钻井技术范文
时间：2023-03-31 00:16:07
导语：如何才能写好一篇钻井技术，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
尽管近年来我国原油产量有较大幅度的增长，但与需求相比，仍不能满足国民生产的需要。因此，除大力发展我国中西部油区及海外油气资源的勘探开发力度外，加快海洋尤其是深海油气资源的勘探开发、大力发展海洋石油装备与技术产业已成为一项重要举措。目前，我国已经掌握300 m水深的油气勘探开发成套技术体系，深水钻井技术的研究与应用尚处于起步阶段。要想在全球深海油气勘探开发的国际竞争中处于有利地位，必须研制、开发适合我国深水油气钻井的自主装备和技术。
1 常规深水钻井存在的问题
与陆地和浅海钻井相比，深海钻井环境更复杂，容易出现常规钻井装备和钻井方法难以克服的技术难题。由于上覆岩层压力下降，地层孔隙压力与破裂压力之间的差幅变小，要同时保持井眼压力的平衡和井眼的稳定就会引起问题，限制了钻达目标深度的能力。如果使用常规方法，就需要用增加套管层数的方式来最大程度地减小作业风险、换取继续钻进的可能。地层孔隙压力与破裂压力之间的差幅小，给钻井作业带来了困难，在某些情况下，采用从常规隔水管上返钻井液的方法难以将油气井钻到目标深度。深水钻井如何控制钻井液密度、在钻进过程中将井下压力维持在一个合适的范围内，一直是困扰海上深水钻井作业的一个难题。
图1 Maurer注空心球双梯度钻井系统
2.1.2 空心球的设计及其物理性能
空心球的材质可以是玻璃、塑胶、合成材料、金属等。Maurer最初做试验用的是由3M公司制造的直径10～100 μm的空心玻璃微球，其密度为0.38 g/cm3。添加体积为50%的这种空心球可以将1.68 g/cm3的钻井液密度降至海水密度（1.02 g/cm3）。
工业用空心玻璃球的主要化学成分见表1。选用空心玻璃球作为钻井液的轻质固体添加剂（LWSA）是基于其良好的物理性能及其在油气井中高温高压条件下仍能保持其良好物理特性的能力，其中最主要的是空心玻璃球较低的球体密度和较高的破裂压力。
2.1.3 空心球的海面分离技术
Maurer最初做试验用的是由3M公司制造的直径10～100 μm的空心玻璃微球。为了节约钻井成本，到达经济钻井的目的，空心球需要回收再利用。但是，MTI、贝克休斯和其他公司进行的大量试验表明，在双梯度钻井的高循环速度下（50.47～88.32 L/s），用常规的离心机或者水力分离器不可能100%的将空心球从钻井液中分离出来并回收再利用。为了解决把小直径空心球从钻井液中分离出来比较困难的问题，Maurer进行了使用大直径（大于100 μm）空心球的试验，证明大直径空心球可以用普通的振动筛从钻井液中分离出来。
空心球的分离过程见图2：空心球在海底混合到钻井液并注入隔水管后，与从环空返回的、携带钻屑的钻井液混合在一起。当携带空心球和钻屑的钻井液返出井眼后先通过振动筛进行分离，分离出的空心球和钻屑进入一个海水容器（池），因为钻屑比较重所以沉入底部，而空心球比较轻则漂浮在水面，可以将其重新收集利用。通过振动筛后，大部分钻井液进入循环池，小部分钻井液与分离出的空心球重新混合形成低密度流体，泵送到海底注入隔水管内继续循环。大直径空心球除了具有用普通振动筛可以很容易地从钻井液中分离出来的优点外，由它配置的钻井液的黏度也比较低。
图3 气举法双梯度钻井系统的组成
2.2.2 气举法双梯度钻井的优势
气举法双梯度钻井具有如下优势：
（1）气举法和欠平衡钻井在实现机理上有一定的相似性，而欠平衡钻井技术的研究与应用目前已经成熟，所以气举法在技术原理上具有较为成功的参考依据；
（2）它与传统单梯度的隔水管钻井相比，不需要对钻井设备作太多的改动，只需要添加一套氮气分离设备、一套注气附加管线和一台注气泵，对于成本高昂的深水钻井来说，这就大大节省了设备改造上的资金投入。据估计，应用隔水管气举法时，至少能降低9%的成本，大部分情况下可以降低17%到24%。
2.3 隔水管稀释双梯度钻井技术
将低密度流体注入隔水管底部，使隔水管环空内的流体密度降低，接近海水密度，从而在隔水管环空和井眼环空形成两个不同的流体密度，国外把采用这种方式进行的双梯度钻井称为“隔水管稀释”。
2.3.1 隔水管稀释双梯度钻井系统的工作原理
在隔水管稀释双梯度钻井系统中（图4），密度“较高”的钻井液从钻柱被泵送到井下，通过钻头后从钻柱与裸眼或钻柱与套管之间的环空上返。在隔水管环空接近海底或海底以下的某一个点，密度“较低”的稀释流体（即低密度流体）通过注入管线从隔水管底部或海底以下注入隔水管环空，在注入点以下的隔水管内形成“被稀释的”的、接近海水的流体密度，而注入点以下不断增加的总体钻井液梯度则变得类似于或更接近于自然产生的孔隙压力-破裂压力梯度剖面。被稀释的钻井液返回海面后，要采用特制的高规格离心机连续进行分离，将其分离回原来的“钻井液密度”和“稀释流体密度”两种组分。这一分离方法是隔水管稀释双梯度钻井的核心技术之一。隔水管稀释钻井系统使用的另一个重要工具就是钻柱断流阀（即钻柱阀）。该阀安装在靠近钻柱底部的位置，其作用是在必要的时候阻挡钻柱内较重的钻井液进入环空。
图4 隔水管稀释双梯度钻井的循环系统（采用海底防喷器组时）
2.3.2 钻井液与低密度流体的类型与配方
为了使隔水管稀释双梯度钻井系统正常工作，要求钻井液在井眼内和在隔水管内都能悬浮固相并能有效地携带岩屑，钻井液即使被未加重流体高度稀释后也应能发挥这些功能。
因为合成基钻井液在墨西哥湾深水钻井中应用较多，所以将其选为隔水管稀释钻井中最具代表性的钻井液类型。贝克休斯和Baroid公司各自提出用于墨西哥湾深水钻井作业的合成基钻井液性能要求（见表2 和表3）。
静切力分别取自10 s，10 min和30 min。2.3.3 隔水管稀释双梯度钻井技术的优势
（1）隔水管稀释通过调整钻井液的各种性能，提供一种稳定而又容易控制的工艺过程，不必安装大型、昂贵、复杂而又难以处置的海底组件。
（2）隔水管稀释双梯度钻井系统适合在现有的许多钻井平台（船）上使用，不必对平台进行大的改造。如果该技术与小井眼钻井配合，则非常适于在早期的移动式钻井平台上使用，因为与现代深水钻井平台相比，这些平台的钻井液泵送和处理能力更适合实施这项技术。
（3）通过对实例井的研究表明，与常规作业相比，隔水管稀释双梯度钻井至少可降低钻井成本7%，如果加上采用较小直径隔水管和小型钻井平台节省的费用，隔水管稀释法降低的作业成本还要多。
（4）对于地层压力剖面类似于深井的大陆架地区（如墨西哥湾）来说，尤其是在需要钻过盐丘的情况下，采用隔水管稀释双梯度钻井技术也许是最适宜的选择。
（5）由于其独特的双密度特性，该技术还非常适合钻进衰竭油藏，在钻进水平井的水平段时也具有一定优势。
3 我国双梯度钻井技术的研发现状
双梯度钻井技术的研究在我国还处于起步阶段，前期工作主要是跟踪国外双梯度钻井各种方案的最新进展，研究其技术原理和相关配套技术，以期能提出适合我国深水油气开发的双梯度钻井技术方案以及装备方案，研发一套具有自主知识产权的深水双梯度钻井技术和装备，为双梯度钻井技术在我国深水油气田的应用提供必要的技术支持。
最近几年，中国海洋石油总公司、中海石油研究中心、中国石油大学（华东）等单位的科研人员，对双梯度钻井的原理、水力学计算及实施方案等进行了研究，并申请了一些国家专利，其中包括以注空心球为手段的“一种实现双梯度钻井的方法及装置”、以注低密度流体为手段的“一种基于双梯度的控制压力钻井方法及装置”等。
4 对我国开展深水双梯度钻井试验研究的分析与建议
4.1 注空心球法是适宜于南中国海深水作业的双梯度钻井方案
注空心球双梯度钻井分离工艺简单，成本低廉，在中等深度的深水（600～1 500 m）中有较好的应用前景。综合考虑我国海洋油气开发工程装备能力、南海复杂的气候环境和油气藏特性，我国有关科研单位开展了适宜于南海深水的双梯度钻井方案的优选，优选结果表明，注空心球系统是最适宜于南海深水作业的双梯度钻井方案，有可能成为解决制约我国深水钻井技术发展的一个突破口，具有潜在的应用价值。但是为了实现注空心球双梯度钻井系统在我国深水油气开发中的应用，还需要对空心球注入方式、分离技术、分离设备等相关技术进行全面研究，并按照计划有针对性地进行探索型应用，形成一套适合我国深水油气开发特点的双梯度钻井技术体系，为我国深水油气勘探开发提供技术支撑。
4.2 隔水管稀释双梯度钻井系统相对简单但降低作业费用效果不明显
隔水管稀释系统主要依赖于对现有技术的扩展和延伸来获取双梯度钻井的经济效益。该方法通过调整钻井液的各种性能，提供一种稳定而又容易控制的工艺过程，不必安装大型、昂贵、复杂而又难以处置的海底组件。隔水管稀释双梯度钻井系统适合在现有的许多钻井平台（船）上使用，不必对平台进行大的改造，实施起来也较为简单，安全性较强。但应当指出的是，隔水管稀释方案降低作业费用的效果不是很明显，试验证明与常规系统相比大约可节省7%（不包括采用较小直径隔水管等节省的费用）。
4.3 隔水管气举方案降低费用效果明显但安全风险问题需要考虑
隔水管气举双梯度钻井方案主要利用现有的工艺设备，但要增添压缩机、现场制氮设备或氮气供应等，与常规工艺（假设没有事故处理费用）相比，至少能降低9%的作业成本，大部分情况下可以降低17%到24%，如果加上使用小直径隔水管和小型钻井平台节约的费用，总成本有可能降低50%左右（估算的无故障成本）。但该技术遇到的主要问题是较高的压缩机费用、氮气费用、腐蚀问题、气体的可压缩性导致的压力梯度的非线性、难以将氮气从钻井液中重新分离出来等。而且，由于井控等安全风险问题同时存在，所以在决定采用该方案时应当慎重，应当根据作业环境、钻井装置的类型、设备条件等诸多因素认真进行特定环境条件下的可行性研究。
4.4 加强对国外双梯度钻井技术最新发展的跟踪、研究与借鉴
双梯度钻井是一项正处于发展中的新技术，随着理论研究与模拟实验的不断深入、水下与海底设备的不断改进、操作参数的不断优化、工艺流程的不断完善、局限性的不断克服、深水钻井装置及其配套设施的不断升级与改造，双梯度钻井的各项技术方案将更加成熟，优势将更加突出，推广应用效果将更加明显。为加快我国深水油气资源的勘探开发步伐，有必要针对我国海深水区块的实际情况，及时跟踪和研究国外双梯度钻井技术的最新发展，借鉴其成功经验，开发适合我国国情且具有自主知识产权的深水双梯度钻井技术，形成一套能指导我国深水油气开发的钻井技术体系。这不但能为我国深海油气勘探开发提供技术支撑，而且对于全面提升我国深水钻井技术水平、使我国在全球深海油气勘探开发的国际竞争中处于有利地位，具有重要的战略意义。
参考文献
[1] 殷志明，陈国明，许亮斌，等.采用双梯度钻井优化深水井井身结构[J]. 天然气工业，2006，26（12）：112-114
篇2
【关键词】钻井技术 统筹建议 发展趋势
国内钻井发展的大趋势，浅井，裸眼井基本绝迹。现在大部分油田区块已经进入了后期开发，新区块的发现越来越困难，钻井工作量问题也是一个大问题，很多的油田钻探队伍已经需要去外部油田进行钻探，钻井队伍的生存问题，尤其是小钻，也已经渐渐凸显出来，以前的铁人搅泥浆抬仪器的时代已经成为历史，对于钻井技术的发展，要求也已经越来越急切。当现有的区块工作量明显降低后，中小井队的低标准钻井也必将被淘汰，取而代之的是高技术井，深井。因此，如何提高钻井技术，增加竞争力是核心要求。对于现状我研究了我国定向钻井，空气钻井和控压钻井的新形势。
1 国内钻井关键技术现状
1.1 定向钻井完井技术
随着我国社会经济的进一步发展和油田开采数量的不断增加，定向钻井技术的重要性越开越受到人们的重视。目前定向钻井技术已在国内外石油开采行业得到了广泛的应用，并在石油行业中占据了较高的地位。它类型多样，有低斜度定向井、中斜度定向井、大斜度定向井，使用方便灵活。但在使用灌溉技术的过程中又不可避免的存在许多问题，包括定向仪问题、
轨迹控制问题、气体钻井井斜问题、井眼清洁问题等各个方面。随着我国越来越多的海洋、陆地的大型油田的开发，定向钻井技术更得到了长足的发展和提高，该项技术的重要性十分显著，在实际油田开采中应通过科学合理的措施加以克服和解决这些问题，以推动我国定向钻井技术、油田事业的发展，促进我国经济的繁荣。
1.2 空气钻井完井技术
空气钻井技术作为近年来快速发展起来的一种钻井新工艺，在大幅度提高钻井效率、提高钻井施工队伍经济效益的同时，也存在着井斜控制难度大、地层出水、地层坍塌、井下爆炸等诸多问题。本文主要针对这些现状提出一系列改进措施，以期在实际操作中尽量避免。
空气钻井技术能够避免产油层受到钻井液的污染，有助于提高油井生产能力，并杜绝由于钻井液的大量漏失而造成的不必要的浪费。对于高渗、裂缝性地层以及对入侵液体高度敏感的地层，空气钻井技术是降低钻井液、滤液及固相侵入，防止损害储层的一种有效方法。然而，作为一门新的应用技术，在我国，空气钻井技术存在着井斜控制难度大、地层出水、地层坍塌、井下爆炸等诸多问题。
1.3 控压钻井完井技术
控制压力钻井（MPD）是为解决复杂地层钻井中出现的复杂问题，提高钻井效率，降低钻井成本的而发展的一种先进钻井技术，已在国外得到广泛应用。而我国由于许多油田存在较多老井，为避免不必要的损失和对油藏的损害导致开采剩余油层不得不用欠平衡钻井技术（UBD），据调查，我国许多大型企业的油田都需要欠平衡钻井技术来解决严重的漏失问题。同时，由于在新疆油田、中国西部地区有的油井钻井密度较大，难以控制泵冲次，极易导致漏井，井涌等问题。这种情况更需要采用MPD技术来精确控制井眼的压力。由于海上钻井平台日费用很高，出现井漏或钻井中产生气体的井用常规的压力控制很难连续、安全地钻井。我国UBD和欠平衡完井的技术和装备正在逐渐完善，应该相信，从UBD发展起来的MPD、CMC技术在我国也一定会有广阔的应用前景。 2 国内钻井技术发展建议
与国外先进技术相比，国内钻井关键技术仍存在许多差距，主要表现为：
（1）钻井装备技术仍有差距；
（2）钻井随钻测量与控制高新技术差距明显；
（3）复杂地质条件深井超深井安全高效钻井手段少、技术水平低；
（4）提高油气井产量、剩余油采收率方面的钻井技术储备不足，差距较大；
（5）套管 / 尾管钻井和连续管 / 膨胀管钻井等特殊钻井工艺还有差距。
为解决钻井关键技术瓶颈，满足国内日趋复杂和低渗透油气勘探开发生产需要，缩短与国外技术差距，建议加强钻井高端仪器装备和关键技术研发。未来应重点围绕提高油气井产量和油气采收率的钻完井、井下信息测传与控制、复杂地质条件下安全高效钻完井、深水钻井完井等 4 个领域的关键技术与装备开展攻关。进一步发展新型高效破岩工具、低成本的地质导向、自动垂直钻井、多参数 LWD、多分支井、径向钻井、MRC钻井和精细控压钻井等高新技术，深化气体钻井和水平井，攻克旋转导向钻井、井下数据大容量快速测传、随钻导航、随钻地震和NDS 钻井等技术，推进钻井技术步入自动化钻井阶段；研发连续管钻井、膨胀管钻完井、微小井眼钻井和智能完井等一批核心技术和特色技术。提高低渗特低渗透油气藏、稠油和老油田剩余油开发效果，明显减少深井超深井复杂事故，大幅度提高钻井速度，
降低“吨油”钻井成本，实现效益最大化。
3 钻井技术的发展趋势
进入21世纪，我国钻井技术得到快速发展，常规钻井技术得到进一步强化，特色钻井技术优势明显，钻井装备与工具发展迅速；深井钻井、欠平衡和气体钻井、水平井等方面取得了技术突破，整体技术水平得到很大的提升，与国外差距不断缩小。自20世纪90年代初开始，世界钻井技术进入快速发展期，随着钻井技术新时期的到来，钻井技术已经成为打开和建立油气通道，已经成为提高油气井产量、提高采收率等增储上产的新途径和主要手段。成纵观世界钻井技术发展，总体来讲呈现出以下发展趋势：
（1）钻机设备呈现新特点，表现为专业化钻机得到快速发展；规模向两极化方向发展；钻机控制实现自动化、智能化；大力发展新型石油钻机，采用人性化设计。
（2）实现技术创新，不断研发高新技术，实现优快钻井，达到降低钻井成本，及时发现和保护油气层。
（3）提高仪器精准度，井下随钻测量和控制仪器与工具朝信息传输多通道、大容量、精确快速、智能化和自动化方向进一步发展；
（4）探索新型钻井方式，例如新型杆管钻井呈现多样化、技术逐步配套完善、应用快速增长态势。
（5）注重钻井实效，用钻井方式提高单井产量、油气采收率和开发效益已成为钻井发展的主导趋势。
4 结论
综上所述，钻井技术的重要性决定了它的价值将不断提高，未来可能向着高压高温、深井、超深井和复杂井等方向发展，去解决更多生产实践中的问题，更有望向着三维可控与可视化钻井技术方向大力发展，实现钻井生产实时监测系统的广泛应用，运用结构化和模块化对应用软件进行设计、编程、调试及维护，使应用软件具有良好的维护性、容性和友好界面。在测井、固井、完井等作业中更有利于实现误操作现象，亦可由相应的仪器来采集各作业的油气钻井数据，实现钻井技术的更有效控制和改善。
参考文献
[1] 沈忠厚，黄洪春，高德利.世界钻井技术新进展及发展趋势分析[J].中国石油大学学报（自然科学版）. 2009（04）
篇3
小井眼;侧钻井;寿命;工艺
辽河油田各老区块经过较长时间的开发生产,由于套管变形或损坏以及井下落物事故不易处理等多种原因的影响,陆续有部分油水井不能维持正常生产,造成原油及天然气产量逐年下降,严重威胁到油田正常生产。为了降低钻井综合成本,挖掘老井产能,辽河油田正在开展小井眼开窗侧钻技术的研究与应用。小井眼开窗侧钻技术就是利用老井井身对油藏开发再挖潜,并充分利用老井原有的一些设备,使老井的的生产潜力得以充分发挥的新技术新工艺,从而延长老井的使用寿命,提高原油产量,同时还可以利用老井的井身大幅度降低钻井成本,缩短钻井周期,提高综合经济效益。因此,开窗侧钻二次开发老井的油气资源,在今后具有广阔的应用前景。
1.套管开窗技术
开窗点的选择。在选择开窗点以前,要收集原井眼的钻井资料和固井资料,然后根据收集的资料综合考虑,确定最佳开窗点。开窗点选择主要遵循如下原则:
尽量利用原井眼的有用套管,缩短钻井周期,节约钻井成本,充分体现开窗侧钻的优越性;通径、试压,保证开窗点以上套管完好,无变形、破损和漏失;开窗井段水泥封固好,井眼规则,井径扩大率小;根据工具及地层造斜能力,使井眼轨迹符合地质要求;尽量避开套管接箍3m以上,力求少铣套管接箍;开窗井段地层相对稳定,无复杂及坚硬地层。
开窗前准备工作。挤灰封堵窗口以下原井段或者原射孔井段;通径至窗口以下5m,试压15Mpa稳压30min压降不超过0.5MPa确定封井器和水泥封固合格。
开窗侧钻工艺技术。目前,应用比较广泛的套管开窗侧钻方法主要有导向器开窗侧钻和段铣开窗侧钻两套方法。
式中:—井眼方位角增量;—导向器导斜角(导向器斜面与井眼轴线之间夹角);—导向器装置角;—第一测点或原井眼井斜;—第二测点或待钻井眼井斜角。
导向器送入与固定技术。在不考虑开窗窗口方向的侧钻作业中,一般采用直接投入的方法投“导向器”,并注水泥固定。在考虑窗口方向的侧钻作业中,需用地面直读式陀螺仪定向,确定导向器斜面的实际方位值,然后注水泥固定。
开窗过程的钻具组合与参数配合。套管开窗侧钻工艺过程分为三个井段,其钻具组合与技术参数配合如下:
第一阶段:起始磨铣阶段。从铣锥导向器顶部上方某一点到磨铣底部直径圆周与套管内壁接触段。在施工中启始铣鞋均应采用较大刚度的钻具组合。注意轻压、慢转,钻压5~10kN,转速60~65r.p.m,使铣锥先铣出一个均匀接触面。
开窗方式优选原则。开窗方式的选择应综合考虑甲方地质要求、老井眼状况、地层特点以及侧钻工具的侧钻造斜能力等各方面的因素。
优选原则:如果侧钻地层硬。固井质量较差,老井井眼井下情况复杂、井斜角较大、套管及套管扶正器不易锻铣,开窗点可选择范围有限时,一般选用导向器开窗方式。目前辽河使用的基本都是导向器开窗方式。
3.现场应用
套管开窗侧钻技术并结合延长侧钻井寿命技术在辽河油田应用取的了良好的效果。每年应用300多井次,取得了巨大的经济效益。洼10-24C井在1000多m利用导向器开窗并在1300~1530m扩孔,充分利用老井生产套管,可以节省钻井投资达40%。而且该井投产后产量稳定,生产状况良好,没有出现异常情况。
4.结论
小井眼套管开窗侧钻是提高老油田中后期产能的一项重要措施,应用也将更加广泛。
能使老井复活,保持和完善原有的井网结构;延长油藏开采年限,提高最终原油采收率;可以大幅度降低钻井成本;导向器的固定是导向器开窗侧钻的关键;小井眼固井技术是延长侧钻井寿命的关键;侧钻井开窗技术和延长侧钻井技术还需要进一步深入研究。
[1]张云连.钻井新技术[M].北京.石油大学出版社,1999.12
[2]李斌文.TK602井套管打捞及侧钻施工[J].石油钻探技术,2001.08
篇4
关键词：定向深，，裸眼段长，高、低压同层，高温，高压盐水层，
中图分类号：TE242
利72-斜1井是一口设计垂深4020.00米、斜深4111.77米的深定向评价井。该井设计Φ244.5mm技术套管下深2650米，大直径钻头钻进影响进度。三开裸眼段较长，同一裸眼井段存在着不同的压力层系和盐水层；沙三、沙四段易发生塌、漏、喷、卡等各种复杂或事；深部高温对钻井液的影响容易使性能变差导致复杂的发生等重重风险。通过调查邻井资料，周围邻井有多口井发生过各种不同的工程复杂和事故，加之井较深岩石可钻性差等，使钻井施工周期长成本高。
1 钻井液方面影响钻速分析
通过调研收集邻井复杂与事故及施工周期等资料，周密详细和认真细致的分析影响钻井速度的原因，找出每一个施工工序的风险因素和影响钻速的钻井液方面的根本原因，根据本井钻井设计分析每一井段风险要素和施工难点。
1.1 二开Φ311.1mm井眼且井较深段长，明化镇组、馆陶组地层蒙脱石含量高，钻进中容易造浆则机械钻速受到很大的影响；东营组地层砂泥岩互层多，应控制好般土含量、放开滤失量、采用尽量低的粘度，否则钻速可受到较大影响；沙二段地层有较高压水层，钻井液易受到污染性能变差，使井壁不稳定发生坍塌掉块，导致井眼不畅通、划眼等阻碍了钻井进度和技套的顺利下入。
1.2 三开井段裸眼段较长，沙三上、中部压力系数相对低，而沙四段存有高压盐水层和高压油气层，易出现上漏下喷甚至卡钻的复杂或事故。
1.3 该井地质设计深部有高压盐水层，高压盐水对钻井液性能的污染，钻井液易受到破坏，性能变差，导致井下复杂或事故影响钻速。
1.4 井深地温梯度高，对钻井液的高温稳定性有更高的要求，否则，钻井液性能不稳定，导致井壁不稳定，延长施工周期。
1.5 由于该井深部高压盐水与高压油气层的存在，钻井液密度需达1.80以上，才能平衡此压力，定向点较深地层硬进尺慢，加之是一口评价井，不允许使用有荧光的处理剂，对钻井液的防粘卡有更高的要求，否则，钻速将受到较大影响。
2 钻井提速钻井液技术措施优化及实施
针对以上风险要素和施工难点采取相应的技术措施，预防复杂和事故的发生，提高钻井速度。
2.1 二开井段钻井液技术措施与应用。（1）二开馆陶组以上井段选用抑制性强的无固相钻井液体系，控制过早造浆，使般土含量控制在10g/ L以下，钻进泵排量在55L/S以上，单泵不允许打钻，使这一井段的机械钻速有效提高，而且形成的井眼有一定的开放扩大性，也是预防“卡脖子”复杂情况的重要措施之一。（2）东营组井段含有砂泥岩交替互层，相对防塌不是重点，钻井液以控制般含在45～70g/ L之间，钻井液滤失量适当放开，足量加入高分子聚合物和铝胺基抑制剂，抑制粘土颗粒水化分散，控制亚微米和小于1um的胶体颗粒对机械钻速的影响等。（3）钻进入沙一底部改造体系为抑制性防塌钻井液，足量加入褐煤类降失水剂和具有抑制、封堵性的低荧光沥青类防塌剂，加量在3%-4%之间，形成良好的滤饼使井壁稳固畅滑，钻井液密度逐步提高至1.25g/cm3以上，预防沙二段水层侵污钻井液，保持性能稳定良好，避免了邻井因水侵使井壁坍塌导致划眼复杂情况。该井二开仅用12天时间就顺利的完成了2650米技术套管的施工工序。
2.2 针对三开井段，同一裸眼内不同的压力层系共存，为防止出现漏、塌、卡、喷等复杂或事故的发生，要求钻井液具有强的封堵性，有效封堵地层层理和微裂隙阻止钻井液及其滤液进入地层，达到稳定井壁、提高地层承压能力防止井漏的目的[2]。施工中采用了多元随钻封堵承压防塌防漏技术，在钻井液密度达到1.70 g/cm3时，为达到更好的防漏效果，又加入了3%的酸性膨胀堵漏剂，强化封堵隔层的承压能力提高漏失压力和破裂压力梯度，扩大安全生产的钻井液密度窗口，该井在钻开高压层时发生了溢流，在压井作业中钻井液密度最高达到1.87 g/cm3没有造成井漏，同时在后期的钻进、电测、固井等施工作业中没有发生漏失、井壁失稳现象，杜绝了复杂和事故的发生。
2.3 因沙三下以下地层含有高压盐水层，为解决钻井液的抗污染问题，优选抗盐、抗钙性强的聚硅氟醇防塌钻井液体系，采取了以下技术措施。（1）足量使用优质的聚合物和铝胺基抑制剂，强化钻井液的抑制性，严格控制膨润土含量，防止黏土颗粒细分散，保持有效般土含量控制在50-70g/l之间，钻井液中般土粒径中值在3-5um范围内。（2）三开后所使用的处理剂全部选用抗温、抗盐、抗钙性强的处理剂，如：SF降粘剂加量1%左右，SF稳定剂保持在2%以上，SMP-2 、抗盐钙聚合物降失水剂，抗盐抗钙能力强，能有效降低钻井液的高温高压失水，明显改善滤饼质量，增强钻井液的防塌和热稳定性，加量达到3%以上，KFT加量3～4%等处理剂，表现出良好抗无机盐和降粘的稳定性，并且具有超强的抗高温、高固相的能力。（3）保持衡钻进，根据井下实际适时调整钻井液密度，确保井眼内液柱压力能够平衡高压盐水、油气层压力。通过实际应用，该井钻开盐水层后，钻井液高温高压滤失量小于11mL，并且有良好的流动性和稳定性。
2.4 由于深井高温的影响要求钻井液有良好的抑制性，良好的流变性和热稳定性能够有效防止钻井液高温后稠化或高温降解和高温减稠。三开后所选用的处理剂必须是：高温稳定性好，在高温条件下不易降解，对粘土颗粒有较强的吸附能力，有较强的水化基团，在高温下有良好的亲水性，能有效地抑制粘土的高温分散作用的处理剂如：SF-1、SF-4 SMP-1、SMP-2 、KFT、ZX-8、表面活性剂等。在该井长达50余小时的测井作业中，钻井液表现处理良好的稳定性，确保了井眼稳定畅通。
2.5 由于该井是一口高密度评价井，定向段在2900米相对地层较硬，在高压下钻深井泥页岩时，钻屑颗粒吸附钻头对机械钻速的影响更大[3]，所以搞好钻井液的性尤为重要。首先优选抑制性强的高分子聚合物，使用好固控设备控制好有效的般土含量，努力清除劣质固相，在多元屏蔽承压防塌防漏技术和足量的优质钻井液处理剂的情况下，井壁能形成良好的优质滤饼，钻井液性能本身就具有较好的性，在此基础上根据滤饼磨阻系数适时加入聚醚多元醇防塌剂。聚醚多元醇防塌剂是由聚乙二醇、聚乙烯醇、聚醚、表面活性剂等多种成分组成，它的强抑制性与浊点效应具有良好的抑制泥页岩稳定井壁及性能。该井加量在5-7%，效果明显，在钻井液密度1.80 g/cm3以上时起下钻磨阻都小于100KN。电测和下套管作业中，为提高性在裸眼内封入2%+3%的塑料小球与玻璃微珠浆，由滑动摩擦变滚动摩擦进一步加强了钻井液的性，确保了各个施工工序的顺利进行。
3 应用情况与效果
该井总结和吸取了邻井施工中发生的各种井下复杂和事故的经验教训。根据地质、工程设计，优选出了适合各井段的钻井液体系和技术措施，有效预防了钻井施工中复杂和事故的发生，使得该井以钻井周期45天、建井周期55天的速度，快速优质顺利的完成了该井的施工任务，该井在井深比周围多口邻井深200多米的情况下建井周期提前28天完井，井眼畅通顺利，安全无事故减少了对储层的浸泡很好的保护了油气层，控制了复杂和事故的发生等降低了相应的成本降低了综合钻井成本获得了可观的经济和社会效益。
4 认识与建议
1） 由于对邻井钻井施工出现的复杂与事故的认识和分析，对该井每一井段钻井液技术措施认真周密细致的策划，并在钻井施工中认真落实方案，达到了良好的预期。2） 施工中对上井钻井液处理剂严格验收，做好小型试验，确保钻井液性能达到要求，即节约人力、物力和财力，又使得井下安全畅通，是提速的一重要因素。3） 建议在钻井提速施工中，钻井液滤失量要以井段或地层分层、岩性矿物来控制其大小，以井壁稳定、井下安全为衡量标准，要有的放矢，对不易垮塌的地层应放开，易垮塌的地层不能因为机械钻速的降低而不严格控制，否则井壁失稳造成的复杂或事故将大大的影响建井周期，不但得不到提速效果，而且将要投入大量的处理复杂的成本，得不偿失。
作者简介 郭良，1967年生，石油大学石油工程专科毕业。现任胜利油田钻井液工技能大师，高级技师。
参考文献
[1]屈沅治，孙金声，苏义脑.快速钻井液技术新进展[J].钻井液与完井液，2006，23（3）：68-70
篇5
关键词：钻具组合 钻头选型 钻井参数 钻井液
一、地质资料
油藏类型构造-岩性油藏，油藏中深3000m，地层压力29Mpa，饱和压力16Mpa，孔隙度13%，渗透率11.2*10-3um2，原油粘度8.74mPa.s储层为无-弱带敏、弱碱敏、弱水敏、弱盐敏、无酸敏，渗透率小等特点。
二、井身结构
三、一开施工
四、二开施工
分析：由于二开直井段上部地层较软，岩性为棕黄色泥岩和砂质泥岩互层。故选用HAT127钻头，这样可以大大提高机械钻速，一般能保证50m/h。钻压前期控制在80-120KN，后期可控制在120-160KN。通过对地震剖面和区块钻井分析，上部地层地层倾角小，不易井斜的特点，采用钢齿牙轮钻头。由于该钻头轴承寿命短，于是采用低钻速钻进，近而可以延长钻头使用寿命，保证纯钻时间70h以上，从而保证单只钻头钻至1900m，钻至沙三组地层，顺利通过井深1750m处的砾石层，为下一步使用PDC钻头打好基础。
1.3钻井液体系
331-1200m使用清水，采用大循环钻进，加足干粉量，保证砂子絮凝沉淀于大循环。长杆泵时刻抽清水，防止抽砂子进循环罐，造成含砂量大，井眼里进行恶性循环，从而出现卡钻等复杂情况。清水钻进能保证上部地层井眼稍大一些，防止后期糊井眼，起下钻困难。改完小循环后，在未进入沙一段时，钻井液失水不用降的太低，一般在10ml足够，并且不用大幅度调整泥浆性，利用地层原始造浆来携带岩屑，保证井眼平滑。在很大程度上可以既保证井下安全又提高机械钻速，并且为后期施工提供保障。
2.二开定向段
2.1钻具组合
2.2钻井参数
钻压：30-40KN，转盘转速：60r/min，排量：1.8 m3/min，水眼直径：11mm*3 泵压：18Mpa
分析：沙三组地层以湖相沉积的暗色砂泥岩为特征。岩性主要以灰色及深灰色泥岩平砂岩、油页岩及炭质泥岩。坨128区块定向点一般为2300m左右，为了节省起下钻次数，本趟钻提前下入动力钻具，一方面由于沙三组地层倾角大，用常规钻具易斜。提前下入动力钻具带仪器可以随钻检测，随时调整井斜，保证直井段打井。另一方面上个牙轮钻头顺利穿过砾石岩地层，下入4FPDC钻头为最佳选择，由于该类型钻头刀翼长，金钢石颗粒大，可大大提高机械钻速。另一方面使用4FPDC钻头定向时不易托压，寿命长，可以避免牙轮钻头使用寿命短的缺点，减少起下钻次数，保证机械钻速。从而有效地缩短钻井周期，达到快速高效地打好每一口井。
2.3钻井液体系
进入定向段采用聚合物钻井液体系，将失水控制在5ml左右，确保井眼稳定性。同时前期定向钻进一般至井斜10度左右摩阻开始出现，此时一般不加入材料，主要靠泥浆性能，一方面保证泥浆流动性，另一方面保证泥浆粘度，在携岩保证的情况下采用低粘度钻井。
3.二开稳斜段
3.1钻具组合
3.2钻井参数
3.3钻井液体系
聚合物钻井液，进入稳斜段后摩阻较大，需加入剂，一般为原油，保证泥浆原油含量在10%-15%。失水控制在4ml左右，加足防塌剂，泥浆性能各指标必须达到设计要求，保证井下安全。油层前100-200m加好油层保护剂，保护好油层不被泥浆污染和长时间浸泡，为后期提高采收率做好准备
五、防碰工作
由于坨128区块为老油区，井网布置比较密集，防碰工作特别重要。首先要落实好周边井井身轨迹，特别是新井，正钻井的井身轨迹，做好防碰扫描。在具体施工过程中，特别是距离较近的点要观察好扭矩变化情况，有无蹩跳情况出现，磁场变化情况以及砂样变化情况等，保证万无一失。
六、总结
1.坨128区块主要施工难点为查找好砾石地层的井深，这为合理选择钻具结构，钻头等至关重要。
2.坨128区块一般设计密度为1.25g/cm3，在实际钻井过程中用该密度平衡不了地层压力，会出现CO2侵和油水侵的情况，需将钻井液密度提高至1.28-1.30g/cm3才能保证安全钻进。
3.坨128区块由于井网密集，一定要做好防碰工作。
4.坨128区块一般为台子井，直井段防斜打井是关键，千万不能自断后路。
参考文献
[1]《钻井工艺原理》（上、中、下），石油工业出版社，刘希圣主编.
篇6
【关键词】 钻井液 钾盐共聚物 技套施工
达深14井位于徐家围子断陷安达凹陷北部。达深14井由于采取了钾盐共聚物钻井液技术，施工安全顺利。
1 地质工程概况
1.1 地质概况
上部地层泥质胶结，较疏松。青山口组岩性主要为深灰色泥岩为主，大段泥岩段地层要防止井壁坍塌、防止井漏。泉头组中为灰绿、紫红色泥岩为主。登娄库组为深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩为主。
1.2 工程概况
达深14井一开使用444.5mm钻头钻至井深351m，下入339.7mm套管至井深350m；二开用311.2mm钻头钻至井深2802m，下入244.5mm套管至井深2802m。
在1368m、1720m、1920m、2300m、2730m进行短起下钻都较为顺利，在姚一段缩径现象较为突出的层位，短起下钻也没有明显阻卡现象。在青山口硬脆性泥页岩地层没有明显剥落掉块，井壁稳定。
2 钻井液技术难点
（1）该井二开裸眼井段长达2452m，井壁在钻井液的浸泡和频繁起下钻过程中钻具对井壁的撞击下，掉快剥落甚至发生井塌、卡钻等恶性事故。（2）大段泥岩发育，易水化膨胀，影响井壁稳定，钻井液流变性能控制难度加大。（3）青山口黑色硬脆泥岩黑褐色油页岩，大段泥岩段地层要预防井壁坍塌、井漏难度较高。
3 现场钻井液技术
3.1 一开（0～351m）
防止井口垮塌、井漏是该井段重点。为保证大井眼钻井液的携岩性和井壁稳定性，用预水化膨润土浆（200m3水+8t膨润土+0.4t纯碱）开钻。钻井液黏度为50s，密度1.05g/cm3。完钻后大排量洗井。套管下入顺利。
3.2 二开（351～2802m）
二开井段裸眼段长达2452m，重点是抑制地层造浆、保持井壁稳定、防止泥包、缩径卡钻要、防止井壁坍塌、防止井漏。
上部井段（351～1370m）主要为泥岩，造浆能力强，易缩径而造成起下钻困难。钻井液以钾盐共聚物控制造浆为主，保持低密度、低黏度；钻井工程方面保证大排量洗井，让钻井液在环空中成紊流状态，以提高钻井液对井壁的冲刷能力，使井眼更加清洁。二开钻井液配方如下：
4.40～5.50%膨润土+2.00～4.00%（土量）纯碱+1.00～2.00%（土量）KOH+2.00～3.00%KFT+1.00～1.50%YGT+0.30～0.40%WDYZ-1+0.3%HX-D+0.80～1.00%NPAN
钻井液密度为1.05～1.15g/cm3，黏度为40～50s，虑失量为6mL，塑性黏度13mPa.s，动切力为7Pa。在钻进过程中，根据钻井速度、钻井液性能和振动筛上返出的钻屑特征，细水长流地及时补充预水化处理剂胶液，使WDYZ-1、HX-D、NPAN的含量不低于0.3%、 0.3%、0.8%。该井段钻速块，本井段400米左右出现虚泥饼，在增加WDYZ-1、HX-D、NPAN至上限，增强了钻井液的抑制性，有效的修整井壁，使在下段地层钻进时，没有受到影响，井壁稳定，返砂正常，起下钻通畅，没有发生阻卡现象。
下部井段青山口组（1580～1955m）存在大段黑褐色油页岩，为防止掉块井塌造成井壁不稳定，必须严格控制虑失量。以高浓度WDYZ-1、HX-D水溶液配制的药液来提高钻井液的抑制能力和防塌能力，保持钻井液密度在1.20～1.22g/cm3，黏度为50～70s，虑失量不大于4mL。
泉头组（1955～2770m）及登娄库组顶端（2770～2802m）存在大段泥岩，易造浆，且存在大段硬脆性泥岩，易掉块，需调整好钻井液性能，减少掉块程度。为了保证钻井液在高温的稳定性，加入1.00% GWJ、1.00%SF260，提高钻井液的表面活性，阻止钻井液在高温和高PH值条件下的溶胶化程度。
二开钻井液性能见（表1）。
本井电测一次成功率100%，井径规则，平均井径扩大率为8.82%。套管下入顺利，固井质量优质。
4 结语
钾基共聚物钻井液性能稳定，抑制效果好，流变性能好，能满足上部井段施工需要。提高钻井液的防缩径遇卡、稳定井壁能力和性是长裸眼施工的关键技术。钻进过程中应充分使用固控设备，及时清除钻井液内钻屑和无用固相，提高泥饼质量，尽量控制密度，最好使达字号井中把密度控制在1.20g/cm3～1.22g/cm2，在控制泥饼上效果会更好些。
参考文献：
[1]徐同台.油气田地层特性与钻井液技术.北京：石油工业出版社，1998.
篇7
度的作用，在钻探过程中发挥的作用不可忽视。本文从钻井液的分类及特征、钻井液选择应
对措施和废钻井液处理技术三方面进行了分析。
【关键词】地质；钻探；钻井液技术；
中图分类号：K826文献标识码：A
一、钻井液的分类及特征
对不同地质特点的钻探施工采用不同的钻井液进行有效的保护岩壁和提高钻探的速度
非常重要。下面介绍几种钻井液的特点和适用的岩层情况。
1.1Cao―NaK粗分散钻井液
这类钻井液的制作是在淡水钻井液的基础上加上一定比例的氧化钙和钠化钾配置的。这
类钻井液的制作过程较为简单，而且成本低廉，对软土层的护壁效果也非常好，是在钻探过
程中较为常用的一种钻井液。
1.2PHP―NaK―KHm(BaSO4)高聚钻井液
高聚钻井液是在第一种钻井液的基础上增加了凝聚剂聚丙烯酞胺干粉等化学试剂炼制
而成。PHP－－NaK复配后具有较好的携岩能力和压涌护壁作用。这种高聚钻井液相对而言
较为容易调整，而且制作过程也并不复杂，维护方便，能随压涌钻进。
1.3PHP―NaK―CPAN低固相钻井液
在这种低固相钻井液中主要是利用了CPAN对失水量进行调节，CPAN还能降低塑性粘度，
具有携岩能力和剪切稀释作用;配加过筛锯沫或PAM干粉，有较好的堵漏护壁效果。
1.4PHP―NaK―PAC141防塌钻井液
这种钻井液的防塌效果较好，护壁性能强，适合土质疏松不坚固的地质层使用，使用添
加剂PAC141作为失水量调节剂能根据钻井液的具体情况调节稀释的程度。
1.5LBM钻井液
LBM钻井液是LBM低粘增效粉直接加入清水配制而成，在使用的时候可以直接用清水按
比例勾兑充分搅拌。因此，这种钻井液使用起来非常便利，而且性能稳定，可调性好，具有
较强的水化分散和防塌护壁作用，能有效地抑制钻杆内壁结垢，适用于绳钻和复杂地层钻进。
这几种类型钻井液的加入可以调节钻探地质的粘度和流变性能，大大减少钻探的阻力和对岩
壁的破坏作用，起到固定岩壁和保护岩壁的作用。钻井液的和稀释作用也可使泵的压力
减少，有利于提高泵的使用寿命。
二、钻井液选择应对措施
2.1初始钻井液的选择
钻探施工选择的钻井液粘度较高时，对时效的影响较大，可以采取粘度稍微低点同时固
相也相对较低的钻井液进行操作，即尽量选择低粘度、低固相且不易分散的钻井液。在配制
初始钻井液的时候要尽量选用质量优良的膨润土，控制好固相含量，而且质量优良的膨润土
在初次配制的过程中可以稍微多些。因为优质的膨润土对钻井液的抗污染能力有很大的作
用，如果膨润土够多，在失水量较低的情况下，钻井液抗劣质造浆成分污染能力还是较好，
相反，膨润土的含量较低，在失水量较低的情况下，容易造成劣质钻井液的入侵[1]。而且
在整个钻探的过程中要始终注意保持钻井液低固相。
钻井液的失水量可以适当控制得稍高，现阶段一般都采用强抑制的钻井液，在选用绳索
取芯钻探的时候可以适当将失水量降低来满足钻探的具体要求。为防止岩壁的坍塌可提前采
取样本进行滤液浸泡试验，选取优质的钻井液滤液。在进行这些实验的基础上，选择出合适
的钻井液配方再测试其抗污染成分的能力如何。钻井液抗污染能力成分的测定主要包括泥皮
的测定和沉降测定。钻井液在大量劣质造浆成分污染后泥皮会增厚，钻井液抑制泥质成分水
化分散能力强，岩粉水化分散作用小，处于游离状态，一旦从孔内返出很容易机械清除，或
采用絮凝剂将许多小颗粒岩粉絮凝成团块再被机械清除。在实验中尽量选取实验后沉降物越
多的钻井液配方。
2.2钻井液被污染后的维护
在钻探的过程中，钻井液的性质会随着地质层中杂质成分的入侵而逐渐发生改变，钻井
液的粘度会增高，固相含量增加，如果不采取一定的措施进行处理就会阻碍整个钻探的顺利
进行。在这个过程中可以采用机械清除和稀释等方法进行改善钻井液的状况。机械方法主要
是用物理的操作方法将大部分的岩土砂石等杂质成分进行清除，通过这种方法绝大部分的泥
质成分都能被消除。钻井液的抗污染成分能力越强就能更好的促进机械清除的进行，机械清
除得越彻底反过来也会促进钻井液的抗劣质钻井液造浆污染能力的增强[2]。
机械清除的方法主要适用于砂石等固态的杂质成分，对于在钻探过程中由于水化分散混
入钻井液的其他成分并不能很好的清除。这些有杂质成分以液态或者粉尘的形式组成钻井液
的一部分会造成钻井液粘度的增大，固相含量增高。这时候可以采用稀释或絮凝剂的方法来
维持钻井液的基本性能。钻井液在通过劣质的地层以后，其粘度和固相含量等指标性能都会
发生改变，而且泥皮也会出现不同的程度的增幅。从泥皮的变化情况也能较为准确的反应钻
井液的维护是否合理，对维护好钻井液的各种性能从而延长钻井液的使用寿命具有非常重要
的意义。
2.3全孔更换钻井液
采用钻井液处理剂虽然可以控制钻井液的粘度，固相含量，延缓泥皮增厚速度，但却无
法阻止泥皮增厚的趋势。因此，当泥皮增加到一定程度后，只能全孔更换钻井液。这样做虽
然浪费了许多钻井液，但从定向经济效益测算，仍然是合理的方案。
三、废钻井液处理技术
3.1固化处理方法
固化处理是目前国内应用较为广泛的处理方法。具体做法是在废弃钻井液中投入固化材
料，使其转化为土壤或胶结强度较大的固化体，然后就地填埋或用作建筑材料。原理是钻井
液中的固相与固化剂发生物理化学反应，其中的有害成分如重金属、高聚物、油类等被包裹
起来，其它的污染物也因为迁移通道的缩小而减小了向周围土地的迁移扩散。适用于油含量
＜50000mg/L，盐含量＜20000mg/L的废弃钻井液。该方法不仅可以明显减少重金属离子和
有机质对土壤、水体和环境的污染和破坏，还可以有效回填还耕，提高土壤的肥力。
3.2固液分离技术
固液分离技术是固化前的预处理，工艺流程简便，主要内容包括脱稳和絮凝。
（1）脱稳。化学破胶法可有效打破废弃物体的稳定状态，达到脱稳的目的。原理是通
过消除胶体的稳定因素，利用不稳定因素，再通过微粒之间的范德华引力及布朗运动，使胶
体微粒不断长大形成沉淀。
（2）絮凝。在废弃钻井液中加入适当的混凝剂(絮凝剂和凝聚剂的混合液)，改变钻井
液体系的物理化学性质，破坏其胶体体系，改变其中粘土颗粒的表面性质，让更细的颗粒产
生聚结，使其在机械辅助分离条件下实现固液分离。分离出的液体，经过二级絮凝过滤处理
后达标就可外排，固相进行掩埋或固化处理。
3.3再循环使用
当井距较近时，可在完井排放的钻井液中加入一定的处理剂改良其性质，然后运用到新
井。既可以降低钻井液的排放，保护环境，又可以减少钻井液的使用成本。一般用于大规模
的井位比较集中的矿区。
四、结语
随着科技的发展，这种复杂地层给钻探技术带来的难题将逐步得到解决。相信随着新的
钻井液试剂的出现，以及钻探工艺的不断提高将会促进钻探技术的不断提高，劳动效率得到
不断的提高。钻井液的无害化处理越来越得到重视。固化处理方法目前在广泛使用，同时应
用粉煤灰和微生物处理等新方法也在不断发展。绿色文明施工和可持续发展的思想将引领钻
探工程朝着清洁绿色的方向发展。
【参考文献】
篇8
（中石化西南石油工程有限公司临盘钻井分公司，山东 临邑 251500）
【摘 要】旋转钻井的发展可分为初期阶段、发展阶段、科学化钻井3个阶段。科学化钻井后期阶段成果主要有3大项：实现了井下信息关时检测、传输、处理、分析；开发了井下导向和井下闭环钻井系统；发展了新钻井技术。现代钻井技术发展趋势是：向信息化、智能化方向发展；向多学科紧密结合、提高油井产量和油田采收率方向发展；向有效开采特殊油气藏方向发展。建议：能引进的采取引进一消化一创新的技术路线来跟踪前沿，不能引进的国内自主开发；在水平井钻井技术、多分支钻井技术和欠平衡压力钻井技术三大新钻井技术方面，我国目前还有许多基础工作要做，建议有计划地组织攻关；钻井科研工作者在观念上应有新的转变。目前石油工程技术的发展要求钻井工程不仅要建油流通道，而且要担负提高单井产量和油田采收率部分任务以及开发开采特殊油气藏的任务，因此钻井科技人员应熟悉和了解采油工程和油藏工程有关理论和技术。
关键词 钻井技术；趋势；进展
1 钻井技术发展回顾
旋转钻井的发展可分为初期阶段、发展阶段、科学化钻井3个阶段。初期阶段（萌芽阶段）从1900年至1920年，发展阶段（经验钻井阶段）从1920年至1950年，科学化钻井阶段年代从1950至现在。科学化钻井阶段又可分为前期阶段（1950年到1980年）和后期阶段（现代钻井阶段）。前期阶段出现了9项单项技术：喷射钻井技术、优选参数钻井技术、平衡压力钻井技术、保护油气层技术、深井钻井技术、丛式钻井技术、高效钻井技术、井控技术、洗井液技术。后期阶段成果主要有3大项：（1）实现了井下信息实时检测、传输、处理、分析。该项成果使用随钻测量（MWD）、随钻测井（LWD）、随钻地震（SWD）、随钻井下钻井动态数据实时检测和处理技术（DDS）、地质导向技术（GST）及随钻地层评价（FEWD）等随钻测量技术，对地层参数、钻井参数、井眼参数进行实时检测、传输、处理、分析。（2）开发了井下导向和井下闭环钻井系统。（3）发展了新钻井技术（水平井钻井技术、多分支井钻井技术、欠平衡压力钻井技术），在此基础上发展了新的小井眼钻井技术、连续油管钻井技术。
2 现代钻井技术发展趋势
2．1 向信息化、智能化方向发展信息化钻井技术以MWDE、LWD、SWD、FEWD、GST、DDS为主要特征
智能化钻井技术是由井下导向工具、测试工具、作业控制三者组成的闭环钻井系统。l990年由数家大石油公司合作，历时5a，耗资1000万美元，成功开发了集成钻井系统（IDS）和集成钻井作业系统（IDO）。井下闭环钻井发展阶段分为井下开环、井下半闭环、井下全闭环、地面井下全闭环4个阶段。
目前已投入商业运作的钻井系统有垂直钻井系统（VDS）、自动定向钻井系统（ADD）、自动导向钻井系统（AGS）、旋转导向钻井系统（SRD）、旋转闭环钻井系统。
2．2 向多学科紧密结合提高油井产量和油田采收率方向发展以水平井为例
2．2．1 水平井设计程序
水平井设计程序是1992年11月由美国石油工程协会、地质家协会、地球物理家协会和测井分析家协会共同开会约定的。该设计内容由地质、钻井、采油、成本核算4部分人员共同合作完成。
设计步骤：（1）提出候选目标油气藏。由作业公司提出候选目标油气藏。（2）地质评价。审查油气藏条件是否适合钻水平井，是否有法律争议，是否符合公司经营战略。（3）初步筛选油气藏。初步进行产量递减和现值研究、储量分析。（4）经济效益分析。初步经济分析和初步成本预测，是否受土地租赁和规划条例限制。（5）详细油气藏分析。用分析模型或大型计算机数值模拟程序进行详细的油气藏分析。（6）生产战略。与详细油气藏分析相结合，进行油气藏生产特性的分析，确定水平段长度，距流体接触面距离。（7）增产措施及完井对策。是否需要下套管、固井、射孔和压裂，这些环节将耗费作业费用，需要认真进行投入与产出预算，作出经济预测评价，再作出完井方法及相关设计。（8）详细设计（油井设计）。由石油公司钻井部设计，包括井眼剖面、水平段长度、井径、套管程序、套管柱设计、注水泥设计、井控、保护储集层设计及钻井液密度设计。（9）钻井施工设计。包括钻头类型、钻井液设计、钻井参数设计、钻柱设计、钻柱下部结构设计、钻井设备选择。在以上基础上，进行详细成本预测和费用核算，重做经济分析，以确定水平井是否经济有效。（10）完井试油后评价。进行回顾总结，以便总结经验和教训。以上设计程序称为水平井综合设计平台。国外各石油公司都有自己的综合设计平台和软件。软件可融合地质模型、钻井模型、采油油藏模型、成本和费用核算模型，以便考证水平井的有效性和经济性。我国现在缺少此类模型。
2．2．2 水平井效益问题
水平井钻井技术从20世纪80年代初开始研究，90年代大规模推广应用，目前已作为常规钻井技术应用于各类油藏。水平井钻井成本已降至直井的1．5～2．0倍，甚至有的水平井钻井成本只是直井的1．2倍。水平井产量则是直井的4～8倍。应用水平井技术开发整装油气田，是20世纪90年代水平井应用发展的主要趋势之一，它不仅可显著提高油田产量，更可以有效地提高油田采收率。
2．3 向有效开采特殊油气藏方向发展
以低渗透油气藏为例，我国已探明储量中，低渗透油气藏占总探明储量25，预计近3～4a约60的新增储量来自低渗透油气藏。钻井技术。美国20世纪90年代以前用水基钻井液+常规保护油气层技术钻直井和用油基钻井液钻井（成本高）；90年代以后普遍用欠平衡技术钻水平井，包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井、充气钻井等，方法选择需根据储集层特性进行选配。某致密气藏用常规钻井液钻直井，平均日产量为30万m3。如用空气钻井，直井产量提高3倍，水平井产量提高10倍。
近2O年来钻井技术的发展进程以信息化和智能化钻井为核心，全面提高了钻井技术水平，使钻井技术由部分定量分析研究进入全面定量分析研究，从而发展了水平井钻井技术、多分支井钻井技术和欠平衡压力钻井技术，使钻井手段、钻井任务、钻井类型和钻井对象等方面都发生了巨大变化。钻井工程在石油工程中的作用和地位比过去更为重要。
3 参考建议
1）信息化、智能化钻井的有关设备和技术，能引进的采取引进消化一创新的技术路线来跟踪前沿，不能引进的国内自主开发。国内三大石油公司也可以采取联合开发的方法尽快缩短差距。
2）近10年来国外开发的三大新钻井技术（水平井钻井技术、多分支钻井技术和欠平衡压力钻井技术）对世界石油的开采有重大影响。我国水平井钻井技术近年来发展较快，水平井数量增多。水平井轨道控制技术比较成熟，但水平井井控技术、水平井井壁稳定技术、水平井完井技术、水平井携带岩屑技术（岩屑床问题）、水平井压裂技术等还有许多工作要做。另外我国目前所钻水平井基本为单一水平井和双台阶水平井，而分支水平井和多分支水平井尚未广泛应用，影响了水平井的经济效益。
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关键词：深水钻井；溢流；早期监测；技术研究
溢流监测技术主要包括：井口导管液面监测、泥浆池液面法、隔水管超声波法、井下流量测量法等，这些方法的应用，是基于深水钻井与和溢流监测工作的特点，实现井下溢流监测，以及综合监控压井的压力。
1深水钻井溢流早期监测技术种类
深水钻井和浅水钻井以及陆地钻井不同，其中深水井的控防喷器被放置在低温、高压的环境下，使得早期溢流监测工作，变得更加的复杂，增加了深水钻井的风险性，基于深水钻井的特性与特点，以及传感器安装的位置，将早期监测技术分为海水段监测、井口监测、井下监测。
2深水钻井溢流早期监测技术研究现状
2.1海水段溢流监测方法现状
在海水段监测溢流，是海洋深水钻井独有的监测技术，其应用原理是海水深度大，将监测点设置在此，要比在井口处监测更早的发现溢流情况，其最佳的监测位置是海底泥线位置。深水钻井早期发现溢流情况，对于开展井控工作，有着重要的作用，而海水段监测方法对于发现气侵情况，具有一定的优势，在该技术的基础上，延伸出来的技术，主要包括：声波监测法、超声波监测法、机器人观察法以及压差监测法。不同的监测法，其监测的原理不同，并且具有的优势也都不同，因此在应用前需要根据实际情况，选择最佳的监测方法。譬如:声波监测是在隔水管的伸缩接头上，在其下端位置处，安装声波发射器，同时将传感器安装在隔水管上，以垂直等间距的方式，其间距是声波的一半，即λ/2。该种方式主要是利用声波的传递，声波和反射波是利用钻柱和隔水管，来实现传播的，监测溢流主要是靠反射波能量来反映，进而反应流体性质，分析出是钻井液或者溢流流体，达到监测的目的。
2.2井口监测法研究的基本现状
2.2.1井口监测法概述井口监测法指的是基于井口返出情况，以及井口监测参数等，实现溢流监测，该种检测法又分为以下三种，包括：常规与非常规监测法、井口监测法。2.2.2常规检测法常规监测法是通过观测法，在井口监测预兆与井涌情况，通常情况下溢流发生的前兆表现如下：出井口的流量增加；泥浆池钻井液体发生变化，表现为体积增加；水泵停止运行后，井液会出现外溢情况；泵压下降或者泵冲增加；当起钻时，钻井液外溢。该种方法可以采取人工观测法，或者装置监测法。2.2.3非常规监测法非常规监测法指的是利用机械波，包括声波与压力波、回波等，来监测井筒内部钻井液性能变化情况，主要被应用于监测气侵，主要应用的方法包括压力波气侵监测与流速法。压力气侵入监测通过监测声波传播的速度，以及含气量来实现溢流监测的，需要在立管入口处，安装一个用来发射是信号的传感器，并且需要在井口，安装可以接收信号的传感器，使得声波可以在立管处返回。判断溢流的主要依据为：当环空钻井液气侵，则声波的传播速度会变低，同时发射波和反射波之间会出现相位差，或者出现接波紊乱和漂移等现象，根据反射波的振幅或者相位，最终可以辨别出是否发生气侵。2.2.4井口综合监测法井口综合监测法指的是：井口各种参数溢流监测的总称，是得和主要监测依据是：录井记录数据，以及流量监测数据、液位监测数据。这类方法主要包括：综合门限法、综合概率、网络监测法。该种方法主要是通过监测常规数据，综合分析并排出干扰因素，其监测的数据准确性较高，并且应用性强。其劣势是：噪声大、传感器的精度相对较低，并且当开展钻井作业时，会给监测设备造成极大的干扰。
2.3井下监测法
井下随钻监测是将传感器，布设在钻柱上，实现随钻监测目的，该种监测方法主要包括：APWD（环空压力测量）、LWD（随钻测井）、FTWD（随钻地层测试）、井下微流量测量、RAT（环空温度测量）、超声波测量、声波干扰仪法等。不同技术安装传感器的位置不同，并且安装方式也都不同，因此需要技术人员根据实际情况，以及技术应用的具体要求，做好相关安装与维护工作。譬如：LWD技术监测溢流，主要是和钻井液接触后，通过地层流体，再进入到井筒，以此改变是钻井性能，包括电阻率、矿化度等，并且要辅助电阻率与声波辅助等，实现溢流监测，随钻电阻率测井仪器，根据测试深度划分，其纽扣电极主要分为深、中、浅，在井筒内，钻井液通常采用浅侧向电阻率，以此监测导电特性的基本变化模式，并且随钻声波测井具有识别气层功能，通过分析其他资料，还可以监测地层孔隙度，并且判断流体性质，以及预测高压层等，该种方法可以实现早期预测以及监测溢流。
3结语
综上所述，可以根据深水钻井环境特点，进而将溢流监测方法综合划分为海水段监测、平台监测以及井下监测法，其中井口监测法的精准性较高，使用域陆地低压钻井溢流监测，而海水段监测法语井下钻井监测法，则更适合深水钻井溢流监测。其中主要用于深水监测技术包括：井口流量法、超声波法、井下流量监测法、LWD监测等。
参考文献：
[1]陈平,马天寿.深水钻井溢流早期监测技术研究现状[J].石油学报,2014（03）.
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【关键词】大庆油田，钻井设备；钻井液；钻井新技术
1.钻井设备
1.1 提升系统设备
钻井提升设备是一套大功率的起重设备。主要由钻井绞车、游动系（钢丝绳、天车、游动滑车及大钩）、悬挂游动系统的井架及起升操作用的工具（如：吊钳、吊环、吊卡、卡瓦及上扣器等）组成。它的主要作用是起下钻、换钻头、均匀送钻、下套管及进行井下特殊作业等。
1.2 泥浆循环系统设备
泥浆循环系统设备主要由泥浆泵、地面高压循环管汇、水龙带、水龙头、钻柱、泥浆净化及调配设备等组成。它的主要作用是清洗井底、携带岩屑、在喷射钻井及井下动力钻具钻井顶部驱动钻井中，还起到传递动力的作用。
1.3 地面旋转钻进设备
地面旋转钻进设备主要由转盘、水龙头、方钻杆、钻杆、钻铤及钻头等组成。它的主要作用是不断地破碎岩石,加深井眼及处理井下的复杂情况等。
1.4 动力驱动设备
动力驱动设备属于钻机的动力机组,是驱动起升、旋转和循环等三大工作机组的动力设备。钻机用的动力设备主要是柴油机,其次是交流或直流电动机。
1.5 传动系统设备
传动系统设备属示钻机的传动机组。其主要作用是联结动力机与工作机组,并将动力传递到各工作机组。传动系统设备主要由减速箱、离合器、传动皮带轮、传动链轮及并车、倒车机构等组成。根据能量传递的方式不同,可分为机械、液压及液力传动。
1.6 控制系统设备
控制系统设备属于钻机的控制机组。控制的内容包括发动机的启动、停车、变速和并车等, 绞车、转盘、泥浆泵等工作机组的启动、停车、调速和换向等。控制的方式有机械、气动、液压和电力控制等, 随钻机的类型不同而异。控制系统的主要作用是远距离操作指挥和协调各机组正常工作。
1.7 钻机底座
钻机底座属于钻机的辅助机组,包括井架、钻台动力机、传动系统和泥浆泵等的底座。它主要用于安装钻机的各机组,是钻机不可缺少的组成部分。
1.8 辅助设备
辅助设备属于钻机的辅助机组,包括供气设备、供水设备、供电设备、钻鼠洞设备、防喷设备、防火设备、辅助起重设备及保温设备等。它是为整套钻机服务的,是钻机不可分割的部分。
2.钻井工艺技术及流程
钻井是一项复杂的系统工程，包括钻前工程、钻井工程和固井工程三个阶段，其主要施工工序一般包括：定井位、井场及道路勘测、基础施工、安装井架、搬家、安装设备、一次开钻、二次开钻、钻进、起钻、换钻头、下钻、中途测试、完井、电测、下套管、固井施工等。
2.1 钻井工程
一开钻进的工作内容及要求：
（1)进尺工作：是指井眼不断加深的工作，包括纯钻进、接单根、划眼、起下钻、循环钻井液等工序；（2)辅助工作，处理钻井液，检查保养设备等工作；（3)下表层套管，钻完表层后，按工程设计要求下表层套管；（4）注水泥固井，表层套管下完后，进行注水泥固井作业，通过固井设备，注入到套管与地层的环形空间去，把套管和地层固结在一起；（5）候凝。
二开钻井，二开钻进是指从表层套管内下入小一级的钻头往下钻进的过程。根据地质设计和地下情况，可以一直钻进到完钻井深，然后下入油层套管完井。
（1）二开前的准备工作，安装井控设备，放喷管线，试压，组合钻具。钻水泥塞，磨阻流环式浮箍、浮鞋；洗井到开钻水平。二开钻进需要钻开地层、油层，在油气层中钻井要放喷、防漏、防塌、防斜等，预防井下复杂情况，保护好油气层。
（2)井口放喷器和配套的井控系统应符合钻井设计要求，压力等级应和地层压力匹配，放喷器芯子尺寸必须与井内钻具一致。
（3）井控设备的安装质量必须满足油气层安全钻进需要。
（4）钻具组合：钟摆钻具，钻头：PDC。
（5）钻进施工严格按照钻进设计执行，钻井参数主要包括：钻头类型及参数、钻井性能、钻进参数、水力参数；钻进参数主要包括：钻压、转速、排量、立管泵压；水力参数主要包括：上返速度、喷射速度、钻头压降、环空压耗、钻头水功率等。
（6）辅助工作：定点侧斜，处理钻井液，修理设备。
（7）钻进中应进行油气层压力监测工作，遇到钻速突然加快、防空、憋钻、跳钻、油气水显示等情况，应立即停钻循环观察，有外溢现象要关井观察。
（8）钻开油气层前，要提高钻井液密度至设计上限（加重泥浆）。
（9）钻开油气层要保护好油层，处理好钻井液，下钻速度要慢，防止压力激动导致井漏，上提钻柱不要过快，防止抽喷。
（10）钻开油气层要做好放喷演习，设专人观察溢流。
2.2 固井施工
（1）固井前准备
A.下套管就是为了使井内油气能够得到有效的开采，在钻完一口井后，用管线封隔地层并将油气层深处引导至地面的施工工程。
B.处理钻井液至固井要求。
（2）固井
固井就是向井内下入套管管柱，在套管柱与井壁的环形空间注入水泥浆进行封固，以在套管外壁和井壁之间形成坚固的水泥环，防止井壁垮塌；同时在套管内形成一个从地面至井下由钢管做成的油气通道的过程。
（3）常规注水泥方法工艺流程
循环洗井――停泵――卸循环接头――装水泥头――注隔离液――下胶塞入井――注水泥浆――上胶塞入井――注隔离液――碰压――试压――施工结束。
3.保护油气层的钻井工艺技术
钻开油气层钻井液不仅要满足安全、快速、优质、高效的钻井施工需要，而且要满足保护油气层的技术要求。通过多年的研究，可归纳以下几个方面：
（1）采取衡或欠平衡压力钻井。
（2）合理降低钻井液密度，满足不同压力油气层钻井。
（3）采用优质钻井液体系，降低钻井液中固相颗粒对油气层的损害。
（4）降低油气层裸眼浸泡时间。
