钻井技术论文（精选8篇）
钻井技术论文 篇1
水平井钻井液管理细则
为了保障水平井安全技术提速，加强对项目部水平井施工井队的技术管理，以期达到提高水平井钻井速度，减少复杂、事故时效，项目部技术办公室特制订了以下管理细则，希望各钻井队的队长、钻井技术员、钻井液技术员（大班）认真执行，现要求如下：
1、项目部技术办加强对水平井的管理，实行每天汇报制度，要求井队钻井液技术员（大班）每天给技术办汇报1次，如出现不汇报、少汇报将给以处罚。
2、水平井要料实行审批制度，要料程序：井队上报要料申请，技术办审批后，生产办组织。
3、严格按照水平井技术方案施工，出现井下复杂及时给技术办汇报，技术办负责制定下一步技术措施，如擅自处理将处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）200元。
4、钻井液基础资料要妥善保管。
5、开钻前技术交底，要有详细的钻井液工作思路及措施。
6、在现场实施过程中加强对重点井段的控制。
7、钻井队必须保证钻井液技术员（大班）的正常钻井液用料，如果发现钻井液材料储备不能满足钻井液维护和处理时，处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）100元。
8、钻井液技术员（大班）必须保证给技术办公室汇报的钻井液性能数据为真实的数据，以真实反映本队的钻井液性能及井下情况，发现一次处罚钻井技术员100元，钻井液技术员（大班）100元，如果是因为信息员工作失误也将对其处罚100元。
9、在钻遇特殊井段或井下发生了复杂时，要求钻井液班报表记录真实、及时，在有关问题上把握不准时，及时联系技术办公室相关人员，如果记录的与上井后测得的性能差别较大时，或因上报不及时使井下复杂化的，处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）100元，同时部分损失由井队承担。
10、及时，准确的搞好钻井液电子资料的统计、上报工作，如果电子资料出现错误时，处罚钻井液技术员（大班）100.11、在所收集的曲线的背面及时、准确的记录好本井在直罗（包括井径扩大的井段）的日常维护时的钻井液用料、钻井液性能，转化时间、井段及完井处理方法、时间等内容；如果不记录处罚钻井液技术员（大班）100元。
12、钻井队在开钻前应按设计或钻井液技术员(大班)计划，合理布局地面循环池，达不到分级净化效果，罚钻井队500～2000元。
13、钻井队开钻前必须安装好配浆罐和混合配浆漏斗，配浆罐两个搅拌器马达和配浆漏斗要运转正常。固控设备、配浆罐和配浆漏斗未正常运转，罚钻井队500～1000元。
14、必须严格执行钻井液设计，由于钻井队不按设计加料，造成钻井液性能欠佳，而又不及时调整导致井下复杂，扣罚井队2000元。导致井下事故，该井钻井液成本不予核销，处罚钻井液技术员（大班）300~500元。
15、处理维护要少吃多餐、细水长流，在补充中调整、调整中补充，聚合物必须搅拌溶解后加入，不允许将粉状药品在循环槽直接加入。否则罚钻井液技术员（大班）100~300元。
16、钻开目的层密度、失水要符合设计要求，先注后采等目的层压力异常井目的层密度要符合井控要求。否则罚钻井液技术员（大班）100~300元（地层压力异常高井密度超出设计除外）。
17、钻异常高压层、井下复杂、处理井下事故等特殊情况要加密测量钻井液性能，少测钻井液性能罚100~200元。
18、严把钻井液材料处理剂质量关，对于没有质量合格证、名称不清楚、包装破损等情况，技术员(或大班)有权退货，用料要做到上盖下垫、妥善保管。
19、井队应备钻井液测量的常规仪器，仪器缺失发现一次扣罚钻井队200~500元。发现钻井液性能弄虚作假,罚责任人200～500元。
钻井技术论文 篇2
1 原理
相对于传统的钻井技术, 控制压力钻井技术是一种微平衡钻井技术, 可以实现在窄钻井液密度窗口中安全的进入, 并且可以很好的组织液体向井内流入, 防止事故的发生。这种技术在设计的使用的钻井方式要低于常规的钻井技术, 当循环停止的治后, 压力小时, 井底的压力降低, 就破坏了钻井的平衡, 在这个时候就需要使用回压来弥补循环摩擦, 从而达到保证平衡的要求。控制压力钻井技术主要是通过控制流体密度、水利摩阻、流体流变性等, 保证井筒的压力可以准确的维持在地层压力与破裂压力之间, 维持平衡或者是近平衡的状态来钻井。
微流量控制钻井技术主要是通过对微进出口流量进行监控, 从而达到监控总流量的微小变化的目的。这种方法也可以准确的确定空隙压力与破裂压力。如果检测到微小的流入或者是侵入, 就会利用特殊方法来调整, 保证井底的压力平衡。微流量控制钻井技术可以快速的控制任何微小的流量变化, 以达到控制压力的目的。这种钻井技术的特点是在技术操作系统中, 包括对流失和侵入的分析与探测。在循环系统中, 具有可以检测微溢流的装置, 可以及早的发现问题。在循环流体流过装置中的节流阀时, 通过调节流量可以阻止流体侵入, 即使是比较微小的侵入量, 也可以被及时检测到, 并立即控制, 当侵入量低于检测控制范围时, 系统将会自动将侵入量循环入井眼内, 完成自动控制循环。对于微流量控制钻井技术在任何时候都可以安装到传统的钻井系统上, 安装操作比较简单容易。在多数情况下, 回压要尽量小, 以保证安全运行。对于技术操作的环境, 为力量控制钻井技术适应的范围也是非常大的, 敏感性地层、高温高压、探井、深井等, 对于目前遇到的钻井难度基本上都可以解决。
2 设备
控制压力钻井技术的原理与传统的钻井技术不同, 所以在井口的连接线也是不同的, 相对于传统的钻井技术, 控制压力钻井技术的设备要多出一套节流管, 同时还要一个特别的回压泵。这里使用的节流管中的节流阀要求的精度特别高, 而流量计也是可以准确检测出多种相态的数据及溢流的。总体来说, 在地面的布置大体上是相同的, 不同的是这两种方法都是通过回压泵和节流管来达到压力平衡的。
微流量控制钻井技术的控制系统主要分为3个组成部分, 分别为传感器、中央数据采集与控制系统及钻井液管汇。传感器包括文温度传感器、压力传感器、容积式流量计及质量流量计等, 主要是测量在钻井过程中收集到的各种液参数, 同时将采集到的压力、流量、流速、温度等以信号的形式通过转换器传送给中央数据采集与控制系统, 以便进行下一步的指令发送。钻井液管汇是整个钻井液管道循环的主体, 它的上面有2个节流器及各种传感器, 节流器根据钻井工作的实际需要来调节钻井泵上传输的参数。
3 结语
通过以上的分析讨论, 我们可以将本次的研究结果总结为如下几点:
3.1 控制压力钻井技术与微流量控制钻井技术在原理上大致是相同的。
3.2 控制压力钻井技术可以准确的控制井底的压力, 实现安全的钻进窄钻井液密度窗口中, 对于设备的要求也是比较精准的。
3.3 微流量控制钻井技术是在控制压力钻井技术的技术上研究出来的, 所以具有控制压力钻井技术的优点, 并且还具有自己的特点, 可以更高、更准确的检测到安全事故的发生。
3.4 目前在国外, 已经将微流量控制钻井技术应用到实际的生产开采中, 这说明这种技术是具有可行性的, 在我国, 由于目前国内的工艺及设备方面的问题, 尤其是设备方面还不能满足实际工作中对于微循环压力的控制要求, 所以现在对于微流量控制钻井技术还没有实际操作的可行性。这就需要我们与国外的研究及技术人员进行更多的技术沟通, 尽快将这种技术在国内投入生产, 不但可以完成高效的开采, 同时也可以降低安全事故的发生。
摘要：油气资源的逐渐枯竭, 已经成为了全球性的问题, 如何解决这个问题, 是目前相关研究人员主要的研究方向。在以往的钻井技术中, 由于在钻井过程中, 对于井筒压力的控制上存在着很多问题, 所以在近几年国内外很多研究人员, 研究出微流量控制钻井技术。这项技术在对钻井液管路上设计了节流器及传感器, 可以对众多的压力、循环密度、流量和流速等参数进行检测, 同时还可以实行控制, 起到反馈的作用, 微流量控制技术能够保证对井筒压力实行精准控制的目的。本文主要研究控制压力钻井技术与微流量控制钻井技术的对比。
关键词：压力钻井,微流量钻井,控制
参考文献
[1]胡志坤, 柳贡慧, 李军等, 利用微流量控制系统实现控制压力管理钻井技术[J].特种油气藏.2009.16 (2) , 81--84.
钻井技术论文 篇3
关键词：套管钻井 应用技术
随着钻井技术的发展，勘探、开发、采油过程中人们对地下油藏的逐步认识，套管钻井技术在大庆油田得到了研究与试验。通过现场试验，油层钻遇情况、工期控制、成本控制等达到了预期效果，说明套管钻井技术工艺的设计符合现场试验要求。套管钻井过程中，着重注意以下几个方面问题：
1、套管钻井应用的范围
1.1套管钻井适用于油层埋藏深度比较稳定的油区。
由于套管钻井完井后直接固井完井，然后射孔采油，没有测井工艺对储层深度的测量、储层发育情况的评价，故此要求油层发育情况及埋藏深度必须稳定，这样套管钻井的深度设计才有了保证。
1.2适用于发育稳定，地层倾角小的区域。
由于套管钻井过程中不可避免地存在井斜，井斜影响结果就是导致完钻井深和垂深存在差异，井斜越大，这种差异越大。而地层倾角的大小、裂缝、断层等的发育情况，对井斜的影响起着重要作用。因此设计套管钻井区域地层倾角要小，裂缝、断层为不发育或欠发育，才有利于套管钻井中井斜的控制。
2、套管钻井中的准备条件
就位钻机基座必须水平，为设备平稳运转及钻井过程中的防斜打直创造良好的条件。
套管钻井中所选择套管必须是梯形扣套管，因其丝扣最小抗拉强度是同规格型号圆形扣套管的2倍左右，能有效增大套管钻井过程中的安全系数；其次梯形扣套管，便于操作过程中上卸扣钻头优选条件必须满足施工中扭矩尽可能小，水马力适中的原则。根据扭矩的情况，可以考虑选择牙轮钻头和PDC钻头。因牙轮钻头数滚动钻进，能有效减少转盘及套管扭矩，但其要求钻压较大，不利于套管柱的防斜。PDC钻头需钻压小，一般（20-60KN），钻进速度较快，套管柱所受弯曲应力小，扭矩小，符合选择要求。在选择钻头的同时，还要求选好水眼。水眼过小，总泵压高，对套管内壁冲蚀严重，长时间高压容易损坏套管；水眼过大，钻头处冲击力低，将影响钻井速度。
3、套管钻井施工中需注意几方面问题
3.1井斜控制问题
套管钻井过程中，井斜控制是首要问题，井斜直接影响到所钻井眼的垂直深度。也就是说油层的埋藏深度与所钻实际深度能否相稳合，关键取决于井斜。控制钻压10-30KN合理范围内钻进。由于套管钻井时，套管柱中没有钻铤和扶正器等，在加压过程中，套管柱受压极易弯曲导致井斜。因此钻井过成中要严格控制钻压，从这个角度讲，选择PDC钻头更适合于套管钻井。转盘转速控制为低转速，一般控制在60-120r/min内，低转速钻进过程，有利于套管柱的稳定，有利于井斜的控制。井架基座安装平直，保证开钻井口垂直，加强中途测斜监控，一方面便于了解控制下部井斜控制情况，另一方面便于计算垂深。
3.2套管保护问题
套管钻井完井后，套管柱直接留在井内，因此对套管保护很重要。要使用套管丝扣胶。套管依靠丝扣密封，在套管钻井过程中，要使用套管专用胶，保证丝扣部位密封可靠，联接牢固。套管防腐问题。套管钻进时，由于旋转，外壁受到磨损，其外防腐层容易脱落。内壁受到钻井液的冲刷，内防腐层也受到冲蚀。一是要求用于钻井的套管，做好内外涂层防腐；二是钻井中采用低转速小钻压钻进，有利于减少套管外壁的磨损，三是采用增大钻头水眼尺寸，降低管内泵压，减少钻井液对套管内壁的冲蚀。
3.3钻井参数控制
钻压控制在10-30KN。一是有利于防止套管弯曲引起井斜；二是有利于减少套管扭矩，防止钻进过程中出现套管事故。
转速控制压60-120r/min。其优点是：①减少套管柱扭矩；②低转速钻进，有利于减輕套管柱外壁与井壁之间的磨损。
总泵压控制在6-7MPa以内。一是减少钻井液对套管柱内壁冲蚀；二是减少对回压凡尔的冲蚀磨损。
3.4完井工艺过程控制
钻头上部、套管柱底部安装回压凡尔，有利于固井施工后能实施敞压侯凝。完钻后要处理好钻井液的粘切性能，并充分循环洗井，为提高固井质量做好准备。固井施工采用压塞碰压固井，碰压后试压，并尽可能敞压侯凝。如果敞不住压，可实施蹩压侯凝，所蹩压力为最大替压三分之一左右，并分别在3小时后放掉50%，8小时后放尽。
4、结论与建议
4.1套管钻井在大庆地区目前适用于700米以内，且地层稳定区域。
4.2由于受到井斜的影响，套管钻井井深受到限制。如何扩大套管钻井深度需要在钻压、转速、钻头选型、施工工艺等各方面进一步优化。
4.3套管防腐与耐冲蚀问题还有待进一步解决。
4.4固井工艺有待进一步与套管钻井工艺进行有机结合，着重解决固井质量问题。
河北钻井最新技术 篇4
河北钻井是顺利来打井队的主营业务，除此之外顺利来打井队还承接北京打井、河北打井、天津打井 北京钻井、北京钻井工程、北京洗井、北京洗井工程、河北钻井等工程项目。顺利来打井队集设计、制造、安装、调试、人员培训、售后服务为一体。公司采用现代化管理体系，拥有高素质的专业人员，多名从事水务一体化建设的专家和长期受聘的教授、高级工程师，及训练有素的生产施工队伍。产品主要原材料及零部件均采用进口产品，河北钻井等各项技术指标均达到国内领先水平，现已服务于国内众多用户，并深得好评。在为广大客户提供一流技术服务、一流产品设备的同时，也与广大客户建立起和谐、互信的合作关系。
河北钻井最新技术通常按用途分为地质普查或勘探钻井、水文地质钻井、水井或工程地质钻井、地热钻井、石油钻井等。钻井（drilling）是利用机械设备，将地层钻成具有一定深度的园柱形孔眼的工程。按岩石破碎方式和所用。
河北钻井最新技术
隔堵与封堵：更换串通式过滤器，把过滤器加长，按原井各个含水层的顶板和底板加装上隔堵（隔堵是阻沙不阻水），即使将来原井其它部位的过滤器损坏、漏沙、漏滤料时，因新型过滤器和隔堵已装好等待其它部位的损坏，使井的寿命一劳永逸。封堵是把新过滤器的顶端封住，防止泥沙进入井中。
河北钻井工具类型，又可分为顿钻和旋转钻。
在地质工作中，利用钻探设备向地下钻成的直径较小、深度较大的柱状圆孔。又称钻孔。河北钻井直径和深度大小，取决于钻井用途及矿产埋藏深度等。钻探石油、天然气以及地下水的钻井直径都较大。主要功用为：①获取地下实物资料，即从钻井中采取岩心、矿心、岩屑、液态样、气态样等。②作为地球物理测井通道，获取岩矿层各种地球物理场的资料。③作为人工通道观测地下水层水文地质动态情况。④用作探、采结合，开发地下水、油气、地热等的钻井。
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钻井技术员学习总结 篇5
时间在紧张忙碌而又充实的学习中已经过去了三周，我也结束了这一阶段的学习。回想这三周的学习过程，受益颇多。现将这段时间的学习情况做总结如下。
6月28日，我来到技术室报到，开始了为期三周的技术员培训。在郭工的安排下，我们一共九人被分为两组，并为我们做出了详细的学习计划。我们先后去了定向室，泥浆室、定向室等科室去接收培训，系统的学习些相关理论知识，以更好的在现场实践中加以运用。
在定向室，在刘工的详细解说下，我对定向井的设计有了更进一步的认识，在定向井多点测斜方面，由于我一直只接触到合康的多点，而且现场读不了数，对于多点测斜的认识仅局限于投测这一现场操作一点上。经过学习，我不但学会了如何设置多点仪器，如何读取多点数据。单点测斜仪器上我一直只用过士奇一种，通过学习对合康，海蓝等单点仪器也有了初步的掌握。在泥浆室，通过对目前使用的乳业高分子钻井液体系的系统学习，对我队现在使用的泥浆理论上的认识有所提高。针对南二三区井漏情况，泥浆室王亮工程师给我们做了详细的讲解，如何预防井漏，如何处理井漏等等。结合我队以前出现过的井漏情况，我对井漏情况的预防与处理有了一定的掌握，提高了自己的现场实际解决问题的能力。我们还利用一下午的时间对钻井液做了全套性能的测定，对各种仪器有了更熟练的使用能力。
在质量室，我们首先学习了固井数据的取得与输出，对于我们平时只能在井上看到的固井施工数据有了根本上的了解，知道从何而来，如何而来。我们还学习了如何判别一口井的固井质量。对固井流程，固井前技术员所要做的工作也做了全面的学习，我们还在质量室董本标的带领下去了现场固井，加深了对固井作业的认识。
作为一名合格的技术员，在技术管理方面必须掌握的全面且过硬才行。因此我们在技术室学习的时间是最长的也是最全面的。通过技术室各位领导耐心细致的讲解。对钻井工程设计、井身质量、钻井施工流程、事故的种类和预防措施、钻井资料种类与填写、钻具、钻头与钻井工具等等内容都进行了详细的学习。单井工程设计让我更加清晰的认识到按照设计要求施工的合理性与重要性。对钻井事故的经验教训的学习不仅是学到了事故的预防措施与处理方法，更是警钟长鸣，让我们在以后的工作中一定要尽心尽职，严格按照施工要求作业，预防并杜绝钻井事故的发生。在学习中，对于地面移井位技术我也有了深入的了解，增长了自己的知识面。在井控学习上，我对新细则在老师的讲解下又进行了一次认真的学习。我明白只有对新细则有了深刻的理解与掌握才能在现场熟练的运用，发挥到实践作业中去。
钻井工程理论与技术复习总结 篇6
答：异常高压的形成是多种因素综合作用的结果，对于沉积岩地层的异常高压，目前世界上公认的成因是由于沉积物快速沉降，压实不均匀造成的。在稳定沉积过程中，若保持平衡的任意条件受到影响，正常的沉积平衡就破坏。如沉积速度很快，岩石颗粒没有足够的时间去排列，孔隙内流体的排出受到限制，基岩无法增加它的颗粒与颗粒之间的压力，即无法增加它对上覆岩层的支撑能力。由于上覆岩层继续沉积，负荷增加，而下面基岩的支撑能力没增加，孔隙中的流体必然开始部分地支撑本来应的岩石颗粒所支撑的那部分上覆岩层压力，从而导致了异常高压。
2简述在正常压实的地层中岩石的密度、强度、孔隙度、声波时差和dc指数随井深变化的规律。答：在正常压实的地层中岩石的密度随井深的增加而增加；强度随井深的增加而增加；孔隙度随井深的增加而减小；声波时差随井深的增加而减小；dc指数随井深的增加而增大。
3.某井井深2000m，地层压力25MPa，求地层压力当量密度。
3解：hP(g/cm)0.00981H250.0098120001.276h4.某井垂深2500m，井内钻井液密度为1.18 g/cm，若地层压力为27.5MPa，求井底压差。解：PPbPhgh27.525001.180.0098127.51.44MPa 5.某井井深3200m，产层压力为23.1MPa，求产层的地层压力梯度。解：GhPhH23.132000.0072MPa/m
6.岩石硬度与抗压强度有何区别？
答：岩石硬度是岩石表面的局部抵抗外力压入的能力，抗压强度则是岩石整体抗压的能力。
7.岩石的塑性系数是怎么样定义的吗？简述脆性、塑脆性和塑性岩石在压入破碎时的特性。答：（1）岩石的塑性系数是表征岩石塑性和脆性大小的参数；
（2）脆性岩石在压入破碎时的特性：只有弹性为变形无塑性变形；
塑脆性岩石在压入破碎时的特性：先产生弹性变形后产生塑性变形，最后发生塑性破碎；塑性岩石在压入破碎时的特性：只有塑性变形而无脆性破碎。
8.什么时岩石的可钻性？我国石油部门采用什么方法评价岩石的可钻性？将地层按可钻性分为几级吗？（1）岩石的可钻性是指岩石破碎的难易性，它反映了岩石抵抗钻头的破碎能力。（3）按可钻性可将地层分为10级。
.评价钻头性能的指标有哪几项？答：评价钻头性能的指标有钻头进尺、钻头工作寿命、钻头平均机械钻速、钻头单位进尺成本。9.PDC的含义是什么？有哪些特点？
答：PDC的含义是聚晶金刚石复合片，它是以金刚石粉为原料，加入粘结剂在高温高压下烧结而成；它既具有金刚石的硬度和耐磨性，弱点是热稳定性差，350OC以上加速磨损，抗冲击能力差。
10.钻柱主要由哪几个部分组成？其主要功用有哪些吗？ 答：（1）钻柱主要由方钻杆、钻杆段和下部钻具组合三大部分组成。（2）它主要功能有为钻井液流动通道、给钻头提供钻压、传递扭矩、起下钻头、计量井深、观察和了解井下情况、进行其它特殊作业、钻杆测试。11为什么钻柱下部使用钻铤而不使用钻杆？
答：由于钻铤的壁厚大，具有较大的重力和刚度，所以在钻进过程中它能起到给钻头施加钻压、保证压缩条件下的必要强度、减轻钻头的振动、摆动和跳动等、控制井斜。
12.井下钻柱受到哪些力作用？最主要的作用力是什么？ 答：（1）井下钻柱受到自重产生的拉力、钻压产生的压力、钻井液的浮力、摩擦阻力、循环压降产生的附加拉力、起下钻时产生的动载荷、扭矩、弯曲应力、离心力、外挤力、振动产生的交变应力；
（2）最主要的作用力是轴向力。
13.何谓钻柱中性点？为什么要保证中性点落在钻铤上？ 答：钻柱上轴向力等于零的点称为钻柱中性点；中性点是钻柱受拉与受压的分界点，在它附近会产生拉压交变载荷，所以在钻柱设计中，中性点要落在刚度大，抗弯能力强的钻铤上，而不能落在强度较弱的钻杆上。
14.在条件允许的情况下，为什么要尽可能选用大尺寸的钻柱？
答：使用大尺寸的钻柱具有以下优点：
一、可用较少钻铤满足所需钻压的要求，减少钻铤，也可减少起下钻时连接钻铤的时间；
二、提高了钻头附近钻柱的刚度，有利于改善钻并没钻头工况；
三、钻铤和井壁的间隙较小，可减少连接部分的疲劳破坏；
四、有利于防斜。
15.什么叫复合钻柱，使用复合钻柱有何优点？ 答：（1）复合钻柱是采用不同尺寸、或不同壁厚、或不同钢级的钻杆组成的钻杆柱。
（2）使用复合钻柱具有很多优点，它既能满足强度要求，又能减轻钻柱的重力，允许在一定钻机负荷能力下钻达更大的井深。
16.什么叫最大安全静拉载荷?如何确定钻柱的最大安全静拉载荷？ 答：（1）最大安全静拉载荷是指允许钻杆所承受的由钻柱重力引起的最大载荷。
（2）目前确定钻柱的最大安全静拉载荷的方法有三种：安全系数法、设计系数法、拉力余量法，分别用这三种方法求解最大安全静拉载荷，然后从三者中取最低者作为最大安全静拉载荷。
17、钻柱的哪些部位受力最严重？最主要的作用力是什么？（P91）
答：（1）钻进时：钻柱下部受力最为严重，同时受到轴向压力、扭矩和弯曲力矩作用。井口处钻柱受力比较严重，所受拉力、扭矩都最大。
钻井技术论文 篇7
经济技术的不断发展, 促进了钻进技术的更新, 无论其勘探环节、开发环节还是采油环节等都得到了一系列的更新应用。由于其套管钻井技术的先进性, 其实现了我国油田工程的广泛普及, 实现了其现场试验环节、工期控制环节、成本环节的稳定运行, 稳定了我国的油田开采的经济环境。
1 套管钻井工艺技术的特点分析
套管钻井工艺的开展, 需要进行套管设备的应用, 通过对其顶部的驱动装置的有效应用, 保证其设备的选装, 有助于其工作模式的深化发展。由于其套管的传动旋转, 实现了其套管端部工具组钻头的旋转, 满足了实际钻进工作的需要。为了保证开采环节的优化, 我们要进行钻头环节的深化应用, 进行其扩孔钻头的应用, 以有助于钻井环节的控制。
在该技术的应用过程中, 钻头实现了相关部位的固定, 其固定于一个专门的位置, 通过其工具组的锁定应用, 实现钻头与相关设备的连接。在工作过程中, 钻头的更换, 需要进行锁定装置的应用, 通过对其绞车设备的应用, 进行套管模式的深化, 促进其新钻头的有效应用。在此环节中, 我们要进行绞车设备及其套管设备的应用, 以方便于钻头更换环节的优化。保证钻头的钻井环节的优化, 该过程中发展, 也是下套管模式的发展, 在钻头工作完毕后, 就可以进行固定作业的开展。
在套管钻井的应用过程中, 其制造的井眼相对于普通的钻井井眼的直径要小一些。其扩眼钻头的自身尺度是影响其井眼尺度的重要因素。为了促进其固井工作的开展, 我们要进行其井眼及其套管间隙环节的优化, 进行套管钻井工艺的健全。实现对常规钻杆的避免, 进行套管的有效取代, 保证其钻井作业的稳定运行。该模式的应用, 方便钻进工作的开展, 保障其质量效率的提升, 确保其钻杆采购环节、检验环节及其运输等环节的优化, 实行了对人力财力物力的有效解决, 确保其下钻时间的降低。在钻井过程中, 其实现了对传统的下钻环节的优化, 进行专用绞车的应用, 保证其下钻头环节的质量效率的提升。实现了传统的钻杆起下钻局限性突破, 方便了钻井工作的迅速开展。通过对该模式的深化, 优化了工作时间, 避免了一系列的钻井事故的产生。其套管钻井井眼环节的优化, 也有利于降低地层膨胀的发生率, 满足了钻井工作的需要, 降低了井壁坍塌等的现象。我们也要进行井筒的套管环节的优化, 满足井控控制的需要, 保障其卡钻现象的避免。
2 套管钻井技术的应用范围分析
随着经济的发展, 我国的套管钻井技术不断得到更新, 有利于我国的钻井工作的开展, 其应用范围也在不断扩大, 实现了对相关油区的应用, 比如油层埋藏深度较稳定的油区, 通过对其套管钻井模式的深化应用, 确保其固井完井模式的深化, 满足其射孔采油环节的优化, 促进其测井工艺系统的健全, 实现对储层深度的有效测量, 进行储层发育情况的有效评价。在实际工作中, 为了保证钻井环节的稳定运行, 我们必须要实现对油层发育情况的深化了解, 实现其埋藏深度的稳定, 保证其实际工作的需要。这需要我们进行套管的钻井的深度设计环节的优化, 通过对其相关油区区域的选择, 满足钻井作业单需要。比如对发育比较稳定、地层倾角比较小的油区的选择, 确保其井斜结构的避开。井斜结构的存在不利于其完钻井深及其垂深环节的优化, 导致实际工作差异的提升。影响井斜的因素也是比较多的, 比如其地层的裂缝程度, 断层程度等都或多或少的对井斜存在影响。为此我们要进行设计套管钻井区域地层倾角的设计, 实现对套管钻井井斜的有效控制, 以方便实际钻井工作的开展。
我们也要进行就位钻机基座环节的优化, 保证其设备的有效应用, 满足钻井工作的需要, 保障其设备管理体系的健全, 确保套管钻井准备工作的开展。在此过程中, 我们要进行梯形扣套管的应用, 进行套管钻进安全系数的提升。在梯形扣套管的应用过程中, 我们也要进行卸扣钻头优选环节的优化, 以方便该环节的正常开展, 保证该钻头的扭矩力的降低, 这就需要我们根据实际工作情况, 进行PDC钻头及其牙轮钻头的选择。在选择钻头的同时, 还要求选好水眼。水眼过小, 总泵压高, 对套管内壁冲蚀严重, 长时间高压容易损坏套管;水眼过大, 钻头处冲击力低, 将影响钻井速度。
3 套管钻井技术的施工环节分析
为了保证其套管钻进施工系统的健全, 我们要进行井斜控制环节的深入分析, 以有利于其井斜控制环节的优化, 实现钻井眼的垂直深度的规范, 满足油层的埋藏深度及其钻进深度的吻合的需要, 促进其井斜环节的有效控制。在此过程中, 我们要进行其钻进环节的控制, 以方便套管钻进工作的开展, 实现其加压环节的优化, 避免其井斜现象的出现, 确保其钻压环节的控制。以方便套管钻井工程的推动。在此过程中, 我们要进行PDC钻头的选择, 实现对其转盘转速的有效控制, 控制在一定的频率内, 保障其低转速钻进工作的开展, 以有助于实现套管柱的稳定性, 保证其井斜环节的控制。套管钻井完井后, 套管柱直接留在井内, 因此对套管保护很重要。要使用套管丝扣胶。套管依靠丝扣密封, 在套管钻井过程中, 要使用套管专用胶, 保证丝扣部位密封可靠, 联接牢固。套管防腐问题。套管钻进时, 由于旋转, 外壁受到磨损, 其外防腐层容易脱落。内壁受到钻井液的冲刷, 内防腐层也受到冲蚀。一是要求用于钻井的套管, 做好内外涂层防腐;钻井中采用低转速小钻压钻进, 有利于减少套管外壁的磨损, 采用增大钻头水眼尺寸, 降低管内泵压, 减少钻井液对套管内壁的冲蚀。
我们通过对钻井参数环节的应用, 保证其钻压的有效控制, 避免出现套管弯曲的现象, 从而促进套管扭矩频率的降低, 避免钻进过程中的相关套管事故的发展。实现对其转速控制环节的优化, 有助于低转速钻井环节的优化, 有效降低套管柱和井壁之间的摩擦系数。我们需要进行总泵压的控制, 避免钻井液的对于套管柱的侵蚀, 从而降低冲蚀磨损, 以方便实际套管钻井施工工作的开展, 满足工作的质量效率的提升的需要。钻头上部、套管柱底部安装回压凡尔, 有利于固井施工后能实施敞压侯凝。完钻后要处理好钻井液的粘切性能, 并充分循环洗井, 为提高固井质量做好准备。固井施工采用压塞碰压固井, 碰压后试压, 并尽可能敞压侯凝。如果敞不住压, 可实施蹩压侯凝, 所蹩压力为最大替压三分之一左右, 并分别在3小时后放掉50%, 8小时后放尽。套管钻井在大庆地区目前适用于700米以内, 且地层稳定区域。
为了保证工程的稳定开展, 我们要进行井斜环节的优化, 以方便套管钻井井深环节的控制, 实现其套管钻井深度的控制, 这就需要我们进行钻压环节、钻头类型环节及其施工技术环节的优化, 保证其套管的综合效益的提升。固井工艺有待进一步与套管钻井工艺进行有机结合, 着重解决固井质量问题。套内测井技术, 油、气、水判别技术有待进一步发展, 以满足套管钻井技术进一步发展。套管钻井范围进一步扩大的需求。
4 结束语
栗1井基岩钻井技术 篇8
关键词:栗1井 基岩 工程设计 难点 措施 施工 建议
1 栗1井施工技术难点
1.1 基岩井段因地层原因而使钻井钻速十分缓慢
栗1井基岩不仅层段长,而且埋藏深,位于2100-3500m,岩性大多属于灰(白)色荧光大理岩及部分深灰色片岩,由于岩石坚硬致密、可钻性差、研磨性强,所以造成基岩井段机械钻速非常低。
1.2 基岩井段钻具磨损严重
基岩段因地层致密,研磨性极强,机械钻速缓慢,而使钻具磨损特别严重。尽管采用具有滑动轴承、金属密封、特别保径、掌背强化结构特点的钻头和高速马达钻头,一定程度上提高了基岩段钻头寿命和机械钻速,但钻头的磨损仍然严重,不但外径平均磨损2～4mm,而且内、外排齿磨损也很严重,牙齿高度一般磨损2～4mm;同时钻柱因振动而造成的“蹩跳钻”,对钻头轴承磨损及牙齿磨损、掉牙齿、断齿影响也特别大,使得所用钻头不得不硬性规定纯钻时间一般不得超过60h、浅层钻进不得超过150m、深层钻进不得超过80m,从而减少了钻头的正常使用寿命。
1.3 基岩段钻进易出现钻具粘扣及断损
究其原因主要是以下几个方面造成:①钻具在基岩地层钻井时所受的复杂应力、交变应力和振动远大于其它岩性的地层;②钻具在长期工作中承受拉伸、压缩、弯曲、扭切等复杂应力;③钻具在弯曲的井眼中转动,一方面以自身的轴线为中心进行旋转,使钻具靠井壁的一边受拉力,离井壁的一边受压力,每旋转一圈,拉压应力交变一次,如此形成频繁的交变应力,促使钻具早期破坏;另一方面由于有强烈的钻具共振,因此不能排除由于井眼弯曲引起的弯曲应力对钻具造成的疲劳破坏;④钻进时的跳钻、蹩钻,既使钻具产生纵向振动,又使钻具产生横向振动,对受压部分的钻具破坏极为严重,所以在坚硬的基岩地层钻进容易发生钻铤事故。
2 采取的针对性技术措施
2.1 优选钻头类型
通过分析邻近基岩井返出的岩屑和所用钻头的实际使用情况(包括机械钻速、牙齿的磨损和折断、外径的磨损、及轴承的磨损等),栗1井筛选出具有金属密封、修边齿、巴掌强化、高抗研磨性等特殊功能的江汉HJT537GK、HJT617GH系列钻头,螺杆钻具选用MD537X钻头,且现场应用也取得良好的效果。
2.2 优选钻具组合和优化钻进参数并推荐使用减震器
以往基岩井基岩层都比较薄,基岩段大都采用三扶刚性满眼钻具或光钻铤钻具钻进,此2种钻具虽然强化了下部钻具的刚度,但由于钻挺加量一般比较多,远超中和点,所以常发生刺、断钻具和粘卡事故。为此,栗1井钻进长基岩段简化了钻具结构,采取双扶正器或单扶正器钻具(螺杆钻具除外)。合理的钻具组合和钻井参数能有效降低钻柱的振动幅度,可以达到防断打快的目的,所以对钻头加压和转盘转速应加以规定,以确保钻柱通过调整钻压来实现不断变换的中和点始终位于加重钻杆上,防止钻柱发生断、刺、粘扣事故,现场主要采用低速重载的钻井参数,即钻压18～22t、钻速50～60 rpm。另外,通过基岩层钻井和研究发现,带扶正器的钻具使用减震器可有效降低钻柱的振动强度,而且双减震器比单减震器防震效果更好,同时得出减振器的最佳安放位置应该在距钻头9.8～47m 处。
2.3 使用含有耐磨带的钻杆和镶有特殊硬质合金材料的扶正器
基岩钻井对钻具磨损比较严重,使用常规扶正器时,一幅新扶正器入井不长时间外径磨损便可达3～5mm,更有甚者磨损量高达7～8mm,造成钻具快速失效,这样既不利于井身轨迹控制,又造成频繁起钻更换钻具组合(或换新扶正器),同时为下步使用正常尺寸的扶正器带来大段扩眼的复杂情况,而且会因操作不慎造成小井眼卡钻风险。所以,为减少钻具磨损,避免钻具提前报废,现场采用敷焊耐磨带的高强度钻杆和使用特殊硬质合金材料的扶正器。
2.4 优选钻井液体系
基岩钻井所用钻井液一般为低密度低固相聚合物磺化钻井液体系,密度一般为1.07—1.13g/cm3、粘度45—60s。大段基岩在钻进过程中要根据实际地层情况及时调整钻井液性能;同时还要根据处理剂的消耗不断持续的补充;而且有时还要根据实际需要添加其它处理剂,如发生漏失时加入单封、复合堵漏剂等。
3 施工过程
3.1 基岩段施工
进入基岩地层后,依据待钻井眼轨迹设计,首先下入双扶微增钻具钻进,钻进至2406m时井斜7°、方位14°。鉴于井底方位偏大16°而且需要增斜,所以接下来下入1°螺杆钻具,该钻具钻进至2494m,把井斜提至22.8°,方位调到254.15°。之后继续下入双扶微增钻具,该钻具除2686m取心6m外一直钻进至2705m,把井斜提至25.9°,方位右漂到5°。鉴于井斜增加较慢,之后下入了双扶强增钻具,在钻压20t、转盘转速60rpm的工况下该钻具钻至2865m,把井斜提至31.7°,方位稳在5°。接下来重新下入双扶微增钻具,钻至3139m时井斜增至32.8°,方位右漂到10.5°。接下来下入的双扶微增钻具钻至3278m时曾发生漏失,通过加入单封、复合堵漏剂仍不能完全堵漏,最后只好采用边漏边钻的方法下入光钻铤钻具钻进。整个基岩段钻井液采用聚合物磺化钻井液体系、属于低密度聚合物混油防塌钻井液配方,密度1.05—1.12g/cm3、粘度47—57s。
3.2 侧钻施工
该井实际侧钻从2103m开始,选用1.25°单弯进行,侧至2178m完全出新眼,此时井斜12.7°、方位24.15°。接着下入单扶稳斜钻具钻进,钻进至2388m时井斜10°、方位23°。依据待钻井眼轨迹设计,接下来需要下入0.75°螺杆钻具增斜,该钻具钻进至2515m,把井斜提至17°,方位调到11.15°。之后下入另一种双扶微增钻具,该钻具钻过A靶(斜深2687m)一直钻至2752m,把井斜提至24°,方位右漂到22°。鉴于井斜增加较慢、方位右漂太快,所以二次下入0.75°螺杆钻具进行增斜和左扭方位,钻至2823m时把井斜提至32.1°,方位左扭至6°。接着又下入上面的双扶微增钻具,该钻具钻至3055m,井斜增至34.85°、方位大致稳在10°。紧接着再次下入单扶稳斜钻具,该钻具钻至3281m,此时井斜降至24°、方位右漂到23.85°,已接近B靶。余下(3281～3467m)井段采用光钻铤钻具、光钻杆钻具钻完。
4 结论及建议
4.1 用加重钻杆代替部分钻铤,可防止钻柱发生断、刺事故。
4.2为避免强烈的振动,降低振动频率以减小振动幅度,尽量采用低速重载的钻井参数。
4.3应使用耐磨性钻杆和镶有特殊硬质合金材料的扶正器,以减少钻具磨损,避免钻具提前报废。
4.4在能使用扶正器的情况下尽量使用扶正器,提高钻柱抗屈曲的能力。
4.5使用加重钻杆和无磁承压钻杆,并在钻井液中加入足量润滑剂,可降低摩阻、减少井下事故的发生。