油气钻井

油气钻井（精选九篇）

油气钻井 篇1

关键词：地质导向,钻井技术,应用现状,不足

由于大规模整装油田的稀缺性, 为了维持油田开发和生产的需求, 人们将目光投向了原本认为没有工业开发价值的低品质油藏, 包括薄油层、小油层、断层油层、阶梯式油层等。客观上分析, 这类油藏所处的地质环境构造复杂、分布不均, 传统钻井施工作业中由于测量仪器、钻井设备等限制, 钻井轨道需要单独测量和控制, 一旦出现误差就必须重新起下钻, 再核对轨迹数据之后重新施工;如此反复, 会消耗大量人力、物力和财力, 降低油气开采工业化水平。为了避免重复起下钻操作, 人们基于导向钻井技术展开研究, 通过优化轨道设计、改良钻井设备和井下工具, 同时提高测量仪器性能, 从而探索出一套不需要重复起下钻、可在地下完成轨道调整的方法, 这就是地质导向钻井技术。

1 地质导向钻井技术概述

地质导向钻井技术在上世纪九十年代初具雏形, 它的完善得益于地质评测仪器、钻井技术、钻探设备等相关技术的发展进步。相应地, 随着多样化随钻地质评价设备的不断涌现, 以及地质导向工具的日渐完善, 地质导向钻井技术逐渐从小众试验阶段迈入规模化应用阶段, 目前我国主要在水平井、定向井中应用。

地质导向钻井技术的核心问题是把“几何导向”转化为“地质导向”, 在传统勘探钻井作业中, 通常会在一定区域内设置“几何靶”, 以地面为施工基础进行不断地调整。而地质导向钻井技术则不需要重复起下钻, 而是根据油藏情况随时展开调整, 从理论层面阐述, 就是将“固定靶”变为“移动靶”, 随测随钻、随时调整, 这样可以有效地缩短钻探周期、提高施工效率、节约生产成本。

结合我国地质导向钻井技术发展过程来说, 该技术充分借鉴了导向钻井技术的特点, 但在技术体系上又存在很大的区别。地质导向钻井技术以“地质”问题解决为出发点, 提出了地质评价设备和地质导向设备更新的需求, 通过人机对话控制, 极大地提高了地质参数的准确性。

2 我国地质导向钻井技术现状研究

新中国成立以来, 受限于国内工业技术条件的落后局面, 我国在地质导向钻井技术研发方面较为落后, 直到上世纪80年代, 胜利油田通过引进美国NL Sperry-Sun公司的DWD系统, 才有效地解决了水平井勘探开采难题。此后, 随着改革开放国内经济稳定发展, 极大缓解了科研投入不足的问题, 到上世纪九十年代, 我国已经研发出水平井、导向钻井的成套技术体系, 并先后在南阳油田、中原油田、青海油田、克拉玛依油田等进行推广使用, 并不断地收集数据, 为我国地质导向钻井技术提供了发展条件。

1996年西江24-3-A1大位移井首次应用了地质导向钻井技术并获得了成功, 该技术采用的是ANADRILL公司的M10型号CDR/CDN系统和MWD系统, 通过与美国菲利普斯公司合作, 改装为适应于中国油藏开发的LWD随钻测井系统, 在作业过程中通过收集地层密度、自然伽马、电阻率、声波、环空压力等参数, 满足了随时调整的人机对话需求, 与传统钻井施工相比省时、省力、省钱, 同时也创造了当时定向井位移量最大的世界纪录;但对中国内油田钻井技术而言, 它的价值在于带动我国地质导向钻井技术全面开展。在随后的几年中, 以胜利油田为技术攻关主导, 通过自主研发和技术引进的方式, 带动大庆、中原、青海、江汉等油田对该技术的迅速普及。

目前而言, 我国海油、陆油水平井、大位移分支井等钻井施工中都广泛采用了地质导向钻井技术。实践证明, 这一技术的应用不仅可以解决低品质油藏开采问题, 同时在储量丰富的整装油田中, 同样发挥着节约成本、提高效率、压缩流程的优势。同时, 我国在该项技术上也明显存在不足, 尽管在随钻测量仪器方面已经满足了需求, 但主要是有线类型, 无线测量仪器依然需要通过进口。

同时, 在应用层面也存在一些不足, 主要涉及测量技术、轨迹控制、钻具组合选用等, 这从侧面表明我国在地质导向钻井技术应用机制上还有待完善。

3 结语

总体上说, 我国目前对地质导向钻井技术的依赖程度较大, 但在技术水平上与国外发达国家还存在一定距离, 应用范围相对狭窄, 主要是水平井和大位移定向井, 其他复杂类型的油藏尚需要进一步完善。结合胜利油田在技术攻关中取得的成果分析, 在利用这一技术的过程中, 应该加强底层污染钱的参数分析, 与实时地质参数展开对比, 才能更有效地控制井眼轨迹走向。

参考文献

[1]石林, 汪海阁, 纪国栋.中石油钻井工程技术现状、挑战及发展趋势[J].天然气工业, 2013, 10:1-10.

[2]徐显广, 石晓兵, 夏宏全, 张贤辉, 陈平.地质导向钻井技术的现场应用[J].西南石油学院学报, 2002, 02:53-55+2-1.

钻井完井过程中的油气层保护技术 篇2

姓名：

班级：

序号：

学号：

摘要：钻井完井过程中降低油气层损害是保护油气层系统工程的第一个工程环节，其目的是交给试油或采油部门一口无损害或低损害、固井质量优良的油气井。本文对钻井完井过程中油气层损害原因以及相应的油气层保护技术进行了简单的总结。

关键词：渗透率、近平衡、固井、保护油气层

一、钻井完井过程中油气层损害原因

当在油气层中钻进时，在正压差和毛管力的作用下，钻井完井液的固相进入油气层孔喉堵塞，其液相进入油气层与油气层岩石和流体作用，破坏油气层原有的平衡，从而诱发油气层潜在损害，造成渗透率下降。

钻井过程中油气层损害原因可以归纳为四个方面：

1、钻井完井液中分散相颗粒堵塞油气层

1）固相颗粒堵塞油气层

钻井完井液中存在多种固相颗粒，如膨润土、加重剂、堵漏剂、钻屑和处理剂的不容物及高聚物鱼眼等。钻井完井液中小于油气层孔喉直径或裂缝宽度的固相颗粒，在钻井完井液有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，进入油气层孔喉和裂缝中形成堵塞，造成油气层损害。

2）乳化液滴堵塞油气层

2、钻井完井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害

水敏损害、盐敏损害、碱敏损害、润湿反转、表面吸附

3、相渗透率变化引起的损害

钻井完井液滤液进入油气层，改变了井壁附近地带的油气层分布，导致油相渗透率下降，增加了油流阻力。对于气层，液相侵入（油或水）能在储层渗流通道的表面吸附而减少气体渗流截面积，甚至使气体的渗流完全丧失，即导致“液相圈闭”。

4、负压差急剧变化造成的油气层损害

中途测试或负压差钻进时，如选用的负压差过大，可诱发油气层速敏，引起油气层出砂。对于裂缝性储层，过大的负压差还可能引起井壁附近的裂缝闭合，产生应力敏感损害。此外，还会诱发有机垢、无机垢沉积。

二、保护油气层钻井完井液

钻井完井液是石油工程中最先与油气层接触的工作液，其类型和性能好坏直接关系到对油气层的损害程度，因而保护油气层钻井完井液是搞好保护油气层工作的首要技术环节。

三、保护油气层钻井完井工艺

钻进油气层时，针对影响油气层损害因素，可以采取降低压差，实现近平衡压力钻进，减少浸泡时间，优选环空返速，防止井喷井漏等措施来减少对油气层的伤害。

1、建立四个压力剖面，为井身结构和钻井液密度设计提供科学依据

地层孔隙压力、破裂压力、地应力和坍塌压力是钻井工程设计和施工的基础参数，依据上述四个压力才有可能进行合理的井身结构设计，确定出合理的钻井液密度，实现近平衡压力钻井，从而减少压差对储层所产生的损害。

2、确定合理井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证

井身结构设计原则有许多条，其中最重要的一条是满足保护储层实现近平衡压力钻井的需要，因为我国大部分油气田均属于多压力层系地层，只有将储层上部的不同孔隙压力或破裂

压力地层用套管封隔，才有可能采用近平衡压力钻进储层。如果不采用技术套管封隔，裸眼井段仍处于多压力层系。当下部储层压力大大低于上部地层孔隙压力或坍塌压力时，如果用依据下部储层压力系数确定的钻井液密度来钻进上部地层，则钻井中可能出现井喷、坍塌、卡钻等井下复杂情况，使钻井作业无法继续进行；如果依据上部裸眼段最高孔隙压力或坍塌压力来确定钻井液密度，尽管上部地层钻井工作进展顺利，但钻至下部低压储层时，就可能因压差过高而发生卡钻、井漏等事故，并且因高压差而给储层造成严重损害。综上所述，选用合理的井身结构是实现近平衡钻进储层的前提。

3、实现近平衡压力钻井，控制储层的压差处于安全的最低值

平衡压力钻井是指钻井时井内钻井液柱有效压力pd等于所钻地层孔隙压力pp，即压差p=pd-pp=0。此时，钻井液对油层损害程度最小。

钻进时

pdpmpapwpp(1)式中：pm——钻井液静液柱压力，Mpa;

pa——钻井液环空流动阻力，MPa;

pw——钻井液中所含岩屑增加的压力值，MPa。

起钻时，如果不调整钻井液密度，则

pdpmpspp（2）式中：pd——井内钻井液柱有效压力，MPa;

ps——抽吸压力，MPa。

从式（2）清楚看出，当钻井液柱有效压力大大小于地层孔隙压力时，就可能发生井喷和井塌等恶性事故。因而，在实际钻井作业中，为了既 确保安全钻进，又尽可能将压差控制至安全的最低值，往往采取近平衡压力钻井。即井内钻井液静液柱压力略高于地层孔隙压力。即

pmSppH100

式中：S——附加压力系数；

H——井深，m；

——钻井液密度，g/cm3。

钻储层时S=0.05~0.10

钻气层时S=0.07~0.15

为了尽可能将压差降至安全的最低限，对一般井来说，钻进时努力改善钻井液流变性和优选环空返速，降低环空流动阻力与钻屑浓度；起下钻时，调整钻井液触变性，控制起钻速度，降低抽吸压力。对于地层孔隙压力系数小于0.8的低压储层，可依据 实际的地层孔隙压力，分别选用充气钻井、泡沫流体钻井、雾流体或空气钻井，降低压差，甚至可采用负压差钻井，减少对储层的损害。

4、降低浸泡时间

钻井过程中，储层浸泡时间从钻开储层开始直至固井结束，包括纯钻进时间、起下钻接单根时间、处理事故与井下复杂情况时间、辅助工作与非生产时间、完井电测、下套管及固井时间。为了缩短浸泡 时间，减少对储层的损害，可从以下几方面着手。

（1）采用优选参数钻井，并依据地层岩石可钻性选用合适类型的牙轮钻头或PDC钻头及喷咀，提高机械钻速。

（2）采用与地层特性相匹配的钻井液，加强钻井工艺技术措施及井控工作，防止井喷、井

漏、卡钻、坍塌等井下复杂情况或事故的发生。

（3）提高测井一次成功率，缩短完井时间。

（4）加强管理，降低机修、组停、辅助工作和其它非生产时间。

四、保护油气层的固井技术

固井是钻井、完井工程各项作业之中最为重要的作业之一，此项作业中的各项技术措施与油气层是否受到损害及损害严重程度紧密相关，固井过程中保护油气层技术主要有以下三个方面：

（1）提高固井质量是固井作业中保护储层主要措施。

固井作业施工时间短、工序内容多、材料消耗大、技术性强、未知影响因素复杂。因此要优质地固好一口井，必须精心设计、精心施工、严密组织、严格质量控制，在施工后形成一个完整的水泥环，使水泥与套管、水泥与井壁固结好，水泥胶结强度高，油气水层封隔好，不窜、不漏。为满足上述要求，确保固井质量，可采取以下主要技术措施。

1）改善水泥浆性能

推广使用API标准水泥和各种优质外加剂。根据产层特性和施工井况，采用减阻、降失水、调凝、增强、抗腐蚀、防止强度衰退等外加剂，合理调配水泥浆各项性能指标，以满足安全泵注、替净、早强、防损害、耐腐蚀及稳定性的要求。

2）合理压差固井

严格按照地层压力和破裂压力设计水泥浆密度及浆柱结构，并采用 密度调节材料满足设计要求。保证注水泥过程中不发生水泥浆漏失。漏失严重的井，必须先堵漏，后固井。

3）提高顶替效率

注水泥前，必须处理好泥浆性能，使泥浆具备流动性好，触变性合理，失水造壁性好的特点。并采用优质冲洗液和隔离液、合理安放旋流扶正器位置，主封固段紊流接触时间 不低于7~10min等方法，让滞留在井壁处的“死钻井液区”尽量顶替干净。

4）防止水泥浆失重引起环空窜流

水泥浆候凝过程中地层油气水窜入环空，是水泥浆失重引起浆柱有效压力与地层压力不平衡的结果。如果高压盐水窜入水泥柱，还可导致水泥浆长期不凝。防止环空窜流，除确保良好顶替效率外，主要措施是采用特殊外加剂通过改变水泥浆自身物理化学特性以弥补失重造成的压力降低。最有效的方法是采用可压缩水泥、不渗透水泥、触变水泥、直角稠化水泥及多凝水泥等。此外还可采用分级注水泥，缩短封固段长度及井口加回压等工艺措施。

（2）降低水泥浆失水量

为了减少水泥浆固相颗粒及滤液对储层的损害，需在水泥浆中加入降失水剂，控制失水量小于250mL（尾管固井时，控制失水量小于50mL）。控制水泥浆失水量不仅有利于保护储层，而且是保证安全固井，提高环空层间封隔质量及顶替效率的关键因素。

（3）采用屏蔽暂堵钻井液技术

钻开储层时采用屏蔽暂堵钻井液技术，在井壁附近形成屏蔽环，此环带亦可在固井作业中阻止水泥浆固相颗粒和滤液进入储层。

参考文献：

[1] 徐同台，熊友明，等.保护油气层技术[M].北京：石油工业出版社2010.11

油气钻井 篇3

【关键词】井喷；H2S；健康危害；污染防治措施

在获取油气的钻井过程中，当钻遇地下异常高压油、气层时，如果井底压力小于地层压力，地层油气流体将进入井筒并推动钻井液外溢，即发生溢流。此时如果对地下油、气压力的控制措施不当，不能及时发现和处理溢流，就会造成油、气、钻井液迅速喷到地面，即发生井喷。

一、井喷的环境影响和危害

在钻井过程中，井喷喷出物主要就是原油、天然气、地层水和钻井时所使用的钻井液。对于气井而言，重要的危害就是喷出的天然气含有较高浓度的有毒气体H2S。

1、天然气和H2S的物化性质

天然气主要组分为甲烷，通常占90%以上，还含有一些乙烷、丙烷等烃类，此外还有少量的二氧化碳、氮气、硫化氢等组分。硫化氢：无色、有“臭鸡蛋”气味、强酸性有毒气体，分子量34。H2S的毒性较一氧化碳的毒性大5～6倍，几乎与氰化物同样剧毒。它的相对密度为1.196，较空气重，它容易聚集在地势低洼处，空气不流通的地方并能扩散至相当远的地方，熔点-82.9℃；沸点-1.8℃；饱和蒸气压2026.5 kPa（25.5℃）；临界温度100.4℃；临界压力9.01MPa。与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高温能引起燃烧爆炸。

2、井喷的环境影响和危害

井喷喷出的含H2S的天然气对人体健康的危害，主要体现在天然气中的H2S经人体呼吸道粘膜吸收后危害中枢神经系统和呼吸系统，亦可对心脏等多器官造成损害，对其毒害作用最敏感的组织是脑和粘膜接触部位。含H2S天然气喷入空气中或被点火燃烧后将被氧化生成二氧化硫和三氧化硫，都会造成严重的大气污染，如果大气中同时有颗粒物质存在，颗粒物质吸附了高浓度的硫氧化物，人体吸入后将进入肺的深部，将会加大硫氧化物对人体的危害程度。如井喷喷出的是石油，石油将在水面形成油膜而阻碍水体与大气之间的气体交换，使水质更容易恶化；油类粘附在鱼类、藻类和浮游生物上，致使生物死亡。由于钻井液中含有一些有毒重金属和其它污染物，井喷喷出的钻井液将会使放喷点处的土壤受到较严重的污染，并可通过食物链而最终影响到人类健康。

二、井喷的污染防治措施

1、井喷的预防措施

（1）由于H2S气体的特殊性质，含硫化氢气田的钻井应作好地质、钻井工程设计及井控装备和井下管材的H2S防护措施，关注对钻井液中和空气中H2S含量的监测，及时得到井喷的预警信息，采取必要手段预防井喷。只有安全钻井才是最好的井喷预防措施。

（2）在井场醒目处悬挂一份井场周边环境的地图和表格，列示离井场不同距离范围内的周边居民住所、企业、学校的地址和联系方式以及公路等其它公共设施。

（3）建立一份紧急电话联系表，其中应包括钻井队负责人、技术人员或安全管理人员以及上级主管部门应急指挥人员和当地村镇情况协调人、医院、消防、环境部门的联系电话。制定一份详实的可操作的应急预案，包括医疗保健措施、个人保护设备、人员培训要求、监测、警报与人员撤离等一系列工作详细地列出具体要求，以此保证井场作业人员的生命安全。特别应明确根据井口喷出的H2S浓度及距井口下风向不同距离监测的H2S浓度，来确定井场周边群众（含工作人员）的撤离范围。

（4）在含硫氣田钻井时，应对钻井员工和周边一定范围内的村民普及防H2S中毒，避免伤亡的个人防护知识，以防止事故发生后村民的死亡和尽可能减少死亡率。

2、井喷失控点火前的污染防治措施

（1）迅速启动井喷应急预案，根据喷出天然气中H2S浓度大小，撤离可能受影响危害范围内的人员，尽可能杜绝或减少对人的伤害，体现关爱人、以人为本、生命第一的理念。

（2）在点火条件具备情况下，尽可能实施点火，以便使高含剧毒H2S的天然气得以燃烧，截断毒源，使极毒的H2S，迅速转化为只有慢性污染的硫氧化合物。若无法实施点火，在确保施工人员安全的条件下，可用消防车对天然气放喷口处进行雨喷淋，使天然气中所含的H2S溶解于水中并转变为氢硫酸，降低其毒性。

（3）启动重大环境事件环境应急监测预案，在应急监测人员不受H2S危害影响的前提下，对井场周边大气中的H2S及甲烷浓度进行监控，随时掌握H2S扩散分布情况，以指导对井场周边人员的撤离工作以及安全线的划定工作。

3、井喷失控点火后的污染防治措施

（1）严格执行重大环境事件环境应急监测预案，对井场周边大气中的H2S、SO2及甲烷浓度进行监控，掌握其分布情况，为决定撤离人员的返乡提供依据。

（2）距放喷管线出井口20m范围内应无树木，放喷管线出井场应挖燃烧坑或修建燃烧池。在草原、苇塘、林区的井场周围，应有防火隔离带或隔离墙，宽度不小于20m。

（3）对井喷喷出而被截留封堵至附近农田或小堰塘中的钻井液，及时用潜水泵抽到污水池中或采取其它措施转移到污水池中，以防雨淋而造成污染物扩散。

（4）清理疏通井场周边的清污沟渠，保证至污水池的排污沟畅通，以确保井场中污水能进入污水池；在井场主清水沟下游构筑2到3个容积为2～4m3相距一定间隔的临时污水池，挡墙可用条石或砂土构筑，尽可能掺合水泥砂浆，挡墙中设置2～3根隔油斜管，以便井场冲洗水或压井准备及实施过程中产生的一般含油污水排入附近河流前能被隔除浮油。

（5）由于井喷和处理井喷过程中产生的污水量较多，为确保污水池能储存所产生的污水，应及时对污水池原储存的污水进行处理。若废水产生量较大，又无法对污水进行及时处理，可能造成污水池被装满而外溢污染环境时，应及时租用当地村民的堰塘或农田作为临时应急污水池，防止污染物的扩散。

（6）若放喷点火处离井场储油罐区较近，同时井喷的火焰又很大，造成储油罐外壳温度较高时，为防止油罐爆炸，进而造成重大安全、环境污染事故，应采用消防车或其它方式用水淋漓储油罐，以降低其温度。

4、压井后的污染防治措施

（1）继续执行重大环境事件环境应急监测预案，重点对井场周边撤离村民住宅内空气中的H2S、CO及甲烷浓度进行监控，如果已达到空气质量标准，则可上报相关决策部门下达撤离人员返乡指今；对周边村民固定饮用水源水质进行监测，便于评价其可饮用性。

（2）清理井场的各种环境污染物，按分级堆放处理原则进行处置，恢复正常的废水处理工作。进一步清理井场清污沟渠，确保井场清污沟渠分明并畅通，撤除在原清水沟渠中构建的临时污水池。

（3）成环境应急监测工作报告，对相关环境污染情况进行评估。

（4）在相关部门指导下，对相关环境污染损失情况进行赔偿。对井喷的环境污染防治工作进行总结。

油气钻井人因风险的研究 篇4

关键词：油气钻井,人因失误,风险控制,平衡模型,量化人因风险水平

0 引言

钻井工程是石油和天然气资源勘探开发的必要手段。钻井设备设施缺陷、人员和管理失误以及操作环境和地层地质条件的不确定性,决定了钻井施工存在诸多风险因素,使得钻井过程中的事故发生频率和严重程度相对较高[1,2]。事故的起因通常是由于多方面因素的共同作用。但研究表明,人因对各类钻井事故的发生和有效控制都起着主要作用。

1 钻井事故的人因特征

文献[3]将事故统计维度定位在3个方面:人因、事故特征源、事故时空特征。其中人因是指导致事故发生或影响事故进程的人的行为;事故特征源是指直接引起事故发生的因素;事故时空特征是作业条件和工作内容等要素决定的事故时空分布特征。

1970—2006年中国发生的59起钻井重大井喷事故的人因失误特征如表1所示[4,5]。

由表1分析显示,在钻井井喷事故发生的直接原因中,人因失误所占比率达93.53%,其中员工违章占64.12%,管理失误占18.24%,设计缺陷占11.17%。

诸多研究表明,违章操作和误操作等人因失误是导致钻井施工中各种事件发生的主要原因[6,7]。英国曼彻斯特大学心理学家Reason认为,在事故的所有贡献因素中,管理失误是系统中危险性最大的“潜在错误”。技术失效或个体违章行为作为事故的“触发器”,易于辨识,而潜在的管理失误却经常被有意或无意地忽略。管理失误对人因事件的影响主要反映在组织的规范、沟通、功能、文化和氛围等方面,具体表现在个人的生理、心理等方面,最终体现在人因事件发生率上。

因此,针对钻井工程中的人因以及可能发生的人因失误事件的特征,对钻井施工中的各种人因进行辨识、控制,建立适合钻井工程特点的风险评价模型,针对性地采取预防和控制措施,减少事故发生的可能性,把可能造成的损失控制在最低的程度,是当前钻井风险管理要急需解决的关键技术问题,也是石油工业风险管理走向科学化的客观要求。

2 钻井作业活动的人因风险分析

通过德尔菲调查得到,钻井施工相关的11种作业活动的危险因素的严重度评价分值如表2所示。

通过对表2数据的分析,可以确定每一个人因风险类型和每一个具体钻井作业活动的风险值。风险值是衡量风险水平大小的指标,风险值为可能性与严重度的乘积。这里,严重度的数值单位是无量纲的,可能性的数值单位是单位事件/人工时,因此,风险值的数值单位可以表示为严重度×单位事件/人工时(或单位严重度/人工时)。这是一个频率值,表示1名工人工作1 h发生各种严重程度事件的平均可能性。计算的初始人因风险水平评分值如表3所示。

单位严重度/人工时

表3中的活动风险合计数值可以用来描述钻井施工中各类风险的特征。这些数据可以用来计算任意作业活动组合的各种风险类型的总的风险值。从表3活动风险合计行中可以看出,钻井施工人因风险较高的风险类型是物体打击、机械伤害、肌肉劳损等;人因风险较低的风险类型是有害接触、火灾爆炸、其他类等。

汇总每个风险类型的风险值可以计算每一项作业活动的风险值。由表3“活动风险合计”列可以看出,人因风险较高的作业活动是钻进、起下钻、起重作业等;人因风险较低的作业活动是辅助施工、测录井、设备检修保养作业等。从表3总的合计值可以确定钻井施工总体人因风险水平为11.394 7单位严重度/人工时。

3 钻井人因风险控制措施的选择

经查阅相关文献后,将多个文献中提到的措施编制成初步的风险控制措施清单,然后发送给业内专家审核。专家认为钻井施工涉及的风险控制措施很繁杂,应该选择那些通用的、经过实践证明有效性高的风险控制措施。综合考虑审核专家的意见和建议,最终选定了12项风险控制措施,如表4所示。

4 结论

(1)通过对1970—2006年中国发生的59起钻井重大井喷事故案例的人因特征分析,指出了在中国钻井事故发生的直接原因中,人因失误所占比率达93.53%,其中员工违章占64.12%,管理失误占18.24%,人因失误导致事故的比例明显高于工业行业平均水平。

(2)采用德尔菲法,邀请油气钻井行业的专家对钻井施工11项作业活动的人因风险的可能性和严重度进行了评分,量化了钻井施工初始人因风险水平。这些数据可以用来描述钻井施工中各类风险的特征,计算任意作业活动组合的总体风险水平。分析表明,钻井施工人因风险较高的风险类型是物体打击、机械伤害、肌肉劳损等;人因风险较低的风险类型是有害接触、火灾爆炸、其他类等。人因风险较高的作业活动是钻进、起下钻、起重作业等;人因风险较低的作业活动是辅助施工、测录井、设备检修保养作业等。钻井施工总体人因风险水平为11.394 7单位严重度/人工时。

(3)由于受到提供给德尔菲专家小组的资料和具体指示的影响,通过德尔菲方法取得的所有风险值存在一定的局限性。风险值代表的是油气钻井行业的没有实施风险控制措施时可能的平均水平,没有考虑各公司的规模大小、地理位置、安全记录等。风险值代表专家们的判断,而不代表实证数据。

参考文献

[1]张曦元,樊建春.海上钻井职业伤害事故统计分析及预防对策[J].中国安全生产科学技术,2012,8(12):169-173.

[2]任美鹏,李相方,尹邦堂,等.基于模糊数学钻井井喷概率计算模型研究[J].中国安全生产科学技术,2012,8(1):81.

[3]陈红.中国油气钻井重大事故中的不安全行为研究[M].北京:科学出版社,2006:18-31.

[4]中国石油天然气集团公司安全环保部.HSE管理典型经验和有效做法汇编[M].北京:石油工业出版社,2010.

[5]张洪,王凯,曾宏.钻井井喷事故人因失误特征分析和对策[J].天然气工业,2010,30(8):98-100.

[6]武淑平.电力企业生产中人因失误影响因素及管理对策研究[D].北京:北京交通大学,2009.

油气钻井 篇5

云计算技术是一种新兴的商业计算模型,是指把大量的计算机应用迁移到互联网上,通过服务提供商的大规模服务器集群的海量存储和处理能力,来存储用户数据和运行应用程序,而用户端只需通过浏览器随时随地访问这些应用服务[4,5]。该文将云计算技术引入油气钻井工程领域,研究开发基于云计算的油气钻井工程协同设计系统,将设计平台以服务的模式交付给用户,使得技术人员与专家能够通过浏览器随时随地按需访问这些应用,跨越地域的限制,协同工作,以最低的成本设计出最优质的井。

1 系统的总体目标与关键技术

1.1 总体目标

云计算采用虚拟机技术将用户的需求利用计算机网络扩展到更多的计算资源,并使用冗余的资源进行容错处理,具有超强的计算能力和低成本、高安全性、以用户为中心等特性,在网络资源共享等方面具有明显的优势。

基于云计算的油气钻井工程协同设计系统,面向油气钻井工程设计领域,通过建立云平台上科学有效的协同设计系统的体系结构、构建云平台上面向油气钻井工程设计的分布式数据存储的数据仓库管理系统,并采用Saa S(软件即服务)模式,改组协同设计所需的现有软件,将其以服务的模式提供给油气钻井工程的设计人员与专家,从而建立起基于云计算的油气钻井工程协同设计系统。该协同系统为多方协同设计人员和专家提供了一个基于云计算的协同设计平台,使得他们能够借助此平台,跨越地域的限制,协同工作,以最低的成本设计出最优质的井。

该系统的研究,为有效解决钻井工程设计的网络化、数字化和智能化远程协同工作提供可靠的科学依据,对实现优质、安全、高效和低成本钻井具有着重要的实际意义,为进一步深入研究云计算技术在油气钻井工程中的应用奠定坚实的理论与方法基础。

1.2 关键技术

研究开发基于云计算的油气钻井工程协同设计系统,涉及的关键技术主要包括以下几个方面:

1) 虚拟化技术:利用虚拟化技术来实现软件应用与底层硬件相隔离,并可根据钻井设计的用户服务请求将单个资源划分成多个虚拟资源的裂分模式,也可将多个资源整合成一个虚拟资源的聚合模式,以达到整个云下的资源优化配置。

2) 海量数据存储与管理技术:利用Hadoop的HDFS可扩展的分布式文件系统完成对云计算平台下油气钻井工程协同设计系统所需的数据仓库的高速存取。

3) 编程模型:利用Map Reduce框架完成云计算平台下钻井协同设计系统对于分布式编程模型和高效的任务调度模型的应用。

4) 云平台管理技术:利用云平台管理技术,能够使大量的服务器协同工作,方便的进行业务部署和开通、快速发现和恢复系统故障,通过自动化、智能化的手段实现钻井协同设计系统的可靠运行。

2 系统的架构

构建的基于云计算的油气钻井工程协同设计系统,为分布在不同地区、部门、专业,而工作上相互关联的多个技术或管理专家和钻井工程设计人员,提供一个云平台上的钻井工程协同设计的支持环境和科学、便捷、有效的工作组织模式与方法,以更为直观、便捷、无障碍的方式进行钻井工程资源共享和协同工作,实现钻井工程的优化设计。该系统的基本架构分为三个层次:应用层、管理层和数据层,如图1所示。

应用层:直接为参与油气钻井工程协同设计的工作人员、多方专家和管理人员提供服务。通过以Saa S模式改组现有的钻井工程设计软件、与设计相关的一些其它应用软件、音频软件和视频软件等,将其以服务的模式提供给油气钻井工程协同设计人员和技术管理专家等,使相关设计人员只要具有简单的诸如智能手机、PDA等被称为瘦客户的设备就可借助音频与视频等交流,在云平台上进行钻井工程协同设计。

管理层:为确保整个基于云计算的协同设计系统能够安全、稳定地运行而进行的有效管理。云最大的优势在于云管理的优越性,管理层是应用层提供服务的基础,也是系统的核心部分。管理层主要提供用户管理、协作管理、服务管理和安全管理。用户管理主要是对用户的身份和权限等进行有效管理;协作管理主要对设计过程的协同工作进行有效管理,使得多方设计人员能够协同工作;服务管理主要对应用层提供的服务进行有效的管理,使得用户按需选择服务;安全管理主要对整个系统的安全进行有效的管理。

数据层:面向油气钻井工程设计的钻井信息数据仓库。油气钻井工程信息的庞大和作用是我们所共知的,信息管理也是协同设计能否高效顺利进行的一个关键因素。数据层运用云存储技术,构建云平台上面向油气钻井工程设计的分布式数据存储的数据仓库管理系统,为云平台上的相关设计人员协同工作提供强大可靠的服务支持。

3 系统的体系结构

我们拟采用如图2所示的基于云计算的油气钻井工程协同设计系统的体系结构。系统的体系结构共包括六个部分:云用户端、服务目录、管理系统、部署工具、资源监控及服务器集群。各部分的具体功能如下:

云用户端:提供用户(多方协同设计人员、管理人员和多方专家等)请求服务的交互界面,也是用户使用云服务的入口。用户可以注册、登录、查询及订制服务,也可以配置和管理用户。打开油气钻井工程设计应用实例与本地操作桌面系统一样,用户只需通过浏览器就可方便地按需选择服务,进行协同工作。

服务目录:多方技术人员与专家协同设计时请求服务的列表,可根据各自所拥有的权限对服务项目进行查看、选择、订制、退订等操作,并在用户端以生成相应的图标或列表的形式展示相关服务。

管理系统:协同设计的工作流程与资源,如计算、存储、数据和软件等的管理,使多方设计人员与专家能够根据自己需要选择定制相应的服务,突破地域的限制,进行协同设计。管理系统是整个平台的核心部分之一。

部署工具:负责资源和应用的调度、动态部署、配置和回收。

资源监控:为确保系统高效、协调工作而进行的对资源的监控和计量等,能够根据资源的使用情况,完成节点同步配置、负载均衡配置和资源监控,确保资源能顺利分配给相应的用户。

服务器集群:主要由物理的或虚拟的服务器组成,存储数据、调配钻井设计相关专业软件和应用软件等。在管理系统的管理下,响应高并发的多方设计人员的请求,提供所需的计算、存储、数据和软件等资源。

4 结束语

云计算可以通过整合各种互联资源,诸如计算、存储、数据、软件等,实现多层次的虚拟化和抽象,以可靠服务的形式将大规模的计算资源提供给用户,进而将用户从复杂的底层硬件逻辑、网络协议、软件架构中解放出来。该文将云计算技术引入油气钻井工程领域,研究开发基于云计算的油气钻井工程协同设计系统,为多方协同设计人员和专家提供了一个基于云计算的协同设计平台,跨越地域的限制,协同工作,以最低的成本设计出最优质的井。该系统的研究,为进一步深入研究云计算在油气钻井工程中的应用奠定了坚实的理论与方法基础。

参考文献

[1]方明,屈展.计算机支持协同式水平井设计系统[J].计算机工程,2004,30(6):68-70.

[2]王魁生,屈展,方明.远程钻井网上会战智能应用系统研究[J].石油学报,2001,22(2):79-82.

[3]方明,爨滢.网络化钻井工程协同虚拟设计系统研究[J].石油学报,2005,25(3):90-94.

[4]刘鹏.云计算[M].2版.北京:电子工业出版,2011.

油气钻井 篇6

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。

1.1 钻前准备工作。

(1) 编写钻井工程、地质设计; (2) 井位测量 (定井位) ; (3) 现场勘查井位; (4) 编制钻井运行方案, 协调钻井队伍及钻井区块关井降压方案; (5) 征地、动迁; (6) 钻机搬迁; (7) 钻机安装; (8) 一开钻前的准备工作;冲 (钻) 鼠洞、配置钻井液、组合一次开钻的钻具结构、检查落实各项工具、材料的准备情况。

1.2 钻进工程。

1) 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。接单根:当钻完方钻杆的有效长度时, 将一根钻杆接到井内钻柱上, 使之加长操作的过程。划眼:在已钻井眼内, 清除附在井壁上的杂物, 修整井壁, 边循环旋转下放或上提钻柱的过程。起下钻:将井下的钻柱从井眼内起出来, 称为起钻;将钻具下到井眼内称为下钻。循环钻井液:开泵将钻井液通过循环系统进行循环。 (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。

2) 二开钻进: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。

1.3 完钻。按钻井地质设计钻进到预计井深, 留足口袋, 处理钻井液, 起钻准备电测。

1.4 固井施工。

(1) 固井前准备。1) 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。2) 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。固井的目的:1) 封隔油、气水层, 防止地层间流体相互窜流, 保护生产层。2) 封隔严重漏失层或其它坍塌等复杂地层。3) 支撑套管和防止地下流体对套管的腐蚀。 (3) 注水泥方式。1) 常规注水泥方法。2) 双级或分级注水泥方法。3) 管外注水泥方法。 (4) 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

1.5 声波变密度测井

声波变密度是评价钻井固井质量的基本数据, 是油田开发射孔选层的基本依据之一, 因此现场应用和评价工作极为重要, 涉及到下步试油投产和措施提供条件, 涉及到为今后油层压裂改造提供环境。

2 钻井油气层保护技术

在钻井过程中, 钻井液、完井液是油气层打开时首先接触油气层的工作液, 易对油气层造成损害。油气层一旦受到损害, 欲恢复到原有的水平是相当困难的, 费用也是相当昂贵的。因此, 保护油气层的基本方针以预防为主。钻井过程中防止油气层损害是保护油气层系统工程的第一环节, 其目的是交给试油或采油部门一口无损害或低损害的、固井质量优质的油气井。油气层损害具有累加性, 钻井中对油气层的损害不仅影响油气层发现和油气井的初期产量, 还会对今后各项作业损害油气层的程度以及作用效果带来影响。因此搞好钻井过程中的油气层保护工作, 对提高勘探、开发经济效益至关重要。

2.1 钻井过程中造成油气层损害原因

在钻井过程中, 大多数情况是采用正压差钻井, 既钻井液液柱压力高于地层孔隙压力。这样, 在钻开油气层时, 在正压差的作用下, 钻井液的固相进入油气层造成孔喉堵塞, 其液相进入油气层与油气的岩石和流体作用, 破坏油气层原有的平衡, 从而诱发油气层潜在损害因素, 造成渗透率下降。钻井过程中油气层损害原因可以归纳为以下几个方面。

1) 钻井液中固相颗粒堵塞油气层。2) 钻井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害。3) 钻井液滤液与油气层流体不配伍引起的损害。4) 油相渗透率变化引起的损害。5) 正压差急剧造成油气损害。6) 钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素。7) 油气层浸泡时间对储层损害。8) 环空返速对储层损害。9) 钻井液性能对储层损害

2.2 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) 采取近平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。5) 搞好井控、防止井喷、井漏等对油气层的损害。6) 采取有效的钻关措施, 降低油层的层间压差。

3 认识和结论

(1) 钻井过程是一项复杂的系统工程, 认真熟练掌握钻井工艺流程, 是每一名钻探人员必须具备的业务能力。

油气钻井 篇7

国家工程技术研究中心是国家科技发展计划的重要组成部分, 代表国家在一个领域开展重大关键性、共性技术研究, 一个领域只组建一个。这些中心由国家相关部门依托国内某一行业或领域内具有公认的技术权威性、代表行业最高技术水平的科研机构或企业组建。

国家油气钻井装备工程技术研究中心是我国钻井行业唯一的工程技术研究中心, 2011年12月28日获批组建, 2014年12月底完工。

油气钻井 篇8

钻井液俗称为钻井工程的“血液”, 其功效不仅仅体现在携带钻屑、保护井壁、降低钻具磨损等, 对地质录井而言, 由于其特殊的结构、成分 (主要为烃类物质) 、流变性等特性, 它还对油气显示的发现和评价产生重要的影响。

目前江苏油田所钻的井大多数为定向井, 为了确保钻井安全施工, 防止各种钻井事故发生及提高钻井时效, 同时保护油气层, 在钻井泥浆中加入有机添加剂, 甚至加入原油和柴油, 这种混油钻井液作为钻井液技术进步的产物, 在钻进过程中起着不可忽视的作用, 但同时也给现场录井工作带来一定困难, 尤其是对常规地质录井的影响最重。

一、钻井液混油及有机添加剂对录井的影响

近年来在永安, 瓦庄地区进行录井的几口井均为大斜度开发定向井, 全都不同程度的混入了原油和柴油, 其影响主要有以下几点:

(1) 对荧光试验的影响

钻井液中混油及有机添加剂后, 大部分有不同程度的荧光显

示, 系列对比级别明显升高。当岩屑真显示出现时, 真假显示混杂, 难以辨认, 将会导致油砂含量定量偏高, 从而影响对储层性质的准确判断。

(2) 对泥浆性能的影响

钻井液混油或加入有机添加剂, 特别是不均匀加入时, 将导致泥浆性能发生变化, 泥浆比重降低, 粘度升高。钻井液混入原油后性能的变化与钻遇油气层时的变化相类似, 从而造成假显示, 它可能会掩盖真显示造成的泥浆性能变化, 从而大大降低了钻井液资料的可利用价值。

(3) 对钻井取心和井壁取心的影响

钻井液混入原油、柴油后, 所取得岩心有污染带存在, 其新鲜面观察可看到环状浸入带, 闻之有油味, 在荧光灯下可看到黄色环状边, 宽约0.5~1mm, 岩性越致密环状边越窄、越疏松环状边越宽;若为较疏松砂岩则可能完全被污染, 失去荧光方面的意义。

钻井液中混入有机添加剂时对钻井取心影响较小。

(4) 对岩屑资料的影响

加大了岩屑的混杂程度, 增加了岩屑描述的难度。钻井液中混入添加剂及成品油后, 特别是不均匀加入或加入后泥浆未循环均匀时, 泥浆性能变化频繁, 从而造成所捞取岩屑的代表性较差, 岩屑难以清洗, 从而影响岩性的准确描述

另外, 因为假荧光显示的存在, 当真正油层被打开时, 仅有较少含量的油砂出现时有可能被掩盖, 这样就不能及时发现显示, 从而漏失油气层, 使现场录井油气显示发现率无法达标。

二、录井方法研究

泥浆混油时会造成假显示、假异常, 现场要想对储层显示进行属性判别, 首先就要准确判定真假显示, 进而划分出真异常段, 利用行之有效的试验及解释方法进行储层评价。我在这几口井的

录井过程中, 根据多年的现场实践与理论知识相结合, 总结了一些经验方法, 并取得较好的效果。

1、地层对比及现场资料

首先必须熟悉本井地质设计, 对该区地下地质构造情况和油

气分布情况及油气水性质有大体上的了解;其次要准备充分的邻井资料, 随时进行地层对比, 确定油气显示的可能井段。对于非目的层出现的, 或是同一地层邻井无异常的油气显示情况要重点对待, 确定其显示的真假性质。同时对于现场钻井液混油数据要及时收集, 尤其是混油时的井深, 层位, 混入油的数量, 品种及循环时间, 做到心中有数。

2、钻时录井和循环观察

根据钻时、气测值变化, 初步确定油气显示井段, 如果是牙轮钻头, 一般来说, 钻时会明显变快, 可根据快钻时和气测值来初步确定油气层厚度, 如果是PDC钻头, 则变化可能不明显, 有条件的可根据气测值的变化和地化手段来初步确定油气层厚度。有效利用循环观察手段, 对出现的油气显示情况进行分析和判断, 确定其真假情况。

3、根据实钻岩屑最后确定油气层

这也是最主要, 最直接和有效的过程和方法, 首先, 捞取岩屑时必须保证岩屑的连续性, 代表性强, 清洗时必须干净, 然后在荧光灯下仔细观察, 可同时把几包岩屑放在荧光灯下进行对比, 确定油砂含量变化情况。

当钻井液混油后, 由于原油的吸附性很强, 在岩屑表面可形成一层油膜, 荧光灯下几乎所有的岩屑均呈黄色, 这种情况下要正确判断油砂, 可取少量岩屑用小筛子在清水中进行特别清洗, 不要烘干, 照荧光时采用以下方法:

(1) 荧光直照:将洗净的岩屑直接放到荧光灯下, 真油层油质由轻到重, 油气显示由亮白-亮黄色直到黄褐色, 棕褐色;而假显示发光颜色多种多样, 具体情况如表1:

(2) 荧光滴照:将岩屑挑出碾碎, 放在一张干净的滤纸上, 用试剂滴在上面, 在荧光灯下观察, 油气显示具有乳白色扩散荧光圈;矿物发光滴照一般无显示;混入原油时滴照有亮黄色荧光色圈;柴油滴照无放射状发散现象, 呈斑块、斑点状;其它成品油或有机处理剂滴照放射性发散不明显, 呈斑点、斑块状。

(3) 观察发光物质存在状态:油气显示发光物质均匀分布, 颗粒内部和表面均有荧光;而由于泥浆混油所造成的荧光分布均匀性不强, 岩屑颗粒表面具荧光而内部无荧光, 有些在颗粒表面呈星点状分布, 发光物质较细碎, 具体显示情况如表2:

另外还可用肉眼观察, 将表面发光的岩屑弄断, 仔细观察岩屑断面, 如果是油砂, 则断面颜色与表面颜色应该一致, 否则是受到原油的污染所至。如果使用PDC钻头且岩屑呈粉末状, 可充分利用放大镜, 在镜下仔细观察岩屑发光状况, 找出油砂, 或者采用混样浸泡进行对比。

此外还应综合多种方法进行判断:如槽面显示特征:加工油, 成品油多呈条带状, 搅动易散不集中;原油多呈褐黑色斑状油花, 易集中, 具油香味。钻时是否有较好的对应关系, 泥浆中是否加入有机添加剂, 气测与地化录井是否有对应的油气显示等等, 利用这些进行综合判断, 往往会收到较好的效果。

实例:永7-11井位于高邮凹陷永安构造永7断块上的一口开发定向井, 钻探目的是为了完善该断块戴一段注采井网, 目的层为垛一段和戴一段, 该井最大井斜为46.8。, 完钻井深为3280m。本井从井深1500m开始岩屑录井和钻时录井, 岩屑录井为1包/2m, 钻时录井为1m/1点, 该井混油数据如下

本井从1650m开始定向以后, 间断性混入各种油类合计15.33t, 直接造成岩屑从1740m至井底3280m, 均有不同程度的荧光显示, 有时甚至在泥岩段都有较严重的油类污染显示情况, 给现场地质录井带来较大的实际困难。

在井深1812m~1819m, 层位为垛一段, 钻时从9分钟下降到4分钟, 岩屑荧光湿干照亮黄色, 泡照乳白色, CHCL3浸泡液浅黄色, 系列对比10级。钻井液性能无变化, 槽面无显示。通过现场分析和试验判断, 其为地下真实油气显示, 描述为浅灰色油迹粉砂岩, 该层上下虽有多套储集层均有荧光显示, 但通过分析, 多为假显示, 后通过完钻电测解释证实, 该层为垛一段唯一一层油层。

在井深2685m~2688m, 层位为戴一段, 钻时从15分钟下降到5分钟, 岩屑荧光湿干照黄色, 泡照浓乳白色, CHCL3浸泡液浅黄色, 系列对比9级。钻井液性能无变化, 槽面无显示。通过现场分析和试验判断, 认为应该是进入戴一段油层, 其油气显示为真实反映, 描述为浅灰色油迹粉砂岩, 该层以上有多套储集层, 虽有荧光显示, 但通过分析, 均被排除, 后通过完钻电测解释证实, 该层为戴一段第一套油层。

在井深3175m~3220m, 层位为戴一段, 钻时从13分钟下降到4分钟, 岩屑荧光湿干微黄色, 泡照乳白色, CHCL3浸泡液无色, 系列对比8级。钻井液性能无变化, 槽面无显示。虽然级别很低, 像是假显示, 但考虑到永安地区油层多为轻质油的特点, 通过现场与邻井进行地层对比分析, 通过各种荧光试验判断, 认为应该是戴一段底部油层, 其油气显示为真实反映, 描述为浅灰色荧光粉砂岩。该套上下也有多套储集层, 均有荧光显示, 但通过分析, 均为矿物发光和混油所致, 后通过完钻电测解释证实, 该套层为戴一段底部油层。

总的来讲在实际录井工作过程中必须加强责任心, 通过以上一些方法和经验, 我在近年的定向井录井施工中, 油气显示发现率达到100%, 地层剖面符合率大于90%, 均取得了一类资料标准。

三、结论与建议

1. 本方法和经验在混油泥浆录井工作中有一定指导意义和实际功效, 但也只是在一定程度上消除污染影响, 因此, 钻井在使用有机添加剂时应和录井沟通, 尽量使用对录井没有影响或影响小的有机添加剂, 钻井工程需要使用钻井设计外的有机添加剂时, 应向局有关部门审报, 执行严格的审批制度, 获得批准后方可使用。

2. 对录井影响较大的有机添加剂有:沥青类、成品油类、原油等;对录井影响较小的有机添加剂有:植物油, 无毒润滑剂等。

3. 录井解释要多种录井手段相结合, 以求对储层做出更准确、更客观的评价。

4. 由于地化录井抗污染能力较强, 建议勘探、开发甲方重视地化录井在储层评价中的作用。

油气钻井 篇9

1.1 含硫化氢气田情况简介

世界各大产油国几乎都有含硫化氢气藏,据统计,美国南得克萨斯气田的硫化氢含量高达98%,加拿大阿尔伯达的气田硫化氢含量为81%,如川东卧龙河气田三迭系气藏最高硫化氢含量达32%(493g/m3),河北赵南庄气田硫化氢含量达92%。含硫化氢气藏的开发已成为天然气开采的重要组成部分。

1.2 国内外含硫化氢气田井喷事故情况

美国得克萨斯州是含硫气井较多的地区,迄今为止共发生井喷事故1206起,含硫气井事故96起,死亡144人,受伤16人。近10年来,克萨斯州共发生井喷事故218起,其中含硫化氢气田的事故28起,占事故总数的12.8%,因此受伤的人数为28人,死亡3人。

2003年施工的位于四川开县罗家16H井井喷时硫化氢含量高于正常值6000倍,造成死亡243人,2142人住院治疗、9万余人被紧急疏散。

2 川东北地质特点及含硫气井特点

川东北地区气藏压力高,普遍含有硫化氢,一般含量为1%-2%,有的甚至高达16%,普光地区油气组份中,硫化氢气体的平均百分比浓度为16%,有些井含量高达260g/m3以上。

2.1 川东北地区地质特点

川东北地区油气储层埋藏深,以海相为目的层的油气井井深在5000-6500m;主要目的海相地层普遍含有硫化氢。以裂缝型、孔隙型和溶洞型气藏为主,缝间连通性较好。井喷、井漏频繁,喷漏同层,地层压力窗口窄等是该地区安全钻井面临的诸多难题。

2.2 川东北地区含硫气井的特点

(1)超高压含硫气井地层压力达120MPa。

(2)储层埋藏深,井深一般大于5500m。

(3)地层温度大多数超过150℃。

(4)普遍含硫化氢。

(5)地层压力敏感性特别强。

不同地层压力的层间压力敏感性强,即在钻井中同一裸眼段的不同储层中储层压力系数差异大,会出现上漏下喷或上喷下漏的情况。

同层压力敏感性强,由于下部高压产层对压力极为敏感,钻井液密度稍有下降就会出现井涌,而钻井液密度稍微提高就会出现井漏。

2.3 硫化氢特性及危害

2.3.1 硫化氢特性

硫化氢是一种无色、剧毒、强酸性气体,具有臭蛋气味。较空气重,熔点-82.9℃,沸点-61.8℃,易溶于水,亦溶于醇类、石油溶剂和原油中。硫化氢燃点260℃,燃烧时呈蓝色火焰,产生有毒的二氧化硫。可爆范围:空气中蒸汽体积分数4.3%~46%。安全临界浓度为20mg/m3。

2.3.2 硫化氢的危害

(1)硫化氢的毒性较一氧化碳大5-6倍,几乎与氰同样剧毒。

(2)硫化氢对金属材料的氢脆腐。

(3)硫化氢能加速非金属材料的老化。

(4)硫化氢污染钻井液,造成成本增加,并给施工安全带来威胁。

3 川东北高含硫油气井钻井安全管理的现状、存在的问题

川东北探区目前勘探程度不高,大多是探井或评价井,钻井实施过程中,往往出现实钻与地质预测压力出入较大的情况,含硫化氢浓度高,井控安全风险大,加之川东北工区还存在地理环境恶劣、居民分布多而零散的特点,而且每口井不仅仅地面都有不同的特殊情况,地下情况也有较大差别,一个井场往往受道路限制给应急疏散和抢险工作带来较大难度。主要有以下四个方面:

3.1 井控管理工作还有待进一步提高

从川东北工区现场抽查的基层队伍均是在重点井或关键工序施工的队伍,井控管理工作还有薄弱环节,钻井队司钻都对防喷演习的“四七”动作不够熟悉,甚至在演练时井控通道设置错误;部分技术人员对在何种情况下需要计算油气上返速度掌握不够全面;在实施负压钻进时,未制定特殊作业下的技术和安全措施方案。

3.2 应急管理工作存在不足

应急中心编制的单井应急预案没有根据事故级别明确资源配置数量,没有明确地方应急资源需求处置程序,对警戒和疏散居民处置程序不明确、不具体;钻井队应急预案风险区居民统计资料不详细,没有确认村组疏散预案的可行性。

3.3 设计、施工和监管工作存在薄弱环节

一是对探井的地质设计误差较大。给施工带来极大井控安全风险。二是对钻开气层验收工作不完善。目前川东北元坝工区已探明7个层位的气体显示,甲方都只对海相主力气层开展钻开气层前的验收工作。

3.4 部分单位井控设备管理和资料管理还需要完善

钻井队和试气队的设备配套已满足川东北工区的要求,但个别设备没有按要求管理,使用试气封井器和采气树均没有按标准要求做到在现场安装前进行气密检验。部分设备的使用和管理仍还不够精细,个别单位的资料管理也还需完善,主要表现在原始资料记录上不是很规范,值班记录无正规记录本,采取单页记录纸的形式容易造成原始记录的遗失。

从目前川东北含硫气井安全管理现状及存在问题可以看出,目前川东北高含硫油气田开发安全管理工作还存在大量的问题:安全意识不强,基础工作不到位,制度落实不到位等等,要确保川东北高含硫油气田安全管理工作,不仅要树立“大井控”意识,加强安全教育培训和井控技能培训,进一步提高全民安全防范意识,还要从井控管理、设备管理、加强井控检查、完善应急预案、加强现场管理及甲方乙方共同管理等全方位强化,才能有效的解决目前存在的安全管理漏洞。

4 川东北高含硫油气井钻井安全管理措施与对策

川东北高含硫油气田气藏压力高、H2S含量高、地质构造复杂、地形地貌复杂,山高沟深、坡陡路险,这一复杂的地质结构和特殊的地表环境,同时也对钻井作业过程中的安全管理等方面提出了更高的要求。针对川东北高含硫油气田钻井安全管理目前存在的问题及现状,要确保川东北高含硫油气田钻井施工安全,这些安全管理漏洞急待进一步解决完善。

4.1 牢固树立“大井控”意识是搞好安全管理的前提

要建立起包括油气钻井、开发、辅助作业为一体的“大井控”的钻井安全管理理念。即井控安全管理工作不是“一单一岗位、单一施工队伍或者是单一部门、单一单位的工作,而是油田勘探开发全过程、全方位需要做好的一项重要工作,需要将井控技术工作贯彻于勘探开发设计、钻井工程施工全过程中去”。

4.2 加强员工技能培训是提高安全管理水平的关键

(1)首先抓好中间层的管理干部和技术业务骨干安全教育,强化对安全生产禁令的理解,强化对标准、设计的执行力,强化对管理制度的熟悉,尤其要加强对井控技能的培训。

(2)加强各级管理人员和岗位员工的井控培训,提高井控意识和操作技能是确保安全管理水平提高的关键,要求大家养成“无证不准上岗操作、无证无权指挥生产”的自觉行为。

4.3 严格按照标准配备井控设备是安全管理实施的基础

(1)严格执行《钻井井控技术规程》等相关井控技术管理制度,严格现场标准化安装(井口装置、双四通、双节流管汇、专用防硫防喷管线等)。高含硫气井的井口装置、节流压井管汇、防喷管线每口井安装4条以上由法兰连接的抗硫专用放喷管线,按出距井场100m以远,并安装手动和自动3套点火装置。液气分离器排气管均接出距井场100m以上,钻台上下均应安装排风扇,井场安装风向标等。配备气动下料加重装置,使用带有自动记录仪的试压装置。

(2)落实井控分级责任制,层层签订井控安全责任承诺书,做到权责明确。

(3)严格执行地质、工程设计,加强坐岗观察,进行防喷演习,提高班自为战的能力,及时发现溢流,快速控制井口。

(4)认真作好邻井资料调研。合理选择钻井液密度,采用密度附加值上限压稳气层。

4.4 定期组织井控检查是强化安全管理的重要手段

一是在各施工单位配备专职安全员。对每一道工序和各个作业环节进行现场监督;二是开钻前对施工单位井控装备进行检查;三是油田组织一批老专家组成督查组,建立监督检查体系,定期对施工队伍进行井控工作督查。

4.5 制定井控应急预案是加强安全管理的重要环节

在每口井开钻之前,首先对井场周边的地形地貌、居民住宅、学校、厂矿等情况进行调查了解,对井口周围100m以内的居民进行了搬迁,并根据工程设计、地下产层情况编制有针对性的应急预案,向周围村镇通报。

4.6 加强现场管理是强化安全管理的重要细节

(1)井场设备及营房的摆放。川东北地区地形复杂,山高路陡,考虑当地的季节风向,营房距离井口大于300米、值班房、钳工房、油料房必须摆放在上风口,一旦出现硫化氢泄露,现场人员应向上风口方向安全区集合。

(2)现场硫化氢防护演习。在川东北高含硫化氢的井进行施工作业时,每班每月应至少进行一次各种不同工况下的防喷演习,应有计划的进行井场、驻地的连动防硫演习。

(3)搞好川东北钻井现场硫化氢监测。川东北地区依据本区的油气层压力特点,充分发挥现场录井设备在线监测功能,设置报警门限,发现违规作业后,立即向施工人员提出警示,向井场负责人报警。

(4)搞好川东北高含硫气田钻开含硫油气层前的准备工作。钻开油气层前对全套井控设备进行一次试压;在进入油气层50-100m,按照下步钻井设计最高钻井液密度,对裸眼地层进行承压能力检验;在进入油气层前50m,将钻井液得PH值调整到9.5-11之间,直至完井;在钻开油气层前必须经过甲方单位进行验收,准备工作未达到要求得不准钻开含硫油气层。

(5)基层队搞好三级井控工作。搞好一级井控,及时发现溢流。严格坐岗制度:无论是正常钻进、起下钻、电测还是空井筒条件下,均应有专人坐岗监测循环罐内液面的变化情况,及时发现液流。坐岗人员应设专人。

搞好二级井控,及时关井。坚持“一方报警,二方关井”的原则。

做好三级井控。钻井过程中要力求使一口井处于一级井控状态,同时,应做好一切应急准备,一旦发生井涌或井喷能迅速进行控制、处理,并恢复正常作业。

(6)搞好现场人员、车辆管理及24小时值班。川东北地区钻井所有在井人员都是应急人员,井队干部必须对每班在井施工人员和在营房人员进行登记,井队值班车24小时值班,值班车至少能乘坐16人以上。救护车、专职医生(至少两名)住井值班;井队干部双岗值班。

(7)搞好现场防火、防爆。在危险区使用的任何电器设施等均应满足防爆要求,在离井口30m以内的所有设备必须防火、防爆。

(8)硫化氢中毒的防治。必须配备专职医生,在现场职工出现硫化氢中毒后能及时救治。

4.7 甲、乙方共同管理确保川东北含硫气井施工安全

(1)甲方单位要加强对探井的风险管理,进一步强化地质预测工作,主动承担风险,积极指导乙方单位做好井控安全管理工作。

(2)甲乙各方都要高度重视钻开油气层开工验收工作。

(3)甲方单位要进一步研究和完善甲方、乙方、应急中心。

(4)甲方要高度重视川东北探井转开发井的风险,要从技术和安全方面开展风险评估或论证。

(5)乙方施工单位要高度重视和落实防喷器组及采气树出厂前和井控车间的气密检验。

5 结论

在川东北地区高含硫油气田施工,如何搞好防硫化氢工作关系到现场施工人员的生命安全,关系到国家财产问题,准确预告地层压力、合理选用钻井液密度、压稳油气层;加强液面检测和坐岗观察,及时发现溢流。及时关井,及时压井;一旦发生井喷,应迅速启动应急预案,采取果断措施防止事故复杂化。只有思想上高度重视,行动上严谨周密,装备配套齐全,人员素质过硬,严格按照标准规程操作,才能最大限度地避免井喷失控事故的发生,确保安全生产。

摘要：川东地区主要以产天然气为主,普遍存在的高压、高含硫、气层埋藏深的特点,石油钻井井控技术工作的难度之大,堪称中国陆上油气钻井施工风险之最。硫化氢是一种无色、剧毒、强酸性气体,一旦出现井喷失控硫化氢泄露,将造成不可估量的损失。

关键词：川东北,高含硫,钻井,安全管理

参考文献

[1]陈炳祥.含硫油气钻井中的井控技术——以川东北地区为例[J].胜利油田职工大学学报.2008年4期.

[2]张东鹏,裴学良.国内井控新技术和新设备及其研究方向[J].中国新技术新产品,2008年08期.