引論：我們為您整理了13篇鉆采工藝論文范文，供您借鑒以豐富您的創作。它們是您寫作時的寶貴資源，期望它們能夠激發您的創作靈感，讓您的文章更具深度。
篇1
劉橋一礦位于安徽省濉溪縣境內，煤系地層為華北晚生古生界二疊系下石盒子組及山西組地層，含3、4、6煤及三到四層發育不全的極薄煤線，以單一薄煤層為主，煤層厚度0-1.75，平均厚度0.82m，平均傾角14°，局部可采，為極不穩定煤層。3煤儲量主要分布在II46上山采區東翼及六采區，可采儲量合計為148.8萬噸。
2 采煤工藝選擇
根據3煤賦存特點及煤層厚度特征，我礦3煤采用鉆采采煤工藝，邊掘邊采，掘進與鉆采平行作業的方式施工。前方掘進工作面至少超前鉆采工作面80米，鉆機采用烏克蘭生產的薄煤層三軸螺旋鉆機，采用獨頭單向鉆采。鉆采順序為前進式鉆采至迎頭。該機先在巷道下幫沿煤層傾向向下進行鉆采，鉆采完后再退回調頭在巷道上幫沿煤層傾向向上進行鉆采，該機適用于煤層厚度為0.5m-0.9m，煤層傾角-15°-+15°，煤層走向傾角小于8°的各種硬度的煤層。
2.1 落煤方法
①落煤方式
即一臺螺旋鉆機布置在運輸順槽中，向煤層打鉆，鉆頭割煤，螺旋鉆桿掏煤，煤直接落在運輸巷的刮板輸送機上運出。該機一次采寬2.0米，三軸聯動鉆桿1.54米一節，鉆機本身自動接桿，達到設計采深或遇斷層時，推出鉆桿，螺旋鉆機整體前移，預留0.8±0.2米煤柱后開始下一循環鉆采。
②螺旋鉆機正常鉆進
設計鉆采長度:鉆采從運輸巷設計位置處開始運行，從順槽上幫向上鉆采，鉆采深度最大85米，平均80米，螺旋鉆機以2.0m/min的速度向上鉆采，直至達到設計深度。
2.2 設備配置
①螺旋鉆
螺旋鉆機選用烏克蘭制薄煤層三軸螺旋鉆機，其主要技術參數如下:
鉆高625/725/825
鉆寬2.0m
鉆深上山方向85m，下山方向40m。
電機功率220kw
鉆進速度0-1.0m/min
②運輸設備
刮板輸送機一部: 型號為SGW—40T
電機功率: 40kw
運輸能力:150t/h
中間順槽尺寸:1500mm×630mm×180mm
鏈速:0.92m/s
③運送和安裝鉆具的設備
單軌吊車一部，起吊速度為3m/min，運行速度為20m/min，起吊高度為3m。
④輔助運輸設備
SGW---40T型轉載機和STJ800/2×40型皮帶和SD—150F型皮帶運煤。
2.3 生產能力
按一個螺旋鉆采工作面布置，工作面每班鉆進30m，每天鉆進深度90m，鉆孔高度0.65m，實際采高1m ，鉆孔寬度為2.0m，鉆煤時采儲率為0.95，則:
W=L×S×H×r×C=90×2.0×1×1.46×0.95=250T
式中W---日產量，t/d;
L---日鉆進深度，m/d;S---鉆孔寬度，m;H---鉆孔高度，m;r---煤層視密度;
C---采出率×95%; 則年生產能力=350×250=8.75萬噸
3 巷道布置
根據3煤賦存狀況，可充分利用II46上山采區及六采區生產系統運料，排矸，運煤。減少了掘進巷道工程量，在3、4煤層間距較大的地點可設一臨時垂直煤倉進行連接，煤倉高度即3、4煤層間距。
4 頂板控制
由于3煤無直接頂，老頂以中細砂巖為主，平均厚17.5m，鉆采面采寬1.905m，煤柱寬0.5m，頂板來壓及下沉量不明顯，故鉆采工作面采用不支護方式。正常工作時期，在工作面鉆孔鉆采完備后，在鉆孔口以里0.3m 處支設3棵φ×H =180mm×650mm的優質木點柱，上方戴規格為長×寬×厚=400mm×200mm×40mm的木柱帽(柱帽沿傾斜使用)，并用木柵欄加緊打牢，軟底處加穿規格為1500mm×250mm×40mm的大木鞋。木點柱嚴禁支在浮煤、浮矸上。
隨著螺旋鉆采煤機不斷前移采煤，要隨時觀測運輸巷的圍巖變形情況。當巷道壓力變大，變形嚴重時，及時打錨索加強支護，錨索間排距300 mm×300mm，長度6.0m，安設在巷道拱頂，防止冒頂或影響鉆采工作。運輸巷采用貓網作永久支護。在鉆孔口以上或以下0.3m處支設3棵φ×H =180mm×650mm的優質木點柱支護頂板。
5 通風
鉆采工作面通風方式是利用2×15kW局部通風機供風。
6 該工藝與傳統工藝相比的優點
①在采煤面實現無人操作，安全生產。
②降低傷亡事故和職業病患者。
③可以在螺旋鉆具上安裝三種不同直徑的鉆頭625mm、725mm、825mm，增加在不同厚度煤層上的采收率。
④實現薄煤層采煤，其中包括從平衡的和保護煤柱上采煤，這樣增加采煤量，并降低其在礦藏中的損失。
⑤只采煤不采矸石，采出煤質好。
⑥由于不需要支撐，從而節約了大量的木材。
⑦在相同條件下，與傳統工藝相比礦工的工作效率提高一倍以上。
⑧由于留煤柱，代替了支護，降低了采煤成本，由于煤柱的存在，也減少了順槽等巷道的回收費用。
⑨在順槽中的設備維護、維修方便，避免了重體力勞動。
⑩人工工效提高，采煤機每班需6人操作，并且大大地減輕了 工人的勞動強度。
7經濟效益
以我礦II362鉆采面為例:
儲量 8.75萬噸，井巷工程 600米 (II362運輸巷)費用 270萬元;
螺旋鉆采煤機 1臺520萬元，輔助設備 136萬元;
人工工資/年72萬元(2500元/月)，電力消耗/年42萬元;
其他消耗/年 100萬元 ，計1140萬元，預計銷售收入 2625萬元
篇2
幾年來國家對各行各業的安全更加注重，而進行石油鉆探時的工作環境需要經常處于防爆區域，所以鉆采時必須使用防爆的電氣設備。
一、含爆炸性氣體的環境危險區的劃分
每一個國家對爆炸區域的劃分都有各自的評判標準，我國將爆炸性氣體出現的頻率以及時間的長短等內容作為評判標準，將環境危險區劃分為三個區域，分別是O區、1區以及2區，劃分的具體標準如下所示：0區：環境出現爆炸性氣體的時間較長或是連續出現的區域（大多數的情況下，0區只存在于密閉的空間環境中，如，貯罐，煤氣罐等等）；1區：環境中的爆炸性氣體可能由正常的工作運轉產生的區域；2區：環境中的爆炸性氣體不會由正常的工作運行造成或者即使產生了氣體也不會長時間的存在。
二、常用防爆電氣裝置的應用
根據使用電氣設備的環境、工藝等方面的不同，應用的防爆裝置也不同，大致可以分為以下幾種類型：增安型、隔爆型、正壓型、本質安全型、充砂型、澆封型等。
（一）防爆電機。目前，石油鉆采的力度越來越大，機器的工作時間越來越長，這樣，企業對鉆采工具的使用周期、維修時間以及次數、安全性能的要求越來越高，而防爆機又是保證以上各方面的關鍵，所以，石油鉆采系統越來越注重防爆機的安全性能。石油鉆采系統經過長期的實踐證明，無火花型電機、正壓型電機以及增安型比較實用且適用，這些電機也逐漸的進入到行業中去。
1、增安型電機。增安型電機一般在正常的工作過程中，不會產生電火花、電弧或者高溫等現象，需要對該機器進行電氣和熱以及機械等方面的的保護措施，避免在正常工作時產生電火花、電弧或者高溫等危險的現象。該電機在進行了一定的安全防護措施之后，可以正常的在2區危險區域進行工作。由于增安型電機將傳統的下水冷改變為上水冷，加裝了防潮加熱器以及監控系統，所以，該電機的防爆性能更加完善，并且還能對點擊進行監控，性能更加安全，保證了石油鉆采任務的安全進行。
2、無火花型電機。無火花型電機在正常工作的過程中不會點燃周圍環境中的爆炸性的氣體，而且不會將點燃出現故障的電機，遏制了爆炸的進一步發生。該電機除了與增安型電機的一些特殊規定（如，繞組溫升、起動電流、試驗絕緣介電強度的電壓等等）外，其他方面的設計要求相同。無火花型電機符合防爆電器的設計規定，使用額定電壓超過660V的電機，加熱機以及其他接連件在接線盒內。
3、正壓型電機。正壓型電機具有一整套完美的通風系統，內部沒有任何影響通風正常進行的阻礙、結構死角等；由不能夠燃燒的材料制作而成，機械強度能夠達到工作需；電機外殼以及主管道的內部能夠保證足夠大的正壓以求與外界環境的大氣壓相適應；電機備有安全保護措施，例如，流量監測器、時間繼電器、報警裝置等等，這些保措施既能夠保證機器的換氣量，還能夠完成電機無法正常工作時的報警任務。
（二）防爆箱。防爆箱適用于1區以及2區的爆炸氣體危險區。一些防爆箱因為采用了模塊化設計的原理，各個回路可以根據工作環境的具體情況進行自由的組合，防爆箱有兩種類型，即隔爆型、正壓型，本文簡述隔爆型。
隔爆型的電氣一般在通用性較強的設備中比較常用。隔爆型防爆箱的外殼能夠承受箱體內部氣體爆炸產生的壓力，遏制爆炸性的氣體向外界環境泄露，而引起更大的危害。在隔爆型防爆箱的箱體上在安裝上一個接線箱，這樣的組合儀器叫做/de0，該儀器能夠在隔爆的殼體中使用可以產生火花的元件，減小儀器造價，然而有利必有弊，這用儀器由于是不同設備組裝在一起形成的，所以儀器的體積較大，內部的小零件較多，如，螺絲釘。螺絲帽等等，在檢修時步驟比未改裝的更多，較麻煩，而且組合后的儀器散發的熱量較多，散熱也就成為該設備的一個重點問題。還有另外一種隔爆型防爆箱體叫做/ed0，這種設備的外殼是增安型，內部元件是隔爆型，對這種組合設備進行拆裝時較/de0更方便，而且使用增安型的箱體裝備設備，能夠增加設備的防護等級，但是使用隔爆的電氣元件會增加設備的成本，不利于推廣使用。
（三）正壓型電氣設備。正壓型設備可以使用在存有點燃源或者是密閉的環境中，將氣體介質或者惰性氣體導入設備的外殼中，從而形成一個相對穩定的過壓，并且這種穩定的過壓在實際的工作過程中依舊能夠穩定的存在，這樣就能夠遏制可燃性的氣體或者是易燃的粉塵等物質進入設備的外殼中，將可爆炸的環境與引燃源分隔開，防止爆炸的產生。從正壓技術的原理上講，正壓技術可以應用于對可燃氣體的分析。可燃氣體經過管道進入分析儀的正壓外殼，如果在設備工作的過程中出現可燃氣體泄漏等問題，不會出現爆炸的現象，因為，這些泄漏的氣體在正壓外殼的內部會形成一個可燃性氣體源，包含可燃性氣體的管道以及分析儀叫做密閉容器系統，而這個密閉系統是一個無釋放的系統。這個系統能夠預見到氣體的最大釋放速度的有限以及無限性，對于氣體的無限釋放的情況下，這個系統能夠利用惰性氣體形成的過壓阻止氧氣進入設備的外殼中，使設備無法形成爆炸所需的環境。
三、總結
石油鉆采使用的防爆電氣設備要從經濟以及通用角度考慮。在電氣內部如果會產生電弧或是火花，而且周圍環境為1區或是2區的氣體環境中，要采用隔爆型的防爆箱，如果電氣內部不會產生電弧或是火花，而且所處的也為1區或是2區的氣體中，要使用防爆電機。面對著科技的發展日新月異的情況下，各種石油鉆采使用的設備也應該不斷地完善。
參考文獻：
[1]許春家.正壓型防爆電機的防爆原理與設計[J]，防爆電機，2008（04）
[2]V.Hahn ，TH.Arnhold ，劉安邦；正壓型電氣設備――一種適用較復雜電氣設備的防爆型式[J]；電氣防爆；2003（02）
[3]呂俊霞.電氣防火與防爆的方法和技術[J]，潔凈與空調技術，2010（03）
篇3
1.1 海上鉆井可及水深方面的發展歷程
正規的海上石油工業始于20世紀40年代,此后用了近20年的時間實現了在水深100m的區域鉆井并生產油氣,又用了20多年達到水深近2000m的海域鉆井,而最近幾年鉆井作業已進入水深3000m的區域。圖1顯示了海洋鉆井可及水深的變化趨勢。20世紀70年代以后深水海域的鉆井迅速發展起來。在短短的幾年內深水的定義發生了很大變化。最初水深超過200m的井就稱為深水井;1998年“深水”的界限從200m擴展到300m,第十七屆世界石油大會上將深海水域石油勘探開發以水深分為:400m以下水域為常規水深作業,水深400~1500m為深水作業,大于1500m則稱為超深水作業;而現在大部分人已將500m作為“深水”的界限。
1.2海上移動式鉆井裝置世界擁有量變化狀況
自20世紀50年代初第一座自升式鉆井平臺“德朗1號”建立以來,海上移動式鉆井裝置增長很快,圖2顯示了海上移動式鉆井裝置世界擁有量變化趨勢。1986年巔峰時海上移動式鉆井裝置擁有量達到750座左右。1986年世界油價暴跌5成,海洋石油勘探一蹶不振,持續了很長時間,新建的海上移動式鉆井裝置幾乎沒有。由于出售流失和改裝(鉆井平臺改裝為采油平臺),其數量逐年減少。1996年為567座,其中自升式平臺357座,半潛式平臺132座,鉆井船63座,坐底式平臺15座。此后逐漸走出低谷,至2010年,全世界海上可移動鉆井裝置共有800多座,主要分布在墨西哥灣、西非、北海、拉丁美洲、中東等海域,其中自升式鉆井平臺510座,半潛式鉆井平臺280座,鉆井船(包括駁船)130艘,鉆井裝置的使用率在83%左右。目前,海上裝置的使用率已達86%。
2我國海洋石油鉆井裝備產業狀況
我國油氣開發裝備技術在引進、消化、吸收、再創新以及國產化方面取得了長足進步。
2.1建造技術比較成熟海洋石油鉆井平臺是鉆井設備立足海上的基礎。從1970年至今,國內共建造移動式鉆采平臺53座,已經退役7座,在用46座。目前我國在海洋石油裝備建造方面技術已經日趨成熟,有國內外多個平臺、船體的建造經驗,已成為浮式生產儲油裝置(fpso)的設計、制造和實際應用大國,在此領域,我國總體技術水平已達到世界先進水平。
2.2部分配套設備性能穩定海洋鉆井平臺配套設備設計制造技術與陸上鉆井裝備類似,但在配置、可靠性及自動化程度等方面都比陸上鉆井裝備要求更苛刻。國內在電驅動鉆機、鉆井泵及井控設備等研制方面技術比較成熟,可以滿足7000m以內海洋石油鉆井開發生產需求。寶石機械、南陽二機廠等設備配套廠有著豐富的海洋石油鉆井設備制造經驗,其產品完全可以滿足海洋石油鉆井工況的需要。
2.3深海油氣開發裝備研制進入新階段目前,我國海洋油氣資源的開發仍主要集中在200m水深以內的近海海域,尚不具備超過500m深水作業的能力。隨著海洋石油開發技術的進步,深海油氣開發已成為海洋石油工業的重要部分。向深水區域推進的主要原因是由于淺水區域能源有限,滿足不了能源需求的快速增長需求,另外,隨著鉆井技術的創新和發展,已經能夠在許多惡劣條件下開展深水鉆井。雖然我國在深海油氣開發方面距世界先進水平還存在較大差距,但我國的深水油氣開發技術已經邁出了可喜的一步,為今后走向深海奠定了基礎。
3海洋石油鉆井平臺技術特點
3.1作業范圍廣且質量要求高
移動式鉆井平臺(船)不是在固定海域作業,應適應移位、不同海域、不同水深、不同方位的作業。移位、就位、生產作業、風暴自存等復雜作業工況對鉆井平臺(船)提出很高的質量要求。如半潛式鉆井平臺工作水深達1 500~3 500 m,而且要適應高海況持續作業、13級風浪時不解脫等高標準要求。
3.2使用壽命長,可靠性指標高
高可靠性主要體現在:①強度要求高。永久系泊在海上,除了要經受風、浪、流的作用外,還要考慮臺風、冰、地震等災害性環境力的作用;②疲勞壽命要求高。一般要求25~40 a不進塢維修,因此對結構防腐、高應力區結構型式以及焊接工藝等提出了更高要求;③建造工藝要求高。為了保證海洋工程的質量,采用了高強度或特殊鋼材(包括z向鋼材、大厚度板材和管材);④生產管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上運輸、海上安裝甚為復雜,生產管理明顯地高于常規船舶。
3.3安全要求高
由于海洋石油工程裝置所產生的海損事故十分嚴重,隨著海洋油氣開發向深海區域發展、海上安全與技術規范條款的變化、海上生產和生活水準的提高等因素變化,對海洋油氣開發裝備的安全性能要求大大提高,特別是對包括設計與要求、火災與消防及環保設計等hse的貫徹執行更加嚴格。
3.4學科多,技術復雜
海洋石油鉆井平臺的結構設計與分析涉及了海洋環境、流體動力學、結構力學、土力學、鋼結構、船舶技術等多門學科。因此,只有運用當代造船技術、衛星定位與電子計算機技術、現代機電與液壓技術、現代環保與防腐蝕技術等先進的綜合性科學技術,方能有效解決海洋石油開發在海洋中定位、建立海上固定平臺或深海浮動式平臺的泊位、浮動狀態的海上鉆井、完井、油氣水分離處理、廢水排放和海上油氣的儲存、輸送等一系列難題。
4海洋石油鉆井平臺技術發展
世界范圍內的海洋石油鉆井平臺發展已有上百年的歷史,深海石油鉆井平臺研發熱潮興起于20世紀80年代末,雖然至今僅有20多年歷史,但技術創新層出不窮,海洋油氣開發的水深得到突飛猛進的發展。
4.1自升式平臺載荷不斷增大
自升式平臺發展特點和趨勢是:采用高強度鋼以提高平臺可變載荷與平臺自重比,提高平臺排水量與平臺自重比和提高平臺工作水深與平臺自重比率;增大甲板的可變載荷,甲板空間和作業的安全可靠性,全天候工作能力和較長的自持能力;采用懸臂式鉆井和先進的樁腿升降設備、鉆井設備和發電設備。
4.2多功能半潛式平臺集成能力增強
具有鉆井、修井能力和適應多海底井和衛星井的采油需要,具有寬闊的甲板空間,平臺上具有油、氣、水生產處理裝置以及相應的立管系統、動力系統、輔助生產系統及生產控制中心等。
4.3新型技術fpso成為開發商的首選
海上油田的開發愈來愈多地采用fpso裝置,該裝置主要面向大型化、深水及極區發展。fpso在甲板上密布了各種生產設備和管路,并與井口平臺的管線連接,設有特殊的系泊系統、火炬塔等復雜設備,整船技術復雜,價格遠遠高出同噸位油船。它除了具有很強的抗風浪能力、投資低、見效快、可以轉移重復使用等優點外,還具有儲油能力大,并可以將采集的油氣進行油水氣分離,處理含油污水、發電、供熱、原油產品的儲存和外輸等功能,被譽為“海上加工廠”,已成為當今海上石油開發的主流方式。
4.4更大提升能力和鉆深能力的鉆機將得到研發和使用
由于鉆井工作向深水推移,有的需在海底以下5000~6000m或更深的地層打鉆,有的為了節約鉆采平臺的建造安裝費用,需以平臺為中心進行鉆采,將其半徑從通常的3000m擴大至4000~5000m,乃至更遠,還有的需提升大直徑鉆桿(168·3mm)、深水大型隔水管和大型深孔管等,因此發展更大提升能力的海洋石油鉆機將成為發展趨勢。
篇4
1.1 海上鉆井可及水深方面的發展歷程
正規的海上石油工業始于20世紀40年代，此后用了近20年的時間實現了在水深100m的區域鉆井并生產油氣，又用了20多年達到水深近2000m的海域鉆井，而最近幾年鉆井作業已進入水深3000m的區域。圖1顯示了海洋鉆井可及水深的變化趨勢。20世紀70年代以后深水海域的鉆井迅速發展起來。在短短的幾年內深水的定義發生了很大變化。最初水深超過200m的井就稱為深水井;1998年“深水”的界限從200m擴展到300m，第十七屆世界石油大會上將深海水域石油勘探開發以水深分為:400m以下水域為常規水深作業，水深400~1500m為深水作業，大于1500m則稱為超深水作業;而現在大部分人已將500m作為“深水”的界限。
1.2海上移動式鉆井裝置世界擁有量變化狀況
自20世紀50年代初第一座自升式鉆井平臺“德朗1號”建立以來，海上移動式鉆井裝置增長很快，圖2顯示了海上移動式鉆井裝置世界擁有量變化趨勢。1986年巔峰時海上移動式鉆井裝置擁有量達到750座左右。1986年世界油價暴跌5成，海洋石油勘探一蹶不振，持續了很長時間，新建的海上移動式鉆井裝置幾乎沒有。由于出售流失和改裝(鉆井平臺改裝為采油平臺)，其數量逐年減少。1996年為567座，其中自升式平臺357座，半潛式平臺132座，鉆井船63座，坐底式平臺15座。此后逐漸走出低谷，至2010年，全世界海上可移動鉆井裝置共有800多座，主要分布在墨西哥灣、西非、北海、拉丁美洲、中東等海域，其中自升式鉆井平臺510座，半潛式鉆井平臺280座，鉆井船(包括駁船)130艘，鉆井裝置的使用率在83%左右。目前，海上裝置的使用率已達86%。
2我國海洋石油鉆井裝備產業狀況
我國油氣開發裝備技術在引進、消化、吸收、再創新以及國產化方面取得了長足進步。
2.1建造技術比較成熟海洋石油鉆井平臺是鉆井設備立足海上的基礎。從1970年至今，國內共建造移動式鉆采平臺53座，已經退役7座，在用46座。目前我國在海洋石油裝備建造方面技術已經日趨成熟，有國內外多個平臺、船體的建造經驗，已成為浮式生產儲油裝置(FPSO)的設計、制造和實際應用大國，在此領域，我國總體技術水平已達到世界先進水平。
2.2部分配套設備性能穩定海洋鉆井平臺配套設備設計制造技術與陸上鉆井裝備類似，但在配置、可靠性及自動化程度等方面都比陸上鉆井裝備要求更苛刻。國內在電驅動鉆機、鉆井泵及井控設備等研制方面技術比較成熟，可以滿足7000m以內海洋石油鉆井開發生產需求。寶石機械、南陽二機廠等設備配套廠有著豐富的海洋石油鉆井設備制造經驗，其產品完全可以滿足海洋石油鉆井工況的需要。
2.3深海油氣開發裝備研制進入新階段目前，我國海洋油氣資源的開發仍主要集中在200m水深以內的近海海域，尚不具備超過500m深水作業的能力。隨著海洋石油開發技術的進步，深海油氣開發已成為海洋石油工業的重要部分。向深水區域推進的主要原因是由于淺水區域能源有限，滿足不了能源需求的快速增長需求，另外，隨著鉆井技術的創新和發展，已經能夠在許多惡劣條件下開展深水鉆井。雖然我國在深海油氣開發方面距世界先進水平還存在較大差距，但我國的深水油氣開發技術已經邁出了可喜的一步，為今后走向深海奠定了基礎。
3海洋石油鉆井平臺技術特點
3.1作業范圍廣且質量要求高
移動式鉆井平臺(船)不是在固定海域作業，應適應移位、不同海域、不同水深、不同方位的作業。移位、就位、生產作業、風暴自存等復雜作業工況對鉆井平臺(船)提出很高的質量要求。如半潛式鉆井平臺工作水深達1 500~3 500 m，而且要適應高海況持續作業、13級風浪時不解脫等高標準要求。
3.2使用壽命長，可靠性指標高
高可靠性主要體現在:①強度要求高。永久系泊在海上，除了要經受風、浪、流的作用外，還要考慮臺風、冰、地震等災害性環境力的作用;②疲勞壽命要求高。一般要求25~40 a不進塢維修，因此對結構防腐、高應力區結構型式以及焊接工藝等提出了更高要求;③建造工藝要求高。為了保證海洋工程的質量，采用了高強度或特殊鋼材(包括Z向鋼材、大厚度板材和管材);④生產管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上運輸、海上安裝甚為復雜，生產管理明顯地高于常規船舶。
3.3安全要求高
由于海洋石油工程裝置所產生的海損事故十分嚴重，隨著海洋油氣開發向深海區域發展、海上安全與技術規范條款的變化、海上生產和生活水準的提高等因素變化，對海洋油氣開發裝備的安全性能要求大大提高，特別是對包括設計與要求、火災與消防及環保設計等HSE的貫徹執行更加嚴格。
3.4學科多，技術復雜
海洋石油鉆井平臺的結構設計與分析涉及了海洋環境、流體動力學、結構力學、土力學、鋼結構、船舶技術等多門學科。因此，只有運用當代造船技術、衛星定位與電子計算機技術、現代機電與液壓技術、現代環保與防腐蝕技術等先進的綜合性科學技術，方能有效解決海洋石油開發在海洋中定位、建立海上固定平臺或深海浮動式平臺的泊位、浮動狀態的海上鉆井、完井、油氣水分離處理、廢水排放和海上油氣的儲存、輸送等一系列難題。
4海洋石油鉆井平臺技術發展
世界范圍內的海洋石油鉆井平臺發展已有上百年的歷史，深海石油鉆井平臺研發熱潮興起于20世紀80年代末，雖然至今僅有20多年歷史，但技術創新層出不窮，海洋油氣開發的水深得到突飛猛進的發展。
4.1自升式平臺載荷不斷增大
自升式平臺發展特點和趨勢是:采用高強度鋼以提高平臺可變載荷與平臺自重比，提高平臺排水量與平臺自重比和提高平臺工作水深與平臺自重比率;增大甲板的可變載荷，甲板空間和作業的安全可靠性，全天候工作能力和較長的自持能力;采用懸臂式鉆井和先進的樁腿升降設備、鉆井設備和發電設備。
4.2多功能半潛式平臺集成能力增強
具有鉆井、修井能力和適應多海底井和衛星井的采油需要，具有寬闊的甲板空間，平臺上具有油、氣、水生產處理裝置以及相應的立管系統、動力系統、輔助生產系統及生產控制中心等。
4.3新型技術FPSO成為開發商的首選
海上油田的開發愈來愈多地采用FPSO裝置，該裝置主要面向大型化、深水及極區發展。FPSO在甲板上密布了各種生產設備和管路，并與井口平臺的管線連接，設有特殊的系泊系統、火炬塔等復雜設備，整船技術復雜，價格遠遠高出同噸位油船。它除了具有很強的抗風浪能力、投資低、見效快、可以轉移重復使用等優點外，還具有儲油能力大，并可以將采集的油氣進行油水氣分離，處理含油污水、發電、供熱、原油產品的儲存和外輸等功能，被譽為“海上加工廠”，已成為當今海上石油開發的主流方式。
4.4更大提升能力和鉆深能力的鉆機將得到研發和使用
由于鉆井工作向深水推移，有的需在海底以下5000~6000m或更深的地層打鉆，有的為了節約鉆采平臺的建造安裝費用，需以平臺為中心進行鉆采，將其半徑從通常的3000m擴大至4000~5000m，乃至更遠，還有的需提升大直徑鉆桿(168·3mm)、深水大型隔水管和大型深孔管等，因此發展更大提升能力的海洋石油鉆機將成為發展趨勢。
篇5
由于切削具硬度及耐磨性的原因，硬質合金鉆進只適用于中等硬度以下的軟巖層；金剛石鉆進可鉆性級別較高，但金剛石產量少，價格昂貴，普及于日常生產有相當的難度，并且，金剛石受到太大的沖擊容易破碎，也不適用于裂隙、溶巖溶洞地層鉆進。
鋼粒鉆進是鉆進堅硬巖層的另一種主要方法，這種施工方式具有施工設備簡單，操作工藝易行，成本低廉等優點。但是，由于鋼粒不固定在鉆頭上，在裂隙、巖溶溶洞地層，鋼粒容易大量漏失、流失，使得鉆頭底唇面下沒有足夠的鋼粒破碎巖石，鉆具無法克取巖石取得進尺，所以，鋼粒鉆進在裂隙、巖溶溶洞地層中的應用也受到很大的限制。
我們在淅川水源地裂隙、巖溶溶洞地層鉆井施工中，經過技術分析與攻關，采用鋼粒鉆進工藝，順利完成了施工任務，在鋼粒鉆進裂隙、巖溶溶洞地層方面，取得了一定的實踐經驗。
1. 概述
1.1工程概況
由于工農業的快速發展，淅川縣城段水質受到嚴重污染，超出了國家Ⅳ級飲用水標準，且水量供給日益萎縮。飲用水對當地的經濟發展、人民的日常生活已經造成嚴重的影響。為此，經多方論證，開辟、建設新的、水質良好的飲用水水源地，成為必然。
1.2地層情況簡介
水源地位于淅川縣城西北一公里處。地層情況大致如下：
上部第四系坡洪積層，主要為松散中粗砂、砂礫（卵）石層、砂質粘土，其中賦存豐富的第四系松散巖類孔隙水；該層底部砂礫（卵）石層泥質含量較高，膠結較致密，該層不整合覆蓋于寒武—奧陶系老地層之上，為隔水層。
基巖為奧陶、寒武、震旦系巖層，巖層局部為火山角礫巖、砂質粘土巖、頁巖、砂巖、泥巖、板巖、灰巖等，含微弱基巖裂隙水，富水性差；地層巖性大部分為白云巖、白云質大理巖、灰質白云巖等，節理裂隙及溶蝕現象發育，賦存豐富的碳酸鹽巖裂隙巖溶水。碳酸巖層為鉆井取水的主要目的層。
1.3施工設計要求
設計井孔數25眼，單井供水量50噸/小時；
單井井孔結構為：上部第四系覆蓋層井孔直徑為φ600mm，下φ377×7 mm螺旋鋼管；下部基巖：井孔直徑為φ290mm，裸眼成孔。
井孔深度200米左右，具體井深視地層實際情況而定。
井孔上部第四系松散巖類孔隙水全部封隔，水源地用水主要取下部基巖的碳酸巖裂隙、巖溶溶洞水。
2.鉆進工藝
上部第四系地層：一鉆采用φ300mm三翼刮刀鉆頭開孔，二鉆用φ600mm三翼刮刀鉆頭擴孔，最后用φ377mm鋼粒鉆頭鉆入基巖2米，下入φ377×7 mm螺旋鋼管，止水固井管；
下部基巖：采用φ290×10mm鋼粒鉆頭，一徑鉆至終孔。
鋼粒選擇：選直徑為3mm的鋼粒。
鉆壓：24KN， 轉速：90rpm， 泵量：110 L/min， 回次投鋼砂量：16Kg。
3.施工生產
3.1前期生產情況
機臺進入工地后，第一眼井的前期，施工順利，鉆進至49.5米處鉆穿第四系地層，然后又往下鉆2米基巖，下入φ377×7 mm表層套管，止水、固定表層套管后，改用φ290×10 mm鋼粒鉆頭鉆進基巖。
當鉆進至83米時，生產出現了兩個棘手的問題，a：所用的清水沖洗液出現了迅猛的減少，即清水沖洗液大量漏失，導致工地施工所需的清水供不應求；b：在沖洗液出現大量漏失的同時，鉆具也出現了劇烈的“竄動”和“阻卡”，致使鉆具難以回轉作業，施工設備“鱉車”嚴重。
在這兩個因素的阻礙下，施工機臺堅持運行2天，基本不能取得進尺。生
產被迫停頓。
3.2原因分析
就施工所出現的問題結合具體地質情況，我們判斷沖洗液的漏失與鉆具的“阻卡”、“竄動”現象，都是鋼粒鉆頭鉆至裂隙、巖溶溶洞地層的反應：
a:經測量，井孔內的靜水位相對地面高度為-52.5米；循環池內沖洗液液面高度為-0.8米。井孔內液面高度比循環池內沖洗液面高度低51.7米。當泥漿泵將清水沖洗液打入井孔后，沖洗液柱就在循環管路中形成負壓，負壓將清水沖洗液快速的由循環池吸入井孔內，井孔內又由于裂隙、大溶洞的存在，進入井孔內的循環液從裂隙、溶洞漏失。最終循環池內的沖洗液大量被吸入井孔內流失，導致工地清水沖洗液供應不及，不能持續供應生產的需求。沖洗液流動示意圖見圖一。
b:當沖洗液大量流失時，恰好說明施工鉆到了大裂隙、溶洞地層，在沖洗液大量流失的同時，鋼粒也大量的漏失或被沖走。這種情況使得沒有足夠的鋼粒被壓在鉆頭唇面下面破碎巖石，導致鋼粒鉆頭唇面直接與巖石相接觸；大裂隙、巖溶溶洞地層處的井孔底部又凹凸起伏、參差不平，致使鉆具劇烈的“竄動”和“阻卡”，無法回轉作業。論文格式。
3.3解決方案
就生產中遇到的問題，我們進行了各種各樣的嘗試。
a:對于沖洗液大量漏失的問題，在保證滿足鋼粒鉆進所需沖洗液量的前提下，控制流入井孔內的沖洗液量，使得沖洗循環液以一定的流量源源不斷的被輸送入井孔內。
我們在泥漿池的進水管上安裝一個閥門和水表，控制、測量流入循環池的進水量；在高壓管的前端安裝一個球型高壓閥門，用以控制進入井孔內的循環液量。每一回次，當水泵將循環水少量打入井孔后，即關閉水泵，利用循環液在井孔內、外的高差，讓循環液自然被吸入井孔內，同時，利用高壓管前端的球型閥門，控制流入井孔內的循環液量；再利用泥漿池進水管的水表，在保證泥漿池液面穩定的情況下，檢測進入井孔內的循環液量，使得流入井孔內的循環液量即不太大，又能滿足施工生產工藝要求。
為配合生產中用含鋼粒的粘土球施工鉆進生產，防止水流太大沖蝕含鋼粒的粘土球，控制流入井孔內的循環液量減少為60 L/min。
b:對于鋼粒大量漏失、流失問題，我們做了如下嘗試：①在大裂隙、巖溶溶洞地層井孔段，舍棄鋼粒鉆進法，采用硬質合金鉆頭鉆進。結果不理想，不能取得進尺，且鉆具“蹦跳”、“阻卡”更為嚴重；②試用液壓控制連續投砂器進行連續投砂法施工，結果也不甚理想。由于裂隙、溶洞比較大，投進井孔內的鋼粒幾乎都漏失或被循環液沖走，鉆具依然“蹦跳”、“阻卡”嚴重；③我們在粘土球的啟發下，利用稍微干些的粘土泥和鋼粒進行攪拌，最后制成含有鋼粒的粘土球。粘土球直徑大致為φ40mm，粘土泥與鋼粒的體積比例大致為7:3，然后在每一回次鉆具放入井孔前，將粘土球投入井孔內，往井孔內輸送的供水量降至60 L/min，轉速90 rpm。施工運行結果相對比較理想。鉆具回轉平穩，進尺也較為理想。缺點是正常鉆進的時間不長，只能維持25分鐘左右，就需要重新往井孔內投含鋼粒的粘土球，較為繁瑣。
c:在裂隙比較小、溶洞比較小的地層，只要鋼粒漏失、流失的少，還是采用由鉆具內徑一次投砂法或者結合投砂法，輸送井孔循環液量110 L/min，鉆進效率與完整地層鋼粒鉆進效率基本相同，比較理想。
3.4施工效果
經過分析和嘗試，在裂隙、巖溶溶洞地層，采用鋼粒鉆進時，控制循環液輸入井孔流量，并且制取粘土與鋼粒比例為7:3（體積比）的粘土球，采用一次投球（粒）或者結合投球（粒）法進行施工，施工效果還是比較理想的。論文格式。
施工進度由前期的常規施工2天沒進尺，改變為每天能取得7米左右的進尺。并且，由于施工工藝改進后，施工設備運行平穩，機械故障大為減少。
施工工藝改進前后各2天的施工主要經濟技術指標統計情況，詳見表一。
表一 施工工藝改進前后主要經濟技術指標對比
施工 鋼粒 施工 純鉆 輔助機械 待水 平均 單位進尺鋼粒
進尺用量 時間 時間時間 事故 時間 鉆速 消耗量
h Kg hh hh h m.h-1Kg.m-1
改進前0.15 150 48 2210 6 100.0031 1000
改進后 13.8 5048 28 164 0 0.2883.62
由上表可以看出：施工工藝經過改進后，進尺、純鉆時間、平均鉆速都得到很大的提高，而鋼粒等材料消耗卻大幅下降，單位進尺鋼粒消耗量趨于正常值，設備運轉平穩，機械事故也減少了；由于供水“細水長流”，能夠滿足施工需水供應，待水時間降為0。
由此說明，施工工藝改進后，效果是顯著的。工藝改進是成功的。
在隨后24眼井的施工中，一直沿用了上述施工工藝，施工非常順利。各方面均取得了滿意的效果。我們圓滿完成了全部施工任務。
4.結語
鋼粒鉆進是一種比較老的鉆進施工方式，針對比較堅硬的巖層，具有成本低廉、工藝簡單、事故率低等很多優點。但是，由于其本身工藝特點，在大裂隙、溶巖溶洞地層，這種施工工藝的應用受到了很大的限制。本文從生產實踐出發，采用鋼粒鉆進工藝在大裂隙、巖溶溶洞地層施工，總結出了以下方法與經驗：
①發生循環液大量漏失時，在供水管路上安裝一個高壓閥門，利用高壓閥門控制循環液輸送流量，使進入循環管路的沖洗液量既滿足施工工藝要求，又不大量漏失。論文格式。使生產能持續地進行。我們工地經現場測試，循環液供應量降低至平常施工生產時的五分之三，即60L/min。
②當所施工地層存在大裂隙、溶蝕溶洞情況，導致鉆粒大量漏失、流失時，按照7:3（體積比）比例，將粘土與鋼粒混合搓制成直徑φ40mm左右、比較硬的粘土球，在每一個回次下鉆具前，采用一次投球（砂）法或者結合投球（砂）法將含鋼粒的粘土球投入井孔內，施工鉆進能獲得不錯的施工效果。
③當裂隙、溶洞不大，鋼粒漏失、流失不太嚴重時，采用一次投粒法或者結合投粒法等正常、傳統的施工工藝方式，鉆進效率基本能恢復到完整巖層相同的正常水平。
參考文獻：
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［3］賈崇基，蔡公達。工程流體力學。1989年。
［4］巖石可鉆性分級手冊。1979年。
篇6
（1）對直斜井熱采防砂工藝模式進行了補充、完善。針對陳南薄層稠油油藏特點，形成了以封隔高壓一次充填為主，預充填+高低壓充填、逆向充填、二次補砂技術，先注汽后防砂等多種工藝為輔的機械防砂方式，適應不同條件油井的防砂需求，有效的提高防砂效果，延長防砂有效期。
（2）水平井完井防砂工藝的推廣應用。水平井裸眼篩管防砂完井技術的創新與改進。①完井工藝的選擇--篩管頂部注水泥完井技術。研究確定了稠油熱采完井配套工藝為防砂篩管加熱力補償器配套TP110H套管，水泥返高至地面。②防砂篩管的優選--精密微孔復合防砂篩管。優選了精密微孔濾砂管為水平井防砂完井濾砂管，并試驗確定了適合陳373塊油藏濾砂管的擋砂精度。③ 鉆井泥漿的清除--酸洗解堵技術。改進了泥餅清洗解堵工藝，集成應用了酸洗酸化一體化技術與二次酸洗技術。水平井變密度射孔完井與管內充填防砂技術配套模式。①針對油水關系復雜的稠油油藏，為了防止底水錐進，開展水平井分段變密度射孔優化研究，確定采用127槍127彈，端部16孔/m，跟部10孔/m的射孔方式，提高儲量動用程度。②采用水平井精密復合濾砂管逆向充填配套工藝，并對防砂工藝、防砂管柱、防砂施工參數進行優化研究，確定施工參數為每米加砂量0.4～0.8m、排量1200～1500L/min、砂比5%～35%，有效提高了防砂成功率與應用效果。
2 注汽工藝的優化與改進
（1）注汽管柱的優化：
①隔熱技術：采用高真空隔熱油管，每根隔熱油管接箍處加裝密封圈及隔熱襯套，絲扣抹高溫密封脂。可以降低井筒熱損失，提高井底蒸汽干度。
②防鐵銹落井裝置：針對隔熱管使用頻次高，日益老化結垢嚴重，鐵銹容易落井造成注汽管柱的堵塞，為此在熱采注汽管柱增設了防鐵銹落井裝置。截止目前每口注汽井都應用了該裝置，效果良好。
③試驗推廣應用注采一體化管柱：稠油注采一體化工藝技術是根據稠油注蒸汽的特點，為減少作業施工所造成的熱損失，簡化施工工序和減少油層污染而研究設計的注汽轉抽配套技術。該工藝適應于陳莊地層能量不足，地層漏失嚴重；易造成冷傷害，吞吐周期短的多輪次井。
④裸眼篩管完井的水平井注汽管柱結構優化設計，主要采用多點分配注汽管柱進行注汽，盡可能使水平段均勻動用，提高油層動用程度，從而提高產油量和采收率。
（2）注汽參數的優化。通過數值模擬預測結果顯示：注汽強度、采液強度對吞吐效果的影響較大；注汽速度、燜井時間對吞吐效果影響雖然不大，但都有一定規律。 不同周期注汽量按5%～10%的比例遞增，可取較好的注汽效果。
3 開發輔助熱采試驗
3.1 開展CO2 輔助熱采試驗
針對低品位油藏地層能量低，油汽比低，熱采周期短的問題，在陳莊薄層稠油水平井井開展了CO2 化學輔助熱采試驗。
（1）二氧化碳改善特超稠油開采機理。室內作了不同化學方法輔助蒸汽驅替效率試驗，二氧化碳同薄膜擴展劑相結合大幅度提高驅替效率；驅替效率由30%提高到90%；波及系數由68%提高到81%，大大改善熱采開發效果。
（2）二氧化碳輔助熱采方案設計與施工。注汽前先向地層注入液態CO2 約100t，以降低稠油粘度，增能助排，增加驅替效率；在注汽過程中伴注薄膜擴展劑8t，改變油水潤濕性，增加驅替效率。
（3）二氧化碳輔助熱采實施效果。陳371-平2采用該項工藝后，燜井7天后轉抽，累增油1000t。周期累油已超過前兩周期的累油之和，已推廣應用3口井，平均單井日增油10.0t。適合于多輪次吞吐，地層虧空大，油汽比偏低的超稠油井。
3.2 開展水平井雙管注汽試驗
針對陳莊薄層稠油油藏水平井，受油層非均質及周邊采出程度的影響，存在蒸汽局部突進、水平段動用不均的問題。為此開展了勝利油田第一口水平井雙管分注試驗，進一步提高水平段的動用程度。
（1）工藝原理。采用井口 “雙懸掛”，管中管注汽方式，蒸汽從兩個通道注入，一個是從2″無接箍油管注到水平段B點，一個是從4 1/2″真空隔熱管和2″無接箍油管環空井注到水平段A點。通過地面流量調解閥門進行流量控制，實現二個出汽點不同排量的控制，另外在內管和外管分流前通過旋流器及混相器實現蒸汽的等干度分配。
（2）配套技術。①水平井隨油管全井段井溫、壓力剖面測試技術。儀器置于保護拖筒內，接在連續油管底部，隨管柱下井。當儀器下至測試起點深度，進入測試程序，靜置5min停點測試，直至水平段末端，完成測試過程后，儀器隨管柱提至地面，回放測試數據。②雙管注汽井口。雙管注汽井口上部四通采用雙流道結構設計，內外管注汽流道相互獨立；閥門閘板采用楔形結構設計，提高密封效果；各部件連接采用法蘭連接，保證井口安全長效。③2″無接箍油管。 2″無接箍油管采用外徑52.4mm內徑42.4mm的N80油管加工而成，最大外徑59.06mm。④蒸汽等干度分配。將鍋爐過來蒸汽等干度分成兩股蒸汽，通過旋流器、混相器、干度流量計和流量調節閥對雙管注汽的內管及外管進行注汽；在注汽過程中調節內外管注汽比例；記錄各流道的溫度、壓力、流量等數值。
（3）施工參數的優化設計。①注汽前測試。由測試資料顯示，該井A點和B點動用較好，尤其是B點，單是水平井段中間部位動用相對較差，所以在注汽的設計上A點設計60%，B點設計40%，而且設計位置上盡量避開溫度的突出部則保留著對數據；否則就放棄這對數據。重復這個過程，直到數據個數達到25個，并令前12個為有標簽的數據。令這組數據為C2。在計算機實驗中， 取 ■ 。
采用三種方法來訓練半監督支持向量機。第一種是最速下降法 ，第二種是自適應遺傳算法 ，第三種是前兩種方法的結合，先用自適應遺傳算法得到的解 作為最速下降法的初始值，然后通過最速下降法得到更精確解。在優化函數中，取C=10，C*=100。在自適應遺傳算中，采用浮點小數編碼，種群規模為500，最大迭代次數為1000，自適應參數取值為a=0.9，b=0.1，c=0.6，d=0.001。核函數采用徑向基函數，取c=0.72。三種算法的分類精度如表1所示。
從表1可以看出， 改進后的自適應遺傳算法和自適應遺傳算法與最速下降法結合的算法的分類精度要比最速下降法好許多，結果是令人較為滿意的。
4 結束語
本文提出了半監督支持向量機的非線性分類法的自適應遺傳算法和自適應遺傳算法與最速下降法結合的算法。計算機實驗結果表明，這兩種算法遠優于最速下降法，有令人較為滿意的分類準確率。
參考文獻
[1] 文嵐 提高陳家莊南區薄層稠油油藏開采效果的技術及應用《鉆采工藝》 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彎曲等多種因素的作用，導致了較大的摩阻力。管柱的摩阻計算雖是整個磨銑打撈管柱力學分析的一小部分，但提高其摩阻計算精度仍是完成井下作業修井工作的一個重點，這主要是因為:①精確計算出摩阻，可以預側套管柱下入的難度，以便選擇合理套管柱組合和正確的下入方法，或考慮是否需采用特殊工具;②能夠準確計算套管柱的軸向載荷,以便進行套管柱強度設計與校核。
1.大斜度井三維摩阻扭矩模型
國內外學者對摩阻扭矩進行了大量的研究工作,分別建立了軟繩模型和剛桿模型。兩種模型各有自己的優點和適用范圍，軟繩模型忽略了鉆柱剛度及穩定器的影響，在曲率不大的光滑井眼條件下，用來計算由剛度較小的常規鉆桿組成的鉆柱段的摩阻扭矩能夠給出足夠的精度。因此，現在有的商業軟件仍在采用，但應用在井眼曲率變化較大或鉆柱剛性較大的單元，會產生明顯的誤差；剛桿模型
在曲率較大的井眼或由剛度較大的加重鉆桿組成的鉆柱段條件下，其計算結果具有更高的精度，但用于曲率較小剛度較小的平滑井眼中，計算結果收斂困難，對測點數據敏感，解的穩定性較差。
1.1大斜度井三維摩阻扭矩分析剛桿模型
建立如圖1所示的坐標系。N軸、E軸、H軸分別指向地理北向、地理東向、重力方向,它們相互垂直,組成固定坐標系。、、分別是井眼軸線的切線方向、主法線方向、副法線方向的單位矢量，它們相互垂直，組成自然坐標系。
圖1 三維摩阻分析的坐標系圖
在鉆柱上取一單元段ds,通過力學分析,可得下面方程組:
其中：
式中：T為軸向拉力;為彎矩；為扭矩；EI為抗彎剛度;q為鉆柱單位長度有效重量;分別為管柱在井眼內的軸向和周向摩阻系數;為管柱外徑;N為鉆柱單位長度所受的橫向支承力;分別為鉆柱變形線的曲率和撓率。
將由方程(1)~(4)組成的微分方程組進行有限差分變換，考慮鉆柱不同工作狀態下的邊界條件，可以應用數值方法對所得到的方程組求解。從而可以得到鉆柱的軸力及橫向支撐力沿鉆柱長度的分布規律，進而可以求得地面大鉤拉力及轉盤扭矩。
1.2大斜度井三維摩阻扭矩分析軟繩模型
如果鉆柱剛度較小，井眼不出現嚴重狗腿度，則井眼曲率和管柱剛度對其受力的影響較小，在分析計算中采用軟繩模型將會得到精度足夠的解，這時，式(1)~(4)變為：
應用同樣的方法可以算出采用軟件桿模型時鉆柱的軸力及橫向支撐力沿鉆柱長度的分布規律，并進而求得地面大鉤拉力及轉盤扭矩。
2摩阻分析模型的建立與分析
2.1水平井段
由于實際水平井水平段井眼并不是絕對水平的，可以按斜直井眼進行分析，總正壓力，為井斜角, 為單位長度管柱浮重，該段管柱摩阻力為：
圖2 水平井段管柱受力分析
而軸力增量為：
式中，起升管柱時，取“+”號；下放管柱時取“-”號
則軸向載荷：
2.2垂直井段部分
可認為垂直井段磨銑打撈管柱無接觸摩阻，而只受浮重作用，這時計算井段管柱摩阻力為零，軸力增量為管柱浮重，即
2.3彎曲井段
在大斜度井中,若忽略動態因素,則管柱受到軸向拉力、徑向擠壓力、浮力及摩擦阻力等外部作用力的影響。建立如下假設：①.井眼尺寸不隨時間而變化。②.不考慮轉動和振動的影響。③.管柱與井壁連續接觸,并且彎矩、剪力、接觸力連續分布。④.管柱在下入過程中與井眼內壁為滑動摩擦。⑤.將整個管柱簡化為連續梁。
取管柱一微元段進行受力分析
管柱受到的力分別為：考慮泥漿浮力后的重力G，摩擦阻力，與井壁接觸力F，軸向力，當管柱下入到落魚處，其軸向拉力為零。
坐標系中，軸沿井眼軸線切線方向，軸垂直于井眼軸線切線方向，軸采用右手坐標系法確定。圖3取管柱一微元段進行受力分析
由梁中性層的曲率與彎矩關系:
曲率
可以得到此微元中x、y、z方向的彎矩方程:
最后可得到接觸力F
已假設管柱與井壁為滑動摩擦，
-摩擦因素
最終可以得到軸向力:
上式中，摩擦系數是一個非常重要的參數，它的變化將會引起套管軸向力的變化，也會影響管柱是否能順利下入，因此正確合理的確定摩擦系數是摩阻分析中的一個重要內容,考慮到管柱主要是在套管內工作，摩擦為鋼與鋼之間的摩擦，所以摩擦系數取0.25，起鉆柱取“+”，下鉆柱取“-”。
3.結束語
摩阻的綜合計算是確定大斜度井作業管柱最大下入深度的關鍵因素,可較準確地預測和分析大斜度井作業管柱在三維井眼中的摩阻,研究大斜度井作業管柱在下入井底以后是否會發生強度破壞,對保證大斜度井作業管柱作業的成功率有重要的指導意義。
參考文獻
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篇8
為了提高石油鉆井管理水平，降低成本，提高經濟效益和競爭能力，充分利用現代化信息技術，以降低開發成本和降低生產成本為目標，建設全新的數字化鉆井施工模式有著重要意義。
2 數字化鉆井信息平臺框架
石油鉆井的主流程是從市場信息的收集與分析開始，在構建過程中，全面考慮了鉆井全過程所涉及到的數據以及生產經營活動，以鉆井生產的主流程為線索，從數字化鉆井隊、鉆井數據中心、鉆井輔助決策平臺和遠程通信網絡等四個方面設計了數字化鉆井信息平臺框架，本文著重從前三個方面闡述數字鉆井施工模式的構建方法。
3 數字化鉆井隊
數字化鉆井隊主要通過數據采集計算機將安裝在各關鍵部位的傳感器連接起來，再由井場局域網絡將數據采集計算機、數據處理與傳輸計算機、現場監控及其他應用計算機、現場攝像監控解碼器等設備連接起來，然后通過部署在這些機器上的軟件系統完成數據的自動采集、數據人工錄入、數據轉換、數據傳輸、現場工況監測等工作。這些軟硬件集成起來構建了數字化鉆井隊。
3.1數字化鉆井隊的硬件設施
（1）數據采集儀器
數據采集儀器一般是鉆井參數儀或者地質錄井儀，鉆井參數儀一般包括鉆井儀表主機、傳感器、電纜及附件。另外，對于定向井、水平井，還需要配備有關的測斜儀器，便于進行地質導向監控。
（2）計算機及網絡設備
數字化鉆井隊需要在井場組建一個小型的局域網絡。局域網由一臺服務器和若干客戶機組成。計算機的連接方式采用星型拓撲結構，即網絡中的所有計算機都連接到一個共享式hub或交換機上。這種網絡系統連接簡單，也比較容易擴充。
3.2數字化鉆井隊的配套軟件
（1）實時數據采集、處理軟件
本系統的實時數據來源于綜合錄井儀或鉆井參數儀實時采集的數據。為鉆井工程實時監測與井場信息系統服務器軟件平臺提供規范格式的實時數據,以不同方式為客戶端提供實時數據服務等。
（2）鉆井過程實時監測和遠程傳輸軟件
鉆井過程實時監測分為鉆進過程和起下鉆過程兩個模塊。
井場與基地間的數據傳輸可以采用不同的通訊形式，目前經濟簡便的通訊方式為利用普通有線電話網和gprs移動通訊網，其次是微波通訊和衛星通訊。本軟件可實現以上集中網絡的靈活選用。
（3）工程數據手工錄入維護軟件
該軟件主要實現鉆井現場施工工程與管理數據的錄入、維護和統計。這些數據包括日常管理數據、鉆井設備數據、鉆井隊伍數據等20余類。
（4）地層壓力監測評價軟件
該軟件是根據國外室內研究的最新成果差壓和巖石彈性力學參數之間的關系建立的，根據鉆井參數計算地層壓力，實現地層壓力數據的采集、管理、處理計算、數據圖形輸出一體化。用于提高地層壓力的預測、檢測精度，合理設計鉆井液密度，提高鉆井安全性，保護油氣層。[1]
4 鉆井數據中心
鉆井數據中心建設包括鉆井綜合數據庫、數據流及數據加載、數據軟件等方面。
4.1鉆井綜合數據庫設計與實現
數據庫以井的工程生命周期為路線，包括鉆井施工、固井、完井、交井的全部數據以及形成上報統計鉆井資料的數據。既能夠適應高速發展的鉆井系統現狀，同時又具有較好的擴充能力。
鉆井數據庫共設計了355個數據表，3654個數據項，可分為鉆井標準數據庫、鉆井編碼數據庫、鉆井工程設計數據庫、鉆井iadc報表數據庫、鉆井工程數據庫、鉆井實時數據庫、鉆井井史數據庫等大類。
4.2數據流及數據加載
所有的鉆井數據在源頭一次錄入，遠程傳輸至鉆井公司，經過公司技術人員審核后進入鉆井數據中心。鉆井數據的審核流程和交換流程下圖所示：
數據庫及配套的錄入系統設計完成后，在勝利油田分別部署了鉆井分公司數據中心、總公司數據中心和局級數據中心。各級鉆井數據中心運行平穩，并發揮著越來越重要的作用。
4.3數據軟件
建立了強大的鉆井數據中心，就必須發揮作用。
系統實現了鉆井綜合數據庫的/fazhan/">發展。
篇9
川渝地區是我國大型綜合含油氣地區之一，整個地區有著豐富的天然氣與石油資源，為我國的油氣勘探以及工業的發展提供了寬廣的平臺。但就當前川渝地區的復雜地質條件來看，這些地質難題嚴重的阻礙了我國油氣開采的步伐，主要體現在鉆井速度慢，鉆井施工難度大兩個方面。從上世紀70年代開始，我國就對川渝地區鉆井技術的科技攻關以及新技術試驗就從未中斷過，也取得了一系列重大的技術突破，發展了一整套適合于川渝地區惡劣地質條件的油氣配套鉆井技術。在廣大川渝油氣井的開采方面，全面開展了以提高機械鉆速為整個鉆井工程核心的鉆井新技術配套難題攻關試驗以及試驗推廣應用等策略，但隨著油氣儲備勘探技術的不斷完善，一些深層油氣井和更為復雜地質條件油氣井的發現，也為我國乃至整個川渝地的鉆井速度不斷提高帶來了很大的難題。
二、鉆井提速技術簡介
從目前鉆井技術的發展來看，國內外提高機械鉆速的方法很多，所有的鉆井工程都必須根據不同地區的地質情況，提出相應的技術指導，最終合理的選擇不同的鉆井方式來達到整個鉆井工程提速的目的。當前國內外常用的鉆井提速技術主要有專門針對鉆頭的鉆頭優選技術，從鉆井增加強度以期望達到提高鉆井速率的欠平衡鉆井技術（氣體鉆井、霧化鉆井、泡沫鉆井液鉆井等），從鉆井工藝該進方面采取的垂直鉆井系統應對井斜問題，復合鉆井提速的PDC鉆頭配合螺桿鉆具復合鉆進技術，優化井身結構、優選鉆井液等輔助措施提高鉆井效率的鉆井提速技術。
三、川渝地區地質狀況分析
就本論文研究的川渝地區而言，近些年已經勘探出來的油氣埋藏均較深，其表層的碳酸鹽層可鉆性特別差，高陸地層直井井斜的問題又特別突出，整個鉆井過程中因為鉆頭使用效果不佳而導致的井下復雜事故頻發以及相關工程施工的管理效率低等問題，嚴重的制約著我國川渝地區鉆井速率，整個鉆井的投資不斷增大。由于我國川渝地區的深井主要為氣井，整個地層的壓力高，部分氣藏表現出超高壓特性的難題。而當前的鉆井技術對于底層氣壓壓力的控制問題，仍然很難得到有效的解決。再者，我國川渝地區已探明油氣田的含硫數量很多，目前我國川渝地區的油氣田除個別的碎屑巖氣田以外，各產氣區的主力氣田均是含硫量很高的氣田。因此針對當前我國川渝地區氣田深度大以及高含硫的嚴重制約其鉆井效率的難題，通過研究形成一整套有效的專門針對我國川渝地區優快的鉆井技術來替代機械鉆速低的難題的方法是十分必要的，對于我國川渝地區在縮短鉆井周期、減少鉆井成本，以及使整個鉆井工程能夠快速高效地完成具有十分重要的意義。
四、關于提高川渝地區鉆井技術的探討
1.施工前期的準備工作
施工人員要認真做好鉆井前期的工程論證工作，在整個鉆井工程開工之前，鉆井技術人員應該嚴格按照鉆井設計方案來制定周全的作業計劃以及具體落實物質器材的施工前期的工程準備工作。為了避免工程施工過程中出現停工待料、遇到突發地質問題而臨時改變鉆井方案的設計或是改變鉆井作業計劃的情況，工程技術人員必須做到對全井的物資器材，尤其是那些關鍵的、大宗的、比較難以解決的施工材料和鉆井機械的準備工作，都要在開鉆以前全部得到落實。
2.施工過程中的應注意的問題
對于我國川渝地區普遍出現的高壓含硫氣井完井，工程技術人員要做好充分的試油基礎理論以及工藝技術的研究，在整個工程施工過程中加強完井和試油裝備的改進工作，注意解決套管強度以及油氣井氣密封的同時，工程技術人員還要注意對所有工程中應用的油管的強度和油管密封的問題。在所有的超深超高壓含硫氣井中，必須使用高強度的經過特殊工藝處理過的防硫的油扣和油管，對于川渝地區高壓防硫氣井的井套管頭和采氣井口的工程施工要嚴格按照事先擬定的工程要求來施工，與整個含硫井相配套的完井封隔器，以及地面降壓、分離裝置和試井裝備的使用安裝要有嚴格的使用方法，做到在保證安全施工的基礎上，提高整個油氣井的鉆井速率的目的。
3.施工技術研究分析
因地層出水、出油、垮塌等復雜情況而制約了氣體鉆井技術的應用，有的井因介質轉換不及時還造成了卡鉆甚至側鉆。為擴大氣體鉆井技術的應用范圍，進一步完善氣體鉆井配套技術，應重點開展對氣體鉆井適應性（包括地應力、淺層油氣水分布規律）研究、地層出水（油）風險識別及對策研究、氣體鉆井鉆具組合及鉆具受力分析、氣體鉆水平井技術研究，同時要不斷完善泡沫鉆井、霧化鉆井工藝。
五、小結
繼續發揮欠平衡鉆井技術對提速的貢獻，在那些含油氣水甚至易坍塌層大膽開展欠平衡鉆井探索，盡力提高鉆井速度，減少井漏等復雜情況的發生。進一步完善欠平衡鉆井工藝技術，配套試驗多種欠平衡鉆井介質，如油包水乳化鉆井液、空心玻璃球等，以擴大欠平衡鉆井技術的應用領域。進一步完善并大力推廣優質鉆井液技術，根據不同構造的地層特點，嚴格控制井下適應條件和體系轉化時間，達到以快制勝。
參考文獻：
[1]楊仲涵，何世明，周曉紅，唐洪發，周懷光，章景城.國內外鉆頭優選方法述評[J].重慶科技學院學報（自然科學版）.2011（04）
篇10
前 言
由于水平井在增大泄油面積、提高采收率等方面較直井具有諸多的優點，已被廣泛應用于開發低滲油氣藏、薄層油氣藏、復雜斷塊油氣藏和稠油油藏。論文大全，塔河一區三疊系下油組。而水平井開發油藏儲層建模技術的目標之一，就是建立能真實反映儲層非均質性的地質模型。
本文以塔河一區三疊系下油組水平井為例，在建模過程中，結合油藏構造、沉積和測井物性解釋等資料和儲層非均質性等特征，通過設置斷塊網格數的方式，對水平方向的參數采用不同的插值方法，使建立的三維模型既能更精確的刻畫儲層非均質性，又能適當減少網格單元密度，控制計算量。
1、塔河一區三疊系下油組基本地質特征
1.1 構造特征
圖1 塔河一區三疊系下油組構造頂面圖
塔河一區三疊系下油組位于塔里木盆地塔東北坳陷區沙雅隆起阿克庫勒凸起南部，是艾協克南—桑塔木鹽邊構造帶上的一個局部構造。塔河一區三疊系下油組構造為一長軸近SW-NE向的低幅背斜，構造南北兩翼近于對稱，南翼相對較陡，整個構造的平面形態為棒槌狀（西部寬緩，東部逐漸變窄）（圖1）。背斜長軸8km，短軸2.5km，長短軸之比為3.2，閉合面積為15.61km2，閉合高度可以達到37m。
1.2 儲層基本特征
塔河一區三疊系下油組孔隙度主要分布在18%～25.5%之間，平均22.06%；滲透率主要集中在18×10-3μm2～5245×10-3μm2之間，平均899×10-3μm2；屬中孔、高滲儲層。
塔河一區三疊系下油組大部分井都打在了1小層，1小層平面上孔隙度的分布以西面和中部TK107H、TK117H、TK120H三口井周圍及其水平段上孔隙度較高；而S29-S41井沿線以北孔隙度小于18%，TK110H井周圍孔隙度小于16%，屬于低孔隙度發育區。
塔河一區三疊系下油組1小層滲透率的變化特征總體趨勢與孔隙度相似，但所不同的是滲透率值的變化差異較大，低值區和高值區可以相差數百。滲透率在TK109H、TK121H、TK118H井點上及其水平段上滲透率達到400～1000×10-3um2，而在東面、北面以及TK102井附近滲透率小于100×10-3um2，屬于相對低滲區。論文大全，塔河一區三疊系下油組。因此對比孔隙度和滲透率的變化可以發現滲透率平面差異性較孔隙度大。
2、塔河一區三疊系下油組構造模型的建立
構造模型由斷層模型和層面模型組成。本次油藏的斷層模型是根據“斷層線→斷層組→斷層網→斷層模型”的流程建立的，而層面模型是在矢量化修編的砂體頂面總體構造特征的基礎上，通過井點處測井分層數據加以控制，采用井間普通確定性克里金插值建立的（圖2）。
圖2塔河一區三疊系下油組構造模型
3、塔河一區三疊系下油組屬性模型的建立
常規建模方法主要應用于直井。目前應用Petrel軟件的建模方法一般是在平面生成頂部、中部、底部三個骨架，建立邊界圈閉、斷層方向和趨勢線來控制網格單元，設置網格單元的密度，最后對中部骨架進行網格化并外推到其余兩個骨架。論文大全，塔河一區三疊系下油組。其優點是基于斷層建立，添加新的層位和分層數據之后更新模型很快。論文大全，塔河一區三疊系下油組。但是該方法僅僅來源于表面的斷層信息而不是基于“面”的概念，網格基于平均插值的計算，網格單元密度是自行設置的固定值，顯然不適用于水平井生產層段受平面非均質性影響較大時的建模。
本次研究中，通過設置斷塊網格數的方式，對水平方向的參數采用不同的插值方法，即在儲層非均質性較強區域，適當提高該區網格數，而在儲層非均質性較弱區域，設置較低的網格數，使建立的三維模型既能更精確的刻畫儲層非均質性，又能適當減少網格單元密度，控制計算量。
3.1 屬性參數概念模型的建立
選取了TK106、TK107共2口水平井，根據滲透率、孔隙度、突進系數、變異系數的疊合（圖3），設置了不同密度的斷塊分級，建立一個水平井概念模型（圖4、圖5）。圖4中看到平面網格在左、中、右位置的單元數不同。
圖3概念模型物性疊合分布圖
圖4概念模型網格單元示意圖 圖5 概念模型的構造模型
概念模型的孔隙度和滲透率屬性模型見圖6、圖7。
圖6孔隙度概念模型 圖7 滲透率概念模型
通過與物性平面圖對比，可以證明對水平井生產層段分斷塊劃分，能夠有效利用水平段上測井數據對周邊范圍的精確控制，以此建立的屬性參數模型能夠最大程度模擬儲層非均質性，更加逼近儲層真實屬性。論文大全，塔河一區三疊系下油組。
3.2 油藏屬性參數模型的建立
結合油藏構造、沉積和測井物性解釋等資料和儲層非均質性等特征，通過設置斷塊網格數的方式，對水平方向的參數采用不同的插值方法，選用地質統計學中適用于連續變量模擬的序貫高斯模擬算法，采用隨機過程的相控建模技術模擬得到了塔河一區三疊系下油組屬性參數分布模型（圖8、圖9）。論文大全，塔河一區三疊系下油組。
圖8 塔河一區三疊系下油組孔隙度三維模型
圖9 塔河一區三疊系下油組滲透率三維模型
4、結論
本文以塔河一區三疊系下油組水平井為例，在建模過程中，充分考慮油藏構造、沉積和測井物性解釋等資料和儲層非均質性等特征，通過設置斷塊網格數的方式，對水平方向的參數采用不同的插值方法，使建立的三維模型能夠最大程度模擬儲層非均質性，更加逼近儲層真實屬性。
參考文獻
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篇11
黃家場構造位于川東南中隆構造帶自流井構造群。其北平緩過渡為廟壩向斜,西北面以家西①號斷層與靈音寺潛高為界,東南與龍市鎮圣燈山背斜相鄰,西南與瓦市潛高相望。
黃家場構造以茅口組、長興組及嘉二段為主力油氣藏,上報儲量73.12×108m3,可采儲量58.71×108m3。
側鉆目的層茅口組是以縫洞型為主要的儲層。勘探實踐和研究成果表明,茅口組裂縫主要發育在構造頂部、軸部、斷層帶和構造陡緩轉折帶等受力強的部位,在同一氣田相同氣層橫向上被致密圍巖分割為互不連通的多個縫洞系統,縫洞系統具有分布極不均質的特征。
構造特點決定了本區塊為了挖掘老井產層資源潛力、增加井口產能,利用老井眼開窗側鉆連通剩余縫洞性氣層無疑是最經濟高效的措施。
二、本區塊側鉆井鉆井技術(以家38-C1井側鉆井為例)
目前,常用的開窗方法有兩種:套管斷銑開窗和磨銑套管開窗,兩種方法各有優缺點。斷銑法效率較高,但是容易斷刀片卡死鉆具;磨銑法效率較低,但更安全可靠。家38-C1井采用磨銑法在原家38井中Ø178mm油層套管內開窗側鉆,據原家38井井史和電測資料提示的水泥返高和開窗側鉆目的設計在1980m開窗。其基本原理是:先用177.8mm套管刮管器修刮管壁,保證管壁干凈;再在開窗位置注水泥塞,隔開側鉆點以下井眼;掃水泥塞后再下入斜向器,擺好方位后座掛好;下入復式銑錐磨鞋完成套管開窗工作。
1、套管開窗工藝
1.1 側鉆位置優選原則
側鉆位置的選擇與原井套管完好情況、地層巖性、油水層縱向分布狀況、工具造斜能力、開窗方式、地質設計有關。側鉆位置的選擇遵循以下原則:①側鉆開窗位置要盡可能深,充分利用老井套管,避開上部井段復雜的壓力層系;②確保側鉆位置以上套管完好,無變形、破裂和漏失;③側造位置盡量選擇在砂巖和非膨脹泥巖地層,最好能避開膨脹頁巖和巖鹽井段;④側鉆位置不宜選在套管接箍處,盡可能避開射孔井段以保證開窗和鉆進施工安全。
據原家38井井史和電測資料提示的水泥返高和側鉆目的,本井開窗井段定為1980～1990m。
1.2 修刮套管壁
為保證斜向器座掛牢靠,需用177.8mm套管刮管器修刮管壁,保證管壁干凈。
刮管鉆具組合:152mm通井規+ 177.8mm套管刮管器+120.7mm鉆鋌2柱+120.7mm隨鉆震擊器+120.7mm鉆鋌1柱+88.9mm鉆桿;
1.3 注水泥塞
為保證斜向器座掛牢靠,開窗前在開窗位置注G級油井水泥塞,措施如下:
①水泥塞面設計在1930m,側鉆點(1980m)以下水泥塞段長控制在100m以上。
②為確保水泥塞質量,減少混漿段,應注2m3左右的前置液和后置液,且候凝72h以上。
③注水泥時,確保水泥漿的密度在1.85g/cm3以上。
④為增加水泥塞的強度,應適當添加水泥強度添加劑。
1.4 通井鉆塞
采用下面鉆具組合通井鉆塞至側鉆井深(1980m)。
鉆塞鉆具組合:152.4mm鉆頭+配合接頭+止回閥+120.7mm鉆鋌3根+旁通閥+120.7mm鉆鋌5根+88.9mm加重鉆桿24根+120.7mm隨鉆震擊器+88.9mm加重鉆桿6根+88.9mm鉆桿。
鉆塞措施:
①下鉆通井過程中預防阻卡,遇阻超過30kN即掛水龍頭劃眼,嚴防鉆具被卡。
②通井過程中,要特別注意工具的管理,防掉落物。
③通井完畢后,充分循環鉆井液兩周以上,確保井眼暢通無阻和井眼干凈。
④鉆至離開窗點最近的一個套管接箍上2～3米,對水泥塞質量進行檢查,水泥塞能承受100kN鉆壓(扣除摩阻后的靜壓值),壓縮距小于0.5m為合格,否則應重新注水泥塞。
⑤鉆塞完后,用通井刮管鉆具組合通井刮管,在斜向器座刮位置進行反復刮管,確保套管上無水泥環。
⑥通井鉆塞后,對套管試壓35MPa(套管腐蝕情況不詳,實際套管試壓值根據套管電測資料解釋結果請示決定),穩壓30min壓力下降不超過0.7Mpa為合格。
1.5 安放斜向器
鉆具組合:152mmDXQ斜向器+斜向器送入接頭+120.7mm鉆鋌2柱+120.7mm隨鉆震擊器+120.7mm鉆鋌1柱+88.9mm鉆桿。
安放措施:
①送入斜向器時,要求操作平穩,下放速度要慢(1柱/5分)不得猛剎猛放,且時刻注意指重表,遇阻不得超過20kN,以防在下鉆中途斜向器固定錨先期工作,造成支撐斜向器失敗或過早剪斷懸掛螺栓,導致不必要的打撈斜向器作業。
②下鉆至1980m時,停止下鉆,下入單點陀螺進行定向,完成定向后再緩慢下鉆,座放斜向器,斜向器的方位與套管的方位一致,然后緩慢開泵釋放斜向器,完成斜向器的錨定。
1.7 開窗磨銑
為開好窗口,保護導斜器頂不受破壞,應采取強剛性鉆具結構。
鉆具組合:152mmGMX高效復式銑錐+ 120.7mm鉆鋌2柱+120.7mm隨鉆震擊器+120.7mm鉆鋌1柱+88.9mm鉆桿。
磨銑參數為:鉆壓5～20kN,轉速55～60r/min,泵壓10～12Mpa,排量10～12l/s。
磨銑措施:
①劃放至初始磨進方入,加壓5～10kN,轉速50～60轉/分的參數磨銑30～40分鐘造臺階,然后控制10～15kN磨進0.2m,最后以10～30kN鉆壓正常磨銑。
②每磨進0.1～0.2m,應上提鉆具劃眼,反復修磨窗口,并定時撈取鉆井液中返出的鐵屑,及時分析磨進情況。
③開窗過程中如鉆速太慢,應加強分析判斷,確認是銑鞋齒磨鈍,則起鉆更換。
④每次下鉆提前于窗口頂開始輕壓劃眼,反復修磨開出的窗口,再接觸窗底按正常磨進參數繼續磨進。
⑤磨銑過程中要求操作平穩,均勻送鉆,并注意轉盤負荷的變化,如發現負荷增加,則上提鉆具反復修磨窗口。每30min撈取鉆井液中的返出物,分析砂樣中鐵屑所占的百分比及形狀,判斷銑鞋磨損程度。
⑥窗口開出后,用錐形銑鞋繼續鉆進4～5m,作為修整與加長窗口的口袋。
1.7 修整與加長窗口
下入152mm復式銑鞋+150mm柱形銑鞋,對窗口進行修整與加長,清除窗口上的毛刺與毛口,確保窗口光滑,并保證鉆進鉆具順利下入。
鉆具結構為:152mmGMX高效復式銑鞋+150mm柱形銑鞋+120.7mm鉆鋌2柱+120.7mm隨鉆震擊器+120.7mm鉆鋌1柱88.9mm鉆桿。
修磨參數:鉆壓10～20kN,轉速60～65r/min。
該組合有較大的剛性,主要目的是依靠柱形磨鞋的側面接觸窗口,使窗口擴大、加長,得到修整。柱形磨鞋的側面接觸參差不齊的窗口時會產生扭矩,所以只要發現有扭矩,就必須在該點繼續磨銑窗口,直到扭矩消失,上提下放不阻不掛,開窗工作即順利完成。
下部鉆進過程提下鉆時,井下鉆具組合通過窗口也應注意不能轉動,因鉆頭或扶正器很可能掛住造斜器邊沿使造斜器轉動或磨壞造斜器。
2 小井眼軌跡控制技術
2.1 工藝措施
家38-C1井設計使用直、增、穩三段制井身剖面定向側鉆,井身結構為:177.8mm×1980m+ Ø152mm×2652m+ Ø104.8mm×2715m,側鉆造斜率4.78°/(30m),閉合方位331°,閉合位移269.4m,最大井斜45.55°。因開窗側鉆井眼直徑僅為152.4mm(6 in),較小的井徑會給定向井井眼軌跡控制帶來很多困難,經研究后,決定在工藝上采取以下措施。
(1)使用MWD無線隨鉆測量系統定向造斜。目的是保證有足夠的井眼跟蹤能力,減少起下鉆次數,達到設計目標要求。同時利用單彎單扶螺桿+PDC復合鉆進自然境斜鉆井工藝,提高機械鉆速、降低起下鉆次數,提高純鉆時效。
(2)由于套管是強磁體,而MWD無線隨鉆工具是利用磁性工具面來控制井眼方向的。因此套管磁干擾嚴重,需改用高邊控制造斜工具的裝置角,跟井眼方向保持一致。用高邊控制到6°,按1°單彎螺桿造斜率4.5°/(30m)計算,新井眼離開套管達2m左右后,可以避開磁干擾,改用磁性工具測量精度較高。
2.2 施工情況
2.2.1 定向造斜
采用有MWD無線隨鉆定向,用單彎螺桿鉆具造斜。實現了深部位定向、造斜工藝過程的連續控制,并使井斜和方位達到設計要求。
鉆具組合:Ø152.4mmPDC鉆頭+ Ø 120.7mm1°單彎單扶螺桿6.59m+止回閥+311×310定向接頭MWD×0.90m+ Ø 120.7mm無磁鉆鋌9.19m+120.7mm鉆鋌107.91m+88.9mm加重鉆桿138.23m+88.9mm鉆桿
鉆進參數:鉆壓30～60KN,轉速40r/min,排量10～12L/s,泵壓17～21MPa。
穩斜段每50m 測一點,及時掌握井斜數、方位的變化趨勢。
由于小井眼環空間隙小和鉆進施加的鉆壓小,使扶正器上部鉆鋌受壓后向下彎曲幅度過小和受到限制,所以鉆頭產生的斜向力小,造成增斜鉆具的造斜能力降低。所以用無線隨鉆測斜儀配合單彎螺桿進行造斜,然后下增斜鉆具,利用復合鉆進自然增斜為主,滑動鉆進為輔,井眼軌跡控制效果非常好,復合鉆進自然增斜率為4.5°～5.5°/(30m),通過適當調節鉆壓達到設計增斜率,盡可能多地采用復合鉆進少用滑動鉆進,提高了機械鉆速,降低了增斜鉆進段的卡鉆風險,也避免了重復起下鉆和倒換鉆具組合,大大節約了時間。
2.2.2 穩斜鉆進
為抑制本區地層自然降斜趨勢,采用MWD無線隨鉆+上扶正器比下下扶正器外徑小的雙扶螺桿鉆具,在復合鉆進時達穩斜鉆進的目的。
鉆具組合:Ø152.4mmPDC鉆頭+ Ø 120.7mm1°單彎單扶螺桿6.59m+止回閥+311310定向接頭MWD×0.90m+ Ø 120.7mm無磁鉆鋌×9.19m+ Ø 120.7mm鉆鋌107.91m+ Ø 88.9mm加重鉆桿138.23m+88.9mm鉆桿(下扶正器150mm,上扶正器146mm)
鉆進參數:鉆壓30～60KN,轉速40r/min,排量10～12L/s,泵壓17～21MPa。
2.2.3 三開井段
家38-C1井用先期裸眼完井方式,三開目的層為茅二段,鉆進時用104.8mm 鉆頭和部分73mm 鉆桿,鉆具尺寸小,抗扭能力小,考慮到所鉆地層堅硬,且為開窗定向井,鉆具在井下的作業環境惡劣,為預防因復雜情況造成的斷鉆具事故發生,決定茅二段鉆進使用井下動力鉆具+PDC鉆頭,施工中有效地改善井下鉆具的受力情況,提高機械鉆速,防止鉆具扭斷。
鉆具組合為:Ø 104.8mmPDC鉆頭+2A30×231接頭+ Ø 73mm螺桿+231×2A10接頭+ Ø 88.9mm鉆鋌+2A11×XT29接頭+ Ø 73mm鉆桿+310×XT29接頭+ Ø 88.9mm鉆桿
鉆進參數:鉆壓20～40KN,轉速40r/min,排量8L/s,泵壓15～17Mpa。
3 其他配套技術
3.1鉆頭與鉆具選擇
由于該井鉆進大部分用螺桿鉆具,很難判斷牙輪鉆頭使用壽命。容易掉牙輪,而且掉牙輪事故較難處理。因此在造斜段和穩斜段均使用PDC鉆頭,以利于提高鉆頭在井下的作業時間,減少起下鉆具次數和防止掉牙輪事故的發生,以利于提高機械鉆速。使用鉆鋌時,少下Ø 120mm鉆鋌,使用Ø 89mm加重鉆桿代替鉆鋌可減少粘卡事故。
3.2 泥漿技術
177.8mm套管開窗側鉆的井眼是Ø 152.4mm,因井眼的環空間隙小,泥漿的流動阻力大,故井下泥漿循環是建立在小排量、高泵壓的小井眼條件下,泥漿要具有較強的抑制造漿能力和防塌防粘卡性能,并具有較低的濾失量、摩擦系數以及良好的流動性。
根據側鉆井的工藝要求和地層巖性的構成情況,在定向側鉆中采用了具有抑制性的聚磺鉆井液體系。嚴格控制鉆井液粘切性能,保證攜砂性良好;配合使用PHP、KJ-888等高分子聚合物抑制粘土水化分散,使細小巖屑能及時除出;及時補充LV-CMC、PAMS-900等降失水劑,嚴格控制鉆井液失水量;適量補充SMC等磺化物的含量,維護高溫情況下聚磺鉆井液性能穩定;根據磨阻和定向加壓顯示,加入固體和液體劑,確保定向安全順利;易塌井段使用足量防塌劑,鞏固井壁,保證井下安全;參照地層壓力系數,逐步提高鉆井液比重,滿足井控要求。泥漿的主要性能參數:粘度35～45s,API失水量
3.3 固井工藝
該井設計Ø 152mm鉆頭進茅口頂5米后掛Ø127mm尾管固井。因為開窗側鉆井眼與所下套管的間隙比較小,過小的間隙則會造成下套管困難和泥漿過早脫水形成水泥橋,特別是在斜井段中,套管難以居中,下套管和固井施工難度較大,為了保證尾管順利下井并能懸掛住,以確保固井質量,在工藝上采取下列幾項措施。
(1)認真做好通井準備工作。通井時對縮徑井段反復劃眼,下鉆到底后循環泥漿,調整好泥漿性能,當泥漿性能良好、井壁穩定、井下正常、泥漿凈化無沉砂后,泥漿中混入固體和液體液,同時在井底段打入稠漿以確保井底無沉砂,短起下15 柱,確實不阻不掛沒有問題后,起鉆下尾管。
(3)采用可靠的尾管懸掛工具及合理的下部結構,以確保尾管下得去、掛得住、倒得開,尾管一次下至預定位置,開泵小排量循環泥漿,并逐漸加大排量,循環2周后,調整好泥漿性能,做好泥漿凈化工作。
(3)把握好水泥質量及化驗關。在小間隙、高泵壓狀態下固井,對水泥漿提出了更高的要求,必須很好地控制水泥漿失水、稠化時間和流變性能,控制水泥漿失水量
(4)保證在高壓狀態下水泥漿密度均勻,替泥漿用大功率水泥車,提高頂替效率,保證固井質量。
4 認識與體會
(1)磨銑開窗方法具有開窗速度快、磨銑套管少、鐵屑容易帶出地面等優點。這種開窗方法適合開窗點深、難度大、多層套管的定向側鉆工藝要求。使用復式銑錐可以克服磨鞋磨銑工藝上的死點區,提高開窗速度。
(2)該井在井深、高溫條件下,使用陀螺儀準確測量并定準開窗窗口的方位。
(3)小井眼增、穩斜困難,不宜用轉盤大幅度增斜,我們采用無線隨鉆測量技術,配合單扶單彎螺桿的自然增斜功能、雙扶單彎螺桿的穩斜功能以克服小尺寸鉆具剛性較弱的缺點,實現了井眼軌跡的良好控制,沒有發生扭方位或中途倒換鉆具組合的現象。
(4)小井眼使用動力鉆具和104.8mmPDC鉆頭,有利于提高鉆井速度,減少起下鉆次數,保證鉆具安全工作。
(5)本井配套的鉆頭鉆具優選、泥漿技術、固井技術有力地輔助了側鉆井施工的順利進行。
參考文獻
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[ 3 ] 趙金洲. 毛壩1 井鉆井井控實踐[ J ]. 天然氣工業,2003, 23 (5).
篇12
鋼粒鉆進是鉆進堅硬巖層的另一種主要方法，這種施工方式具有施工設備簡單，操作工藝易行，成本低廉等優點。但是，由于鋼粒不固定在鉆頭上，在裂隙、巖溶溶洞地層，鋼粒容易大量漏失、流失，使得鉆頭底唇面下沒有足夠的鋼粒破碎巖石，鉆具無法克取巖石取得進尺，所以，鋼粒鉆進在裂隙、巖溶溶洞地層中的應用也受到很大的限制。
我們在淅川水源地裂隙、巖溶溶洞地層鉆井施工中，經過技術分析與攻關，采用鋼粒鉆進工藝，順利完成了施工任務，在鋼粒鉆進裂隙、巖溶溶洞地層方面，取得了一定的實踐經驗。
1.概述
1.1工程概況
由于工農業的快速發展，淅川縣城段水質受到嚴重污染，超出了國家Ⅳ級飲用水標準，且水量供給日益萎縮。飲用水對當地的經濟發展、人民的日常生活已經造成嚴重的影響。為此，經多方論證，開辟、建設新的、水質良好的飲用水水源地，成為必然。
1.2地層情況簡介
水源地位于淅川縣城西北一公里處。地層情況大致如下：
上部第四系坡洪積層，主要為松散中粗砂、砂礫（卵）石層、砂質粘土，其中賦存豐富的第四系松散巖類孔隙水；該層底部砂礫（卵）石層泥質含量較高，膠結較致密，該層不整合覆蓋于寒武—奧陶系老地層之上，為隔水層。
基巖為奧陶、寒武、震旦系巖層，巖層局部為火山角礫巖、砂質粘土巖、頁巖、砂巖、泥巖、板巖、灰巖等，含微弱基巖裂隙水，富水性差；地層巖性大部分為白云巖、白云質大理巖、灰質白云巖等，節理裂隙及溶蝕現象發育，賦存豐富的碳酸鹽巖裂隙巖溶水。碳酸巖層為鉆井取水的主要目的層。
1.3施工設計要求
設計井孔數25眼，單井供水量50噸/小時；
單井井孔結構為：上部第四系覆蓋層井孔直徑為φ600mm，下φ377×7mm螺旋鋼管；下部基巖：井孔直徑為φ290mm，裸眼成孔。
井孔深度200米左右，具體井深視地層實際情況而定。
井孔上部第四系松散巖類孔隙水全部封隔，水源地用水主要取下部基巖的碳酸巖裂隙、巖溶溶洞水。
2.鉆進工藝
上部第四系地層：一鉆采用φ300mm三翼刮刀鉆頭開孔，二鉆用φ600mm三翼刮刀鉆頭擴孔，最后用φ377mm鋼粒鉆頭鉆入基巖2米，下入φ377×7mm螺旋鋼管，止水固井管；
下部基巖：采用φ290×10mm鋼粒鉆頭，一徑鉆至終孔。
鋼粒選擇：選直徑為3mm的鋼粒。
鉆壓：24KN，轉速：90rpm，泵量：110L/min，回次投鋼砂量：16Kg。
3.施工生產
3.1前期生產情況
機臺進入工地后，第一眼井的前期，施工順利，鉆進至49.5米處鉆穿第四系地層，然后又往下鉆2米基巖，下入φ377×7mm表層套管，止水、固定表層套管后，改用φ290×10mm鋼粒鉆頭鉆進基巖。
當鉆進至83米時，生產出現了兩個棘手的問題，a：所用的清水沖洗液出現了迅猛的減少，即清水沖洗液大量漏失，導致工地施工所需的清水供不應求；b：在沖洗液出現大量漏失的同時，鉆具也出現了劇烈的“竄動”和“阻卡”，致使鉆具難以回轉作業，施工設備“鱉車”嚴重。
在這兩個因素的阻礙下，施工機臺堅持運行2天，基本不能取得進尺。生產被迫停頓。
3.2原因分析
就施工所出現的問題結合具體地質情況，我們判斷沖洗液的漏失與鉆具的“阻卡”、“竄動”現象，都是鋼粒鉆頭鉆至裂隙、巖溶溶洞地層的反應：
a:經測量，井孔內的靜水位相對地面高度為-52.5米；循環池內沖洗液液面高度為-0.8米。井孔內液面高度比循環池內沖洗液面高度低51.7米。當泥漿泵將清水沖洗液打入井孔后，沖洗液柱就在循環管路中形成負壓，負壓將清水沖洗液快速的由循環池吸入井孔內，井孔內又由于裂隙、大溶洞的存在，進入井孔內的循環液從裂隙、溶洞漏失。最終循環池內的沖洗液大量被吸入井孔內流失，導致工地清水沖洗液供應不及，不能持續供應生產的需求。
b:當沖洗液大量流失時，恰好說明施工鉆到了大裂隙、溶洞地層，在沖洗液大量流失的同時，鋼粒也大量的漏失或被沖走。這種情況使得沒有足夠的鋼粒被壓在鉆頭唇面下面破碎巖石，導致鋼粒鉆頭唇面直接與巖石相接觸；大裂隙、巖溶溶洞地層處的井孔底部又凹凸起伏、參差不平，致使鉆具劇烈的“竄動”和“阻卡”，無法回轉作業。
3.3解決方案
就生產中遇到的問題，我們進行了各種各樣的嘗試。
a:對于沖洗液大量漏失的問題，在保證滿足鋼粒鉆進所需沖洗液量的前提下，控制流入井孔內的沖洗液量，使得沖洗循環液以一定的流量源源不斷的被輸送入井孔內。
我們在泥漿池的進水管上安裝一個閥門和水表，控制、測量流入循環池的進水量；在高壓管的前端安裝一個球型高壓閥門，用以控制進入井孔內的循環液量。每一回次，當水泵將循環水少量打入井孔后，即關閉水泵，利用循環液在井孔內、外的高差，讓循環液自然被吸入井孔內，同時，利用高壓管前端的球型閥門，控制流入井孔內的循環液量；再利用泥漿池進水管的水表，在保證泥漿池液面穩定的情況下，檢測進入井孔內的循環液量，使得流入井孔內的循環液量即不太大，又能滿足施工生產工藝要求。
為配合生產中用含鋼粒的粘土球施工鉆進生產，防止水流太大沖蝕含鋼粒的粘土球，控制流入井孔內的循環液量減少為60L/min。
b:對于鋼粒大量漏失、流失問題，我們做了如下嘗試：①在大裂隙、巖溶溶洞地層井孔段，舍棄鋼粒鉆進法，采用硬質合金鉆頭鉆進。結果不理想，不能取得進尺，且鉆具“蹦跳”、“阻卡”更為嚴重；②試用液壓控制連續投砂器進行連續投砂法施工，結果也不甚理想。由于裂隙、溶洞比較大，投進井孔內的鋼粒幾乎都漏失或被循環液沖走，鉆具依然“蹦跳”、“阻卡”嚴重；③我們在粘土球的啟發下，利用稍微干些的粘土泥和鋼粒進行攪拌，最后制成含有鋼粒的粘土球。粘土球直徑大致為φ40mm，粘土泥與鋼粒的體積比例大致為7:3，然后在每一回次鉆具放入井孔前，將粘土球投入井孔內，往井孔內輸送的供水量降至60L/min，轉速90rpm。施工運行結果相對比較理想。鉆具回轉平穩，進尺也較為理想。缺點是正常鉆進的時間不長，只能維持25分鐘左右，就需要重新往井孔內投含鋼粒的粘土球，較為繁瑣。
c:在裂隙比較小、溶洞比較小的地層，只要鋼粒漏失、流失的少，還是采用由鉆具內徑一次投砂法或者結合投砂法，輸送井孔循環液量110L/min，鉆進效率與完整地層鋼粒鉆進效率基本相同，比較理想。
3.4施工效果
經過分析和嘗試，在裂隙、巖溶溶洞地層，采用鋼粒鉆進時，控制循環液輸入井孔流量，并且制取粘土與鋼粒比例為7:3（體積比）的粘土球，采用一次投球（粒）或者結合投球（粒）法進行施工，施工效果還是比較理想的。
施工進度由前期的常規施工2天沒進尺，改變為每天能取得7米左右的進尺。并且，由于施工工藝改進后，施工設備運行平穩，機械故障大為減少。
施工工藝改進前后各2天的施工主要經濟技術指標統計情況。
施工鋼粒施工純鉆輔助機械待水平均單位進尺鋼粒
進尺用量時間時間時間事故時間鉆速消耗量
hKghhhhhm.h-1Kg.m-1
改進前0.151504822106100.00311000
改進后13.850482816400.2883.62
由上表可以看出：施工工藝經過改進后，進尺、純鉆時間、平均鉆速都得到很大的提高，而鋼粒等材料消耗卻大幅下降，單位進尺鋼粒消耗量趨于正常值，設備運轉平穩，機械事故也減少了；由于供水“細水長流”，能夠滿足施工需水供應，待水時間降為0。
由此說明，施工工藝改進后，效果是顯著的。工藝改進是成功的。
在隨后24眼井的施工中，一直沿用了上述施工工藝，施工非常順利。各方面均取得了滿意的效果。我們圓滿完成了全部施工任務。
4.結語
鋼粒鉆進是一種比較老的鉆進施工方式，針對比較堅硬的巖層，具有成本低廉、工藝簡單、事故率低等很多優點。但是，由于其本身工藝特點，在大裂隙、溶巖溶洞地層，這種施工工藝的應用受到了很大的限制。本文從生產實踐出發，采用鋼粒鉆進工藝在大裂隙、巖溶溶洞地層施工，總結出了以下方法與經驗：
篇13
1 前言
風城油田超稠油資源豐富，在借鑒國內外稠油開發經驗與技術的基礎上，結合自身油藏特點，創新應用SAGD稠油開采技術。在長期的探索過程中風城油田SAGD技術取得較大突破，效益日益顯著，規模日益凸顯。但是，風城油田SAGD井區抽油桿偏磨情況較為嚴重，下行阻力很大，下沖程經常出現光桿不下而脫抽停機的現象。同時，由于油藏埋深較淺，井下桿柱較短，而抽油機平衡配重箱較重，使得在配重箱空載的情況下，抽油機依然處于過平衡狀態。因此，為了降低抽油機脫抽停機的頻率，解決抽油機過平衡問題，著手進行抽油桿柱的優化設計顯得十分有意義。
2 抽油桿優化設計
2.1 加重桿設計
由于SAGD采用水平井生產，對于水平井來說，下沖程中加重桿的重量在其軸向上的分量應該等于抽油桿柱底端所受到的總阻力。現將加重桿分為n份，則加重桿長度計算式為：
式中：Pw――下沖程中抽油桿柱底端所受總阻力，N；即P0down的最小值的絕對值
ρr――加重桿材料密度，kg/m3；
Lwi――第i段加重桿長度，m；
Aw――加重桿截面積，m2。
2.2 加重桿上部抽油桿柱組合設計
抽油桿柱強度設計方案包括：最輕桿柱方案和完全等強度方案等，本文采用最輕桿柱方案進行桿柱設計。
抽油桿柱許用應力計算公式為：
式中：Sall――每一級抽油桿柱頂端面許用應力，MPa；
σb――抽油桿柱抗張強度，MPa；
σmin――每一級抽油桿柱頂端面最小應力，MPa；
SF――考慮井液腐蝕性等因素的使用系數。
修正Goodman應力圖給出的是許用應力范圍，為了分析抽油桿柱的使用情況，引入了應力范圍PL（――）：
式中：σmin――每一級抽油桿柱頂端面最小應力，MPa；
σmax――每一級抽油桿柱頂端面最大應力，MPa；
Sall――每一級抽油桿柱頂端面許用應力，MPa；
PL（――）――應力范圍。
3扶正器間距優化設計
單個測段與整個桿柱相比長度較小，所以在計算測段桿柱正壓力時，提出以下假設，即該測段桿柱自重可以忽略；測段正壓力Fcn是沿桿柱軸線均勻分布的橫向力；桿柱兩端軸向力Fτ近似相等；在單個測段上狗腿角一般較小，所以可用其弧度值代替正弦值。
式中：fmax――間距中點處的彎曲撓度，cm；
E――材料彈性模量，對于鋼材E=21×106；
I――截面慣性矩，對于圓截面I=πd4/64cm4；
Ffn――扶正器間距上的正壓力合力Ffn，N；
Δlf――扶正器間距，cm。
4 實例設計
某蒸汽輔助重力泄油（SAGD）生產井井深622m，下泵處斜深237.43m，垂深202.78m，利用生產井實際井眼數據，對該井抽油桿柱及扶正器間距進行優化設計。采用上文中所提到的抽油桿柱設計方法以及扶正器間距設計方法，得出抽油桿柱組合為：Φ95mm柱塞+Φ38mm拉桿1根+Φ38mm加重桿（136m）+Φ19mm抽油桿（89m）+Φ25mm光桿，扶正器間距為：5m，經重新計算抽油機平衡度為94.2%。
5 結論及認識
（1）經優化設計，抽油桿柱重量更大，使得下沖程中電機做功減少，抽油機平衡度由之前的過平衡狀態變為94.2%，較好的滿足現場生產需要。
（2）加重桿（38mm）和抽油桿（19mm）相比之前的設計來講，直徑更細，在同等井況條件下，發生偏磨的可能性以及偏磨程度會降低。
（3）新設計加重桿的重力在軸向上的分力平衡了下行程中桿柱底端的總阻力，使得桿柱下行更順暢，減小了桿柱的彎曲程度，從而減小了桿柱偏磨。
（4）對偏磨嚴重井段扶正器重新進行配置，通過計算，扶正器間距由之前的6m縮短為5m。使得在同等彎曲力下，桿柱彎曲度會相對減小，一定程度上起到減小偏磨的作用。
參考文獻
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