钻井技术论文范文
时间：2023-03-14 18:36:58
导语：如何才能写好一篇钻井技术论文，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
1.1以钻井工程定额为计价依据的结算方式。
在钻井工程全面完工，交井验收合格以后，依据完钻井深度，井筒所下套管的规格及尺寸，是否存在钻井工程质量等完井数据资料，按不同井型、井别，是否冬季施工，区分钻前、钻井、固井，分类别按不同子目套用相应区块的钻井工程定额的计价形式，来计算其每口井的钻井工程费用。采用以钻井工程定额为计价依据的结算方式，可操作性强，结算工作速度快，不存在扯皮现象；但定额子目涵盖不全，不能完全满足特殊区块特殊钻井结算的需要。
1.2双方协商定价的结算方式。
针对特殊区块的特殊井，在现有钻井工程定额子目涵盖不全无法按钻井定额正常结算的情况下，甲乙双方采用协商定价的结算方式。这种协商定价是由甲乙双方各相关部门的领导和概预算管理人员，根据钻井实际施工工作量，参照钻井部分定额，经过双方多次反复谈判协商，最终达成共识。例如，2007年兴古7区块有12口井均采用这种协商定价的方式结算。采用这种结算方式，往往易发生甲乙双方的扯皮现象，在结算时间非常紧张的情况下，结算工作迟迟不能落实，把问题都留到最后。不利于单井结算资料的形成，无法分析单井相关费用的构成，给一些资料统计和归档工作带来困难。
2以钻井工程定额为计价依据结算方式存在的问题
2.1现行兴隆台油田的钻井工程定额
只有开发井子目，而没有评价井子目，其井别类型不全面，使评价井和滚动开发井投资控制无据可依。
2.2现行兴隆台油田定额钻井周期对应的井深最深开发井为3000米（水平井定额只有2700米），而该区块的实际完钻井深为大多数为4000~5000米，有的井已达到5400多米，均远远超出该定额井深。
2.3钻井定额的泥浆费用
其定额含量是按三开井小井筒考虑的，而实际所钻井的井身结构为四开井，大井筒。以兴古7-H3井为例，其定额为276元/米，井深4052米，其定额消耗为111.84万元，而实际消耗为619.42万元，相差507.59万元。
2.4钻井钻头，现行定额钻头含量很低。
仅以兴古7-H3井为例，定额仅为14.13元/米，以井深4052米，其定额钻头费用为5.73万元，而实际消耗钻头为27只，约为198万元，相差192.27万元，定额含量严重不足。
2.550D、70D钻机，没有与之相应的定额，也没有可以参考的子目项。
近两年，随着钻井技术的不断进步，钻井进尺越来越深，有的井已超过五千多米，钻井工艺越来越复杂，原来的ZJ32、ZJ45小钻机承载负荷满足不了新钻井工艺要求，并存在不安全因素，因此50D、70D钻机应用越来越多。
3对建立健全与勘探钻井工程技术水平相适应的定价和结算机制的几点意见
3.1完善现行钻井工程定额，确保钻井结算有据可寻。
在保证现行定额相对稳定的前提下，适当编制钻井工程定额补充估价表，建立健全科学合理的钻井工程结算计价依据，提高钻井结算工作速度，避免在结算时互相扯皮现象的发生。
3.2引入竞争机制，以完全承包方式进行钻井结算。
引入竞争机制，以招投标方式，通过竞争优化施工队伍，公平合理的确定钻井工程造价。这种承包方式就是，经过前期仔细认真的测算，以不同的区块、井别、井型、井深、钻机型号来确定不同的承包费用。
3.3采用“日”费制与其它费用相结合的结算办法。
根据钻井工程日费定额，按钻井天数计算，再加上钻头、泥浆、柴机油、套管等主要材料费用；对钻前费用、固井费用均按固定费用计取；同时根据钻井设计确定钻井的难易成度，另加风险金，最终确定该井的全部钻井工程费用。
4按钻井工程定额结算时应注意b的主要事项
4.1钻井周期的确认。
对于探井、滚动控制井、开发井，以及水平井、定向井，应按不同井别、井型严格加以区分、区别。对超深部分周期的确认，应尽可能的做到公平、合理。
4.2钻机型号的确认。
钻机型号越大，所需要的费用就越高，因此在结算时要认真核实该钻井的钻机型号，严格按照定额来执行。
4.3对套管尺寸及长度的确认。
一口井的套管费用在钻井工程中占有很大的比例，因此在结算中要认真按照该井井史核对每口井各层所下套管的规格、型号以及套管的长度。
4.4对现场签证的复杂情况的确认。
篇2
论文关键词：空气钻井,漏失,应用,效果,裂缝性地层
前言
普光气田陆、海相地层复杂，深处的碳酸盐岩裂缝性气藏普遍存在多产层、多压力系统、高压、高含硫以及高陡构造，而且地层可钻性低、井眼稳定性差。喷、卡、漏、塌、斜、硬、毒（H2S）等复杂情况相对集中，断钻具、套管磨损等钻井难题多，造成钻井施工投入高，机械钻速和生产时效很低，周期长、难度大、风险大。采用空气钻井技术、空气雾化钻井技术和氮气钻井技术，极大的提高了钻井速度，解决了钻井周期长的难题，安全快速钻穿陆相地层，钻井工艺上取得了重大飞跃。
1 空气钻井技术
1.1 空气钻井工艺流程
空气钻井工艺是以空气为工作对象,用空压机对空气先进行初级加压,然后经过增压机增压后打入井中,最后完成携带岩屑的任务,具体流程见图1和图2。
图1 空气钻井工艺流程图
图2 空气钻井循环方式图
表1 空气钻井主要设备一览表
序号
名称
型号
参数
数量
1
增压机
FY400
74m3/min 15MPa
3台
2
空压机
XRVS 976
27.5m3/min 2.5MPa
10台
3
膜制氮
NPU3600-95
60.0m3/min 2.2MPa
1台
NPU1800-95
30.0m3/min 2.2MPa
1台
C5551-3600
60.0m3/min 2.2MPa
1台
4
雾泵
1台
5
方钻杆
/
5¼″
1根
6
滚子方补芯
/
5¼″
1个
7
地面配套管汇
/
2套
8
旋转控制头
FX35-3.5/7.0
/
2套
9
排砂管线
/
/
2套
10
可燃气体监测仪
/
/
4个
11
空气呼吸器
/
/
4个
12
H2S监测仪
/
篇3
关键词：培训；培养；专业技术人员
一、专业技术人员存在问题
（一）现场经验不足，处理复杂情况能力有待提升
近两年公司强化人才强企战略，青年技术人才培养力度大，提拔调整频繁，多人提拔到管理岗位上，其余资历老一点的优秀青年技术员也都在重点岗位上，另外，公司近几年选派了较大比例的优秀大学生开拓海外市场，现在国内钻井队中，仅有5名工程师是2008年以前分配的，其中有2人是中专生，其余井队的主要技术员是2010年分配的大学生，技术人员出现了断层，工作时间短，导致工作经验严重不足，遇到复杂情况不能及时处理。
（二）技术创新能力不足，综合技术水平有待提高
公司开展“技术创新成果评审”活动以来，很好的激发了一线技术人员创新积极性，2009年至今共收集技术创新成果400余篇，从论文上报数量上看，是逐年递增的，从论文质量上看，是不断提高的。但是，通过对上报的技术创新成果综合分析，技术人员仍然存在三方面的问题，一是技术人员创新意识还有待提高，根据《技术创新管理规定》技术人员每季度应上报创新成果，但实际上每次评审前都需要办公室一再督促提醒，二是技术人员创新思路还不清晰，多数上报的技术创新成果是对口井、钻井工艺的总结，技术创新首先就是在于对已有的技术进行全面分析、梳理的基础上。三是技术人员的综合技术水平有待加强。通过一年的技术工作分析，基层专业技术人员在技术监控上还有盲点，在技术措施的执行上还有欠缺，导致技术人员不能及时发现问题。
（三）自主学习意识不强，理论联系实际能力有待加强
主要表现为四方面：1.业务理论学习意识不强。公司利用一切机会组织技术培训班，致力于提升技术人员的业务素质，但是专业技术理论学习是一个不断积累的过程，主要还是要依靠平时的学习积累，部分技术人员忽视了日常的学习，主要体现在技术比武时，多数人员理论考试成绩不理想。2.实践操作能力不强。部分技术人员因为个人懈怠或者是队上不敢放手让技术人员操作练习等原因，理论联系实际能力较差，明明是都学过的知识，遇到实际复杂情况就慌了手脚，不能及时有效处理。3.忽视文化学习，导致文字总结能力不强。主要体现在上报的论文写作水平较差，从论文的格式、排版、文字的组织、公式的编写、表格的使用都存在一定的问题。另一方面，不注重文字写作能力学习，导致上报的述职报告、工作总结等材料，水平较差。4.协调沟通能力不强，部分技术人员会出现与井队正副职或者职工因沟通不良出现各种矛盾，以致出现工作积极性下降，甚至消极怠工或者粗暴对抗的现象。
二、主要措施
（一）调整技术人员职能分工，改进培训方法
要求工程师24小时住井，强化技术措施的执行，由技术办公室安排住井工程师兼职导师，带领技术人员学习对复杂情况的处理，并对每一次处理情况认真撰写总结。充分利用QQ群，电子邮箱等网络工具，由技术办公室每周带领技术人员学习1个案例，主要分析公司在钻井过程中遇到的复杂情况、出现过的技术事故等，同时，大家可以及时交流生产中的技术难题，技术人员可以把遇到的问题发送到QQ群讨论，或者发送给主管师，由主管师进行解答。每季度生产例会后组织1次考试，考试内容以本季度发送的复杂情况处理为主。采取“请进来、走出去”的培训方法，组织技术人员到相关单位学习，到管具公司学习各种接头、工具的使用，到地质公司学习地层的分析、特点，到测井公司学习看图，到定向井公司学习定向知识，增强职工的实践能力，防止纸上谈兵。请相关专家来公司授课，重点讲授钻井新工艺、新技术，开拓思路，提高能力。每个季度组织工程师短期培训班，由技术办公室有针对性的就一个课题进行讲解，着重讲解区域钻井技术、特殊工艺井技术、新工艺、新技术或者为技术人员解疑答惑、组织交流座谈。每次技术例会要求工程师将问题写在纸上上交技术办公室，由钻井主管师针对问题进行分析讲解。
（二）充分利用“技术人才团队创新工作室”
不断优化技术人才创新工作环境，建立完善技术人才团队创新的长效机制，依托创新工作室，加大重点课题、施工难题的技术攻关力度，保证月度有课题立项、季度有创新成果、半年有评比展示、年度有成果转化，切实把创新工作室建设成技术交流的平台。通过组织上报成果人员参加不定期技术研讨会、季度技术创新成果评审会、月度总结会等形式，激发大家的创新意识，形成浓厚的创新氛围，围绕专业技术工作中的重点、难点问题，开展课题攻关、技术革新、合理化建议等创新创效活动，通过工作室开放学习、网络平台交流等形式，实现资源共享、信息互通、创新发展。加大工程师轮岗锻炼的力度，建立工程师轮岗锻炼的长效机制，促进工程师轮岗的合理流动，工程技术员交流挂职每次可2-3人，每次挂职3个月。挂职期间，督促工程师多跑、多看、勤学、苦练，培养工程师博闻、善问、敏思、勤学的素养，引导工程师有意识的培养自己解决问题的习惯，和正确提出问题的能力，通过不断的努力去解决问题，形成创新的思路，成为创新的人才。
篇4
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
篇5
关键词：摆动式扭力冲击器;节流口;动力仿真
引言
摆动式扭力冲击器是一种旋冲式的井下工具，可以有效的解决硬地层钻井难题。摆动式扭力冲击器通过钻井液的高低压差提供动力使其产生一定频率的脉冲扭矩，并将动力传递给钻头。
1.摆动式扭力冲击器工作原理与其节流口的设计
净化后的液体流进冲击器经过旋流诱导轮分流。大部分通过节流口形成低压液，另一部分仍然以高压的形式通过碰撞锤。来源于钻井液的高低压差使得动力锤往复运动，流量和喷嘴产生的压降来设置液压锤的受力。压降产生的钻井液的高压与低压的压差分别推动液动锤与换向阀芯做往复碰撞换向运动。摆动式扭力冲击器建模后整体结构如图1-1所示。
图1-1摆动式扭力冲击器整体结构
扭力冲击器的摆动式扭力冲击器的动力部分通过碰撞部分来实现。碰撞锤与换向阀芯顺时针与逆时针交替往复运动与主轴的冲击面碰撞，实现巨大的扭矩产生的机械冲击能量由驱动短节内的驱动轴集中均匀地传送到钻头上，实现能量直接传输。液动锤与换向阀芯做往复运动依靠钻井液的高压与低压的压差分别推动。而高低压的实现依靠流量和喷嘴产生的压降来实现。通过节流嘴横截面积的大小设定，图1-2为摆动式扭力冲击器流道三维模型图（通过其剖面可以清楚地看出两个节流口）。
图1-2为摆动式扭力冲击器流道三维模型图
2.摆动式扭力冲击器的整体流道的动力仿真
摆动式扭力冲击器的脉冲主要由液动锤与阀芯的往复运动所形成。每个碰撞周期都分为四个部分、两个状态：碰撞状态与换向状态。而碰撞件往复摆动的动力来自与钻井液的高低压差。本节利用Fluent软件分别对碰撞与换向状态进行模拟与仿真，进一步验证节流口尺寸设计的合理性。
2.1模型的建立
本模型是通过UG建立而成的。分别对摆动式扭力冲击器的换向状态与碰撞状态两种瞬态情况分别进行流体的动力仿真。为了便于计算机的运算，一些被阻截的流道被省略。
2.2前处理与后处理
由于模型为旋转对称结构，故利用workbench网格工具规定网格大小为2mm，接着定义边界条件（入口与出口）。
在mesh的下拉菜单中选择check。接在在定义模型的粘度为keosilon。接着定义材料为液体水。接着定义边界条件入口为入口速度4.763m/s与9.96m/s，湍流强度设为5%，湍流粘度比设为5。在出口的回流湍流强度与回流湍流粘度比也设为相同的数值。接着在solution control的松弛系数一栏，压力选0.2，动量选0.5。接着将绝对收敛标准的的精度改为1e-06。在初始化中选择入口。最后在计算中选择迭代步数为1000步。
2.3结果分析
由于模型为旋转对称结构通过1000步的计算，得到残差分析曲线，、压力云图以及速度云图。处于换向状态时压力云图如图2-2所示。
图2-2 压力云图
通过应力云图可清楚地展现出通过节流口后的流道的高低压变化情况，这符合流体力学中的应力分布云图的分布趋势。残差曲线平稳，说明计算收敛，计算结果较为准确。
处于换向状态的瞬态流道模拟结果：压降以及流量的计算结果显示压差分别为217KPa和751KPa;进出口流量满足初始设定流速。证明计算结果合理性。
处于碰撞状态的瞬态流道模拟结果：压降以及流量的计算结果显示压差分别为256KPa和804KPa;进出口流量满足初始设定流速。证明计算结果合理性。
3.模拟得到压降值与标准参数的对比
运用Fluent软件仿真的结果与阿特拉公司的液压式扭力冲击器的各部分参数对比见表4-1。
表4-1 Fluent仿真结果与标准参数的对比
标准参数
仿真结果
流量
18.33-38.33
18.287-38.33
压降
350-1200
217.13-804
参照表4-1的对比结果，仿真得到的数据与标准参数线性相关。满足设计要求。
4.结论
篇6
论文关键词:虚拟现买技术 培训 作用
论文摘要:我国石油行业发展迅速，职工的素质直接影响到石油企业的效益及安全生产状况，因此，企业对职工的技术要求越来越严格。钻井模拟器采用基于虚拟现实的虚拟制造技术，开发过程运用多种先进的计算机技术，并结合了钻井工程的实际工艺，改变了原有的钻井培训方法。作为针对油田具体情况开发的新型培训系统。钻井模拟器有着积极的意义。本文重点分析了该系统的开发过程，详述了虚拟现实技术在油田培训钻井井控人员过程中的作用。
1．引 言
我国石油行业的发展与现场地质情况等密不可分，充满着危机和挑战。对于员工的能力和安全意识要求很高，传统的进场培训有一定的局限性，例如：职业培训效果是否良好主要依赖于教师的水平，培训过程没有明确统一的评价标准，针对性差，没有可重用性等。可见传统的培训技术不但受时间、空间的限制，而且在人力、资源、经费、组织实施等方面都存在很大问题。尤其对于危险作业或不具备实验条件的高级培训，传统的培训方式更是难以实现。传统培训模式的局限性制约了人们所期望的培训质量和培训效率，满足不了现代社会的需求。
钻井模拟器采用虚拟制造技术的概念，开发过程基于现代计算机控制技术、计算机仿真技术、计算机图形技术、计算机网络技术，并结合了钻井工程的实际工艺，改变了原有的钻井培训方法。它为用户提供了起下钻、钻进、井控和钻井事故及复杂情况处理等作业的操作过程模拟，主要用于钻井司钻、钻井技术人员的操作培训和安全培训，并为学员培训考核提供了教师评分系统，解决了传统培训过程中客观上无法解决的技术难题。作为新型的针对油田具体情况开发的培训系统，钻井模拟器有着积极的意义。
2．基于虚拟现实技术的虚拟培训
该设备是以控制为中心的VM设备，主要用于钻井人才的培训。这套虚拟培训设备运用虚拟现实技术 ，真实生动的模拟了钻井工艺流程的细节。学员能够通过对仿真钻机设备的操作，直接观察到钻井平台上的活动以及操作结果，最终达到让培训人员掌握正确操作过程的效果。虚拟培训有以下特征：
2．1 仿真性
在虚拟现实技术支持下，虚拟培训设施与真正的培训设施功能相同，操作方法也一样，学员通过虚拟培训设施训练技能与现实培训基地里同样方便。这是因为虚拟培训环境无论是现实的环境还是构想的环境，都是虚拟的但又是逼真的。理想的虚拟环境应该达到使受训者难以分辨真假的程度。
2．2 开放性
虚拟培训环境可以为所有受训者在任何时间、地点提供各种培训的场所。实际上，虚拟培训环境的内涵是广泛的，它不同于传统的培训基地概念，它具备可以进行类似于传统培训项目的环境，但更擅长的是使学员置身于培训项目对象中的逼真环境。凡是受训者可以通过有关器具操作，来学习或训练某种技能的虚拟环境，并都归之于虚拟培训环境。
2．3 超时空性
虚拟培训环境具有超时空的特点，它能够将过去世界、现在世界、未来世界、微观世界、宏观世界、客观世界、主观世界幻想世界等拥有的物体和发生的事件单独呈现或进行有机结合，并可随时随地提供给学员进行培训。
2．4 可操作性
受训者可通过使用专门设备，用人类的自然技能实现对虚拟环境的物体进行操作，就像在现实世界中一样。
2．5 对应性
学员的培训内容与虚拟环境是密切对应的。例如，学员要学习飞行器驾驶技术，那么虚拟环境就是飞行器飞行的模拟环境。对应性将能为受训者设定各种复杂的情况，以提高受训者的应变能力，从而使得他们在实际环境下能得心应手的处理各种情况。另外，虚拟现实技术能按每个学员的基础和能力，对应性的开展个性化的教育培训。
3．钻井模拟器视景仿真系统的分析与设计
计算机图形学是研究现实场景计算机显示的科学，也是利用计算机处理人类所能看见的图景的手段和方法。视景仿真技术是以计算机图形学为理论基础的三维模型动态显示技术，基本原理是：根据观察点及观察方向对场景进行实时计算和实现，并做到对三维复杂环境中物体运动的实时交互控制，产生良好的动画效果。实现三维模型视景的实时动态显示，一方面要求计算机硬件有高速运算能力和很强的三维图形处理功能；另一方面还要求在算法和软件上有所发展，以便在硬件平台上取得更好的实时动态显示效果。视景仿真系统是钻井模拟器的重要组成部分，它提供给用户一个三维的真实感视觉环境。
3．1 钻井模拟器视景仿真系统分析
钻井模拟器在虚拟培训过程中需要模拟井场环境和操作结果，这就需要视景仿真系统根据钻井模拟器司钻控制台的操作过程，实时模拟出井场环境的变化和司钻、井控操作对钻井过程的影响。在现实的司钻和井控过程中，操作错误和地质环境变化都是事故的诱因，在钻井模拟器视景仿真系统中也模拟了事故发生过程和事故排除的情况。实时地显示钻井过程中的数据，计算参数。根据司钻台操作的具体行为，依照物理模型和数学模型来模拟设备运动的过程，使得钻井模拟器视景仿真系统的三维动画过程更贴近现实。
钻井模拟器视景仿真系统需要对井场设备、自然环境、井下情况进行实时的动态模拟，使培训者在培训过程中除了学习操作知识 ，还能更有效、直观的学习到理论知识。硬件设施和三维图形软件的结合实现了虚拟模拟系统 ，培训人员能够通过这套虚拟培训设备完成所有钻井工作人员所需要的专业知识和实际操作技术。
3．2 实时场景系统组成
根据钻井模拟器视景仿真系统的需要，开发过程在Windows xP平台上，建模部分使用3D MAX完成机械部件的模拟，模型的管理由3D Explorer~成，并实现模型数据文件的转换导出。程序对模型的控制由C++Builder6．0实现，整个开发过程基于OpenGL2．0。
钻井模拟器视景仿真系统的实时场景组成包括以下几个部分：三维图形实体模型、钻井模拟器视景仿真系统控制程序、GLSL编写的渲染效果。
在整个组成部分中，最重要的是钻井模拟器视景仿真系统控制程序，在程序中完成了以下工作：场景初始化、工艺动画控制、与主控机通信、参数显示、碰撞处理以及特效渲染。
场景初始化：由于钻井工艺的复杂性和虚拟培训的操作性，每个作业当前场景都有所不同。在一个新的作业开始前，图形程序在接收到控制机发出的作业指令后初始化当前场景，例如：钻井平台上各操作部件当前的数量、状态以及位置。
工艺动画控制：在完成规定工艺作业的过程中，司钻控制台做出的每一个动作都将转换成数字信号传递给主控机，再由主控机发送协议数据给图形程序，图形程序得到参数后，做出具体反映。在图形机上体现出钻台上各种控制系统的运动参数、具体动作、视图选择(包括上视角、井下视角、防喷器视角、多视图显示等)等。
与主控机通信及参数显示：主控机的设计主要由钻井模拟器设计的需求决定，由于这套仪器主要用于虚拟培训 ，教师和学生之间有教与学的关系，主控机能够提供给教师一个教育平台，提供作业调度、控制、评分等功能，与此同时，传递司钻控制台上发来的各项数据，并把与操作有关的数据发给图形机，即钻井模拟器视景仿真系统，两方通信，传递参数并进行数据处理，在屏幕上显示操作过程中需要操作者了解的参数值。
碰撞处理：在三维图形的运动仿真过程中是不允许有“穿墙而过”的状况发生的，因此要对运动物体作碰撞检测的处理。为了遵循模型运动的真实感，钻井模拟器视景仿真系统当然也包括碰撞的检测与处理部分。
渲染特效：实现对火焰 、气泡 、液体喷涌效果的模拟，使用GLSL实现电影级的光照效果，可以分别模拟白天，夜晚，探照灯等光照模式，大大地提高了图形效果和真实感。
3．3 钻井模拟器视景仿真系统设计
一个性能优越、功能完备的系统需要在设计阶段就进行详细的设计规划。这样，在后期的开发过程中才能完成高质量的软件项目。钻井模拟器视景仿真系统的设计遵循面向对象的原则，在系统的稳定性、可扩展性和兼容性等方面都有突出的表现。
3．4 系统特点及设计目标
钻井模拟器视景仿真系统要求有以下特点：
1)可以生成高质量的图形，实现实时的可控动画。
2)图形的生成快速稳定，对图形硬件要求不高。目前，系统配置为NVIDA6800，NVIDA6系列以上显卡都可以实现高质量的图形动画。
3)提供给用户多角度、多视图的工作窗口，方便用户定位观测，在操作过程中既能观察整个场面，又能集中观察工艺作业下重要部件的工作过程。
4)建立模型细致、真实 ，宏观模型和微观模型通过软件和程序分别建模，真实感程度高。
经过分析钻井模拟器视景仿真系统的系统特点后，设定该系统要达到以下目标 ：
可扩展性：对于新模型、新器件、新工艺的增加，方便快捷，可以在短时间内完成对系统的扩展。
兼容性 ：系统可以用于Windows2000／XP平台，兼容于各种图形加速硬件。
敏捷性：图形生成迅速、稳定，一般的图形加速硬件既可满
足要求；系统应达到反应迅速、操作灵敏的功效。
3．5 基于面向对象的系统设计
钻井模拟器图形系统的设计是基于面向对象的，系统规模较大，设计复杂。基于在钻井工艺中涉及到的物体较多，并且各个物体在不同的方面有不同的特性，因此在设计之前，应确定设计类的准则。对本系统而言 ，这里关心的是用物体如何展现工艺流程 ，所有类的设计应该围绕物体的动画功能需要来进行。
在钻井各工艺流程中，大钩、钻杆等物体是系统动画的载体，具有物体自身的方法和属性，因此 ，可以将其封装成类。根据围绕物体的运动功能来设计类的思想 ，将液压大钳和液压大钳的活塞、吊卡的主体和活页设计成不同的类，这样设计不仅可以使动画更加逼真，还能提高系统灵活性。
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关键词：江苏地区 钻井技术 应对措施
一、油田钻井技术的现状
目前，江苏地区油田每年钻井的数量在130口左右，针对近年来江苏地区油田内部井队依钻井的情况进行统计分析表明，随着江苏油田钻井量的不断增加，裸眼的长度也在不断增加；随着裸眼长度的不断增加，机械钻井速度却急剧降低。从江苏油田地质上分析，江苏油田钻探的主要是中生界和新生界。其中中生界在钻井过程中非常容易发生井壁失稳现象，从而直接导致井下复杂事故的发生。同时，江苏地区地层破脆，断裂带比较多，变质岩在各个区域分布的比较广。因为固相的含量比较高，会直接影响机械钻速。另外，在钻井过程中，因为江苏地质特点，钻井液密度越高，压差就越大，从而使压持效应变得非常严重。高浓度钻井液因为钻井井底与井壁之间的压差比较大，将变质岩压在井底会形成垫层。这样会使钻头很难接触新地层，消耗了大量了功率对井底进行破碎，从而直接降低了机械的钻井速度。
二、关于钻井技术的防范措施
1.防斜打直措施
因为江苏地区昼夜温差比较大，因此应该及时校对指重表的灵敏度，从而确保钻井参数的真实性；在钻井过程中，江苏地区上部大尺寸井眼都需要采用低密度、大排量、高泵压，优选钻头。在钻深井过程中，应该使用加长、倾斜嘴以及双喷嘴组合，同时利用水力射流来协助破岩和清洁井底。这样可以有效提高钻井速度；而上部层钻具组合采用钟摆的结构，深井施工应该采用塔式组合，同时使用PDC钻头轻压钻进或者使用牙轮钻头来强化钻井参数，从而在钻井过程中防斜打直，提高钻井速度；优选钻头系列，优选耐高温、抗研磨性好的钻头；在条件允许的情况下，可以采用PDC+井下动力钻具复合钻井技术，提高钻井速度的同时达到防斜打直的目的。
2.防卡技术措施
江苏油田中上部的软泥岩阶段，应该加强在钻井过程中划眼和拉井壁措施，从而有效、及时去除粘附在井壁上的钻屑；在施工盐膏层段时，应该提高钻井液的抑制性，起下钻时要严格控制速度。另外，阻卡严重时应该采用划眼或者倒划眼等方式进行解除；在深井钻井施工中，要定期探伤钻铤以及井下工具，这样可以有效避免钻具事故的发生；保持良好的泥浆性能，加强活动钻具，减少泥饼磨阻，尽可能的减少钻具在钻井内需要静止的时间，预防粘附卡钻；另外，在钻深井时，首先应该调整好钻井液的性能，使其具有较强的悬浮能力和携砂能力，比如油田井下垮塌非常严重，此时就应该采取“进一退二”或者勤拉多划等作业方式，从而减轻油井下的复杂钻井过程。但是因为井壁容易出现失稳而导致井内可能有难以携带的掉块，随着井眼的加深，掉块的积累会直接影响到钻井速度。施工过程中可以通过短起下钻，让掉块落入井底，再用小排量、小钻压破碎，从而使钻井速度恢复正常。在钻具组合中加入耐高温、性能良好的随钻震击器，能有效的解决井下阻卡问题。
3.防垮、漏技术措施
首先应该根据江苏地区实钻情况进行分析，并且尽可能提高钻井液密度，采用性能好的钻井液，深层钻井施工需要选用抗温性能强的钻井液；在钻进过程中，要实时保证井下压力之间的相对平衡，减少不必要的钻具甩打、旋转等对井壁的机械损坏；采用适合的钻井排量，严禁定点循环，减少对油井井壁的冲刷。
防漏技术的具体措施有以下几点：（1）针对江苏地区油田，在油田井场储备一定量的常用堵漏材料。（2）在下钻过程中要强调平稳操作，控制好起下钻速度，从而防止蹩漏地层。同时，下钻过程中还需要根据不同井深分段开泵循环，从而降低环空压耗。（3）钻井过程中一旦发现钻头遇阻，就应该立刻起到安全的井段。需要使用高密度钻井液钻进时必须控制好钻进速度，如果有漏失，及时采取承压堵漏措施提高低压层段的井壁承压能力。（4）在钻井过程中，江苏地区上部疏松地层需要采用较高粘度的泥浆，同时使用比较恰当的钻井排量，避免出现井漏复杂情况。
4.防套损技术措施
在钻井过程中，钻具上端接上防磨接头，从而避免井口附近的套管受损。另外尽可能控制好钻具的转速，尤其是起下钻或者活动钻具时要求操作必须平稳，避免钻具剧烈碰撞井壁而造成套损；使用顶驱钻井时，应该在井口使用钻具居中装置，这样可以有效避免上部套管发生偏磨。如果条件允许的情况下，还可以使用套管保护器，可以防止套管磨损；如果入井工具或钻具尺寸较大时，应有一定的倾斜角度过度，同时减慢起下钻速度，尽可能避免钻头或者扶正器在技套内的转动。
三、总结
经上述论证表明，江苏地区因为长期开采、注水导致的地层压力异常，从而油层压力亏空或者压力过高，钻井施工过程中经常出现出水、井漏等问题。因此，只有优选钻井液处理剂，提高钻井液的抑制性，解决钻井过程中井壁稳定的问题，才能最终实现对于江苏地区复杂地层的综合开采，才能降低钻井中出现的复杂事故。
参考文献
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论文摘要 红外光气测录井技术作为近两年发展起来的一种新型录井方法，具有很多优点，得到了快速的推广应用。本文给出了不同条件下应用的实例，并介绍了录井效果的影响因素及消除措施。
一.红外光气测录井技术简介
红外气测录井是以光谱气体检测分析理论为基础，利用红外光作为光源，结合烷烃类气体具有吸收红外光的特性，对从钻井液中脱出的样品气进行烷烃浓度实时检测，实现气测录井目的的一种录井方法。该技术具有以下特点：
1.录井仪器体积小、功耗低、无辅助设备
由于红外光气测录井仪是以电调制非分光红外气体传感器为核心开发出的一种气测录井仪，与常规色谱气测录井仪对比，该仪器集成在一个标准机箱内，结构简单，体积小，功耗低，响应速度快，精度高。同时，由于改变了气体检测分析模式，该仪器还省去了空气压缩机、氢气发生器等辅设备。因此，红外光气测录井仪具有低制造成本、低使用成本，为广泛使用提供了可能性。
2.录井成果直观、准确
红外光气测录井技术与常规地质录井技术相结合，在钻时录井、岩屑录井等传统录井资料的基础上，又增加了气测录井资料，有利于现场地质录井技术人员快速发现和判断油气异常显示，进一步提高录井成果的可靠性。
二.现场应用效果
通过近百口井的实际应用证实：红外光气测录井技术适用范围广泛，应用效果显著，主要表现为：
1.有效解决钻井新技术应用给录井工作带来的问题
在开发井的钻井施工过程中，钻井工艺大多采用PDC钻头加螺杆等复合钻井新技术，造成钻时录井曲线相对变化幅度降低，岩屑颗粒直径变小，难以识别等问题，影响钻时录井、岩屑录井的可靠性。利用红外光气测录井技术可以有效地克服钻井新技术发展对地质录井工作带来的不利影响。
①解决了岩屑样品颗粒细小，难以判别含油岩屑问题
在WWW-14井的录井过程中，由于钻井施工队伍采用了PDC钻头加螺杆的复合钻井的新工艺，导致捞取的岩屑样品颗粒直径极为细小。在难以捞取的同时，现场地质技术人员仅依靠人工手段难以识发现砂岩颗粒样品，难以判断录井过程中是否出现有油气异常显示。
结合地质设计以及钻时变化情况，预计井深3430米上下应该有一层异常显示，但是通过捞取的岩屑样品观察，3428米的样品与3412米基本一致，难以找到砂岩样品颗粒（如图1）。红外录井数据在井深3428米时由0.3%上升到1.2%，上升幅度超过全烃数据基值的4倍，因此可以判断该层为气测异常显示，并得到了综合解释结果的验证。
图1 XXX-14井岩屑对比图
②解决了钻时曲线相对变化不明显，地层分层困难问题
在XXX-89井的1980～2060米井段，钻时数据大部分在3min左右，如果按照钻时曲线划分地层，十分困难，难以判断该段井深中是否有没有异常显示。在录井过程中发现：
①井段1995～1998米，钻时3.12.5min、红外光气测0.08%19.3%，判断该层为异常显示；
②井段2011～2015米，钻时2.92.7min、红外光气测0.12%1.04%，判断该层为异常显示；
③井段2040～2044米，钻时3.22.7min、红外光气测0.12%1.54%，判断该层为异常显示；
该段井深的随钻录井录井图如图2。
图2 XXX-89井1980～2060米录井图
2.有利于薄层油气异常显示的发现
对于薄层油气油气资源，在钻时曲线上难以体现出变化趋势，同时由于该段岩屑量过少而难于在砂样中发现油气异常，因此在常规录井状态下，薄层油气异常显示的发现率难以得到有效保证。在红外光气测录井技术条件下，可以有效的跟踪全烃曲线的变化趋势发现薄层异常显示。利用红外光气测录井技术发现薄层油气异常显示在W77-7井表现十分明显（如图3）。
图3 W77-7井2680～2750米随钻录井图
在井段2680～2750米中，钻时数据基本处于18～21min之间，变化趋势不明显，难以真正划分地层。但是，依靠红外光气测录井曲线，去能够有效发现薄层油气异常显示，在图3中，可以清楚地发现：综合解释结果的四层油层（每层1米左右）在红外光气测录井曲线上均有明显变化。
3.解决了泥浆中混入原油，造成油气异常显示难以确定问题
在大斜度、大位移井以及水平井的录井中，由于多方面因素的影响，经常会遇到钻井泥浆中混入原油的现象。由于泥浆中混入原油，使得井筒中充满原油成分。因此，随着泥浆返出到地面的岩屑样品，表面吸附有原油成分，尽管经过捞砂工仔细清洗，仍难以彻底洗干净，给录井工作造成的直接问题是含有异常显示的岩屑样品与正常的岩屑样品颜色接近一致，难以区分，使得荧光录井结果失真。
在泥浆混入原油后，由于受到原油内烃类化合物的影响，红外光气测的录井数据很快上升，在泥浆循环均匀后，录井曲线处于较高的基值，但是一旦遇到异常显示，气测曲线变化十分明显，有利于现场地质录井技术人员确定异常显示层。
P3-467井是一口定向井，为了便于在斜井段钻井施工，钻井队在2200米井深时混入原油，经过循环均匀后红外光气测录井基值上升到12%，随着继续钻进，红外光气测曲线比较平稳的向低值方向偏移，到井深超过2335米后，曲线基值基本稳定在3%左右，在2355～2390米井段，尽管基值仍处于下降趋势，但是还有红外光气测曲线上升的现象发生，综合其它资料，地质技术人员判断该井段有六段异常显示井段，其中荧光两层、油迹四层（如图4）。
图4 P3-467井混原油情况
3.准确计算油气上窜速度，确保钻井施工安全，保护油气层
目前，随着油气资源开发理论的发展，油气层保护被提高到一个新的高度，这就要求在钻井施工过程中做到安全钻进，尤其是在含有油气资源的地层中钻进时，尽可能的做到平衡钻进。为了保证钻井施工的安全，需要对钻井液的密度进行合理调整，做到对油气资源压而不死，活而不涌。
为了为钻井队提供调整钻井液密度的依据，通常是对记录观察油气显示后效，计算出油气上窜速度。
在常规地质录井施工过程中，由于缺少气测资料，后效资料的记录依靠人工判断。一方面容易受到天气条件的影响，另一方面还易受到录井工人对异常显示观察的判断能力的限制，造成计算出的上算速度的准确度难以保证。
常规地质录井与红外光气测录井技术结合在一起后，通过录井仪器可以自动记录后效的相关数据资料，为钻井队提供一个准确的上窜速度。
三.录井效果的影响因素
由于气测仪自身分析气室结构特点的影响，录井效果还存在有干扰因素的影响。经过对大量的样品气分析数据研究表明，干扰因素主要包括以下几点：
1.样品气的干燥度
由于分析气室采用内腔镀膜工艺以提高光线的反射率，如果分析样品气的湿度过高，将不可避免的吸附在分析气室的内腔壁上，影响到分析结果。同时，由于钻井施工过程中的钻井液均有一定的腐蚀性，这些水珠将会腐蚀分析气室，使其寿命受到影响。
2.样品气的清洁度
样品气在检测过程中主要是穿过红外光线场，一旦样品气含有颗粒性杂质，在经过分析气室过程中，当红外光照射在颗粒表面时，容易造成光线散射，使红外探测器接收到的光线强度降低进而影响到检测结果。
3.干扰因素的排除
根据发现的干扰因素，结合仪器的工作现场实际，分别采取了对应的消除措施。
a.样品气干燥度
在录井施工过程中，对于将要分析的样品气，采取了利用沉淀瓶和氯化钙干燥二级处理方式进行干燥处理，录井施工人员要做到及时清理沉淀瓶、更换干燥剂。
b.样品气的清洁度
为了去除样品气所含有的颗粒性杂质，在进入分析气室前，加装滤芯球，保持样品气清洁。
总结
红外光气测录井技术作为一种崭新的录井方法，凭借其录井结论的有效性和准确性，目前已引起越来越多的油气生产单位的关注，得到了甲方的认可与高度评价。
该技术的应用，为地质录井技术人员在应对PDC钻头及复合钻井新工艺、地层结构复杂多变等给地质录井工作带来的不利影响方面，提供有效的帮助，为录井地质剖面符合率的进一步提高奠定坚实基础，
红外光气测录井技术作为录井技术的一种新的发展方向，具有广阔的发展空间，但仍需要进一步加大和甲方的沟通力度，提高甲方的认知度，使该技术为油气资源的开发作出更大的贡献。
参考文献
[1]熊友辉，蒋泰毅.电调制非分光红外（NDIR）气体传感器理.仪表技术与传感器.2003.11：4—5
[2]佘明军，贾世亮，韩学岩等.红外光气测录井技术应用研究.录井工程，2007.18（2）：1--4
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关键要:钻井；清洁生产；环保；废水；资源化
一、钻井在线清洁生产发展的背景分析
过去，钻井岩屑和钻井液没有采取不落地收集，依靠生产作业区域的废水引流沟和人工转运方式清理，岩屑等固废主要集中在钢混收集池暂存，工程项目完成后，集中采用水泥固化填埋、覆土还耕。由于川渝地区地层的异常复杂性，暴雨等自然灾害时有发生，钻井周期超过一年的工程项目比比皆是，长时间暂存的岩屑等固废膨胀系数增加，废水产生量大，废水外泄和溢漏引发环境突发事件的风险大，未过多考虑固废的“减量化与资源化”。今天的清洁生产，实际是过去的完井固化发展演变和业务升级转型而来，川渝地区率先从事在线清洁生产服务的单位是华气能源工程技术服务公司（桑园1井、合川75井组），场内清洁生产是从壳牌反承包项目开始。随着2015年1月1日新《国家环境保护法》的实施，对钻井清洁生产的发展有了更高的要求，“减量化、资源化、无害化”等要求迫在眉睫，“过去是尽力搞清洁生产，如今是全面推行清洁生产”。为此，工程技术服务企业和建设单位引起了高度重视，环保治理资金单列预算，清洁生产治理项目纷纷上马。川渝地区占据清洁生产服务主力市场的是蜀渝建安工程公司旗下的多元经济经营单位，还有成都大有石油钻采工程公司、重庆越创公司、钻井液公司和安检院的环境监测研究所，这四家单位主要从事水基岩屑期间的在线清洁生产，安检院具备试验微生物处理技术的能力，钻井液公司从事的是油基岩屑的转场工厂化集中处理。社会化市场主要有华气能源、恩承油气和仁智石化公司，仁智石化主要针对转场固化填埋处置，还有部分有实力的地方环保科技企业，也逐步进入油气田钻井清洁生产和环保治理技术服务竞争之列。对于健康中国与生态文明建设的迫切需求，清洁生产发展有较大市场经济前景和社会效益。
二、清洁生产发展的趋势与现状
（一）走向清洁生产发展之路的必然性
随着科学技术的发展，社会的进步，对环境保护的要求也越来越高，特别是新的《国家环境保护法》的颁布实施，对环境污染事故的处罚也更加严厉，这也是近年来环境保护领域最为严实的一道防火墙，首次将生态保护红线写入法律。环境保护工作是关系到生态、社会和经济可持续发展的大事，环境保护法除了是历史最严，更是与法律法规相提并论，各行各业都深感畏惧与责任重大。中国石油集团股份公司相继下发了《钻井废弃物管理规定（暂行）》，要求严禁向重点生态功能区、生态环境敏感区和脆弱区等国家和地方政府禁止的区域倾倒、堆放、掩埋钻井废弃物。依据国家环境划分相关要求，结合当地自然环境特点对钻井作业区域划分环境敏感区和环境非敏感区，并根据不同自然环境特点和环境敏感程度以及钻井液体系特点、工作量等选择就地处理或集中处理方式。在环境敏感地区，钻井废弃物处理应采用不落地或集中处理技术实施废弃物的固液分离和无害化处理，减量化、资源化和无害化要求越来越高。因此，全面推行钻井在线清洁化生产势在必行。
（二）当前清洁生产治理技术研究与发展现状
1、水基岩屑处理技术目前川渝地区的水基岩屑等固废治理，基本运用的是物理化学法收集和固化填埋，也在探索微生物自然降解技术。一是采用不落地装置将固体废弃物收集到岩屑箱，然后使用叉车（或管输装置）转运至岩屑搅拌罐，加入相关药剂配方，搅拌均匀后转至固化填埋池填埋处理。二是用不落地装置将固体废弃物收集到搅拌器，加入相关处理剂配方搅拌均匀，装车转运至集中处理场进行处理。三是试点探索微生物自然降解技术和资源化利用技术，目前也取得一定成效。如制培植土、砖和砌块。2、油基岩屑处理技术含油岩屑通过立式甩干机甩干后，岩屑含油量能达到5%以下，但废弃物固化填埋标准要求低于1%，必须通过生物处理或热解析（热脱浮）技术处理后，含油量才能达到低于1%。当前国际上采用的技术主要有：美国采用食油菌群培养生物技术处理含油岩屑，但还不能广泛推广；热解析技术尚不成熟，成本高，也不具备条件；高温焚烧技术，含油量能达到要求，但易造成烟尘二次污染，且设备性能不成熟，成本较高。川渝地区含油岩屑主要集中在页岩气区块，通过对龙马溪地层的页岩元素成分分析，对比水泥的主要添加剂（粉煤灰）化学结构基本一致，结合当前技术发展现状，分析探索实施了甩干分离、热解析技术、研磨资源化利用等综合措施，终端产品作为水泥添加剂辅料，实现了节能减排与资源化利用。另外，目前也在探索油基岩屑资源化制作燃料浆综合利用技术试点，最终成为一种燃料替代燃煤实现变废为宝。
三、清洁生产应用取得的主要阶段性成效
针对钻井作业过程中产生的废弃物数量大、成分复杂、有机物含量高、难以降解等特点，通过对清洁生产工艺技术与设备配套的研究，从源头控制、生产过程控制、废弃物处理等环节入手，完善清洁生产管理制度，立足“减量化、资源化、无害化”要求，采取钻井废弃物随钻不落地收集与密闭传输、集雨装置、清洁生产钻前功能配套方案优化和工艺技术配方研究等措施，降低劳动强度和安全环保风险，实现节能减排和绿色钻井目标。通过近几年的探索实践，川渝地区先后完成了100余口井的钻井在线清洁生产治理工作，清洁生产工作得到了稳步发展，并取得了阶段性效果。
（一）形成了一套清洁生产独立工程项目管理体系
开工验收技术交底二过程管理竣工验收三钻前验收开工准备一为了更好的落实国家环境保护环保法要求，先后与建设单位和环保研究单位进行多次技术交流，立足清洁生产设计和四川油气田《钻井固体废弃物无害化治理技术规范》/0267-2015和相关标准，制定清洁生产管理制度、工艺流程、作业指南，探索钻井队一体化管理模式，从清洁生产钻前配套功能验收、准备、开工验收与技术交底、实验配方与取样检测、过程管理与监督、成本写实、竣工验收等入手，并规范相关资料建档，基本形成了一套独立工程项目管理体系。实现生产组织程序模块化（参见左图），促进了物料平衡管理和经营成本的精细化管理，为工程质量和责任的追溯与跟踪提供原始依据，降低环保纠纷和法律风险，推动清洁生产工程项目管理转型升级十分关键。
（二）废水等污物产生量得到明显控制
通过钻井清洁生产配套技术的集成应用，推动一体化、全过程管控模式，实现了钻井“固体废物减量、废水零排放”的目标。从2016年在线清洁生产完成的双探3井、磨溪119井和邛崃2等井来看，实现钻井废水零转运，平时收集暂存的少量废水基本会用完。通过量化比较分析，川渝地区某钻探公司2016年钻井废水产生和转运量同比2015年下降了近50%（表1），同类型井钻井固废实现减量10-20%，同比过去的完井固化模式，废水产生量得到明显控制，大大节约了废水和岩屑污泥治理成本。
（三）资源化利用技术探索应用取得成效
立足节能减排、资源化利用和无害化要求，川渝地区实现生活废水撬装智能处理达标排放，水基钻井岩屑等固废治理向土壤化转变，开展的微生物菌种培养、驯化与现场试点等工作取得阶段性研究与应用成果。水基岩屑固废转化为免烧陶粒、砖或者条石砌块，强度等相关指标达到行业要求和国家标准，目前已正式投入在磨高地区和川西北部地区的钻前工程使用，美观实用性较强；油基岩屑资源化治理综合治理技术在页岩气项目得到应用，终端产物成为生产水泥添加剂或者燃料浆，用于基础建设和燃料，实现变废为宝。得到行业和地方相关部门的高度评价，也引起了民间和社会舆论的关注和赞许。2016年6月24日，新华社四川分社、人民网四川频道、四川日报、四川电视台等13家中央驻川媒体和四川省媒体15名记者，到磨溪气田资源化利用场站进行“绿色发展”现场采访。
（四）取得了良好的边际贡文和社会效益
为了适应钻井清洁生产工艺要求，企业投入了专项配套经费，自制研发不落地装置、岩屑收集罐、岩屑管输装置、负压吸排清掏罐装置和生活废水处理装置等，还联合建设了长宁油基岩屑处理流水线工厂和免烧砖（砌块条石）的集中处理厂站等，对相关设备的研发制造能力已初具规模化和专业化。根据川渝地区雨水多的特点，改变传统井场修建模式，采用了一体化设计的雨污分流与分区防渗系统，取消井场排污沟、废水池和岩屑池。单井建设单位投资节约池类修建费用100余万元。清洁生产的实施，达到了减少环境污染，实现钻井废水零转运；钻井岩屑管输装置及配套设备的应用，实现了钻井废弃物不落地、收集、转运，降低了员工劳动强度和叉车转移带来的安全环保风险，有效解决了川渝地区钻井清洁生产场地受井位部署和地理位置影响的问题，实现了节能减排、绿色钻井。
四、结论与建议
（一）优化清洁生产设备配套与研究，整合现有资源，推行“钻井队一体化管理”模式，有利于污物源头控制和节能减排提升，有效推动清洁生产管理和业务统筹升级转型。（二）强化环保治理和钻井清洁生产的系统研究，将钻井固废“减量化、资源化和无害化”进一步深挖，实现终端产物转化为市场价值和社会效益，也是石油钻探企业践行国家生态文明建设和环境保护的发展理念和具体体现。（三）加快川渝地区高密度磺化体系钻井液的固液分离破胶技术研究，解决闲置钻井液和报废钻井液的转运、储存和高成本维护难题，有效降低环保压力和成本。
作者:肖波 尹诗溢 单位:中国石油川庆钻探工程有限公司川西钻探公司
参考文献:
[1]代君.钻井岩屑废水处理新技术[J].天津科技，2011年05期.
[2]孙佑海.如何在经济发展新常态中推进环境法治[J].环境保护，2015年01期.
[3]赵丽彬，王新新等.一株钻井岩屑Cr(Ⅵ)还原菌的分离筛选及还原能力测定[A].2014中国环境科学学会学术年会论文集（第八、九章），2014年.
[4]杨知勋.海洋钻井平台废弃税基泥浆生物降解技术研究[D].华东理工大学，2012年.
篇10
关键词：海蓝MWD系统；测斜仪；无线随钻测量；钻井工程
中图分类号：TE927 文献标识码：A 文章编号：1009-2374(2011)01-0071-02
海蓝科技开发有限责任公司于2000年3月完成对YST-48×无线随钻测斜仪脉冲发生器、探管、数据处理仪、远程数据处理器等主要部件的组装调试工作，并在3月底完成两套样机的试制工作。2000年4～6月先后进行了数百小时整机地面试验，2D00年七月在油田下井一举成功，为今后无线随钻的国产化和普及打下了坚实的基础。
吉林油田于2001年底引进一套MWD无线随钻测量系统，通过现场实际应用，充分体现了无线随钻系统的先进性，大大缩短了钻井周期，降低了钻井综合成本。2005年开始在吉林油田普及MwD无线随钻测量系统，经过两年积极推广应用，2007年MWD无线随钻测量系统取代了有线随钻，全年为钻井队提供了1000余井次的随钻定向服务，为钻井工程提供了技术支持与保障。
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海蓝MWD结构及原理(YST-48x)
海蓝MWD无线随钻测斜仪由地面设备和井下仪器两部分组成。地面设备包括压力传感器、专用数据处理仪。远程数据处理器、电缆盘等。井下测量仪器主要由探管、电池、泥浆脉冲发生器、打捞头、六翼扶正器等。
海蓝MWD无线随钻测斜仪是以钻井液作为信号传输通道，它的基本原理是，探管中的磁通门传感器和重力加速度传感器来测量井眼状态(井斜、方位、工具面参数)，并由探管内的编码电路编码，将数码转换成与之对应的电脉冲信号。这一信号通过功率放大驱动电磁机构，进一步控制主阀阀头与限流环之间的泥浆过流面积，由此产生钻柱内压力的变化。
在主阀头提起时，钻柱内泥浆可以顺利通过限流环，在主阀阀头压下时，泥浆流通面积减小，从而在钻柱内产生了一个正的泥浆压力脉冲。主阀头提起或压下的时间取决于脉冲信号，从而控制了泥浆脉冲的宽度和间隔。安装在立管上的压力传感器可以检测到这个脉冲序列，再由远程数据处理器完成对泥浆脉冲的采样、滤波、识别、编码和显示，并将相关数据传送给专用数据处理仪。
2 海蓝MwD与国内外仪器的对比
目前国内油田使用较多的无线随钻系统主要有Sperw-Sun公司的MWD650系统，Scientific DrillingInternat~onal公司的Mud PuIse MWD，Tensor公司的QDT系统，Anadrill sliml系统，Geolink公司的负脉冲、正脉冲系统，北京普利门公司的PMwD系统和北京海蓝公司的随钻测斜系统(YST-48X)。
与国内外仪器比较海蓝MWD无线随钻测斜系统具有以下优点：
(1)轻便、灵活。海蓝公司的YsT-48X型无线随钻测斜仪外径为48mm，总长为6.8米。由于其外径小、重量轻，维修、组装、运输、使用都相当方便。
(2)可打捞。海蓝公司的YsT-4BX型无线随钻测斜仪是坐键在无磁钻铤中的，在遇到井下复杂情况(例如卡钻)钻具不能取出时，可用电缆绞车将专用打捞工具下八钻具中将其打捞出井，这样最大限度地避免了仪器埋井的风险。
(3)探管抗冲击性强，结构小巧。海蓝公司的YST-48X型无线随钻测斜仪探管采用磁液悬浮重力加速度计，该加速度计具有在工艺性好、抗冲击能力强、可靠性高、成本低等优点。探管的电路板也设计成高密度组装，按功能分块，尽量去掉接插件，保证了可靠性。探管结构上采用工字梁结构，缩短了探管总长，加强了轴向减震，提高了抗冲击能力。探管各部件之间采用十芯抗压接插件，并设置了引导槽使现场安装极为方便。
(4)软件操作简单。海蓝公司的YST-48X型无线随钻测斜仪采用了专用数据处理仪代替了通用计算机进行数据处理，其处理程序直接固化在了数据处理仪中，当数据处理仪给电后，远程数据处理器的程序将自动进入主菜单，完成对泥浆脉冲的采样、滤波、识别、编码和显示，从而达到了操作简单、适应力强的目的。此外还提供了PC机接口和软件，具有更强的数据处理功能，能满足不同用户的需求。
(5)价格便宜。进口MWD价格昂贵，价格一般是国产仪器的6-8倍，而且其核心部件损坏需要返回厂家维修时，其维修周期大多在半年以上。而海蓝公司的YST-48X型无线随钴测斜仪维修周期短，能得到充分及时的技术保障。
由于其结构原理的原因海蓝MWD无线随钻测斜系统也存在一些缺点：
(1)探管精度受限制。由于探管采用的是磁液悬浮加速度计,这种加速度计的精度一般只能保证在1‰左右，应用范围受到限制。
(2)波纹管容易破裂。胶波纹管是脉冲发生器的重要组成部分，与补偿膜相连接。在气温较低时，如果波纹管表面有泥浆就会将其冻住，此时一旦接通仪器，波纹管动作就窑易破裂，造成补偿膜中的油外漏致使脉冲不能正常工作。
(3)数据传输率不高。受其脉冲编码方案的限制，该MWD系统的信号传输速度较慢，平均30s一个工具面，进口仪器一般为16s一个工具面。
(4)六翼扶正器容易受流体冲蚀。六翼扶正器起连接作用的重要部件，其端头处使用的是压缩弹簧，在钻井液通过其表面时容易在弹簧处形成涡流，使得扶正器基体冲蚀严重。大大的减小了扶正器的使用寿命。
(5)在深井、大斜度井施工中稳定性不好。海蓝公司的YST-48X型无线随钻测斜仪设计最高工作温度为125℃，在井底温度过高时电池容易损坏。2005年在昌31井施工中，井深2880米，井底循环温度95℃。仪器入井开泵循环时有信号，中途修理设备2小时，再次开泵时无信号，起钻发现电池损坏。
同时由于该仪器在井底是坐键在定向接头上的，没有防脱键设计，在下钻过快、震动大、井斜大的情况发生时可能出现脱键现象，导致仪器没有信号。
3 海蓝MWD在使用中常见的故障及处理措施
(1)井斜、方位不准：施工中出现井斜、方位不准的表情况是在不同的工具面时，井斜、方位的变化幅度很大。造成井斜、方位不准有两种原因，磁干扰或是探管需要校验。磁干扰造成的井斜、方位不准时，我们可以在工程允许的情况下，避开磁场强度高的地层再定向。如果是探管自身的问题，我们就需要及时更换探管。
(2)无信号：施工中出现无信号的原因很多，其表现就时泵压表没有压力波动(0.5-1MP)。在井口测试时无信号有三种原因：定向接头坏、脉冲发生器坏、没有坐好键。我们首先用两次坐键的方法确保坐好了键，如果还是没信号就需要认真检查接头和脉冲发生器，更换损坏零部件。
(3)无波形、有杂波：无波形的表现是泵压表显示有压力波动，但远程数据处理仪上没有正弦波。出现无波形主要是焊接螺套、压力传感器和数据处理仪的问题。我们需采取清理焊接螺套内的淤泥，更换压力传感器或数据处理仪等措施。有杂波的表现是远程数据处理仪上的波形杂乱无章。出现有杂波组要是泥浆泵或压力传感器的问题，如果在停泵的情况下仍有杂波出现就需更换压力传感器，如果不是压力传感器的问题则需要修泵。
(4)不能一致化：不能一致化指专用数据处理仪和远程数据处理仪之间不能通信，出现这种现象主要原因是电缆盘有问题。我们只需更换电缆盘或把专用数据处理仪和远程数据处理仪的设置调节一致即可。
4 结论与建议
(1)MWD随钻测量技术的推广应用，提高了钻井速度，缩短了钻井周期，从而节约了钻井成本，创造了可观的经济效益。
(2)MWD随钻测量技术的推广应用，简化了定向施工的程序，减轻了随钻技术人员的劳动强度。
(3)MWD随钻施工中，需要钻井队与随钻技术人员密切配合，保证MWD随钻测量系统良好的工作环境，提高工作效率。
(4)MWD随钻技术人员要不断的总结经验，对仪器的各项性能做到心中有数，以便更好地发挥仪器的性能。
(5)数据传输速率有待进一步提高，以满足日益增多的井下信息量的需求。
(6)国产MWD随钴测量系统与进口MWD随钻测量系统仍有很大的差距，我们需要不断的引进、吸收、创新以缩短与国际先进水平的差距。
参考文献
[1]王延恒，张炳顺，刘月军，吕志忠，宋辉无线随钴测量技术在华北地区的应用[C].钻井承包商协会论文裴，2005
