钻井技术范文第1篇

【关键词】双密度 双梯度 隔水管 稀释 钻井技术

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

钻井技术范文第2篇

[关键词]非常规水平井 长水平段 LWD 快速钻井

中图分类号：TE2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）03-0376-01

1 设计慨况

夏945HF井是1口深层致密砂岩非常规水平井，位于江家店鼻状构造夏941断块内，该区地层发育齐全，自下而上发育了沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、东营组、馆陶组、明化镇组及平原组。地层以泥岩、砂质泥岩不等厚互层为主，其中沙一和沙三段夹大段灰褐色油页岩及油泥岩。该井设计为三开井，先钻导眼，再钻水平井。

2 钻井难点分析

2.1 水平段长，摩阻、扭矩大

本井设计水平位移和水平段比较长，水平段滑动和旋转钻进时，钻具和井眼轨道的摩阻会导致滑动钻进时的工具面不稳定、产生钻具托压等现象，使其造斜效果不好预测。随着井深的增加、井斜的增大、水平段的延长而变的更加严重。考虑到钻井施工的安全，轨道设计造斜率在14°/100m以内，实钻造斜率控制在17°/100m以内，水平段内造斜率不超过8°/100m。

2.2 钻遇地层复杂，对轨道控制和入窗带来很大困难

2.2.1 目的层埋藏深，不易判断钻进轨迹

因为目的层埋藏较深，通过钻时快慢的变化来判断是否在油层钻进比较困难。本井设计A靶点垂深在3926m，油层埋藏比较深，钻时比较慢。在水平段钻进时与盖层钻时对比不明显，不能确定钻头是否已经入窗在油层内钻进。本井地层下倾，油层起伏会导致目的层的钻遇率降低。

2.2.2水平段较长，滑动调整比较困难

本井水平段长、摩阻扭矩大，钻具井下受力复杂，在这种状况下如果使用滑动钻进调整轨道存在着钻具托压等困难。

2.2.3 地层复杂，轨迹控制难度大

复杂地层井段在满足井身轨迹和井下安全的前提下，必须快速钻过，才能保证后续钻井工作的顺利进行，控制轨迹难度加大。

3 快速钻井的关键技术

3.1 井眼轨道优化设计

水平井因地层和油层埋藏的不确定性，可能目的层垂深和设计有偏差，可能导致靶前位移减小，靶前位移的减小会影响到整口井的造斜率的变化。若减小过多，会导致水平井造斜率过大。水平井造斜率一旦过大，对整个井下摩阻、扭矩的增加以及泥浆的携砂处理都带来一定的困难。

3.1.1 优化实钻轨道的靶前位移和造斜率

通过控制直井段的轨迹，有意识的制造出较为合适的靶前位移，为下部斜井段、水平段的整体造斜率的降低奠定基础。

3.1.2 优化水平井剖面设计

设计井深3573m-3850m之间有一段高压油页岩，地层比较复杂，井壁不稳定，容易垮塌。应快速通钻进，避免在这一井段大段滑动钻进。通过合适的轨迹优化，减少滑动钻进，快速安全钻穿该层位，保证井下安全。因为本井水平段长、摩阻扭矩大，钻具井下受力复杂，使用滑动钻进调整轨道存在诸多困难。通过合理优化，将水平段设计为“直线”型稳斜钻进。

3.2 分段控制快速通过复杂地层

技术人员设计对3573 -3850m复杂井段的轨道进行了优化，降低该段的造斜率，使该复杂段块以复合钻进为主。但是如果轨迹需要，必须通过滑动钻进来调整轨迹时，通过地质捞砂做到准确的地质分层，保证不在油泥岩、油页岩井段井段滑动钻进，轨道满足了设计要求。

3.3 优化钻具组合控制水平段钻进

3.3.1 水平井圆弧段及时调整加重钻杆位置

及时调整加重钻杆的位置，保证加重钻杆不下入超过30°井斜的井段。同时为保证钻压能有效的传递到钻头上，在井斜超过30°以后，每次调整加重钻杆位置时，都在无磁钻铤上加两柱加重钻杆，在保证钻压有效传递的同时，也减小了钻铤和钻杆连接处普通127钻杆的轴向载荷，使整体钻杆的载荷有了一个平稳的过度，保证了钻具安全。

3.3.2 单弯螺杆双稳定器组合控制水平段轨迹

由于在导眼井试验的单稳定器组合钻进效果不理想，考虑到在水平段需要随时滑动调整轨迹，选择下入单弯螺杆双稳定器组合，既可以滑动调整，旋转钻进稳斜效果比较理想的情况下可以实现快速钻进。

4 现场施工

4.1 二开直井段轨道控制

该井二开使用311mmPDC钻头配197mm的钟摆动力钻具钻进，有效控制二开的轨道走向。为了考虑技术套管的顺利下到位，二开197mm动力钻具调整轨迹的造斜率控制在6°/100m以内，二开完钻井深2452m，井斜2.60°，方位155°位移为设计方向的反方向41.56m左右。

4.2 三开直井段及侧钻轨道控制

三开直井段采用PDC配172mm螺杆钻进；侧钻采用牙轮钻头配直螺杆带2°弯接头。侧钻成功后，起钻换PDC钻头配18m单扶钟摆组合钻进，井深从3131m-钻进至造斜点3350m，井斜2.81°，方位156.4°。

4.3 斜井段及水平段轨道控制

4.3.1 斜井段、水平段钻具组合及效果

钻具组合： 216mmPDC+172mmDN+配合接头+回压凡儿+无磁定向接头+165mmNMDC（带LWD）+127NMDP+127HWDP+127DP +127HWDP+127DP

斜井段定向采用五刀双排PDC钻头，配1.5°单弯螺杆带LWD仪器。控制单根造斜率在17°/100m以内。入窗段控制稳斜探油顶，复合入窗。进入水平段后，采取低钻压，高转速，快速钻进的措施。钻进自3350至井深4268m，井斜由2.81°增至81.56，方位290.7，平均造斜率在14-16°/100m，轨道整体平滑。经过对比，LWD采集到的曲线和地层十分吻合，保证了轨迹在油层中穿行。

4.3.2 水平段稳斜段组合及效果

钻具组合： 216mmPDC+172mmDN+扶正器+无磁定向接头+165mmNMDC（带LWD）+127NMDP+127HWDP+127DP+ 127HWDP+127DP

进入水平段稳斜段，采用单弯螺杆双稳定器组合钻进，自4268至井深4605m，低钻压，高转速，增斜率0.35-0.7°/100m。因钻井后期钻遇大段泥岩层，钻至井深4605m地质要求提前完钻。

4.4 铝胺钻井液体系

现场应用表明，铝胺钻井液体系流变性能稳定，动塑比保持在0.5Pa/mPa？s左右，API滤失量在3mL以内，HTHP滤失量在8mL以内，泥饼粘附系数在0.1以内，成功解决了非常规井面临的钻井液技术难题。

5 结论

（1）优化剖面设计，制定合理的钻井参数，保证井眼轨迹变化平缓是打好非常规水平井的关键。

（2）钻具组合的优化、钻井参数的优选、合理的短程起下钻提高了钻井速度。

（3）LWD地质导向钻井技术有利于对目的层正确判断和准确定位，提高了水平段钻井速度。

（4）良好的铝胺钻井液体系，满足了井壁稳定和快速钻井的需要。

参考文献

[1] 韩来聚等.胜利油田长水平段水平井钻井关键技术[J].石油钻探技术，2012，3

钻井技术范文第3篇

关键词：煤层气；钻井技术；储层保护；工艺参数

我国95%的煤层气资源分布在晋陕内蒙古、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区[1]。受到区域地质特征的影响，在晋陕内蒙古、新疆等地由于地广人稀、煤资源禀赋好、埋深浅，煤层气开发较早，已形成了规模化作业模式，较好地实现了成本控制与综合利用。重庆地区地形地貌多以山地、丘陵为主，虽然煤炭资源丰富，但受到地质条件限制，还未开展煤层气地面开采工作。为探明重庆松藻矿区的煤层气储量及成本控制等相关制约因素，实施了QM2井，为下一步勘探开发提供参考。

1 钻井过程中存在的困难

1.1 选址困难

本井位于重庆松藻区块，属于四川盆地与贵州高原之过渡地带，地形起伏较大，在区块内地势相对平坦，交通相对便利的地方，人口都较为集中，为避开人口密集区，造成钻前工程的工作量增大，成本相应增加。

1.2 漏失严重

本区块属于侵蚀与溶蚀构造地貌类型，林地、洼地、残丘、落水洞、溶洞、暗河等喀斯特景观较多，地势高差大，导致地表浅层地下裂缝、溶洞较为发育。如果采用常规的钻井工艺，堵漏施工的周期长，难度大；采用清水强钻，水源也不便利，为钻井工作带来较大的困难。

1.3 地层倾角大

本井所处的张狮坝井田位于四川盆地川东高陡构造带南端，酒店垭褶皱带桑木场背斜西翼北段，总体上以单斜构造为主，地层倾向305°～330°，倾角为20°～45°，地层倾角大，井斜控制难度大。在本井取心井段，因无法控制井眼轨迹，井斜直接从0.7°上升到10.60°，增斜率为12°/100m。

1.4 取心段机械钻速低

结合邻近地质井钻探资料与经验，本井选用了与地层相适应的WH-B型取心工具。取心前期，钻进效率较低，最大钻时达到794min/m，钻头磨损严重，部分合金齿崩裂。经现场分析为钻头保径部分与前端齿尺寸不相符，保径直径大于钻头齿切削半径造成干磨、进尺慢。现场对钻头保径进行改进后，取心速度大大提高，取心钻进平均钻速107.14min/m。

2 钻井技术方案优化

鉴于本区块煤层气钻井施工中存在的问题，结合国内煤层气区块的钻井经验，对该区块下步钻井技术措施提出了优化方案：

2.1 简化空气钻设备

根据邻井钻探资料，矿区范围内，第四系及三叠系嘉陵江组地层漏失较为严重，且水源较远，清水强钻成本高；而成套的空气钻设备成本太高，不适合用于煤层气井。因此，在钻探该套地层时，推荐使用简化的空气钻设备钻穿第四系、嘉陵江组地层，进尺约100-200m，既可以实现快速钻井，也可以有效地避开主漏失层。

2.2 合理布置井场

由于地势限制，井场选址难度大，钻前成本高，要有效地利用地形布置井组，节约整体施工成本，也降低了后期生产气管理的成本投入。

2.3 优化钻井工艺

本井地层倾角大，利用传统的钟摆或满眼钻具组合轻压吊打钻进，无法满足直井井眼轨迹要求。需要全井监测井斜，根据井眼轨迹数据，及时纠斜，才能确保井身质量满足设计要求。

2.4 取心技术

在取心的过程中，泵排量是取煤心的关键因素，由于煤岩胶结差，脆而软，易破碎，容易被泥浆冲掉，因此在取心过程中泵的排量不能太大，否则煤就有被冲掉的危险。在取心过程中，一般要求泵排量尽可能小，通常控制在60～80L/min较为合适，这对大多数煤层都是适用的。

其次，取心钻头的选型也尤为重要，在QM2井的取心过程中，因钻头选型不当，严重制约了钻井速度。

2.5 低密度固井技术

在煤层气固井作业中，除了保证固井质量外，还应该注重对储层的保护。很多施工单位不考虑现场实际情况，为节约成本，减小固井工作量，而采用高密度水泥浆固井，极易漏失，不能保证固井质量，也对储层伤害较大，影响后期储层改造效果。

有学者对重庆松藻矿区的研究认为，从固井质量和保护储层的需要同时考虑，适宜的水泥浆密度范围为1.20-1.60g/cm3，并采用黏稠水泥浆在0.5-0.8m/s的低返速下固井施工。现场应用的固井质量合格率达到100%，证明该研究结论适用于煤层气固井[2]。

同时相关数据显示，随着煤层岩心围压的增加，其渗透率呈下降趋势，当围压达到6MPa时，渗透率降低55%-83%，泄压后渗透率只能得到8%-32%的恢复。可见，过平衡压力对储层的伤害很大。

3 结论与建议

由于地表条件限制，尽量考虑井组施工，减少征地以及钻前工程工作量；建议表层采用简易空气设备钻进，既能提速，还能有效避开漏失段。

加深对区块地层岩性以及实钻资料分析，对取心钻头的保径及切屑齿的大小进行优化。

由于煤层气地层压力系数较低，建议后续固井施工以低密度水泥浆为主，保证固井质量，也减少对储层的伤害。

参考文献：

钻井技术范文第4篇

关键词 钻井技术指标；钻井时效性；钻井作业

中图分类号TE2 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）87-0121-02

0 引言

为了提高钻井的有效性，发挥钻井的综合效益，我们在钻井的过程中，要对钻井的技术指标有全面的了解，要认识到钻井时效性的重要性，要在钻井时候正确理解钻井技术指标，并把握钻井时效性，做到全面提高钻井质量，满足油田生产需要。从目前钻井作业的实际过程来看，对钻井技术指标和钻井时效性了解的越深入，越能保证钻井作业的整体质量，对钻井整体效益的提高促进作用越大。所以，我们必须认识到对钻井技术指标及钻井时效性分析的必要性，积极开展二者的分析和研究工作。

1 钻井技术指标介绍及分析

在钻井作业中，钻井指标主要为钻井进尺、钻井速度和钻井周期三个方面，以下为三项指标的具体解释：

1）钻井进尺

钻井进尺是反映钻井工程进度工作量的基本指标，包括钻井进尺、取心进尺、地质报废进尺和自然灾害造成的其它报废进尺，不包括工业水井进尺、钻井工程报废进尺和返工进尺。返工进尺是指回填、重钻的钻井进尺，重钻至原井深后再计算进尺，但未达到原井深而完井则未达到部分计入报废进尺。

2）钻井速度

钻机台月：是综合反映投入钻井工作的钻机台数和每台钻机工作时间长短的指标。由于钻井事故或自然灾害造成的报废及返工进尺所消耗的时间一律计入钻机工作时间，计入钻机台月数。计算公式：

钻机台月（台月）=各井自第一次开钻到完成止的全部时间（天或小时）/30天（或720小时）

3）钻井周期

钻井周期（钻井时间）：是指一口井自开钻时间至完钻时间的全部时间（天：小时）。开钻时间是指钻机完成搬安并试运转后，钻头进入转盘面开始钻进的时间；完钻时间是指完成设计要求的井深或根据地质要求完钻的井深钻头提出转盘面的时间。

2 钻井时效性分析

所谓钻井时效性，主要是指钻井的总时间与所取得的钻井效益之间的关系。在钻井中如果不对时效性进行分析，将无法分析钻井作业的单井效益，影响对钻井作业的效益核算，不利于提高钻井作业的整体效益。所以，我们要对钻井时效性进行分析。目前钻井时效性主要需要分析以下指标：

1）钻井时效的计算

对钻井时效的计算主要是指单井钻井时间占总体钻井时间的百分比，百分比越高则钻井时效越高。

2）钻井总时间的核定

钻井总时间的核定主要是将钻井过程中生产所需的时间和非常生产所需时间的总和，这一数据主要出现在钻井时效计算中。

3）生产时间的计算

生产时间主要是指钻井过程中所有生产行为所消耗的时间，主要包括进尺、固井、测井、辅助和试压工作时间。

4）非生产时间的计算

非常生产时间主要是指钻井过程中除了生产之外的其他活动消耗的时间，主要包括事故、修理、停工和其他时间。

5）钻井中途需要进行测试操作的时间

由于在钻井中需要对钻井数据进行检查和测试，由此需要的时间被称之为测试时间，主要包括前期准备时间和真正实施时间。

6）VSP测井所需的时间

VSP测井是钻井过程中的重要工序，关系到整个钻井效果是否有效，其操作所需的时间主要分为前期准备和实施时间。

3 钻井时效性对钻井过程的影响

通过对钻井时效性的分析可以看出，钻井时效性越高，钻井作业所取得的综合效益也越高。因此，从提高钻井作业综合的目的，我们要对钻井时效性对钻井过程的影响进行分析。

1）钻井时效性影响了钻井作业的综合效益

从目前钻井时效性的定义来看，钻井时效性越高，钻井作业所取得的综合效益越高，钻井时效性已经成为了衡量钻井作业综合效益的重要指标。由于钻井时效性主要是钻井时间和总体时间的比例，所以钻井时效性反映的是钻井的总体效率。

2）钻井时效性影响了单井钻井作业时间

为了提高钻井时效性，我们会提高单井钻井作业效率，缩短单井钻井作业时间，减少不必要的时间消耗。通过实践表明，钻井时效性对单井钻井作业时间产生了重要影响，对钻井过程中提高生产效率起到了积极影响，推动了钻井技术的发展。

3）钻井时效性影响了钻井作业的总体时间

在提高钻井时效性的过程中，单纯缩短单井钻井作业时间是不够的，只有钻井作业的总体时间缩短了，整体钻井效率才能提高。因此，钻井时效性对钻井作业的总体时间产生了重要的影响，促使钻井作业总体时间得到有效降低，减少不必要的时间支出，提高总体作业效率。

4 结论

通过本文的分析可知，在钻井作业的过程中，为了保证钻井作业取得较高的综合效益，我们应该对钻井技术指标有全面正确的理解，并能够严格按照钻井技术指标指导钻井过程。同时，我们还要对钻井时效性进行分析，清楚钻井时效性的意义，根据钻井时效性的组成要求，有效提高钻井时效性，进而推动整个钻井作业过程更加有效，全面提高钻井作业的综合效益，保证钻井作业取得积极效果，促进钻井作业的发展。

参考文献

[1]袁志祥.鄂尔多斯盆地塔巴庙地区奥陶系风化壳岩溶地震相特征与天然气勘探[J].天然气工业，2001（3）.

[2]王向黎，孟军田.塔巴庙地区下二叠统气藏储层地质特征[J].天然气工业，2001（S1）.

钻井技术范文第5篇

论文摘要：随着油田进一步开发，勘探与钻井技术进一步发展，套管钻井技术逐步提到议事日程。尤其是通过勘探开发的结合，人们对地下油藏认识进一步加深，从钻井成本、工期、地下油气层的污染角度，套管钻井技术有着较广泛的发展前景。 

 

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，有利于减轻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。