学生的实习过程大部分处于参观实习的层面上，学生在实习期间根本无法动手；并且大部分石油企业都不愿意接待学生实习，不愿意为学生提供实习岗位，为此，中国石油大学（华东）构建了一线实习、模拟实习与生产视频资料相结合的多元化专业实习模式。[4]

首先，利用地域优势。中国石油大学（华东）东营校区位于黄河入海口，是中国大油田――胜利油田所在地。胜利油田不仅拥有陆上油田，而且也已进行多年海上油气开发。这为油气工程专业的实践教学提供了良好的外部环境。2005 年，中国石油大学（华东）青岛校区启用，该校区毗邻中石油和中海油两大石油公司的海洋工程基地，这为海洋工程的实践教学提供了极佳的条件。这种优势对于中国石油大学（华东）来说可谓得天独厚，是国内其他任何院校所不具备的。因此，在实践教学环节，可以充分利用该优势，安排学生到实际的油田生产和海洋工程生产实际中去学习和锻炼。

其次，利用已经较成熟的数值模拟和三维可视化技术模拟呈现实际的生产环节和生产状况，加上成熟的数学模型完全可以达到较为逼真的生产效果；同时，在校内创建具有一定工程规模的模拟海洋油气生产实训场所，成为发展新型实践教学方式的新方向，这样可以全面提升实习教学质量。

再次，利用有关生产现场的视频资料，不仅在很大程度上代替了现场实习，而且能够有效提高教学效率、节约教学成本。还可鼓励学生自己联系实习单位，有许多学校已经采取了这种方式，因为少数学生的分散和零星实习，不会给企业的生产带来很大影响，生产单位一般还能够接受。

总之，在油气资源开发面向海洋已成为必然趋势的形势下[5]，中国石油大学（华东）新增设海洋油气工程本科专业不仅符合国家能源发展战略需求，也是学校走学科综合发展之路的需要。海洋油气工程本科专业应结合专业发展趋势，做好专业人才培养方案设置，创造专业所需要的支撑条件，才能真正为国家培养出高层次的海洋油气工程专门人才。

[参考文献]

[1] 海洋工程类学科专业规范研究课题组.海洋工程类专业规范与课程体系[C]//海洋科学与海洋工程类专业发展战略研究与专业规范研究论文集，2004：1518.

[2] 张波.浅析全球海洋石油工程市场现状及发展趋势[J].石油化工管理干部学院学报，2009，11（2）：2023.

[3] 李志刚.海洋油气工程人才的专业素养与培育[J].中国石油大学胜利学院学报，2011，25（4）：5557.

[4] 李志刚.海洋油气工程人才培养的探索与实践[J].石油教育，2011（2）：8991.

钻采工艺论文范文第3篇

关键词：钻进技术；地震钻井；工艺；技术

中图分类号：U674.38+1 文献标识码：A

近年来，国内各油田钻井技术，取得可喜成绩，为国内的石油和天然气的勘探及开发新的活力,起到了应有的作用。近年来，介绍了一种新型的国内外各种模板钻机山，山模板钻机的引入，为山区地震勘探增添了活力，解决了山坡地区缺水，复杂表面的固体岩石钻孔问题，为勘探开发复杂的表面，从坚硬的岩石在石油和天然气资源提供了希望。目前，国外井技术完成了配套，在天然气的钻探设备发展现状的基础上，完善天然气的钻探技术越来越成熟，成为主流的重要组成部分和钻井工艺技术。50年的地震勘探工作，地震钻井工程也经历了50年的发展过程并逐步完善，从早期的手压力型人工钻井发展到现在的水力机械的开采。但是使用良好的管理设备多年来，地震队钻井集团在积极探索和解决问题。吐哈油田针对目前气体钻井裸眼完井地质适应性差、采用套管阀或非透式可膨胀筛管完井技术成本高、可靠性差的问题,自主研发了冻胶阀完井工艺技术。实践表明，该钻机设备良好的运用和勘探成本有着紧密的联系，是油气勘探的关键成功因素的有效，长期坚持钻井工人的目标和任务。原理是利用化学方法能够形成钻孔封隔作用，具有一定的这些属性中的聚合物冻胶塞的、胶体不仅能实现井静态和动态密封，在大压差不得进入储层的气藏所起的作用。

1 关键要素

机场在钻探施工过程中，严格按照设计程序来建设的建设工作，必须检查钻孔前桩，确保刺激定位准确。未来天然气的钻探技术来降低能源消耗，不断扩展的能量场和可持续发展。气体反循环钻探设备、应对更少的地层出水的能力，满足未来的天然气的开采的发展趋势。在遇到特殊情况，需要以抵消移动，连续移动很有效,必须根据计划执行指定的技术人员。目前，气举反循环钻探已成为一个水井、地热井、煤矿轴、气体排放的主要技术方法。每口井的井深达到施工设计要求，并应做好阀体直立，墙壁的平滑重砂冲洗干净，确保顺利抱掺杂，引起深井建设设计与要求。完整地填写完整的每一个好地震钻井，填补这个领域。措施不容忽视，第一个从井口应密封在一个500毫米以下，要求准确表达清楚。钻探钻队长必须是100%检查，确保后期时抱案件光滑，没有留下障碍。

2 合理选择钻井参数

钻井参数也被称为钻井和变量，并表示钻井技术措施，具体指的压力的钻头、砂轮转速、水泵的排放，这里指的是旋转法，除了影响钻井钻法。钻压直接加点，钻压越大进深地层，在旋转阻力越大，功率消耗也越大，这是一无可驳的挤压力钻杆的，也很容易导致钻杆弯曲变形，因此在钻井钻压不宜太大，应该根据实际情况适当的选择。钻井过程中,更规则的岩性、地下完好钻床、速度和位移可以打开，但不能超过额定压力，包括钻压、转速、流量和钻井液的性能。粘土地层钻头与塑料、钻压不宜太大,转速适中位移，防止土壤包钻头。合理选择切削参数是提高钻井效率、降低材料消耗的一个重要因素。较大的岩石钻头梯度、钻压小转速适中，位移在案件。钻一个裂缝的岩性、钻床、速度、要小，防止合金叶片和卡钻坏了。在遇到坍塌至卡钻现象，演练少量可以零增长速度和位移。所以钻井速度受钻压、转速、排放限制。在钻井过程中，三者缺一不可。就在钻具带下去，直到解决钻井后保持卡。陷入了砂卡钻现象，应适当增加洗井液粘度和试图增加排放的影响，减少钻压、转速适中，没有继续钻井工作。

2.1 转速

速度的速度直接影响钻井速度的速度，速度越快，遇到阻力也正在逐渐增加，应力变化相应增加，提供麻纤维板作用，钻进地上吃以更快的速度，消耗的功率越来越多了。所以，在高速钻井、钻杆容易断裂。

2.2 钻压

钻压的大小，不仅与设备的重量和功率有关，而且还与岩性有关，再就是与井下是否存在卡阻有关。

2.3 排量

排量的大小，也直接影响钻进的快慢。可以看出排量越大，说明冲洗井底的能力越强，这样对钻头的冷却就越快。也导致钻井液循环就越迅速，提高钻井速度的重要因素。

3 地震钻井方法

3.1 选用不同循环液

钻井不易冲坏岩石，被选中干净的水可使泥孔壁可增强，更好的保护已经破碎的岩石上带到表面，从而防止形成涌水、隔离的岩石。在冷冻进入的地区，可以选择含有盐溶液。在钻井过程中，井漏应停止泵水、土泄漏，能够避免是徒劳的。在钻井过程中，如果遇到好崩溃,应该套管固井。钻探松散的不稳定，冲坏的岩层,选择的泥浆。在空气冲击钻进、遇见黄泥层，可以参加这个循环的碱性液体化合物。

3.2 割取岩芯

没有特殊情况，最好不要携带钻具，当达到长度和核心的核心筒的长度时，应停止钻进、钻井工具将一个小提到了一圈后沉没在洗砂，可以扔石头切取下来的核心。切取心之前，在石头上的正确方法是，沉到水底的沙洗干净,，首先应该开个铸造砂器盖，岩心钻探、钻压要适中，速度慢下来，并将准备在石头上的沙子里面，覆盖替沙从小型到大型逐步开放铸造砂器球阀。发掘能动性和锤子钻杆，洗井液可使石头以地下卡为核心。正确的方法以减少取心，石头出现卡核心抑制泵。泵压力上升，高压摇摆不好，这一次带了管钳移动钻杆、阻力增大。证明了快速核心，应立即停泵，缓慢的圆圈，再用管扳手移动钻杆，如果阻力减小，确认核心已经切断了，可以开始工作了。

3.3 安全规程

应检查线夹钻机下松动，操纵符钻机的性能、结构、使用和维护熟悉，必须经过严格的专业培训考核，获得了证书的独立运营钻机。方钻杆是挂在公司、升降电梯系统与性能是否良好，运行可靠。工作前、后和演练钻机性能，钻进前，效果良好，就顺利进行。把锁立即工作。在作业时，钻头不要离开工作岗位，看各地区钻机运转情况，看当泵入的压力变化、钻井液循环工作，严禁使用高速钻井作业。在工作过程中，而不是为了维护，更不要碰是手术的一部分，不得随意扳动手柄，以防意外。该钻机钻头工作人员，应当有明确的分工，工作必须坚守岗位，严禁脱岗，串岗，乱岗，合理利用生产工具，要熟悉掌握本岗位的操作规程，施工应穿衣服和头盔劳动保护。作出正确的选择，应注意高压线的空气，或者地下电缆，输气管道，确保安全的距离钻机和建筑物。

结语

50年的工作经历一段钻井地震发展时期，科学钻探，每一次的成就，展望21世纪地震钻井技术的发展前景将机械化、自动化、智能化钻井。钻井技术有一定的差距，钻井技术将面临的挑战，预测在有条件的地区除了使用汽车的来源、高能聚焦的方法取代传统的钻孔地震趋势。

参考文献

[1]向兴华，刘洪彬.定向井气体钻井新技术[J].钻采工艺，2007(6).

[2]韩烈祥，孙海芳.气体反循环钻井技术发展现状[J].钻采工艺，2008(5).

[3]刘建林.气体钻井用贯通式潜孔锤关键技术研究[D].长春:吉林大学博士学位论文，2009.

[4]张进双，钱晓琳，于培志，等.气体钻井后井筒预处理井壁稳定技术[J].石油钻采艺，2008(5).

钻采工艺论文范文第4篇

【关键词】水力喷射钻孔 稠油蒸汽吞吐

本次研究及试验对象是辽河油田高3624区块的高3-6-021井。通过对高3624区块岩性、裂缝发育特征及其分布走向、储层物性等方面进行细致研究，确定钻孔方位、钻孔数量、钻孔深度、注酸类型和数量、注蒸汽量，观察联作措施后的效果，对效果进行评价。

1 水力喷射钻孔技术介绍

目前，辽河油田水力喷射钻孔技术的工艺原理：连续油管连接铣刀钻具，入井进行套管开窗，然后连续油管连接喷射工具入井进行油层喷孔的工艺，喷嘴为反冲自进设计。喷嘴工作方式为单射流破岩，非水力机械联合破岩方式，其优点是：结构简单、控制简便、成功率高、钻孔长度可达100米。

水力喷射钻孔技术从施工工序上可分为：

（1）自然伽玛校深；（2）陀螺定向；（3）套管开窗；（4）钻水泥环；

（5）油层喷孔。每孔施工时间约为15h，每孔施工周期内，连续油管下井3次，测井1～2次。

2 高3624区块开发现状2.1 高3624砂砾岩油藏介绍

试验油井位于辽河油田高3624区块，高3624区块构造上处于辽河西部凹陷西斜坡北端高升油田莲花油层鼻状构造北端，是一个南、东、西三面受断层夹持的由西南向北东倾没的断鼻构造，高点埋深1600m。构造类型为纯油藏，油层埋深1600～1850m，油层分布主要受砂体分布控制，为一构造岩性油藏。储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，夹薄层泥岩。据高3624井最初试油成果，原始地层压力17.5MPa（油中1800m），1750m深度温度56℃。通过观察井测压情况可知，目前地层压力在7MPa以上，试验井附近压力10MPa左右。

2.2 区块开发现状

按开发方式划分，高3624块可分为两个开发阶段：即常规开采和蒸汽吞吐开采阶段，目前全块转为捞油生产。1988年8月～1998年9月，高3624块开始蒸汽吞吐开发，至1998年9月蒸汽吞吐有效期结束，共吞吐23口井、74井次，平均单井吞吐轮次4.9轮，累计注汽22.0693×104t，阶段产油13.9057×104t，阶段产水3.7228×104m3，阶段采出程度1.81%，吞吐油汽比0.63，阶段回采水率16.9%。1998年10月～2005年12月，由于吞吐效果较差，1998年10月后该块不再进行蒸汽吞吐开采，2003年12月全块转为捞油生产。2006年1月～目前，为采取压裂改造和高压注汽提高区块储量动用阶段，开采难度逐年加大，急需改善传统开采方式，提高单井产能。

3 水力喷射钻孔与蒸汽吞吐联作方案

试验井高3-6-021井储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，夹薄层泥岩，分析试验井与邻井同产层生产情况，认为试验井目标储层剩余油较多，结合水力喷射钻孔设备参数性能指标，分析在该试验井应用是可行的，决定进行水力喷射钻孔与蒸汽吞吐联作措施工艺试验。利用该技术喷射钻孔的定深、定向、钻深可控的优势来提高微裂缝钻遇率，改善稠油蒸汽吞吐井产层受热环境及渗流条件，扩大产层受热吞吐半径，实现周围死油区稠油得到动用，达到增加原油产量、提高单井产能的措施目的。

3.1 水力喷射钻孔方案3.1.1？钻孔层位

筛选高3624块的某一口油井为试验井，该井位于区块中部，生产层段岩性为砂砾岩。油层物性较好，平均孔隙度21.9%，平均渗透率967×10-3μm2。碳酸岩含量极少。粒度中值为0.44mm，但分选较差，平均分选系数为1.94。为近物源浊流砂体沉积的特征。Ⅴ砂体储层以砂砾岩为主，平均孔隙度为22.69%，平均渗透率1282.65×10-3μm2；Ⅵ砂体储层以砂砾岩为主，平均孔隙度为19.92%；平均渗透率867.92×10-3μm2。

3.1.2？钻孔位置

根据地层倾角、倾向以及油井井斜数据，确定钻孔方位主要沿平行地层等高线方向，这种方法适合油层上下较厚的油层，孔轨迹在同一个油层延伸，同时根据油层厚度和实际钻孔深度进行钻孔方位微调，从该井测井曲线对比综合分析L5+6层位的2#、3#两个层钻孔增产效果会更好。

？3.1.3？钻孔方位

通过分析试验井与邻井同产层生产情况，认为试验井24.6o、221o方位剩余油较多，优选为该试验的钻孔方位。

3.1.4？布孔数量

该井所选2#小层为物性较好的含油层段，单层厚度56.6m，3#小层厚度13.4m，2#小层布孔密度为1孔/7.07m，3#小层布孔密度为1孔/13.4m，设计对2个小层完成9个钻孔，自下而上逐孔实施。

3.1.5？钻孔长度

考虑小层单层厚度较厚，井间距较长，产层无底水，井间距离170m，因此，设计钻孔长度为100m。

3.2 防膨酸化蒸汽吞吐方案3.2.1？防膨方案

粘土稳定剂由有机聚季铵、非离子表面活性剂及无机物复合而成。

（1）按处理半径计算，按照处理半径2.4m计算，药剂浓度1%，施工剂量24.4t。

（2）按注汽量计算

设计注汽量按3000t，防膨剂使用浓度按1%计算，则试验井防膨剂用量为30t。

（3）施工要求：正注粘土防膨剂30t，正替清水10m3，压力控制在20MPa。3.2.2？酸化解堵方案

（1）药剂用量：酸化药剂的主要成分为有机酸、盐酸、氟盐、缓蚀剂和表面活性剂等。酸化目的层为2#：3#小层，井段1651.5-1722.0m，厚度70m/2层。通过酸化，解除近井油层污染，恢复或提高地层渗透率，增加油井产能。设计向井中注入多氢酸解堵处理液185t，正替顶替液10t，排量0.6～1.5m3/min，泵压不得超过20MPa。

3.2.3？注蒸汽方案

预热地面管线10分钟，然后转入正式注汽，以较低参数注一小时，逐步提高注汽参数。采用高压小炉注汽，设计注汽量3000t，油层吸汽能力约7～9 t/h，注汽速度：192 t/ d，注汽强度：27.5t/m。

4 现场试验与效果

4.1 现场试验

5 结论

细致的地质分析、创新的联作思路、缜密的施工设计、科学合理的联作工艺选择是高3-6-21井现场试验成功的基础与保障。

水力喷射钻孔改变了传统射孔完井蒸汽腔的形态，扩大了蒸汽与地层的直接接触面积，扩大了蒸汽腔的波及体积，无论是近井地带还是远井地带均更有效的利用了蒸汽的热能，并且可在一定程度上解决因储层非均质性造成的储层动用不均的困扰。

水力喷射钻孔的成功应用可突破传统意义上的射孔完井方式，有望引起新一轮的完井方式的变革

水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施联作工艺技术可有效解决因近井地带污染与堵塞导致的注汽困难的难题，实现了蒸汽吞吐井间剩余油挖潜以及油井产量的提高，为辽河油田稠油开采提供新模式、新方法。

参考文献

[1] 李根生，沈忠厚.高压水射流理论及其在石油工程中应用研究进展.石油勘探与开发[J].2005，（02）：96-99

[2] 袁建民，赵保忠.超高压射流钻头破岩实验研究[J].石油钻采工艺，2007，（04）：20-22

[3] 孙晓超.水力深穿透水平钻孔技术的研究.大连理工大学硕士学位论文[D]，2005

[4] 李慧，黄本生，刘清友. 微小井眼钻井技术及应用前景[J].钻采工艺，2008，（02）：42-45

作者简介

钻采工艺论文范文第5篇

论文摘 要：随着海洋石油的大力开发，钻井技术的研究至关重要，本文主要阐述海上钻井发展及现状，我国海上石油钻井装备状况，海洋石油钻井平台技术特点，以及海洋石油钻井平台技术发展分析。

1 海上钻井发展及现状

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。

参考文献

[1]phil rae. lightweight cement formulation for deep water ce-menting: fact and fiction[a]. spe91002, 2004.

钻采工艺论文范文第6篇

主要完成人：唐海雄、高德利、董星亮、魏宏安、罗东红、邓金根、张武辇、张新平、汪志明

本项目属于石油与天然气工程领域(采掘业)。高水垂比大位移钻井技术是挑战钻井极限的前沿技术。当大位移井水平位移与垂深之比(水垂比)≥3，且水平位移≥3000米时，该井则称为高水垂比大位移井，钻井期间所面临的主要挑战是：浅层高造斜率、大斜度长裸眼的不稳定性与可延伸极限、井下的安全作业窗口、井下摩阻扭矩的严重性与控制能力、套管下入的难度和磨损，以及钻井设备的不适应性与综合运用能力等。钻井作业主要面临着三大作业极限：裸眼的稳定延伸极限、水力工程的延伸极限、机械装备的延伸极限。

目前，海洋钻井需搭建固定式平台或租赁移动式平台，平台大小、效率和钻井工作面积却与费用成多倍率攀升，勘探开发投入高。面对沉睡多年的近海边际储量，为解决这一长期的开发难题，为寻找一种开发模式使我国相类似的边际海上含油气构造可经济地得以开发。1997年以来，中海油深圳分公司开发和钻井团队，利用大位移钻井技术在南海西江和流花两区块已实施了21口井。使两个搁置多年的边际含油构造得以有效开发，已获1422亿元的巨额新增利润。

南海西江24―1含油构造，1985年发现，海域水深约100米，构造油藏物性和原油流动性好，由于地质储量仅为465万方(少于800万方)，当时不能满足开发条件。项目最初是通过联合作业形式，依托南海已有的西江24-3中外合作生产钻采平台，组成了联合技术攻关和作业项目组，钻成的西江24-3-A14超大位移井(该井创造了井底水平位移8063米的当时世界纪录)，使西江24-1此沉睡十年的边际含油构造得以开发，揭开了我国利用大位移井开发技术开发边际含油构造的先河。同时项目组在消化吸收国外先进技术的基础上，与国内院校联合，紧密结合我国海上油田对大位移井的实际需要，逐步沉淀形成了一套具有中国海洋石油特色和国际先进水平的大位移钻井技术。

南海流花11―1油田所在海域水深达311米(1996年属深水开发领域)，油藏埋深约900米，于1996年建成投产，使用水下井口和采油系统等大型类深水高新开发设施，地质储量达2亿吨，是目前我国海上已发现的地质储量最大的类深水整装油田。1998年底油田综合含水大部分超过90％，面对投资超过50亿的高额浮式生产钻采系统和其高额的生产操作费，为了稳住油田产量和克服低油价和高操作费对油田生存的威胁，为了延长一个高投资油田的生产寿命和开发一个沉睡超过十年的边际含油构造，进入本世纪，基于已拥有的对西江大位移井技术的消化、开发和沉淀，在中海石油(中国)有限公司的直接领导下，深圳分公司项目组通过和石油大学的联合科技攻关，并在中海油田服务股份公司和深圳远东石油工具有限公司等为代表的技术服务公司的共同协作和努力下，针对流花11―1油田3井区(距主开发区4.5公里)这一已探明的小而肥边际含油构造，进行技术攻关研究，通过理论和技术的自主创新以及集成再创新，形成了有别于一般大位移井技术的，具有中海油自主技术成分的，高水垂比大位移钻井成套技术。通过独立设计和风险评估，利用海油自己的队伍和力量，在类深水、使用浮式生产钻采系统和水下井口的作业条件下，成功实施了5口高水垂比大位移井，创造了5634m水平位移、6.13水垂比(从泥线起算)及6300m开发井40天钻井周期等处于国内领先和国际先进水平的高新技术指标。

经近10年的持续研究与实践，逐步形成了一套具有中国海油特色和国际先进水平的大位移和高水垂比大位移钻井成套技术与实施准则，包括大斜度长裸眼延伸极限预测与控制、井下摩阻／扭矩预测与控制、套管磨损预测预防、井眼清洁及导向钻井控制等。这套技术成果已获得成功应用，并在《石油钻采工艺》杂志上出版专辑，组织召开两次国际专题研讨会，公开50篇，提高了我国在大位移井开发技术方面的国际地位，培养了大批国内的大位移专家、博士和硕士。

随着该项目获得2007年的国家科技进步二等奖，这种具有中国海洋石油特色和国际先进水平的大位移和高水垂比大位移成套钻井技术。已经不断在我国海上油田获得新的成功应用，同时正相继使用到中国陆地和滩海等地区的油气勘探开发中。相信随着这种可“以点带面”，既绿色又经济的油气开发技术，会同定向井和水平井一样，经过不断的发展成熟，很快会成为滩海和海上油气开发领域的主打技术之一。同时它的创新和突破一定会为油气钻井工程和相关产业带来新的革命或变革，它的发展，不但会带动高尖端电子及制导技术的发展，而且在机加工、材料加工和热处理等方面也会产生重要的推动作用。

第一完成单位

自1982年成立以来，中国海洋石油总公司保持了良好的发展态势，由一家单纯从事油气开采的纯上游公司，发展成为主业突出、产业链完整的综合型企业集团，形成了油气勘探开发、专业技术服务、化工化肥炼化、天然气及发电、金融服务、综合服务与新能源等六大良性互动的产业板块。近年来，通过改革重组、资本运营、海外并购、上下游一体化等战略的成功实施，企业实现了跨越式发展，综合竞争实力不断增强，逐渐树立起精干高效的国际石油公司形象。

作为其分公司之一，中海石油(中国)有限公司深圳分公司位于东经113°10′到118°的南海东部海域，自1983年开始就成为了中国对外合作开采石油天然气的主战场。通过对外合作和自营的方式，深圳分公司在我国南海东部海域从事海上石油、天然气勘探、开发和生产以及受国家公司委托执行其与外国石油公司之间签订的石油合同。南海东部海域自1990年成功完成第一个合作油田惠州21―1油田开发，至今已有近20个油田成功投产，累计生产油气超过1.5亿方。从1983年至今，超过25年了，深圳分公司(包括原中国海洋石油南海东部公司)先后与美国、日本、意大利、挪威等13个国家和地区的48家公司实行友好合作，引进和利用外资超过35亿美元，中外双方的勘探开发总投资超过60亿美元。

深圳分公司的目标不仅是要继续保证原油的稳产高产，而是要在今后更长一段时间内发现更多的油气田，为海洋总公司、有限公司做出更大的贡献。为了目标的实现，深圳分公司不仅创造了从1996年到2005年连续十年连续原油年产量超千万方的骄人业绩，同时目前正积极、认真和稳步地开展勘探和后续开发工作，并提出了“油超千万再十年，气上规模百亿方”发展目标。

近年来，在中海油总公司的正确领导和支持下，深圳分公司已成为我国重要的能源生产基地，拥有注册员工223

人。其中，大学本科以上学历的员工占93％。注册运营资金更是达到了21.9亿元人民币。在可持续发展的进程中。他们不断向“作业者”的形象迈进，本世纪以来，在成功从英国BP石油公司手中接管运作第一个自营油田――流花油田的基础上。又成功从丹文能源公司手中接过了番禺4-2和番禺5-1油田的作业权，成立了番禺作业公司作为自营管理机构，目前番禺4―2和5―1油田已成为南海东部海域第一个中方任作业者的合作油田。除此之外，南海东部地区又正陆续开展着自营勘探和开发工作，已成功完成了自主开发建设的LF13-2、XJ23-1等一批自营油气田。成功建设并运作了珠海气田终端。也就是说，中海油深圳分公司在南海东部地区已实现了“合作与自营”并举。“两条腿”走路的目标。目前正在积极推动深水领域的自营与合作，已成功与哈斯基、科麦奇、塔克、丹文、新田等多家外国合作伙伴签订了勘探合同，涉及水深100～3000米，在完成了荔湾3-1和白云6-1深水探井作业的同时，正积极推动我国第一个深水油气勘探开发作业中心建设的步伐。

第一完成人

唐海雄，广东珠海人，1983年毕业于江汉石油学院(现长江大学)，同年7月加入海油，现任中国海洋石油总公司深圳分公司钻井部经理。曾先后10余篇，涉及勘探、开发、钻完井和海洋钻机建造领域。作为第一完成人获得部级科技进步二等奖1项、省部级科技进步一等奖1项和三等奖3项。

超过25年的工作经历，唐海雄主要从事南海东部地区钻探和油田开发的钻完井工作，为该地区的油气钻完井工程领域做出过突出贡献。他曾从事和主持过多种中外合作管理和自营作业项目，在油气钻探、油田开发钻完井、生产调整井、多种侧钻井、油气井固井、钻完井液及钻完井装备等的工艺技术、风险评估、项目策划、工程设计、具体施工方案设计等方面均有很深造诣：在浮式、自升式、导管架钻井平台、浮式生产钻井平台的作业和风险评估方面拥有丰富的实践经验。

多年以来，唐海雄以自己深厚的理论和实践功底，获得了中海油的资深钻完井总监资格，并已成长为海油内大位移钻井和深水钻井方面具实力的专家，主攻大位移和深水钻完井等技术领域。本世纪以来作为项目带头人，唐海雄负责起超300米水深的高水垂比大位移井的设计思路策划、总体设计编写、风险评估、方案审查、总体作业实施控制和后评估等主要工作，组织并实施了超过10口井次的近海大位移和高水垂比大位移钻完井作业，提出了大位移井存在多种作业极限和高水垂比大位移井会挑战作业极限的新钻井理论，并在钻井实践中得到了印证，他带领的相关团队留下的成套技术沉淀至今仍然有效地指导着海油和我国同类型勘探开发项目的运作。

钻采工艺论文范文第7篇

一、利用神经网络模型进行期刊影响因子和有关因素之间作用规律的仿真模型

本文选用2006版的《中国学术期刊综合引证报告》中的自然科学期刊中，从《安徽化工》到《钻采工艺》共300种期刊数据为样本数据（见表1,略），研究仿真科技类期刊的影响因子和有关指标之间的非线性映射关系。其中，利用前150种期刊数据作为训练网络的样本数据，后150种期刊数据作为测试网络的样本数据。

 样本输入数据处理

采用三层BP神经网络对期刊的影响因子与有关指标之间的非线性映射关系进行仿真学习，BP网络中输入层、隐含层和输出层的结点数分别为7×10×1激活函数分别采用sigmoid,logsig，学习率η=0.9，学习训练算法采用反向传播(BP)算法。

以刊期、总被引频次、即年指标、载文量、被引半衰期、引用半衰期、他引比、基金论文比、Web即年下载率等为网络的输入，由于各项数据差异较大,所以在作为神经网络输入、输出数据时，采取(X-Xmin)/（Xmax-Xmin）公式对样本数据进行了归一化处理，,处理结果见表1 。

样本输出数据处理：将影响因子作为网络的输出，其数据见表1。

网络建立与仿真

这里建立一个7×10×1的 BP网络，分别利用matlab中的函数NEWFF()、train()、,sim()建立、训练和仿真网络。传递函数分别取tansig和logsig，目标误差为0.0001。150个训练网络的样本系统仿真结果分别见表2（略）和图1，由图可以可见,除个别影响因子较小的样本外,误差高度聚集在0附近,相对误差基本上都在3%以内，150个测试样本仿真结果也比较理想, 由图2可以看出,除个别样本由于影响因子非常小，不大符合整体规律性，其余样本误差基本也是聚拢在0附近,大多数样本相对误差也在5%以内，说明本神经网络具有很好的整体仿真能力，也就是说，该模型能非常有效地仿真影响因子与相关指标之间的非线性关系。

二、用网络进行期刊有关指标对影响因子影响分析案例和结论

为了研究各有关指标对期刊影响因子的影响程度和方向，这里以各指标的平均值为比较基础，采取单因素分析的方法，让一个因素值在平均值上下变化，用网络仿真其输出的影响因子，与平均水平下的影响因子比较观察其影响规律。表3（略）列出了要代入网络进行仿真的输入和输出结果，下面就仿真结果进行分析。

计算表明，当载文量分别增加30%、增加15%、、减少15%、减少30%时的网络仿真影响因子分别为： 0.1410、0.1508、0.1727、0.1848。可见载文量越大影响因子越小，而且影响还是比较大的，过度扩大载文量势必影响载文的质量,并不利于刊物质量的提高；当其它指标保持平均水平不变，基金论文比分别增加30%、增加15%、、减少15%、减少30%时的网络仿真影响因子为：0.1653、0.1635、0.1584、0.1544。可见基金论文比越大影响因子越大，但是影响微弱；当其它指标保持平均水平不变，被引期刊数分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1618、0.1606。可见被引期刊数越大影响因子越大，但影响基本可以忽略，没有什么影响；当其它指标保持平均水平不变，总被引频次分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1721、0.1508。可见总被引频次越大影响因子越大，而且影响非常明显,这是由于影响因子的计算要直接用到总被引频次所致；当其它指标保持平均水平不变，即年指标比分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1648、0.1580。可见即年指标越大影响因子越大，但是影响比较小；当其它指标保持平均水平不变，平均被引半衰期比分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1518、0.1731。可见平均被引半衰期越大影响因子越小，而且影响比较大；当其它指标保持平均水平不变，web即年下载率比分别增加15%、减少15%时的网络仿真影响因子为：0.1663、0.1564。可见web即年下载率越大影响因子越大，但影响不大。

作者单位：陕西科技大学管理学院

参考文献

[1] 杨君岐.影响期刊影响因子的BP神经网络模型构建与实证研究[J].广西师范大学学报， 2007,（4）：67-70.

[2] 万锦. 中国学术期刊综合引证报告[M].北京：科学出版社，2005.

钻采工艺论文范文第8篇

关键词：陈371 薄层 稠油 工艺技术

1 薄层完井、防砂工艺的改进与应用

（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

[2] 郭斌建；超稠油热采井整体调剖封窜技术的研究与应用[J]；精细石油化工进展；2004年04期

[3] 束青林等；；孤岛稠油环蒸汽吞吐中后期提高采收率技术[A]；稠油、超稠油开发技术研讨会论文汇编[C]；2005年

钻采工艺论文范文第9篇

【关键词】封堵技术 桥接材料 屏蔽暂堵 低渗透成膜

随着资源勘探开发的纵深发展，我国深井钻探的数量逐年增加，然而深部钻探所钻遇地层更加复杂多样，因此更易发生井壁不稳定问题。

为了控制井壁失稳，提高钻探效率，必须提高地层的承压能力，影响地层承压能力的因素很多，主要有地层本身性质（内因）和钻井、封堵工艺水平（外因）两个方面的影响。前者包括地层岩性，胶结程度，裂缝发育方式、开度、宽度，地层温度，近井壁岩石水化程度等；后者则包括钻井液性质、种类、封堵剂组成，所使用的封堵工艺以及相应的钻井参数、工艺等。然而，钻探时地层压力本身往往具有不确定性和不可控性，而钻井液的封堵性能则可以根据实际进行调控，所以钻井液的封堵性能往往决定着提高地层承压能力的高低。

1 桥接材料封堵技术

桥接封堵就是通过不同配比将不同形状和级配的惰性材料，混合加入到钻井液中，随着钻进液循环而封堵漏失层的方法。

此种封堵方法较为传统，但实际施工时却得到广泛应用，主要原因在于此种封堵方法不仅可以有效解决井内孔隙和裂缝造成的部分及失返漏失，而且材料具有易买价廉、使用安全、操作方便等优点。

常见桥堵材料根据形状一般分为颗粒状材料、纤维状材料及片状材料三种类型（具体情况见表1），他们级配和浓度应根据井内漏失层性质及严重程度进行合理选择。堵漏时钻井液中添加桥接材料的含量一般为4%～6%，且上述三种材料在施工时常用的混合复配比例为2∶1∶1，并且应尽可能使大于桥堵缝隙尺寸的惰性材料含量不低于5%；此外需要注意的是如果使用过程中常用尺寸的桥接材料堵漏不成功，应根据情况及时换用更大尺寸的颗粒并增大使用比例。

采用桥接封堵的施工方法有两种，即挤压法和循环法。施工前应准确地确定漏层位置，钻具尽量下光钻杆，钻头不带喷嘴（不然应选择合适的桥接材料的尺寸，以避堵塞钻头水眼）；钻具一般应下在漏层的顶部，个别情况可下在漏层中部，严禁下过漏层施工，以防卡钻。施工时要严格按照施工步骤进行。封堵成功后，应立即使用振动筛筛除井浆中的堵漏材料。特别要提出的是，对于在试压过程中出现的井漏，由于漏失井段长、位置不清楚，采用大量桥浆（通常为40～60m3）覆盖整个裸眼井筒的封堵方法，经常可取得成功。

但是，在使用过程中桥接类封堵材料仍然存在以下3点主要问题：

因纤维类封堵材料在井壁无法形成有效低渗阻挡层，故其在微裂缝上搭桥时不具备阻止钻井液侵入和防止井眼失稳的能力；

在渗透地层利用不同尺寸和级配的封堵材料形成泥饼屏蔽层的条件是要具有足够的瞬时滤失。但实际情况是由于井内微裂隙的瞬时滤失过低，致使封堵材料很难形成保护性泥饼；

片状云母类材料使用时通常需要在高浓度快速作用才可以在裂隙处搭桥，发挥封堵作用。但是此种材料在钻井液中浓度的增加会使钻井液循环当量密度也随之增加，导致井底压力进一步提高，最终可能加剧滤失或漏失；

部分桥接材料在使用时因条件限制达不到最好功效，如沥青，其使用时温度必须达到软化点温度以上方可发挥最强封堵作用，但实际施工中绝大多数地层都达不到这个温度。

2 屏蔽暂堵技术

钻井液中起主要暂堵作用的惰性材料称之为屏蔽暂堵剂。屏蔽暂堵技术就是将钻井液中加入屏蔽暂堵剂利用井内钻井液液柱压力与地层液柱压力之间形成的压差压人地层孔喉，并在短时间内形成渗透率接近零的暂堵带技术。

屏蔽暂堵带主要具有以下两方面功能：一是能够有效使地层避免固井水泥浆的污染，二是降低钻井液对地层浸泡时间，降低钻井液污染，进而起到保护作用。

一般来说，暂堵颗粒由起桥堵效的刚性颗粒和起充填作用的粒子及软化粒子组成。在各种处理剂材料中，各种粒度碳酸钙是常用的刚性粒子；沥青、石蜡和油溶性树脂等是常用软化粒子。

引起压差卡钻的主要原因是钻井液在滤失过程中形成的泥饼较厚，泥饼与钻杆的接触面积较大，进而增加了卡钻的概率。但使用低渗透钻井液时，由于其能够在井壁上迅速形成一层低渗透薄膜，相较于传统钻井液而言可以大幅度降低滤失量，所以压差不会传递到地层，从而有效避免了卡钻问题的发生。

（4）防止钻井液漏失

超低渗透钻井液含有气泡和泡沫，这些气泡和泡沫可使过平衡压力降到最低，并且气泡和泡沫可桥塞各种孔径的喉道，阻止钻井液的渗漏，防止地层层理裂隙的扩大和井下复杂情况的发生。

4 结语

桥接材料封堵、屏蔽暂堵以及低渗透成膜封堵是现阶段国内施工实践中主要应用的三种封堵技术手段，其中桥接材料封堵及屏蔽暂堵技术因材料价格低廉、易购买等因素而在实际生产中得到广泛应用，低渗透成膜封堵也因适用地层范围广、封堵性能出色而得到越来越多的研究与关注，发展潜力巨大。所以在施工生产中我们应结合施工实际对封堵剂进行综合考量和使用，争取达到经济效益最大化。

参考文献

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[3] 申威.我国钻井用堵漏材料发展状况[J].钻采工艺，1997，20（1）：57

[4] 薛玉志.超低渗透钻井液作用机理及其应用研究[D].博士学位论文.山东：中国石油大学（华东），2008

[5] 袁春.隔离膜水基钻井液体系研究[D].硕士学位论文.四川：西南石油学院，2004

[6] 孙金声，林喜斌，张斌，等.国外超低渗透钻井液综述[J].钻井液与完井液，2005，22（1）：57-58

钻采工艺论文范文第10篇

【关键词】页岩气 水平井 油基钻井液

页岩气作为一种储量丰富的、非常规的重要能源，在现代生产中作用突出，油气勘探行业对页岩气的开发使用程度也在不断增加。从90年代中期页岩气被发现以来，其生产产量增速惊人，将会在未来实现新的突破。页岩气在盆地中的储量最为丰富，根据不完全统计，世界页岩气储量突破456*1012m3，利用空间巨大。当前在页岩气钻井、完井，特别是水压裂、连续油管的射孔以及水平井钻井技术的研发下，页岩气的应用范围越来越广，据估算最终全球的页岩气将突破1000*1012 m3，加强页岩气钻井技术的研究，加强资源开发，具有重要意义。

1 工程情况说明

某地区施工完成的页岩气―1井位于四川东部地区自流井组大安寨。水平井钻至弧形高陡褶皱带拔山寺向斜地层最终完钻，从实际钻井情况分析，施工过程中存在难以处理井斜角、机械钻井速率低等问题，使得最终周期较之施工计划周期时间延长，达到145天，全井最大斜度为89.5°，钻进底部的位移数据位1000m。页岩气―1井的位置位于四川盆地重要的两套烃源岩之一位置，总体岩层发育为100m，为黑色页岩，产气潜力较大。在进行水平井钻井过程中，运用油基钻井液、双凝水泥浆、旋转导向钻井等技术能有效加强水平井钻井效率，这些水平井技术有着不低的应用成本，多是用作于解决常见的处理难度较大的钻井技术问题。

2 水平井钻井过程遇见的问题

其一，水平钻井过程中摩阻扭矩较大。进行水平井施工时，由于钻井水平段比较长，摩阻扭矩成为钻井难题，而1号井位井身质量不高，扭矩、摩阻问题更为突出，必须解决这一问题[1]。

其二，该地段的井壁水平段长，加之井身质量低，在进行固井步骤时，容易出现套管居中度不理想，难以顶替、水泥浆胶结情况不理想等问题。

其三，水平井井壁容易出现失稳现象。该项目技术人员对该地段的岩心进行了分析，得出该区域主要岩石矿物组成为石英和黏土成分，其中黏土主要由伊蒙混层以及伊利石构成，钻井过程中井壁会吸收大量水分产生膨胀出现失稳现象，另外目的层的向应力存在差异，增加了钻井施工的难度。

其四，施工地段地表较为疏松容易垮塌。该地段位于四川盆地，沟壑交错，存在地表冲蚀沉积、风蚀情况，地表的成岩性能不理想，部分地段的页岩水敏性较强，侵入钻井液后已形成井壁垮塌现象，为后续钻井工程带来困难；部分地段主要组成部分砂质页岩、页岩，存在严重掉垮、剥蚀情况，尤其在大斜度水平段井眼位置稳定性更差，容易出现坍塌现象[2]。

3 水平钻井技术研究

3.1 旋转导向式钻井技术

作为当前先进的页岩气钻井技术，特殊油藏条件的深井以及钻井难度较高的水平分支井、水平井、定向井以及大位移井等条件下比较适合运用旋转导向式钻井技术进行钻井施工。这一钻井技术主要是利用远端计算机进行调整工具面的数值，通过脉冲向井底仪器传送数据，调整工具面角，对井眼的轨迹进行控制[3]。这一技术相对于传统的螺杆导向更加及时和准确，大幅度提高了控制井眼轨迹的准确程度，而在进行钻井过程时，钻柱始终处于旋转状态，可以有效降低扭矩和摩阻。

3.2 水平钻井的特色固井技术

将该页岩气井的施工难题和固井技术、井眼进行结合，该项目使用了1.90kg/l的防窜气高胶结弹性水泥浆以及1.40kg/l的缓凝低密度水泥浆混合而成的双密度双凝水泥浆，将1.40kg/l的返浆带至地面，降低水泥浆的液柱压力，1.90kg/l的尾浆送至深井处，确保下层页岩气产层的固定程度，这一方法可以确保较低液柱压力，避免出现固井过程漏失水泥浆问题，提升防止窜气和胶结水平，提升固井质量，为下一阶段压裂过程提供前提条件。

3.3 油基钻井液的运用

针对该钻井施工过程出现的问题，决定利用具有高性能的油基钻井液，这一技术的突出特色在于：

第一，为了抑制页岩出现水化膨胀问题，对高压高温的失水量进行严格监控，确保失水量小于7.8ml，从实际施工钻井遇见页岩的情况出发逐步提高钻井液的密度，利用较大的破乳电压，确保工程维护时油水比例的平衡稳定；

其二，为了保证油基钻井液的电稳定性较高，必须保证拥有超过2000v的破乳电压，如果地层存在严重的水侵现象，必须添加石灰、润湿剂、乳化剂机械处理，保持电稳定和电平衡。[4]

其三，施工遇见较大斜度的井段以及水平段时，保持高水平的动切力以及黏度，强化油基钻井液的悬浮携砂力，利用有机土、白油、润湿剂、增粘剂以及结构剂调控流变性能，与短程下钻等阶段制定的措施，最大程度将岩屑床进行消除，以便保持井眼的顺畅通透。

其四，利用脂肪酸和其共聚物作为重要材料，取代传统的有机膨胀土，能明显改善泥饼固相含量和质量，降低井壁黏度。[5]务必保持油基钻井液的胶凝切力，以便最大程度降低井漏的可能性。

4 结语

在川东地区水平井钻井过程中，利用油基钻井液、旋转导向钻井技术以及优选钻头等方式方法，有效降低了扭矩和摩阻，在确保井壁稳定性的基础上提高了机械钻的工作效率，加之用双密度双凝水泥浆确保了套管居中程度，获得了很好的固井质量，值得推广和应用。值得注意的是，油基钻井液以及旋转导向技术付出成本较高，在地层裂缝发育地段，由于堵漏技术还需完善，传统堵漏采气技术无法发挥应有作用，这些都是页岩气水平井钻井技术应用还需要强化研究的问题。

参考文献

[1] 姜政华，童胜宝，丁锦鹤.彭页 HF-1页岩气水平井钻井关键技术[J].石油钻探技术，2012，40（4）；285-288

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[3] 代绪，赵金海，王华，等.美国Barnett页岩气开发中应用的钻井工程技术分析与启示[J].中外能源，2011，16（4）：47―52

[4] 武治强，周建良，靳勇，张红生.页岩气水平井气层封固难点分析与技术对策[J].石油钻采工艺，2012（11）：123-129