钻井技术钻井质量

钻井技术钻井质量（精选十篇）

钻井技术钻井质量 篇1

1 山西组煤层与碳质泥岩段基本情况

该区的天然气勘探开发主要是以水平井为主, 主要目的层是古生界马家沟组马五1~3气藏及山西组山2气藏, 由于钻井过程中的大斜度井段经常会钻遇多套煤层和炭质泥岩地层, 而在这个层段进行钻井时由于煤层受力情况发生了变化, 导致稳定性变差, 经常发生垮塌问题, 严重影响井下安全。

1.1 山西组地层井壁失稳的机理分析

与泥页岩的垮塌机理有着明显的不同, 在该地区的钻井过程中山西组煤系地层的垮塌机理明显不同, 导致出现垮塌的主要原因是煤岩自身性质所决定的, 由于煤岩通常含有一些黏土矿物, 水化敏感性差, 水化能力低, 在钻井时外力或者地层应力的作用下煤层失稳, 出现垮塌。

煤岩微裂隙发育比表面积巨大煤岩的吸水量比一般泥页岩的吸水量大, 说明煤中存在大量的亲水表面和强烈的毛细管作用, 钻井液滤液进入煤岩后毛细管效应引起煤岩内聚力下降裂隙变大的同时胶结物溶解煤岩强度降低导致煤层坍塌。

1.2 山西组防塌主要技术措施

1.2.1 提高钻井液密度安全窗口

在导致煤系地层不稳定的原因中, 应力变化是最重要的一个因素, 因此为了煤层出现塌陷, 最好的办法就是优选合理的钻井液密度, 维持适当的静液柱压力, 以保持煤岩应力处于平衡状态, 避免出现密度过低导致应力释放而发生煤岩垮塌或密度过高压漏撑破煤岩而导致坍塌。三开结构水平井加强对刘家沟组封堵, 提高坍塌密度窗口尤为重要。

1.2.2 优化钻井液物理封堵性能

改善泥饼质量, 提高钻井液物理封堵性是解决煤层防塌的关键。使用磺化沥青、石墨粉和超细目碳酸钙和乳化石蜡四种处理剂配合封堵。使用超细目碳酸钙桥塞粒子起到填充架桥作用, 提高封堵强度。石墨粉与磺化沥青变形性粒子搭配, 辅以乳化石蜡胶质充填煤层裂缝, 是稳定煤层的主要手段。四类封堵性材料的用量均达到5%以上可起到良好的封堵作用, 并有效提高钻井液的润滑性。

2 钻井液体系的优化与应用

2.1 斜井段钻井液体系选择对比

对于水敏性易垮塌地层, 过去现场常选用KCL聚合物体系, 利用钾离子的特有的晶格镶嵌作用及提高钻井液自由水的矿化度来提高钻井液抑制性。

KCL聚合物体系是一种现场使用较为普遍的抑制型水基钻井液体系, 但该体系通常需要补充4%~5%的润滑剂维持润滑性, 在机械钻速方面也没有明显优势。随着阳离子烷基糖苷 (CAPG) 的研发和阳离子烷基糖苷 (CAPG) 体系的应用, 新型钻井液体系与KCL聚合物体系体系对比, 体现出优异的润滑性, 有利于定向钻进时效, 大幅缩短了该区块水平井的入窗周期。高桥26-126H井, 阳离子烷基糖苷体系应用于斜井段钻进, 入窗周期35.6天;高桥46-118H1井, 使用该钻井液体系, 入窗周期为32.48天, 比长南同区块三开水平井入窗周期相比提前10天左右, 该区块三开水平井之前最快入窗周期为45天。

2.2 CAGP钻井液体系与常规钻井液体系抑制性对比

阳离子烷基糖苷在秉承了烷基糖苷较好润滑性的基础上, 抑制性能显著提高, 能够有效解决泥页岩及砂泥岩等易坍塌地层井壁失稳问题。阳离子烷基糖苷分子本身带正电, 结构上含有一个亲油的烷基、三个亲水的羟基、一个亲水的醚键和一个强吸附的季铵阳离子, 从而加强了阳离子烷基糖苷的抑制能力, 但仍保留普通烷基糖苷的润滑和抗温抗污染能力, 且加量显著降低。

2.3 CAGP体系应用于水平段的优点

2.3.1 泥页岩抑制性

试验证明CAPG具有较强抑制性, 并随加量增加而增强。由于CAPG分子在井壁上形成类似油包水半透膜, 从而有效地阻止页岩的水化膨胀, 以保持井壁稳定, 钻井液失水较低, 泥饼表面光滑, 薄而致密。

2.3.2 良好的润滑性

CAPG钻井液具有仿油基钻井液的润滑性, 定向井和水平井钻井液中试验证明, 当加量为7%时, 其润滑性明显优于含15%原油的乳化原油聚磺钻井液。能够满足大斜度定向井、水平井等钻井施工的要求, 有效的防止粘卡、钻头脱压和泥包等复杂情况发生。

2.3.3 保护油气层性能

根据CAGP钻井液良好的页岩抑制性和优异的滤失性能, CAGP钻井液在保护油气层的优势明显, 可有效减弱由水敏和微粒运移造成的储层损害, 同样当CAGP钻井液的滤液浸入储层内, 也不容易引起储层内粘土颗粒的水化膨胀和分散, 从而可减少水化膨胀和分散运移造成的储层损害。由于CAGP体系具有较低表面及界面张力, 当其滤液浸入储层后, 返排出来较容易, 可以减少滤液在储层内的滞留引起的渗透率的下降。

2.4 CAGP钻井液体系实际应用效果

阳离子烷基糖苷体系先后在靖南72-13X井、高桥26-1XXH井和高桥46-XX8H1的水平段和二开定向段使用, 效果良好。2013年施工的3口水平井, 进入水平段后均采用阳离子烷基糖苷钻井液体系。转化及维护措施如下:CAPG钻井液体系转换完成, 烷基糖苷含量为8%~10%, 粘度55~70 s, 滤失量2~3 m L, 泥饼0.3 mm, 静切力2~3/3.5~6 Pa。可以较好的满足钻进要求, 脱压现象不明显, 起下钻阻遇卡一般小于100 k N。尤其是靖南72-13H1井水平段用该钻井液体系, 水平段完钻后因该区大雨道路、桥梁冲坏, 等停28天后井下安全, 没有垮塌等复杂情况发生。

3 结语

通过分析阳离子烷基糖苷的作用机理和室内实验效果, 结合该钻井液体系在本区块水平井实际应用与优选, 凸显出该体系抑制性强和优异的润滑性, 对长南气田水平井施工的安全提效有积极的促进作用。但烷基糖苷只是非离子型表面活性剂, 处理剂自身并不具备物理封堵性, 虽然对于双石组泥页岩有良好抑制防塌作用, 但钻遇煤层等硬脆性疏松地层, 必须通过提前加入足量的封堵性处理剂进行防塌处理。尤其是煤层系地层和硬脆性碳质泥岩, 依靠钻井液体系本身的强抑制性无法解决, 必须做到密度、抑制、封堵三要素同时满足井下需要。

摘要：本文针对长南气田水平井施工中现场存在的和山西组煤层垮塌进行总结分析。通过对山西组煤层垮塌机理分析, 针对性地提出应对措施。以优选钻井液体系为切入点, 结合阳离子烷基糖苷钻井液体系的特点和该钻井液体系长南气田水平井的实际应用情况与常规钻井液体系进行比对分析, 优选转换配方和水平段钻井液性能参数, 实现长南气田水平井钻井液技术的应用优化。

关键词：长南气田,水平井,钻井液技术

参考文献

[1]常兴浩.大牛地气田刘家沟组井漏控制技术[J].石油机械, 2013, 30 (5) :3~8.

钻井队钻井液技术管理工作考核细则 篇2

为了保障水平井安全技术提速，加强对项目部水平井施工井队的技术管理，以期达到提高水平井钻井速度，减少复杂、事故时效，项目部技术办公室特制订了以下管理细则，希望各钻井队的队长、钻井技术员、钻井液技术员（大班）认真执行，现要求如下：

1、项目部技术办加强对水平井的管理，实行每天汇报制度，要求井队钻井液技术员（大班）每天给技术办汇报1次，如出现不汇报、少汇报将给以处罚。

2、水平井要料实行审批制度，要料程序：井队上报要料申请，技术办审批后，生产办组织。

3、严格按照水平井技术方案施工，出现井下复杂及时给技术办汇报，技术办负责制定下一步技术措施，如擅自处理将处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）200元。

4、钻井液基础资料要妥善保管。

5、开钻前技术交底，要有详细的钻井液工作思路及措施。

6、在现场实施过程中加强对重点井段的控制。

7、钻井队必须保证钻井液技术员（大班）的正常钻井液用料，如果发现钻井液材料储备不能满足钻井液维护和处理时，处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）100元。

8、钻井液技术员（大班）必须保证给技术办公室汇报的钻井液性能数据为真实的数据，以真实反映本队的钻井液性能及井下情况，发现一次处罚钻井技术员100元，钻井液技术员（大班）100元，如果是因为信息员工作失误也将对其处罚100元。

9、在钻遇特殊井段或井下发生了复杂时，要求钻井液班报表记录真实、及时，在有关问题上把握不准时，及时联系技术办公室相关人员，如果记录的与上井后测得的性能差别较大时，或因上报不及时使井下复杂化的，处罚钻井队队长500元、钻井液技术员（大班）100元，同时部分损失由井队承担。

10、及时，准确的搞好钻井液电子资料的统计、上报工作，如果电子资料出现错误时，处罚钻井液技术员（大班）100.11、在所收集的曲线的背面及时、准确的记录好本井在直罗（包括井径扩大的井段）的日常维护时的钻井液用料、钻井液性能，转化时间、井段及完井处理方法、时间等内容；如果不记录处罚钻井液技术员（大班）100元。

12、钻井队在开钻前应按设计或钻井液技术员(大班)计划，合理布局地面循环池，达不到分级净化效果，罚钻井队500～2000元。

13、钻井队开钻前必须安装好配浆罐和混合配浆漏斗，配浆罐两个搅拌器马达和配浆漏斗要运转正常。固控设备、配浆罐和配浆漏斗未正常运转，罚钻井队500～1000元。

14、必须严格执行钻井液设计，由于钻井队不按设计加料，造成钻井液性能欠佳，而又不及时调整导致井下复杂，扣罚井队2000元。导致井下事故，该井钻井液成本不予核销，处罚钻井液技术员（大班）300~500元。

15、处理维护要少吃多餐、细水长流，在补充中调整、调整中补充，聚合物必须搅拌溶解后加入，不允许将粉状药品在循环槽直接加入。否则罚钻井液技术员（大班）100~300元。

16、钻开目的层密度、失水要符合设计要求，先注后采等目的层压力异常井目的层密度要符合井控要求。否则罚钻井液技术员（大班）100~300元（地层压力异常高井密度超出设计除外）。

17、钻异常高压层、井下复杂、处理井下事故等特殊情况要加密测量钻井液性能，少测钻井液性能罚100~200元。

18、严把钻井液材料处理剂质量关，对于没有质量合格证、名称不清楚、包装破损等情况，技术员(或大班)有权退货，用料要做到上盖下垫、妥善保管。

钻井质量对钻井液的要求及解决方法 篇3

【关键词】钻井质量；钻井液；解决方法

钻井液又称钻孔冲洗液，是在石油钻探过程中，孔内使用的循环冲洗介质。钻井液按组成成分可分为泥浆、清水、无粘土相冲洗液、泡沫、压缩空气乳状液等。清水适用于完整岩层和水源充足的地区。泥浆是现在广泛使用的钻井液，主要适用于裂隙发育、松散、遇水膨胀剥落等孔壁不稳定的岩层地区。

钻井液是钻井的“血液”，在钻井作业中起着非同寻常的作用。那么石油钻井的质量对钻井液有哪些方面的要求呢？

1.钻井进度对钻进液密度的要求

通俗点说，就是在钻井实际进度操作中粘度升高，钻速就降低。即粘度较大，流动阻力增大，功率消耗就大，泵功率排量就降低。还有，粘度高的钻井液在井底岩石表面形成一个粘性表层，它减慢了钻头牙齿对井底岩石的冲击和切削作用这样就降低了钻进的进度和效率，但粘度高钻进液却有利于携带岩屑，保持井底清洁。因此，钻井液粘度不宜太高或太低。应根据钻进速度、进度，设备功率所钻地层的特点来确定所用钻井液的粘度。

2.必须做钻井液地层测试

在地下的油气层是非常脆弱的，当钻井钻到储油层时，对钻进液的要求也不同，钻井液必须满足钻井工程和地址的要求，如果不测试，会造成油气层的损失，更也会影响石油钻井的质量，使钻井成废井，或者产油产气低，既埋下了安全隐患，又影响了钻井的经济效益和社会效益。

3.钻井质量对钻进液切力的要求

在钻井过程中，如果钻井液切力太大，那么清除砂砾，钻屑就困难，密度上升快，含杂质多，使钻速降低，造成设备寿命短；流动阻力大，开泵困难，这样会造成憋漏地层或憋泵，转动扭矩大，浪费动力，滤饼质量差，滤失大，易引起缩径，井漏，卡钻等事故。但是钻井液切力太小也不行，携带和悬浮岩屑能力降低，停泵易造成沉砂，下钻钻不到井底而卡钻，从而造成动力浪费。

4.钻井质量对钻井液固相含量的要求

钻井液固相分两种，一是惰性固相二是活性固相。活性固相是指对各种化学剂引起反应的固相，如粘土。惰性固相是指对化学剂不起反应的固相叫如钻屑等。钻井液固相对钻井的影响有以下三方面的影响：

（1）钻井液固相高密度就大，钻速下降，钻头寿命缩短。

（2）钻井液固相高，滤饼质量差，摩擦系数高，导致起下钻受阻，引起卡钻。底层膨胀，井壁坍塌，也会影响固井质量，原有生产量低等。

（3）影响地质资料和电测资料录取。

（4）钻井液固相高含砂量增高，对钻井设备损坏太大。

那么钻井液中固相含量多少才算好呢？最好在5%左右。下面是控制钻井液中固相的方法，一是用替换办法，用清水和低固相含量的钻井液替换掉部分高固相含量的钻井液。二是不断用清水稀释中固相含量高钻井液，增加其体积，以降低其中的固相高含量。三是沉淀方法，把钻屑从钻井中分离出来，就能清除在钻井过程中产生的钻屑和劣质粘度等有害固体，让地层中各种有用固体维持在合适的范围，保持低固相含量和胶体含量指标，提高钻速又能保持钻井液良好，保证工程安全正常。

5.钻井质量对钻井液滤失滤饼的要求

钻井过程中，一旦钻井液滤失量过大，滤饼质量差，会引发钻井的很多连锁反应。一是如果滤饼在井壁堆积很厚，管内循环空间隙变小，泵压升高，二是易造成地层孔隙堵塞损坏油气层，滤液大量进入油气层，会引起油气层的渗透率，降低产油产气量，三是易造成泥包钻头，下钻遇阻，遇卡，堵死水眼，四是在高渗透地层滤饼增厚减压差卡钻，如果电测不顺利、不准确将造成漏掉油气层，六是对松软地层，易泡垮地层，造成不规则井眼，引起井漏等事故。

为了保证钻井的进度进掘不受影响，如果测试滤失量和滤饼不利于钻井时，就要降低滤失量方法如下：一是加入滤失剂，依靠高分子化合物的保护作用增加滤液粘度，从而降低滤失量。二是控制钻井液的固体含量，清除岩屑和劣质粘土等有害固相，使膨润土含量保持在要求的范围内。三是钻井液污染后应加电解质清除污染物，恢复粘土良好的水化分散状态。

现在，钻井工艺已逐步加快了研发速度。国内外聚合物钻井液发展的技术路线，他们一方面从优化钻井液体系的组成组分方面入手，提出了控制固相含量极其分散度的观点，来适应喷射钻井的要求，另一方面从优化钻井液体系的流变性性能入手，优选优配处理剂，提出了优选钻井液流变参数，实现泵功率的合理分配的理论，他们从处理机的分子结构，性能特点着手，研制新型聚合物类处理剂，提高钻井质量。

在我国聚合物钻井液的发展技术已经逐步成熟，并建立了聚合物钻井液生产厂，由单一聚丙烯酰胺发展到多种金属盐复配及多种单体聚合的共聚物，相应的聚合物钻井液体系也包括低固相聚合物钻井液，聚合物防塌钻井液，保护油气层的聚合物钻井液与完井液和聚合物钻井液，可见，好的钻井液对石油钻井质量影响极大，所以我们必须加大技术研发，采取有效措施，让钻井液发挥正确作用。

6.钻井液对钻井影响的解决方法

6.1在管理中用发展的眼光看问题

钻井工作是一项艰巨而责任重大的工作，肩负着国家能源开发的使命。这就要求管理层在工作实际中要发挥先进的政治思想作用，加大科学技术的研发，达到经济和社会效益的双赢，更需加强员工政治思想教育和职业技术教育，员工的积极性将会大大提升。因此，管理层在工作中既要树立长远眼光，又要抓安全生产，缺一不可。

6.2持续强化对员工的技能培训

一个优秀的企业定会为每名员工定制持续的、实用的培训内容，这对员工是继续学习提高的过程。

（1）这需要企业为员工提供学习技能的定期培训。

（2）在实际工作中，采取师带徒手把手的培训同样具有实效，必须师徒双选满意后建立师徒关系，师徒同奖同罚，这样既调动了老师傅们的责任感，又激发了徒弟们的工作热情，全员技能会大幅提升。

（3）建立奖励机制，对优秀的员工进行物质奖励，还要对其更高层次的奖励，如把这样的员工送到有国家资质的培训地去学习，让他们发挥先锋模范作用，鼓励更多的员工向他们学习。

6.3开展员工经验交流会

管理者和员工在工作中遇到的各种难题在交流会中进行交流，不但会避免会出现同类事故，而且会提高大家的操作经验和处理问题的能力。只有减少失误，才能保证企业平稳运行。

6.4加强典型教育

著名的铁人王进喜家喻户晓，他的事迹是石油战线上的典型，让员工们走进铁人纪念馆，走进大庆第一口井-松基三井，让员工亲身走进老会战们激战严寒，勇退井喷事故的永不服输的大精神。会让我们进步的还有反面典型，如违反操作规程，出现大事故，给企业造成不必要的损失，让员工提高警惕。

7.结论

钻井技术钻井质量 篇4

随着集团和长城公司信息化工作的不断推进,各类基于网络的业务系统层出不穷。目前在井场应用的系统包括A7、A12、油料监控、公司单井核算系统等。特别是用于监测现场工程参数的A12系统,能为远程专家提供实时现场数据来指导施工,这对于减少工程事故率,提高工程质量意义明显!不过一线井场网络情况由于其特殊性,建设情况不尽如人意。如何为一线队伍选择合适的网络接入通道与公司对应的业务系统对接,成为一个值得研究的课题。

2 可用备选方案

钻井井场往往位于田野、沙漠、山地、高原、苇荡等自然条件比较艰苦的地方,井场网络建设变量多,需要综合考虑多种方案,对于我们长城钻探的钻井队伍目前主流的接入方案有如下三种。

(1)对于有手机信号的地方需要测试当地三大通信运营商基站信号覆盖情况,并综合考虑流量资费政策,选择最优运营商作为网络接入服务商,此外还要考虑采用何种上网设备等因素。

(2)对于完全没有手机信号的地方考虑采用集团卫星通信作为接入方案。

(3)对于辽河、长庆等队伍集中区域,租用长城录井公司无线网桥也可以作为一个备选的方案。

3 各项方案综合对比

3.1 三大电信运营商网络接入方案

为了综合对比各家运营商每种通信标准的实际速度,我们找来不同通信制式的手机,统一安装Speed Test软件进行测速,结果大致如下:

移动和联通的2G(EDGE)上行速度基本在10~20KB,下行速度在20~50KB;移动3G/4G的上/下行速度分别为:24 KB/171 KB,200 KB/1.9 MB;联通3G/4G的上/下行速度分别为:203 KB/560 KB,1.5 MB/3 MB;电信的2G/3G/4G的上下行速度分别为:4 KB/17 KB,123 KB/225 KB,1.5 MB/3.1 MB。

需要说明的是,由于上网地点、上网设备、上网时间的不同,以上各项网络速度在实际使用中会出现一定的变化。除了考虑网络条件,我们还必须考虑流量资费情况。目前三大通信公司为了布局4G战略,推出了各自的2G/3G/4G一体化套餐策略,这在三家通信公司网站上能查到对应套餐内容。实际上,我们行业用户可以和本地运营商谈定制套餐,价格和流量都有一定的空间。

方案优点:费用低,维护成本低,有3G/4G网络时速度快。

方案缺点:网络覆盖有区域性,有流量限制。

3.2 卫星小站接入方案

目前我们在用的一部卫星小站都是租用中石油集团通信公司的1.8米规格天线的卫星设备,该项目使用的卫星为亚太5号卫星,卫星通信范围覆盖中国全境,各现场和项目部的卫星小站通过卫星接入位于河北固安的集团公司通信公司大院,并最终接入集团公司广域网。卫星小站最高能够提供768 kbps(96 KB)数据流,其中上、下行速率可以根据实际业务进行调整,可保障基本生产数据的传输。

方案优点:无使用地域限制,适合完全没有手机信号的地方,没有流量限制,能直接接入石油企业网。

方案缺点:费用高,年费用为38000元,搬迁、维护不便,带宽有限。

3.3 长城钻探录井公司无线网桥接入方案

长城钻探录井公司无线网桥是由该公司的油井信息中心负责建设和维护,目前仅在辽河油区实施的项目。其原理是租用中移动通信基站架设定向天线,与井场的定向天线无线对接,使井场接入石油内网。网络带宽可根据情况进行调整,能保证多路图像的同时传输。

方案优点:速度快,能满足语音视频应用需求;没有流量限制;能直接入石油内网。

方案缺点:目前只有在辽河、长庆等固定油区可用;费用高,据我们了解的价格为每队27000元/年。

4 各方案应用情况测试

目前公司在辽河区域为各队配的基本是中移动的3G上网卡,但中移动在3G网络方面的建设不力。我们对辽河区全部生产井摸查的情况也验证了这一事实:辽河大部分地区井场在会议时常出现数据丢包、语音传送不连贯等情况,辽河口生态保护区施工井队信号最差。出现这种情况就是因为这些地区基本都没有3G信号,而我们用的3G网卡在没有3G信号的时候会回落到最慢的GPRS上网方式。在初期调研的基础上,我们联络中国移动的网络技术人员,确定了到辽河口施工现场测试三种设备,寻求改善网络传输质量的方案。我们分别在两个钻井队进行了测试,这里距离最近的移动基站接近10公里,下面是测试用到的几种设备的上网情况。

4.1 电信商接入方案

(1)民用华为3G上网卡。勉强可以搜索到中国移动2G网络信号,连网后实际运行于GPRS方式上网,下载速度不到10 KB,语音会议数据丢包严重,不可行。

(2)工业3G设备。加强了移动网络信号接受能力,搜索到了中国移动2G网络,实际运行于EDGE方式上网,上/下行速度为13 KB/4 8KB,基本可以支持语音会议,对方听我方偶有丢包。

(3)中移动4G路由器Mifi。Mi Fi是一个便携式无线宽带装置,集调制解调器、路由器和接入点三者功能于一身,能作为无线热点同时为20台无线设备提供Wi Fi信号上网。

让我们感到有些意外的是,在这里能搜索到中国移动4G网络,经测试,利用移动公司的Mi Fi设备上网,上/下行速度为0.2 MB/2.09 MB。语音会议数据无丢包,现场用手机测试在线视频,播放流畅,拖动视频的进度条能达到随拖随放,没有缓冲。

4.2 录井无线网桥

在40640队测试期间,我们顺便考察了录井值班房的上网设备,他们主要使用自建的无线网桥上网,上网网速测试时为102 KB,网络稳定,速度虽没有移动4G快但也足以支持音频应用。同时他们值班房还有一套中国电信3G设备作为备用上网设备,以备在网桥故障时使用,从中也可以看出单论3G网络覆盖情况的话,中国电信的3G网络覆盖情况还是很好的。

4.3 集团卫星接入

根据前两年的卫星小站使用情况,在对星质量较好的情况下,集团卫星的接入速度一般为上下行20~70 KB之间。但卫星链路速度容易受到设备质量、天气、太阳活动等因素影响,有时不稳定。

5 结论及建议

目前辽河地区中国移动4G网络建设情况良好,综合来看,辽河地区采用中移动4G上网方式无论在经济上还是效果上都是目前最优的选择,建议辽河地区更换升级中国移动4G的Mi Fi设备及套餐,并为各队台式机配备无线网卡以配套Mi Fi设备使用。在个别中国移动网络未覆盖地区,可用电信或联通的3G/4G网络作为补充,或采用录井公司的无线网桥。对于长庆、新疆外部油区,由于当地电信商信号的覆盖情况复杂,我们建议如下:选择当地无线信号覆盖情况好的通信公司与之协商套餐价格及流量,有通信信号的地方用相应的无线上网卡。对于手机信号弱而我们录井公司无线网能覆盖的地方可以考虑使用其网络。对于完全没有手机信号及录井网络的地方只有采用卫星上网方式。

总之,合适的现场网络不仅能支持公司的各项现场信息系统,甚至可由此带来新的应用形态,比如,可以考虑在重点井部署单兵通信系统,用来实现公司与现场的音视频通信,辅助有关人员了解井上生产情况,这对于保障现场工程质量、提高公司质量管理水平等都十分有益。

摘要：本文通过对比分析电信运营商、集团卫星设备、无线网桥等几种接入方案的优缺点,旨在为钻井施工现场的网络选择适宜的接入方式,最终通过完善的网络把现场工程参数等信息实时反映给工程技术专家,为提高钻井施工质量保驾护航。

优快钻井技术 篇5

一、概述 2000年后，中原油田定向井、大斜度井、水平井等结构复杂井逐渐增多，大部分生产井是双靶定向井，靶心距最小要求到了10m。这些都给钻井技术提出了新的问题。各钻井公司配套了单、多点测斜仪器，也增配了随钻车及仪器。与之相关的配套技术及技术研究也逐渐增多，事故复杂的预防及井眼轨迹控制技术成为钻井工作的核心问题。特别是2000年以后，随着新型PDC钻头的全面推广使用及长寿命螺杆的应用，与之相关的钻具结构简化，都使钻井速度进一步提高，事故复杂逐年降低。2002年后优快钻井技术在全油田推广开来，这项技术以单弯螺杆及优质PDC钻头的双驱复合钻进为核心，是应用螺杆和高效PDC钻头，通过对钻头选型、优选钻井参数和泥浆参数来实现提高机械钻速，提高井身质量和固井质量的一种技术。实现了对轨迹的随时监控和调整，使穿过馆陶组后1到2趟钻打完进尺成为可能。随着PDC钻头种类的完善及随钻仪器MWD、LWD的应用，这项技术更趋完善，这几年逐渐增多的水平井也是这种技术的延伸。这项技术在缩短钻井周期的同时，客观上也减少了油气层的裸露时间，保护了油气层。随这项技术的逐渐深入，机械钻速不断提高，钻井周期逐渐缩短，经济效益也显著提高，以下是各公司近三年主要技术指标： 单 开钻完井位（口）（口）总计 2007 2006 2005 228 236 230 60 68 212 254 240 57 73 完 成 进 尺（m）733718 735496 734587 186562 211699 钻机 钻月速 完成井机械钻速(m/h)11.91 13.16 10.80 11.16 13.70平均 井深（m）3077 2966 3069 3078 2895 合计 37.07 33.01 36.42 40.58 32.50平均建井周期（d）迁装 2.09 1.89 2.05 2.08 1.96 钻井 27.17 22.99 26.11 30.75 23.08 完井 7.80 8.13 8.26 7.75 7.46（台月）（米/台月）267.81 249.29 278.88 72.23 70.54 2739.69 2950.4 2634.1 2583 3001.1 一 2007 公 2006 司 2005 二 2007 公 2006 司 2005 三 2007 公 2006 司 2005 四 2007 公 2006 司 2005 67 43 49 46 69 65 64 56 54 53 69 38 53 48 62 69 70 55 59 53 214600 143923 152094 153886 216248 193937 207423 186985 177766 158678 75.69 60.39 54.32 59.36 70.65 66.04 77.83 64.54 58.39 66.00 2835.2 2383 2800.0 2592.4 3061 2936.7 2665.1 2897 3044.5 2404.2 12.56 10.19 11.76 10.97 13.89 13.29 10.61 12.31 13.86 9.19 3108 3143 3094 3122 3000 2840 2997 3116 3088 3065 33.79 39.33 36.79 37.29 34.13 32.04 36.41 36.25 31.38 39.08 2.29 1.96 2.25 2.33 2.50 2.04 2.08 1.13 1.29 1.46 23.92 29.00 26.67 26.17 24.33 22.38 25.63 26.17 20.29 29.54 7.58 8.38 7.88 8.79 7.25 7.63 8.71 8.96 9.79 8.08 从上表可以看出，钻井四公司2006年与2005年相比，机械钻速提高4.67米/小时，提高幅度50.82%，钻井周期缩短9.25天,幅度为31.31％。兄弟钻井公司指标也大幅增加说明优快钻井技术已基本成熟。外部市场优快钻井技术也迅速推广，新疆项目的莫北工区，在平均井深高达4050米的情况下，平均钻井周期由原来的28天，缩短为目前的20天左右，创莫北工区最高指标。

二、优点

1、高效PDC钻头配合动力钻具钻井，避免了高转速下牙轮轴承的先期失效，从而有利于减少事故的发生；

2、使用动力钻具配合有线或无线随钻仪器监测井身轨迹，有利于控制井身质量，提高机械钻速；

3、使用的钻具结构得到有效简化，钻井参数更有利于优选，使粘卡几率大大降低；

4、使用复合钻具钻进时，钻头转速可达180转/分，而转盘转速较低，有利于大幅度提高机械钻速，延长设备的维修周期；

5、井眼轨迹平滑，狗腿度易于控制，有利于提高井身质量和固井质量；

6、钻井液固相控制科学、合理，有力的保护了油气层、提高了设备的维修时效，为井下安全营造了良好环境；

7、可以大幅度降低起下钻频率，节约钻井周期，有利于保护油气层。

三、内容 优快钻井技术中，优是优质、优选的意思，即优质高效的施工，优选指优选井位、剖面、钻头、螺杆、钻具组合、参数及泥浆性能等，目的是快，即快速钻井。

（一）井位优选 井位优选主要从以下几个方面考虑：

1、方位及Ⅰ靶位移的确定，2、地层对井斜方位的影响，3、避开大漏层、破碎带等复杂地层。这其中，Ⅰ靶合适位移的确定是较为复杂的，以目前造斜工具造斜能力及钻井水平所限。二维三段制双靶井仍是目前中原油田的主要井型，井口位置的确定取决于双靶的方位及靶前位移的确定，根据这两项数据和地面条件即可确定井口坐标。

1、井位确定应遵循的原则 a.依井深浅不同、造斜点钻时快慢确定靶前位移预留量； b.按照地区不同调整靶前位移； c.多靶井方位尽量在一条线上； d.根据邻井实钻资料和地层倾向倾角，适当调整靶前位移和方位;e.根据造斜工具实际造斜率确定实际靶前位移;f.地面河流、村庄、高压线、公路等障碍物将影响靶前位移时，尽量以地面服从地下原则确定井位； g.地下断层、漏层靶前位移调整要避开； h.钻井工艺技术对靶前位移影响，调整合适靶前位移。

2、方位确定 按照多靶井方位尽量在一条线上的原则，多靶方位的确定是首先要考虑的因素。根据甲方提供的上下靶垂深、坐标值及靶心半径这些数据可确定方位线 也可以用以下坐标图直观得表示出来： X坐标即南北坐标，Y坐标即东西坐标。以Ⅰ靶为原点，根据△E坐标为负值，△ N坐标为正值可以判断从Ⅰ靶到Ⅱ靶应该在第四象限。计算得Ⅰ靶到Ⅱ靶方位线为348.50°。一般要求井口在两靶方位线上，偏差控制在3°之内。

3、Ⅰ靶位移的确定 Ⅰ靶位移既靶前位移，靶前位移的确定需要考虑的因素很多，需要确定最大井斜角аmax及造斜率等，以下是具体步骤：（1）确定穿靶井斜 穿靶井斜一般既是这口的最大井斜аmax，求法比较简单，先确定两靶垂深差和位移差，即△H和△S。目前中原油田内部普遍采用双驱复合钻进，剖面大部分是直增稳三段制设计，特别是长寿命螺杆的大量的使用，使定向、扭方位钻进一趟钻完成得以实现。当前使用的单弯螺杆主要有：0.75°、1°及1.25°单弯单扶和双扶螺杆，各种弯螺杆因本身弯度区别，其滑动增斜率、双驱中的增斜或稳斜情况都有所区别，但也具有一定的规律，见下表： 弯外壳角度 0.75° 1° 1.25° 滑动增斜率（°/10m）1-1.5 1.2-1.5 1.4-1.6 单扶双驱增斜率（°/100m）3－4 4－6 5－8 当然增斜率和很多因素有关，如地层可钻性、钻时、钻压以及井斜大小等，以上数据只是平均数据。（2）最小位移及最合适位移的确定 最小位移即完全靠滑动增斜至Ⅰ靶，并且井斜正好达到最大井斜аmax，此时Ⅰ靶位移最小，这里采用平均角法，造斜率按照4°/30m，可按照以下公式计算： Smin＝аmax/4°╳30m╳sin(аmax/2)平均角法本身就存在误差，这里两测点间距又过长，所以sinаmin仅是近似值，仅在定井位时使用，施工过程中需要软件跟踪。最合适位移是剖面优选的结果，现场施工过程中，总是想尽量缩短随钻时间，因为随钻钻时约是双驱的3倍以上。一般做法是先滑动增斜至10°－15°，然后双驱增斜。具体公式是：（假设第一次随钻至10°开始双驱,双驱增斜率按4.5°/100m计算）S合适＝10°/4°╳30m╳sin（10°/2）＋｛（аmax－10°）/4.5°╳100m+60m｝╳sin[（аmax+10）/2] 加号前面为随钻所需位移，数据直接计算可得约为7m。加号后面是双驱增斜井段，利用平均角法求出得位移。中间60m的含义是预留出的扭方位井段。

（二）钻头优选 钻头优选主要指PDC钻头的优选，PDC金刚石钻头采用不同形状规格的切削齿，不同的布齿密度，露齿高度与布齿方式，并匹配相应的水力布置，可适应不同地层使用而获得最佳效果。使用整体螺纹式可换喷嘴，方便现场水力设计，满足不同的钻井水力要求，使用安全可靠。螺杆和PDC钻头都适合在低钻压、高转速条件下工作，螺杆运转时提供的高转速为PDC钻头快速钻进创造了有利条件，两者在井下的工作时间都较长，可减少不必要的起下钻时间，因此，两者的配合是最佳的 钻头优选在优快钻井中占重要地位，钻头优选是提高机械钻速的关键，针对不同地层、不同区块或同一区块不同厂家型号PDC钻头试用、对比，其结果很快被推广。例如：卫75块及卫77块PDC钻头优快分析 卫75及卫77区块作为一个新的开发区块，PDC钻头无经验可循，技术发展部积极进行技术探索，顺利完成了这四口井的施工。卫75块及卫77块数据表 队号 井号 完钻月份 井型 井深（m）40449 20488 32612 45753 卫75-12 卫75-9 卫75-15 卫77-9 3月 7月 8月 11月 斜直井 定向井 定向井 定向井 3250 2870 3190 3198 14.29 12.42 15.49 20.25 19天15小时 17天13小时 14天9小时 13天8小时 32天 26天15小时 26天20小时 24天23小时平均机械钻速（m/h）钻井周期 建井周期 从上表可以看出，随时间的推移，技术在不断总结完善，平均机械钻速不断提高，钻井周期连续缩短。四口井钻头使用对比表 井号 钻头型号 生产厂家 卫75-12 ZY924B 中原 使用井段(m)1407.25-2670.46 进尺(m)1263.39 东营、沙一 沙

二、沙三 GP526L G536XL 卫75-15 ZY924B ZY924B G544HZ 卫75-9 WH461 ZY924B DS752AB 卫77-9 ZY924B G544HZ 川石 川石 中原 中原 川克 武大 中原 成都 中原 川克 2670.46-2757.00 2757.00-3180.00 1413.00-2285.00 2285.00-3101.00 3101.00-3190.00 1416.00-1947.50 1947.50-2447.00 2447.00-2870.00 1560.00-2730.00 2730.00-3198.00 86.36 423.00 872 816 89 531.5 499.5 423 1170 468 沙四 中生界 东营，沙

一、沙二 沙

三、沙四 沙

四、中生界 东营、沙

一、沙二 沙

二、沙三 沙

三、沙

四、中生界 沙三下 中生界 3.80 6.36 12.46 9.60 4.05 15.41 6.24 6.02 18.57 6.83 90 98 90 100 95 100 90 100 100 100 85 65 80 95 85 80 80 95 90 90 19.00 地层 机械钻速（m/h）入井新度（%）99 出井新度（%）65 通过上表可以看出：同一井段中原ZY924B与武汉地大WH461相比，ZY924B有明显优势，川石G536XL与川克G544HZ基本相同，从卫75-9井ZY924B机械钻速6.24米/小时表明，旧钻头严重影响机械钻速，成都迪普DS752AB与川克、川石存在明显差距。课后作业：

1、什么是优快钻井技术。

钻井技术钻井质量 篇6

【关键词】石油钻探；石油钻井设备；发展限制；质量控制分析

在石油钻探行业内，众所周知石油钻井工艺水平及质量高低与石油钻井设备有着直接联系，只有拥有高质量、高效率的石油钻井机械设备才能够保证钻井的质量，高质量的钻井不仅能够进一步的保障目的井的工艺及完井质量，还能有效的延长其使用寿命。

毋庸置疑，石油钻井行业作为一种高投入行业，由于其施工环境的复杂性及不确定性，决定其也是一种高风险行业。因而保证油井的质量就成为了投资是否能够取得回报的关键。这就需要我们提高石油钻井机械设备的质量、保障钻井施工的高质有序进行，通过油田的长久运转提高经济效益。

一、国内外石油钻井机械设备的发展现状

1.1 国外石油钻井机械设备的发展现状

首先，国外石油钻探行业由于发展较早，其石油钻井设备通过采用传统钻探技术与当代先进科学技术相结合的方法保证了钻井设备研发的领先地位，对于这些先进科学技术，展开来讲，主要包括人工智能、液压驱动、智能化自动控制、交流变频等先进技术，通过这些新技术的应用，国内石油钻探与传统的石油钻探相比有着质的飞跃，逐步使石油钻探技术迈向高效化、自动化、智能化、集成化领域迈进，在很大程度上提高了石油勘探的工艺水平及开采效率。

其次，国外钻井机械设备除了在对石油钻井设备的控制软件方向，还在钻井设备的硬件设施方面取得较大进步。众所周知，石油钻探行业由于其施工环境的复杂性，不同的施工环境有着不同的地质条件，需要使用的石油钻井设备也是不同的。国外众多公司为适应油田区域的不同地质情况，开发了去多不同种类的、适应不同地质条件的钻井设备，通过对不同地质使用不同的钻井设备，从而保证了钻井的质量。通过这种硬件设备的多元化开发，进一步扩大了石油钻井的可选区域。

最后，“人性化”设计理念在机械设备的应用。正如我国所倡导科学发展观下的“以人为本”的理念一样，结合石油钻井设备环保、高质、高校的设计原则，国外在石油钻井行业对机械设备的研发同样注重“人性化”，钻井施工的安全性成为其设计过程中的重中之重，通过其先进的自动化、智能化控制技术，可以实现施工人员的远程操作作业，在高空作业、钻井作业区域实现“无人作业”。

1.2 国内石油钻井机械设备发展现状

首先，对于国外先进设备的引入、消化。由上所述，国外钻井设备已经取得了较大进步，我国在对国外先进技术在引入的同时要做好消化工作，使得这些技术能够在国内得到引用，比如液压驱动控制技术、交流变频技术等技术不仅能够保证施工的高质、高效进行，智能化控制、无人操作技术等还能够避免高危作业，保障钻井施工人员的人身安全。

其次，做好“国产化”工作。毕竟国外机械设备是针对其自身地址条件而研发的，并未考虑到我国的地址条件。况且我国地大物博，是一个油田储备丰富的国家，诸如新疆油田、青海油田及南海油田等，这就产生了不同地质条件对于钻井设备的要求不同，在开发设计石油钻井机械设备时要充分考虑到施工地域的特殊性，只有这样才能够保证施工的工艺质量要求，通过高效的开采提高经济效益。

二、对于石油钻井机械设备质量控制研究分析

2.1 参考国外相关行业规范标准，针对国内钻井行业制定高执行力行业标准，同时又必须是高质量标准，这就要求在相关机械设备质量控制标准制定时，既要考虑到我国钻井行业国情，又要考虑到钻井施工质量保障。

2.2 第三方监理

石油钻井行业具有高投资性，这就要求决定石油钻进质量的石油钻井机械设备具有高质量，而在其制造加工过程中如有第三方监理单位对全程进行过程管理监督，则能够保证相关质量标准能够得到有效的贯彻。实践证明第三方监理机制在建筑行业应用较为广泛并取得较好结果，若在石油钻井行业也应用监理机制，对其设备的制造加工也应具有有效的监督作用。

2.3 石油钻井机械设备资料的真实录入、整理、完善、追踪机制

关于石油钻井设备的相关质量文件在保证其真实性的基础上统筹全部，包括机械设备的技术、购买、存放管理信息等，对于这些资料要做好录入、整理、完善工作。对于其记录媒介需同时包括纸质文件记录及电子存储设备记录，对于纸质记录要做好编号整理、相关印刷、装订工作，以确保机械设备资料的系统性、安全性、完整性、可追溯性，以备在需要追溯机械设备相关资料时，能够顺利找到存档信息并找到所需信息。

三、结论

随着社会进步、经济发展需要下，越来越多的先进科学技术将会被应用在生产时间之中。对于石油钻探行业而言，决定其钻井质量的钻井机械设备也必定会不断更新换代，以适应高质量、高效率的施工要求及钻井质量保障，其工艺水平、钻井效率、设备的适用性必定会不断提高，以满足快速经济发展需求下对石油的供应。本文在介紹石油钻井机械设备在石油勘探施工过程中重要性的基础上，阐述了国内外石油钻井设备的发展现状，并对钻井设备的质量管理控制提出三点意见。随着时代发展、科技进步，笔者相信石油钻井设备将不会再成为影响石油勘探行业的瓶颈。

参考文献

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[2]张金鹏.钻井机械故障诊断技术研究[J].中国石油和化工标准与质量，2012（10）： 88.

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[5]刘凤春.有关预防钻井机械故障工作的探讨[J].中国石油和化工标准与质量，2012（10）：209.

优化区域钻井技术提高钻井速度 篇7

胜利油田早在2004年就提出和逐步实施了区域钻井技术, 该技术针对胜利油区部分区块的地层结构、岩性特征, 推荐出与之相适应的钻具组合、优选参数、泥浆体系及其配制、使用和维护等配套技术方案, 对特殊地段施工难点、注意事项和潜在的复杂情况及预防处理措施也作了相应提示。2012年我们围绕重点区块, 分析施工难点和易发生的井下复杂情况, 在以往施工经验的基础上将区域化钻井模式进行了改进和升级, 起到了成果显著, 钻井速度得到了进一步提高, 为公司取得良好经济效益做出了贡献。

1 樊162、樊3、樊5区块

施工难点:

该地区的井设计井深一般在3 000m左右, 完钻层位在沙四段。本地区压力系数情况, 钻井液密度一般在1.40g/cm3～1.50g/cm3井深结构大部分表层和油层。在施工中应做好以下几方面工作:防粘卡、防斜、防喷 (地层压力较高) 、定向井防碰、防油气层污染。

进入沙一段以后有大段的灰质泥岩并夹杂少量石膏易造成缩径;进入沙三段以后泥页岩水化不均匀及微裂缝裂解造成坍塌明显, 井径不规则, 易造成电测阻卡的情况。2011年电测成功率仅有66.7%。

改进措施:

通过优化钻井液技术方案, 使用强抑制强封堵高性能防塌钻井液, 做好稳定井壁, 防塌, 携岩、润滑等工作;加强短起下钻, 电测前通井等技术措施, 确保电测一次成功。

取得效果:

2012年完成7口井, 电测成功率100%, 同比提高33.3%。

2 高21区块

施工难点:

高21区块上部地层泥岩含量高, 易水化缩径, 下部地层灰质泥岩、灰质砂岩、火成岩夹层多, 普通PDC钻头不适应。

改进措施:

与研究单位合作试验, 改进复合片的尺寸和布局, 研制了双排齿5FPDC钻头取得了较好的效果。

取得效果:

2012年完成8口井, 平均井深3 474.63m, 同比增加80.23m, 平均机械钻速17.37m/h, 同比提高1.83m/h。

尤其是高21-斜41井通过使用改进胎体双排齿5FPDC钻头, 平均机械钻速较邻井提高41.82%。

3 纯化油区纯26、纯41区块

施工难点

本区沙三中储层为夹持于两套深水泥岩中的湖底扇沉积。有较多的泥岩夹层。多数井表现为一个大的正韵律沉积, 岩性下粗上细, 中下部多为砾岩、含砾砂岩。下部地层因注水井影响造成密度高。沙四段底部石膏污染, 砂岩及孔店紫红色泥岩缩径, 泥岩垮塌严重, 易形成“糖葫芦”井眼, 施工中常发生电测遇卡现象。

改进措施:

1) 及时关停注水井, 并由技术员负责落实到位。钻入注水层位前加强座岗观察, 发现泥浆性能异常及时采取措施;

2) 提前对钻井液进行预处理, 防止沙四底部石膏层污染。完钻后, 搞好短起下通井措施, 调整钻井液性能达到电测要求, 确保电测成功率。

取得效果:

2012年完成28口井, 平均井深2649.70m, 同比减少12.52m, 平均机械钻速29.02m/h, 同比提高3.08m/h。

4 坨128区块

施工难点:

该区块由于多年的开采和长期注水, 使地层压力发生很大变化, 地层压力比较紊乱, 上部地层松软易塌, 承压能力差, 易井漏;下部地层夹层多, 地层含灰质泥岩、砂砾岩, 研磨性高钻时慢;邻井密集, 井间防碰存在难题。

改进措施:

1) 优选高效钻头、优化钻具组合和钻进参数, 二开前及时做好防碰预案;

2) 采用以扩大器代替扶正器的常规钻具组合, 使牙轮的使用情况易于判断, 减少了起下钻时间, 提高了钻井速度。

取得效果:

2012年完成7口井, 平均井深3 380.29m, 同比提高47.98m, 平均机械钻速21.03m/h, 同比提高3.85m/h。

5 坨76区块

施工难点:

该地区的井设计井深2500m左右, 完钻层位为沙二、沙三段, 井身结构为二开长裸眼井。该地区沙二段为主要开发层, 由于多年的开采和长期注水, 使地层压力发生很大变化, 地层压力比较紊乱, 上部地层松软易塌, 承压能力差, 易井漏, 并且部分地区还存在浅气层。

改进措施:

1) 通过应用双模承压技术, 提高地层承压能力, 全年未发生钻进井漏情况;

2) 加强井身轨迹控制、把握润滑剂加入时机和加量、加强活动钻具。

取得效果:

2012年完成3口井, 平均井深3 898.67m, 同比提高203.34m, 平均机械钻速13.72m/h, 同比提高4.21m/h。

尤其施工完成的坨76-斜25井, 完钻井深3901m, 平均机械钻速15.04m/h, 创该区块同类型平均机械钻速最高好成绩。

6 八面河、羊角沟地区

施工难点:

该油区东临渤海湾, 是典型的海相沉积构造地带产油地区。属于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷, 构造复杂, 部分区块东营组地层缺失。该地区地层倾角大而无序, 方位漂移无规律。2012年施工井特点是浅井多, 定向点浅, 起下钻时间占钻井比例大。以往一律采用HAT127牙轮钻头, 泵压低、钻头水马力小, 影响钻速。

改进措施:

1) 二开采用“一趟钻”技术, 减少起下钻时间;

2) 根据不同地层, 试验PDC钻头, 在羊角沟地区取得成功, 降低喷嘴直径, 利用水马力辅助破岩, 使机械钻速有了大幅增加。

取得效果:

2012年完成41口井, 平均井深1725.61m, 同比提高144.37m, 平均机械钻速32.29m/h, 同比提高4.97m/h。

7 结论

盐膏层钻井钻井液技术分析 篇8

盐膏层指的是以盐或石膏为主要成分的地层。我国盐膏层分布广泛, 塔里木、江汉、四川、胜利、中原、华北、新疆、青海、长庆等油田都曾钻遇盐膏层。盐膏层主要分布在第三系、石炭系和寒武系地层, 分属泻湖陆相沉积和滨海相沉积。

由于盐膏层属流变地层, 尤其在深部高温和高压条件下盐膏层的蠕变性更为明显。与砂岩、页岩和泥岩等地层不同, 流变地层的弹性模量非常小, 对剪切不具有抵抗能力, 即使在较低的水平应力作用下, 也将出现较大的连续蠕动变形。在钻井过程中, 钻开盐膏层后, 原地层中地应力的相对平衡状态被打破, 在井璧岩石上产生了较强的应力集中, 在横向挤压力的作用下, 盐膏层发生蠕动和变形, 向井中滑移和流动, 导致井眼缩径和失稳。由于盐膏层易蠕变、易溶解、易垮塌等特点所以在钻井过程中经常发生严重的缩径, 导致井眼失稳、卡钻和挤毁套管等工程事故, 严重影响了钻井地质目标的实现并给钻井带来巨大经济损失。

钻井液技术是盐膏层钻井关键技术之一, 它直接影响钻井作业的成败, 对盐膏层钻进具有极大的影响。因此研究盐膏层钻井钻井液技术具有重要意义。本文主要分析了国内常用盐膏层钻井液的体系, 并结合国内典型盐膏层区块, 对钻井液性能的维护等进行了分析, 对于指导盐膏层钻井具有一定的价值。

2 盐膏层钻井液体系

目前开发与试用的盐膏层钻井液体系, 主要包括以下几类:从功能考虑, 油基钻井液虽然成本高, 但它钻遇碳酸盐钾矿层、水敏性泥页岩层、含H2S气层都不会发生问题, 它还适用于钻高温深井, 能保持性能稳定;从综合成本考虑, 饱和盐水钻井液是最佳选择;从性能价格比看, 饱和盐水乳化钻井液和聚合物饱和盐水钻井液应用最多。但是, 在某些情况 (如地区差异) 下, 欠饱和盐水体系 (乡1井) 和膨润土饱和盐水体系 (文13-54井) 也有成功应用, 其性能价格比与最佳体系相当。其他钻井液体系虽有应用, 但不甚理想。

国内盐膏层使用的几类钻井液基本配方如下:

(1) 混油加重饱和盐水体系 (新疆沙24井) :12%原油+3%磺化褐煤+0.3%S M P-Ⅱ+0.2%～0.5%C M C+1%P A C143+重晶石粉 (至体系密度1.7k g/L) +凹凸棒石粉+0.1%TorqTrim-Ⅱ+NaCl至体系饱和。

(2) 油包水乳化体系 (新疆) :3%有机土+2%环烷酸钙+7%烷基苯磺酸钙+2%SP80+1%石灰+0#柴油 (油水比90:10) 。

(3) 欠饱和盐水体系 (中原) :3%～5%磺化褐煤+3%～5%SMP—Ⅱ+1%～3%SAS+NaCl及KCl适量。

(4) 膨润土饱和盐水体系 (江汉) :抗盐膨润土浆+2%～3%CMC+0.5%SP80+0.25%AS+NaCl至体系饱和。

(5) 聚合物钾盐饱和体系 (胜利) :0.2～0.5PHP+3%～8% (NH4) 2SO4+5%～6%KCl+NaCl至体系饱和。

(6) M M H聚合物饱和盐水体系 (胜利) :0.25%MMH+0.4%NPAN+3%SMP-Ⅱ+3%RTOOL+0.3%XY27+NaCl至体系饱和。

(7) 阳离子聚合物盐水体系 (中原) :4%膨润土浆+3%80A51+1%H P A N+2%S A S-1+0.5%SP80+1%CP (阳离子) +2%KCl (较3%KCl+7%NaCl效果更好) 。

3 膏岩层钻井液性能要求及维护措施

3.1 膏岩层钻井液性能要求

盐膏层钻井液性能应满足下列六点要求:

(1) 具有合适的密度。这是盐膏层钻进的关键。若用低密度钻井液 (密度1.078～1.314k g/L) , 应该是含盐量低的水基钻井液;若用中等密度钻井液 (密度1.437～2.036k g/L) 应该是水相饱和的油基钻井液和含盐量高的水基钻井液;若用高密度钻井液 (密度2.036～2.276kg/L) , 应该是水相饱和的油基或水基钻井液, 并用盐抑制剂来达到盐的饱和状态。

(2) 抑制无机离子的污染。钻盐膏层时, 涌入钻井液中造成污染最严重的是Ca2+, 可加入Na2CO3和NaHCO3除去Ca2+。

(3) 抑制活性粘土矿物。钻井液中必须保持一定的KCl含量。海水钻井液中KCl用量一般是淡水钻井液中KCl用量的2.5倍, 而饱和盐水钻井液中KCl用量是淡水钻井液中KCl用量的3.5倍。

(4) 盐膏层钻井液要具有适当的流变性和润滑性。

(5) 盐膏层钻井液要具有合理的滤失造壁性。

(6) 盐膏层钻井液腐蚀性尽可能低且能抗高温。

3.2 膏岩层钻井性能维护要求

目前, 油基钻井液钻进膏岩层多在国外应用, 在国内主要使用混油 (油包水) 钻井液钻进膏岩层, 对该类型钻井液有以下维护要点:

(1) 固相控制:配备高频振动筛, 筛目达到80～100目;配备除砂器、除泥器, 以清除油基钻井液的晶体盐粒和其它固相, 从而提高机械钻速, 减少循环系统的磨损。

(2) 水湿控制:在钻进中遇到含N a+、Ca2+、Mg2+、K+等盐类, 它们都有水湿特性, 水湿固体易沉淀, 易粘附于钻柱内, 严重时可堵塞钻柱, 使钻井液流变性、热稳定性、滤失性改变。为此, 在油基钻井液中要加入一定量润滑剂来解决水湿问题, 推荐作法:水湿前, 加入油润剂AglaberDV-33量2.83～14.15k g/m3;水湿后沉淀前, 加量14.15～23.30kg/m3;水湿沉淀后, 除加油润剂外, 还须加胶凝剂, 以增加切力, 将水湿固体携带出井予以清除。

上述两点要求为一般要求, 针对不同区块, 钻进盐膏层时对钻井液的维护又有具体的要求。

(1) 新疆塔北地区盐膏层钻井液维护要点可概括为七点:

(1) 用预水化膨润土或抗盐土调整体系稳定性;

(2) 用XCD聚合物作降粘剂, PAC-R和FRS作降滤失剂;

(3) 使用除氧剂和杀菌剂提高X C D、F R S的抗温性和抗降解能力, 减少钻具及设备腐蚀;

(4) 保持钻井液中高钙含量, 可减轻对石膏地层的溶蚀;

(5) 高氯离子和高钙离子组合, 可较好地抑制盐膏层及水敏性泥页岩层水化膨胀;

(6) 低滤失性可减小渗透性地层的泥饼厚度, 保证起下钻的畅通;

(7) 使用100～120目振动筛和200～250目清洁器维护钻井液体系的清洁和密度的稳定性。

(2) 根据江苏和江汉地区钻盐膏层的经验, 饱和盐水钻井液维护要点归结为十点:

(1) 首先尽量搞清地层情况, 盐膏层化学组成, 并确定盐膏层类型;

(2) 加强对钻井液的滤液分析, 保证含盐量到位;

(3) 将淡水钻井液转换为饱和盐水体系时, 应彻底清除有害固相, 尽量降低膨润土含量, 用抗盐土或改性石棉提高动塑比, 以保持适当的切力;

(4) 加入足够的护胶剂, 如CMC、CMS、磺化褐煤、磺化酚醛树脂、聚丙烯酸盐等;

(5) 加入盐抑制剂抑制盐的溶解, 如氯化镉、铁氰化钠、次氯三乙酸酰铵等;

(6) 加强对加重饱和盐水钻井液粘滞系数的测定, 选择合适的润滑剂降摩阻;

(7) 用S P80、烷基苯磺酸钠、重铬酸钠等, 提高体系的高温热稳定性;

(8) 钻进复合盐膏层时, 选用具有抑制泥页岩水化膨胀及封堵裂缝、孔隙的添加剂。“三盐一饱和” (指NaCl、KCl、Na2SO4盐和C l-含量饱和) 是对付复合盐膏层的有效办法, 既经济又可靠;

(9) 严格控制高温高压滤失量、改善泥饼质量, 添加相应的化学助剂;

(10) 对入井处理剂严把质量关, 按规定检测。

(3) 胜利油田钻探郝科1井盐膏层时, 总结出钻井液维护要点为七点:

(1) 采用正电胶—聚合物—饱和盐水钻井液体系, 抑制盐膏层吸水缩径和控制岩盐的溶解;

(2) 盐膏层以上井段体系密度达到1.40～1.45kg/L即可平衡地层压力, 但进入盐膏层前密度必须提高到1.90～1.95kg/L, 否则继续钻进就复杂化;

(3) 必须用高密度钻井液控制纯岩盐及紫红色软泥岩在高温高压下的蠕动压力, 同时控制钻速, 随着时间推延和划眼次数增多, 蠕动速率将减小, 但钻井液密度仍不能降低;

(4) 钻过盐膏层并用技术套管封固后, 过多降低钻井液密度将影响套管抗挤强度, 可将体系从饱和盐水状态转为欠饱和状态, 以减缓对钻具及设备的腐蚀, 降低钻井液成本;

(5) 钻进盐膏层的饱和盐水体系是通过加盐转化和维护的, 要求C l-含量达到1.8×105mg/L以上, 在井底温度150℃、井底压力70M P a下钻井液即达盐饱和, 而体系中SO42-含量达到1.0×104mg/L以上, 尽可能降低Ca2+含量;

(6) 使用高频振动筛 (筛目120目) 和清洁器 (除泥器) , 充分净化钻井液有害固相, 使含砂量1%以上;

(7) 在井底温度120℃以内可用偏磷酸盐缓蚀剂, 更高井温时改用D F-Ⅱ缓蚀剂 (缓蚀率93.3%) 。

4 油基、饱和盐水及欠饱和盐水钻井液体系的优缺点分析

国内外通过钻井模拟器试验发现, 油基钻井液可提高钻速, 降低成本, 综合效益好。主要优点是热稳定性好、流变性好、对钻具少腐蚀、井径规则、扩径率小。主要缺点是配制成本高、体系密度低、维护费用大、起下钻时易井涌井喷、不利于油气层录井。

而饱和盐水体系相对油基体系来说, 配制成本低、体系密度高、不存在水湿封堵问题, 有利于油气层录井。主要缺点是高温热稳定性差、对钻具的腐蚀性大、盐抑制及高密度问题突出。

利用欠饱和盐水钻井液钻进盐膏层, 使盐岩在欠饱和盐水钻井液中适当溶解, 可以达到扩大井眼, 抑制盐岩蠕变的目的。主要缺点是盐溶会导致井壁坍塌。

5 结论

通过上述论述可以得到如下结论:

(1) 目前常用的钻进膏岩层的钻井液体系主要有油基钻井液体系、饱和盐水钻井液体系及欠饱和盐水钻井液体系。

(2) 膏岩层钻进时钻井液体系应保持良好的性能, 不同地区根据地层性质等的不同, 其性能维护措施不同。

(3) 三种类型的钻井液体系各有优缺点, 应根据实际情况进行选择。

摘要：膏岩层由于蠕变性较强, 钻井过程中极易发生井眼缩颈和失稳, 给钻井作业带来了巨大的风险和损失。钻井液技术作为膏岩层钻井的关键技术之一, 其性能好坏直接影响膏岩层钻井的成败。本文详细分析了目前国内常用膏岩层钻井液体系, 分析了不同体系钻井液的优缺点, 并结合国内典型膏岩层区块分析了钻井液性能维护措施, 对于指导膏岩层钻井具有一定的意义。

套管钻井技术在海洋钻井中的应用 篇9

套管钻井作为一种高效低成本控制井眼问题的先进钻井技术, 适用低压带、页岩层、煤层以及多压力带地层, 在钻井提速、降本增效及解决循环漏失问题等方面具有很好的应用效果, 该技术在钻进过程中直接用套管取代钻杆柱向井下传递机械能量和水力能量, 井下钻具组合接在套管柱下面, 边钻进边下套管, 完钻套管留在井内作完井管柱, 这样, 钻井和下套管合并成一个作业过程, 钻头和井下工具的起下几乎是在在套管内进行, 不再需要常规的起下钻作业。

2 套管钻井技术的优势

目前, 国内套管钻井技术主要用于表层套管及技术套管的钻进。根据国内外的应用经验, 相对于常规钻井, 套管钻井技术有以下优点: (1) 使用套管钻进, 节省了与钻杆和钻铤有关的采购、运输、检验、维护和更换费用; (2) 避免常规起下钻对裸露井眼的抽汲和激励、减少井壁坍塌、键槽等的发生, 提高井壁稳定性, 减小事故发生率, 使井控状况得到明显改善; (3) 用钢丝绳起下钻头时不用停泥浆泵, 能保持泥浆连续循环, 可有效防止钻屑聚集, 减少了井涌的发生; (4) 钻进时破岩面积减小, 机械钻速提高, 节省钻进时间, 因而改善了水力参数、环空上返速度和清洗井筒的状况; (5) 装备简化, 不需要立柱钻进, 可以减小钻机尺寸、简化钻机结构、降低钻机费用, 使钻机更加轻便, 易于搬迁和操作, 作业过程所需设备功率大幅减小, 降低了人工劳动强度和施工费用。

3 国外套管钻井技术的现状

目前国外比较成熟的套管钻井系统主要有Tesco公司和Weatherford公司的两种系统。

3.1 Tesco公司的套管钻井系统

Tesco套管钻井系统是一套下部钻具组合可以回收的系统, 以常用的油田生产套管作为钻杆同时进行钻井和下套管作业。套管把水力能和机械能传递给悬挂在套管底部接箍上的下部钻具组合进行钻进, 一旦需要更换钻具组合或起下钻时, 则利用钢丝绳进行起下作业。

如图1所示, 钻具组合上部的钻井锁 (DLA) 把钻具与套管进行机械连接和液压密封, 向下提供轴向力和扭矩。同时在套管柱处安装了一个嵌入和取出的机械装置, 最下部是导向钻头系统。在套管钻井过程中, 需要用扩眼器把井径扩大到设计的井眼直径, 因为导向钻头尺寸小于套管内径才能保证用钢丝绳通过套管内进行回收, 而扩眼器又必须使井径扩大到套管可以通过的尺寸。在钻到目的位置用钢丝绳回收完下部钻具组合后可以按常规方式进行固井作业。

3.2 Weatherford公司的套管钻井系统

该公司的套管钻井系统更侧重表层 (或技套) 的施工, 立足于一只钻头打完全部进尺, 而不在套管内起下工具串。其所用PDC钻头为特制 (见图2) , 为铝合金的钻头冠部、可钻式的切削结构和钻头水眼。胎体由易钻材料制成, 通过一个特殊装置 (丢手) 与套管相接。钻头上部接有浮鞋, 套管内可预先放置易钻固井浮箍 (简易承托环) , 钻至预定井深后, 利用特殊装置将下部钻头胀裂落入井底, 然后进行固井作业。下次开钻时可将钻头体方便的钻碎, 由钻井液携带到地面排除, 此时, 可恢复常规钻杆钻井系统进行正常钻进。Weatherford公司可钻式钻鞋在大量表层套管钻井及尾管钻井中的应用表明, 应用该钻鞋不但可以大大缩短作业周期, 节约钻井费用, 而且可以解决钻井液漏失、套管下不到位等问题, 因此, 可以广泛用于表层套管钻井以及一些渗漏层的尾管钻井施工中。利用套管传递扭矩是利用送进捞矛工具 (图3) , 工具上部与顶驱相连, 由锁定卡瓦将工具固定在套管内壁上, 将扭矩锁定短节键放入卡瓦槽内一起来传递扭矩。

3.3 近年来与旋转导向技术相结合, 套管钻井成为导向钻井技术的新方向

3.3.1

定向套管钻井 (DCwD) 技术, 使用可回收的导向式井底钻具组合 (BHA) , 实现套管钻井过程中的导向, 导向工具既可使用旋转导向系统, 又可使用容积式马达。该技术由斯伦贝谢与TESCO公司共同研制, 适用于易发生漏失和井壁稳定性差的低压油田或老油田, 目前已在北海和中东地区获得应用。2010年, D C w D技术在马来西亚一座海上平台作业, 创造了13-38英寸DCwD套管作业深度最深 (1201米) 、套管倾斜角度最大 (58°) 、机械钻速最高 (100米/小时) 的世界纪录。

3.3.2

导向尾管钻井系统 (SDL) , 是世界上首个实现可导向的尾管钻井系统, 由贝克休斯与挪威国家石油公司共同开发。该系统结合贝克休斯的EZLine尾管钻井系统、AutoTrak旋转导向系统、X-treme马达、EZCase套管钻井专用钻头四种先进技术, 可在尾管钻井的同时实现旋转导向。该系统可承受大钻压及高扭矩, 并可在井下进行B H A更换操作。2010年1月, SDL系统在Statfjord油田完成第二次先导性试验, 机械钻速与常规钻井速度相当, 导向效果令人满意。

4 国内研究状况及在海洋钻井应用前景

4.1 目前国内研究现状

可回收式套管钻井系统应用领域广泛, 不受井深的限制, 能满足现代钻井工程的多种需求, 但对工艺技术水平要求严格, 且成本较高, 受目前研究水平的限制, 施工的安全性尚不能令人满意。国外套管钻井技术为使用有顶部驱动装置的钻机, 对钻井设备要求比较严格, 且成本较高, 多数公司只提供设备及技术服务, 因此难以在陆上低成本开发井中推广应用。国内的套管钻井技术是由吉林油田钻井院承担, 联合中油钻井院等多家单位合作的国家863项目。目前国内胜利油田、吉林油田、大港油田、大庆油田和渤海油田主要针对不可回收式套管钻井系统进行研究, 并取得了一定的应用成果。

2004年5月20日到22日, 大庆油田套管项目组在钻井一公司30546钻井队成功完成了大庆油田第一口表层套管钻井现场实验, 结果表明, 套管钻井的平均机械钻速18.16 m/h, 低于常规钻井中较高的机械钻速39.14m/h, 套管钻井的接单根时间多出常规钻井14h, 高出常规钻井的600%。纯钻进时间多出常规钻进6h左右。高出常规钻井的100%。初期实验成功实现的套管钻井, 但其优势并未完全显示出来。

2004年, 胜利油田在海洋钻井公司的垦东341井应用套管钻井技术进行了表层套管钻井, 该井井型为直井, 井别为评价井。设计井身结构为:Φ914.4钻头×85 m+Φ850.0隔水导管×85 m;Φ410.0钻鞋×460m+Φ339.7表层套管×460m;Φ241.3钻头×2350m+Φ177.8油层套管×2347m。一开表层套管钻进的管串组合为:Φ410.0钻鞋×1.07m+Φ339.7浮箍×0.64m+Φ339.7套管+配合接头 (用于套管与顶驱连接传输扭矩) 。钻鞋是套管钻井技术的核心工具, 为胜利石油管理局钻井工艺研究院特制, 可钻式PDC钻头, 本体为铜制, 喷嘴水眼为Φ22×9;钻井使用套管钢级J55S, 壁厚9.65m m, 扣型为S T C。该井从套管钻进开始到固井结束, 共用时34h, 进尺375.45m, 成功钻进至设计井深459.62m, 纯钻时间13.2 h, 较常规钻井时间缩短45%, 平均机械钻速28.44m/h, 并且实现了套管钻井国产化。但是, 近年来, 海上钻井平台积极推广新技术、新工艺, 常规钻井技术得到了迅速发展, 大大提高了钻井速度, 缩短了钻井周期, 连创日进尺上千米的高纪录, 例如, 2009年, 胜利九号承钻的C B11N B-1井, 一开为直井段, 钻具组合为Φ444.5mmSKG124 ROCK BIT×0.53m+730×630X/O+回压凡尔+Φ203.2m mNMDC×9.08m+Φ203.2mmMWD×1.57m+631×410X/O+Φ127mmHWDP×272.84m+Φ127mmDP, 该井一开段从常规钻进开始到固井结束, 从10月12日6:30到10月13日8:00共用时25.5小时, 进尺421米。套管钻井的优势此时已经不能完全显示出来了。

2007年, 大港油田在滩海地区埕海一号人工井场应用Weatherford公司套管钻井技术, 通过在导管上安装快速连接套管头装置进行无钻机固井, 与套管钻井交叉施工, 完成了13口井339.7mm表层套管段的钻井作业。13口井表层套管段平均井深320.49m, 总进尺4 166.40m, 平均机械钻速83.33m/h, 单井平均机械钻速最高127.28m/h, 平均每天完成1.5口井, 创造了该区块的最高指标。在K45-50井利用转盘套管钻井技术, 机械钻速达228.0m/h, 均创造了大港滩海地区套管钻井的新纪录。

4.2 结论及建议

由于海上油田拥有巨大的潜力, 所以将套管钻井推向海洋都将是未来钻井的一个主要目标。在国内虽然套管钻井技术在海洋钻井平台上已经进行了成功的应用, 但要想真正显示出该技术的独有优势, 面临着诸多需要解决的问题, 以下是针对上述应用实例对海洋钻井平台应用套管钻井技术的几点分析和总结:

(1) 顶驱装置已经在海洋钻井平台上普遍配置, 有利于该项技术的国外先进经验的借鉴, 现有的绞车、泥浆泵等主要钻井设备也可以满足该技术的应用条件, 但若考虑到井下工具的可回收性, 设备面临较大的改造压力。

(2) 一开直井段无需进行裸眼井段的测井, 为进一步探索该技术的应用创造了便利条件。但若定向钻进, 需要采用随钻测井仪或者将测井仪下至套管以下对目的层进行测井, 其它地层评价工具等也要改造成绳索式, 这就增加了现有设备的改造难度。

(3) 不可回收式套管钻井系统在国内的研究已经产生了一定的成果, 关键设备实现了国产化, 但必须保证一只钻头打到底的技术要求限制了钻井井深, 同时也限制了该技术的应用范围。

(4) 由于扭矩需要通过套管螺纹传递, 目前的套管螺纹达不到施工标准, 所以需要研制加工一种特殊的螺纹来满足传递扭矩的要求。如采用双级扣或其它特殊扣的螺纹, 同时套管接箍也改用加强型。这使得套管钻井的成本增加。

(5) 从应用过程来看, 套管钻井需要的设备功率更小, 成本节约明显。因为减少了起下钻和下套管工艺, 从而减少了工人的劳动强度。但该技术的完善过程还需要大量的后续研究和现场应用, 例如, K D341井的表层套管钻进采用立柱钻进, 这需要对二层台进行改造, 并预先将套管接成立柱;若采用单根钻进, 接单根的时间可能就较长。因此只有反复研究和应用, 才能在实践中不断完善, 真正发挥出套管钻井技术的巨大优势。

4.3 简言之, 在海洋钻井中实施套管钻井作业基本思路是

(1) 制定适合海洋钻井作业特点的套管钻井工艺技术方案

(2) 依托国内研究机构开展套管钻井专用管材开发

(3) 开发可回收式钻头及相关井下工具

(4) 形成井下钻具结构回收方案及现有地面设备改进计划

(5) 完善随钻测量技术, 增加测量曲线, 逐步实现随钻测井

(6) 逐步研发特殊工艺套管钻井技术, 如导向套管钻井技术。

参考文献

[1]王力, 张嵇南.套管钻井技术研究与试验.钻井承包商协会论文集2004

[2]朱玉江, 王亦臣.赵东平台快速钻井配套技术简介.钻井承包商协会论文集2004

[3]Shepard S F, Reiley R H, Warren T M.Casing Drilling Successfully Applied in Southern Wyoming[J].World Oil, 2002, 223 (6)

[4]张兰江, 兰阔, 董耀华等.Tesco底部钻具可回收式套管钻井系统[J].国外石油机械, 2003, 31 (12) ;46-48

浅析油田钻井废弃钻井液的处理技术 篇10

一、废弃钻井液中的污染物分析

随着我国石油天然气开采力度的逐年增大, 石油废弃钻井液的数量也在逐年上涨, 随之增大的还有污染力度。这样持续下去, 会对生态平衡造成破坏, 威胁到人们的生命安全, 也不符合我国的可持续发展战略。现代化的石油开采现场工作中应该加强废弃钻井液处理技术的开发, 并设计出科学合理的处理工艺。但是由于钻井液的种类繁多, 所以废弃液处理技术也要随之变化, 怎样找出合适的处理技术, 就要先对废弃物的污染成分进行分析。

废弃钻井液是一种复杂的胶体, 成分多而杂, 想要进行无害化处理, 具备一定难度。经分析可知, 废弃钻井液中会对环境造成污染的主要成分是盐浓以及可交换的钠离子 (水基钻井液的氯化钠含量不超过10mg/cm3) , 另外还有油类 (石油类含量应该控制在3000mg/kg之内) 和重金属离子 (常见的铜、锌、铅金属元素含量最高可以达到3.817μg/L, 10.658μg/L, 5.918μg/L) 、有机污染物 (钻井液中添加的有机处理添加剂) 。这些污染成分若是深入到地层中, 会对土层、地下水、地表水造成严重的污染, 甚至出现土壤板结现象, 影响到动植物和人类的安全。

二、废弃钻井液无害化处理的重要性

1. 环境需求

废弃钻井液会对环境造成严重的污染, 一方面污染了水资源, 对人们的正常生活造成了影响;另一方面, 由于废液中的重金属元素, 土壤结构被破坏, 植物和微生物都无法正常生存, 即便正常生长, 动物和人类食用了这类植物也会危害到人畜的身体健康。

2. 发展需求

我国的石油钻井液通常使用的都是水基体系钻井液, 当然也有一部分采用的是油基体系钻井液, 针对这两种情况要分别设计出合适的处理技术。对于陆上钻井, 通常采用的是就地固化或就地无害处理, 成本低廉, 但是适用范围低。钻井作业并不都在大坑池地区, 通常会在环境比较敏感的区域, 需要开发出更加合理的新型无害处理技术。

三、废弃钻井液无害化处理技术

1. 废弃水基钻井液的无害化处理技术

废弃水基钻井液的组成成分比较复杂, 稳定性较高, 固液分离难度较大, 想要脱除水中污染物的难度也很大, 还会受到井场的场地条件限制。所以, 废弃水基钻井液的的处理装置需要设计为体积小、效率高的设备。由于成本的限制, 要在保证废弃钻井液的处理效果的同时尽量减少破胶剂和固化剂的使用量。

处理装置设计完毕后, 是一个钻井作业一体化的随钻处理装置。该装置在使用的过程中, 要首先收集岩屑, 然后将钻井液破胶脱稳并实现固液分离, 随后进行污水脱稳气浮、高效絮凝氧化、精细过滤, 将钻井液中的岩屑、固相、有毒成分通过多级工艺除掉。处理完毕后, 剩下的水可以输送回井场再次利用或是直接排放。整个装置的拆卸和安装都比较方便, 搬运起来也较容易, 适合流动性作业。

2. 废弃油基钻井液的无害化处理技术

由于石油开采难度的上升, 钻井时使用的钻井液开始改用油基泥浆, 但是油基泥浆在使用的过程中会产生较多含油钻屑, 给环境造成极大的危害。因此, 国际上对于含油钻屑的排放规定了严格的标准限制。例如, 我国南海地区要求含油率不能超过5%, 美国则是规定不能超过3%。废弃油基钻井液的无害处理主要就是岩屑处理, 钻井液是可以反复利用的。需要对处理技术加强研究, 达到国际规定标准, 实现工业产业化的岩屑处理。

3. 油基钻井液岩屑无害化处理技术

油基钻屑处理装置主要由甩干机、高效活性剂和微生物处理三部分组成。先通过甩干机的离心力将钻屑含油率减低到不超过5%, 使用除油高效表面活性剂将含油率减低到不超过2%, 最后经过微生物处理, 达到石油开采国家的规定标准。微生物处理就是通过嗜油菌这类微生物将有机化合物降解处理成无机物。这个过程中, 低沸点易挥发的有机物可以直接抽出, 高沸点的有机物则会在微生物的作用下降解为水和二氧化碳。

四、玉门油田废弃钻井液的无害处理实例

玉门油田采用的钻井废弃泥浆处理设备的工作流程为:用氯化铁絮凝处理, 实现固液分离, 分离出絮体颗粒间的游离水和分子间水, 并在此过程中将有害成分转化为无害或危害性较小的物质;浓硫酸氧化, 将仍然留有的有害物质氧化为无害物质, 并将留有的水分蒸发出去;水泥固化, 固化结束后运到相应的地点进行掩埋处理。

目前, 塔里木油田推广使用的是LRET油基泥浆技术, 该技术应用半年以来已经处理了超过2500m3的油基泥浆废弃物, 回收了600m3的油基泥浆, 获得了560万的经济效益。

结语

伴随着石油开采量的大幅度增加, 油田废弃钻井液的无害化处理技术受到了越来越广泛的关注, 国际上已经针对排放制定了严格的标准, 各个国家都应该针对这个标准加强自身处理技术。废弃钻井液的处理技术研究要综合参考环境需求和成本设置, 实现油气勘探业务和环境保护的协调性可持续发展。

参考文献

[1]武艺, 陈强.油田废弃钻井液无害化处理技术研究[J].科技创新与应用, 2013 (07) .