2017年石油钻井技术员总结

2017年石油钻井技术员总结（精选12篇）

篇1：2017年石油钻井技术员总结

2017年技术员工作总结

时光如水，岁月如歌，转眼间已经到***年**8月份。从本年的**月**日开始，由于工作需要，我从***队调到***队担任技术岗位，这段时间让我感受到此岗位的责任之大，每天早晚坚持汇报，近似于实时汇报，使我感觉每天都很匆忙，俗话说的好，职位越高，责任越大。每天开好交接班会议，交代好本班的工作任务，以及注意事项，每次都要说的全面，保证工作的安全顺利地进行。我刚到***队的时候正好赶上一开候凝，晚间九点多准备试压，从来没有组织过试压的我无从下手，紧紧的跟随着师傅身后打好辅助工作，一个小时内顺利完成了试压工作，试压合格，给我累的满头大汗。下步工作要进行二开钻进作业，可是继续钻进就需要下钻具组合，对于我来说下什么组合合适，又遇到了瓶颈。下什么钻具组合才能提高机械钻速，应该接多大尺寸的钻头，按多大尺寸的水眼，下到底新钻头是否需要磨合，刚刚接触技术员的我让我犯难。新手的我只好向“老司机”学习了。

一，努力学习，打好基础.***井是我从事技术员岗位打的第一口井，井深2100米，周边有一口注水井，每天都要观察注水井压力，这是我每天必备的工作。每天都要细心听取交接班会议上的内容，听取师傅交代的每一个任务，组织好安全生产，避免井下事故的发生，各种工况下存在的安全隐患，如何去避免，突发事件如何去解决。从事技术员岗位以来，让我感受到自己的不足，在技术方面欠缺的还很多，反过来讲，所有的不足，所有的压力都会变成我学习的动力，更加的激励我，鞭策我去学习。学海无涯苦作舟，让我做好吃苦的准备。以前每天12小时的休息时间，现在每天我只休息6个小时，想在最快，最短的时间内学到最多的东西。以此看出我的发展空间还很大。

技术员的另一个重要工作就是写资料，每月的15号，18号，20号，25号，完井资料，还有各路的考核，让出来乍到的我有些招架不住，可是师傅说过干一行就得爱一行，万丈高楼平地起，打基础是关键。有时候一张照片需要照两边三遍甚至更多变，直到达到考核标准为止，慢慢的各路考核资料我也从师傅手里接过来，我感觉只有自己亲自去做了才能真正掌握技术要领。我不怕吃苦，因为我还年轻。

二，抓住机会，绝不放手。2017年*月*日***井完井，三天之内要上交完井资料，师傅想锻炼锻炼，三天之内完成完井资料，又害怕，又窃喜。害怕是因为害怕弄不好，害怕写错，窃喜是因为我有了学习的机会。要进步必须要上进。曾经的老队长教育我：事情总在发生，遇事别怕事，否则你将一事无成。我请缨作战，接下了这个“包袱”，说话容易，做事可就难了。一个个的时间，搬家，开钻，一开，二开，完钻，电测…… 在脑海中浮现;一个个的周期，钻前周期，一开周期，二开周期，完钻周期，建井周期……在嘴里碎碎念；一个个的表格，完井数据表，地质卡片，井斜数据表……现在我才知道为什么那没羡慕技术员岗位个个都是那么神通，每个数据都记得那么准确。自我接手以来，我一个数都计算两到三遍，知道师傅点头为止，我的心才落地，三天之内，在师傅的监督下也顺利的上交了完井资料。机会很多不是每个人都能抓到，这次我抓到了。

三，面对困难，应难而上。2017年*月*日接到通知，我们将打一口***油田不敢碰的井，一口高难度的井，井斜61度，磁方位314.99度，双靶点的井，迎接挑战***队没有退缩，我们更不能退缩，不求最好只求更好，让我们的技术能够挑战新高度，同时也是自己的一个挑战。从直井段严格控制井斜，按照设计执行，在井深1128米时，井斜增速太快，起钻更换PDC钻头准备定向，项目部工程技术人员住井严格控制井身轨迹。基本上全井定向，可是对于定向只知其一不知其二的我，又是高难度的挑战，从磁力工具面到重力工具面，从角差到反扭角，一点点的摸索，一点点的探究。不畏惧困难，因为困难就想弹簧你弱它就强。通过这一口井的磨练，使自己定向方面的技术有了很大的提高。我不怕困难，因为我相信办法总比困难多。

这就是我从事技术员岗位近三个月的工作总结。世界上唯一不变的是时间在变，我们只有抓住这一规律，才能在变化的时间里充分利用有限的时间学习更多的知识。我会在未来的时间里充实自己，武装自己。

署名 年 月 日

篇2：2017年石油钻井技术员总结

《现代钻井技术》大作业

注意事项：

1、非重修学员、08秋及以后重修学员要通过网络在线提交的方式上交大作业，不接收和

批阅书面材料；

2、08春及以前重修学员要以书面（纸张大小为A4纸）形式上交大作业；

3、抄袭、雷同作业一律按零分处理。

一、解释下列基本概念（每题5分，共20分）

1、特殊工艺井

2、大位移井

3、欠平衡压力钻井

4、地质导向钻井

二、回答下列问题（每题10分，共40分）

1、欠平衡压力钻井的优越性？

2、钻井过程中地层伤害的主要方式？

3、大位移井的特点？

4、发展特殊工艺井钻井技术的意义？

三、论述题（每题20分，共40分）

1、结合本油田油气藏的特点，谈谈如何用钻井的手段提高采收率。

篇3：海洋石油钻井技术的思考

由于海洋石油钻井受工作条件影响, 在钻井过程中出现事故和设备损坏是难以避免的, 也会因为操作不当导致环境污染, 给企业带来巨大经济损失。所以为了避免类似事故的发生, 就需要不断探索出更科学、更加先进的钻井技术。

1 中国海洋石油钻井装备产业状况

随着科技不断进步和发展, 中国引用国际上先进的技术, 并结合自身实际情况, 形成了符合本身的海洋石油钻井技术, 获得了长足进步和发展。

1.1 建造技术比较成熟

钻井设备立足海洋的基础条件就是建立海洋石油钻井平台。随着科技不断进步发展, 中国目前已53座移动式钻采平台, 其中已用的有46座, 且有7座已退役。中国在海洋石油装备建造方面已日渐成熟, 有着建造海洋钻井平台的大量经验, 并在当今时代已成为了浮式生产储油装置的设计及制造和应用大国。随着经验的不断积累和创新, 目前中国在海洋钻井平台技术方面已达到了国际先进水平。

1.2 部分配套设备性能稳定

海洋钻井平台配套设备的设计相比陆地上钻井的设备会有着诸多要求, 比如在可靠性及自动化程度等方面都有着苛刻要求, 比陆地上的钻井设备要求更加严格和苛刻。目前中国比较擅长和成熟的技术是电驱动钻机及井控设备, 一般能为7 000 m以内海洋石油钻井的生产提供服务。

1.3 深海油气开发装备研制进入新阶段

目前中国的海洋油气开发处于200 m水深以内的近海海域阶段, 超过200 m水深的深水作业经过多年国外技术经验积累, 已初步具备基本技术能力, 尚处于边探索边实践阶段。随着科技和海域油气技术不断发展, 深水海域油气开发已成为海洋石油工业重要的组成部分。向深水海域推进的主要原因是浅水海域油气资源不如深海海域油气资源丰富, 满足不了当今能源的需求。随着科技的进步, 钻井技术也在逐渐完善, 已可适应深海海域工作的恶劣环境。虽然在深海海域油气开发技术方面, 中国与国际先进水平仍有着较大差距, 但中国已在逐渐完善深海海域油气开发技术, 为以后走向深海油气开发奠定了基础。

2 海洋石油钻井平台的技术特点

2.1 作业范围广且要求质量高

移动式钻井平台不是固定在一处地方, 可进行移动, 在不同海域和不同水深进行作业, 所以作业范围很广。由于海上的不确定因素, 如风暴或海浪, 所以对钻井平台或船的质量要求很高。

2.2 使用寿命长可靠性强

其中可靠性强主要可体现在:a) 强度要求高。由于要求其在海洋上工作时间较长, 所以会面对海洋风暴及海浪冲击, 甚至海洋地震等现象, 所以要求其要有很高的强度, 才能保证使用安全;b) 疲劳寿命要求高。在出海作业时, 有很长时间不会回船坞对钻井平台进行维修和护理, 所以要求其在结构上一定要具有很强的防腐蚀性, 且对高应力区机构型式也有着很高的要求;c) 建造工艺要求高。由于面对海洋的不稳定因素及恶劣的自然环境, 要对其采用高强度及特殊钢材来进行结构建设;d) 生产管理要求高。在海洋作业非常危险, 石油的海上运输和海上石油工程装备安装都极为复杂, 需面对很多不稳定因素, 所以在生产管理上也会明显高于普通船舶。

2.3 安全要求高

由于处于海洋深海作业, 如果发生海洋石油工程装置的海损事故, 所造成的后果非常严重。随着油气开发技术向深海区域的发展及海上生产等因素, 对海洋油气开发设备的安全性能要求越来越高, 尤其是在油气装备设计及环保设计方面, 更会有着严格要求, 需对相关规定进行严格执行。

2.4 学科多技术复杂

在进行海洋石油钻井平台结构设计时, 会涉及到很多学科, 如海洋环境、流体动力学、结构力学及船舶技术等多门学科。所以, 为能有效地对海洋石油开发进行海洋定位及解决浮动状态下的海上钻井等一系列难题, 中国需运用现代的造船技术、卫星定位及电子计算机技术等综合性科学技术来解决这些难题。

3 当代海洋石油钻井平台技术的发展

3.1 自升式平台载荷不断增大

自升式平台通过采用高强度钢来提高平台载荷与平台自重比, 使得平台排水量增加, 增大了甲板可变载荷, 使得甲板空间及作业的安全性更加可靠, 使得工作能力和自持能力得到了较大进步。

3.2 多功能半潜式平台集成能力增强

相比传统平台集成的能力, 现在多功能半潜式平台的集成能力得到了加强, 如钻井、修井能力等, 且能很快适应卫星井的采油需要。其不仅增加了甲板空间, 还在平台上增加了动力系统和辅助系统等, 使得平台具有更加多功能, 可面对复杂的海洋情况。

3.3 海洋石油钻井技术的近期发展

海洋石油981深水半潜式钻井平台, 简称“海洋石油981”, 于2008年4月28日开工建造, 是中国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台, 由中国海洋石油总公司全额投资建造, 整合了全球一流设计理念和一流装备, 是世界上首次按照南海恶劣海况设计的, 能抵御200 a一遇的台风;选用DP3动力定位系统, 1 500 m水深内锚泊定位, 入级CCS (中国船级社) 和ABS (美国船级社) 双船级。整个项目按照中国海洋石油总公司的需求和设计理念完成, 中国海油拥有该船型自主知识产权。该平台的建成, 标志着中国在海洋工程装备领域已具备了自主研发能力和国际竞争能力。

2014年7月15日, “海洋石油981”钻井平台已结束在西沙中建岛附近海域的钻探作业, 按计划顺利取全取准了相关地质数据资料。2014年8月30日, 深水钻井平台“海洋石油981”在南海北部深水区陵水17-2-1井测试获得高产油气流。据测算, 陵水17-2为大型气田, 是中国海域自营深水勘探的第一个重大油气发现。

4 海洋石油钻井技术将来的革新趋势

4.1 自动操控技术

随着计算机技术不断发展, 石油平台可利用计算机技术进行自动化操控, 使得生产人员能实现在海上钻井平台中的人机操作。且可通过计算机技术来操控石油钻井平台的自动化除污等系统, 可使钻井平台更加智能化和自动化。

4.2 导向钻井技术

在海洋石油开采前需进行一系列工作, 比如测量就是非常重要的工作, 早期的方法一般都是采用有线测量, 这给石油开采区域勘测增加了难度。随着数据信息的无线传输化, 使得无线测量技术成为当今常用的方法, 随钻测量及导向钻井技术已成为了海洋石油行业技术改革的代表。

4.3 智能钻柱技术

通过把传感器与微处理器进行结合, 然后通过传输线缆把井下数据传给钻井平台。目前中国的智能钻柱技术还在发展研发阶段, 国外发达国家已用该技术实现了井下智能生产, 且通过利用计算机技术和网络实现了数据的自动化传输。

5 结语

篇4：2017年石油钻井技术员总结

关键词：石油生产；钻井技术；石油资源；石油产业；石油开采 文献标识码：A

中图分类号：TE951 文章编号：1009-2374（2015）22-0152-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.22.075

1 现代石油钻井技术50年进展分析

1.1 井下测量与评价技术

第一次在钻定向井中使用MWD是在20世纪80年代，将MWD与近钻头测斜器配合使用，能够有效地得出钻井的方位角与井的斜度，并求出井眼的实时偏差矢量，实现几何向导的功能。在20世纪80年代末期，随钻测井仪（LWD）的问世，又进一步促进了石油钻井工艺的发展。随钻测井仪除了能够将井下的信息实时传输到地面并进行详细记录以外，还能够实时检测异常高温层，及时调整钻井液的性能，形成保护油气层和近平衡钻井，另外，随钻测井仪还具有不占用钻机时间的特点，因此该项技术能够有效降低油气层浸泡的时间以及完井的时间，同时也大大减少了油气层对环境所造成的污染。

随着MWD与LWD发展的逐渐成熟，在20世纪90年代，这两项技术便进行了有机的结合，形成了新的随钻地层评价测试技术（FEMWD）。同时产生的还有集成钻井信息系统，该系统不仅具有实时测试的功能，同时还能够对钻井液密度、应力状况、扭矩波动以及流动压力与井斜等数据进行传输，另外该系统还能对钻底层的电阻率以及岩石的密度等进行详细的测量，因此该系统能够分别所钻岩石的层位边界，从而能够有效避免误入其他层位现象的发生。

1.2 井下钻井数据的实时采集与应用技术

在进行旋转钻井时，钻柱在钻井时会存在扭转、转向以及横向的振动，在振动式钻头便很可能出现短暂离开井底，出现钻头空转的现象，这便会加大钻头的磨损程度，甚至会造成扭转振动、钻具脱落以及滑扣等事故的发生。传统的检测方法都是在地面对钻柱的振动进行监测，没有根据钻柱的特性以及钻具的具体情况建立相应的监测模型，因此传统的监测方法不能准确地将钻柱的真实状况进行准确的反应，也不能进一步减少钻柱相应事故的发生。20世纪90年代以后，随着我国科技技术的迅猛发展，尤其是微电子技术与传感技术的发展，开发出了动态的传感元件以及高效的监测与应用系统，实现了钻井动态数据的采集与应映，并且该项技术能够将应用结果及时地反馈到地面，因此地面的工作人员便能够实现对地下钻井钻柱情况实时监测与控制。

1.3 大位移井与水平井

大位移井主要是指的是水平井，当井的水平位移与垂直深度的比值大于2时，则称该井为水平井或者是定向井，当比值大于3时，则称该井为特大位移井。根据相关研究显示，在全球水平位移超过7000m的井约有20口，而水平位移在10000m以上的全球仅有三口。大位移井的斜井段较长，一般来说大位移井的井段几乎在3000m以上，因此在大位移井中进行钻井应该特别注意井眼的清洁以及井下钻柱的摩擦阻力。水平钻井技术发展至今已经取得了一定的成就，现代的水平钻井技术与传统的水平钻井技术相比较，不仅钻井成本得到了显著的降低，同时钻井的效率也得到了成倍的提高。

1.4 多分支井与重入井钻井技术

在20世纪90年代后期，西方等一些发达国家开始大力发展多分支的钻井技术，并且当时该项技术被认定为21世纪石油工业的重要技术。多分支井技术是在一口主井眼的底部钻出两口或者是多口进入油气藏的分支井眼，主井眼既可以是直井，也可以是水平井，甚至可以是斜井，而分支井则多为水平井、波浪式水平井以及定向斜井。多分支井可以在同一个主井中实现多个油气层的开采，同时多分支井还可以从老井中钻分新的分支井，老井中钻分支井就是人们所说的重入钻井。重入钻井不仅能够充分利用已有的油田管道以及井场和设施，同时还能将老井作为新的主井，这样不仅能够极大地简化了石油的开采步奏，同时也在一定的程度上提高了石油开采的经济效益。

1.5 欠平衡井钻井技术

虽然欠平衡井钻井技术在20世纪初期便提出来了，但是该项技术一直到20世纪80年代才得到解决。欠平衡压力钻井又称为有控制的负压钻井，其具有以下的优良特征：（1）能够避免井内液体渗入地层，减少油气层渗漏对环境的污染程度；（2）能够及时发现新的油气层；（3）能够有效消除钻井时井内液柱压力对岩屑的“压持效应”，大幅度提高机械的钻速，提高石油开采的效率。总而言之，欠平衡井的钻井技术能够及早发现油气层，同时还能进一步提高石油的开采效率与油井的产能，因此在20世纪90年代该项技术便得到了广泛的推广与应用。

2 现代石油钻井技术的发展趋势

通过对近50年石油钻井发展进程的分析并结合国际石油工业发展的趋势，我们可以清楚地知道我国现代石油钻井技术的发展趋势主要有两方面：

2.1 向有利于新油气藏与高油田的采收率方向发展

进入20世纪以后，油田的发展开始步入产业的中后期，寻找新的石油资源越来越困难，并且随着石油的不断开采，石油的产量开始迅速下降，寻找新油气层和提高油田的采收率必然是石油钻井技术发展的必然。信息化技术的发展为钻井技术的进一步发展创造了良好的基础条件，同时现有的水平井钻井技术、欠平衡压力钻井技术以及多分支与重入钻井技术也为其在这方面的发展提供了相应的技术支持，因此我们可以说现代石油钻井技术向有

利于新油气藏与高油田的采收率方向的发展是大势所趋。

2.2 向信息化、智能化发展

随着科技的迅速发展，目前很多产业已经逐步向信息化、智能化进行转变，石油钻井技术未来也必将向信息化、智能化靠拢。在进行井下作业时，可以将钻井的参数以及导向工具的状态以及液体参数等进行实时的测量，然后以全数字的方式进行实时的反馈，这种全数字化的信息化发展，不仅能够有效地降低人们经验主义对石油开采所造成的不良影响，同时全数字的信息化产业模式还能有效地提高石油生产的效率。当前的很多测试工具、导向钻头都开始向智能化进行发展，特别是近年来随着钻地层评价测试系统与自动控制的导向钻井工具的成功研发与应用，更进一步地体现了现代石油钻井技术向智能化发展的必然性。

参考文献

[1] 杨春旭，韩来聚，步玉环，等.现代垂直钻井技术的新进展及发展方向[J].石油钻探技术，2007，35（1）.

[2] 胡书勇，张烈辉，寥清碧，等.现代钻井技术的发展与油气勘探开发的未来[J].天然气工业，2005，25（2）.

作者简介：王一鸣（1992-），男，黑龙江大庆人，供职于大庆油田采油五厂，研究方向：自动化。

篇5：石油钻井工作总结

四、职工培训

人是第一生产力，只有不断提高人的素质技能才能更好的完成生产任务，每一次取得的成绩都和我们辛勤的培训是分不开的，在土库曼工作的这一年我深深的体会到了这一点，我们面对的不仅仅是中国员工还有大部分是当地员工，当地石油工业发展很慢大部分工人都是放下羊鞭参加工作的，由于语言的不通给我们的工作带来了很多的困难。但是我们还是客服了困难走出了困境，首先在每次开钻前组织全队中土方员工通过翻译进行技术交底，让每个员工都熟知本井的施工难点和施工工艺流程。然后针对特殊工况进行细化交底，利用班前会对本班工作再次进行分段细化和风险评估。利用班中“传、帮、带”的模式通过翻译，随时纠正整改，不断的提高土方员工的职业技能。利用班后会进行系统的总结，点评，进一步巩固了土方员工的技能。形成了我队独特的“三交、一传、一总结”的培训模式。时间如流水般飞逝而去，通过一年丰富多彩的培训，在我们这里现在到处洋溢着喜庆，处处都体现出中土关系的和谐，诚实虚心的土方员工在不断的学习中工作，在工作中学习，逐步提高业务水平，打造出了铁的队伍钢的班子。中国人学俄语，土国人学汉语。通过语言的学习拉近来中土关系的融洽，我们还积极配合分公司培训中心的培训工作，将我队优秀员工报送培训中心集中系统的培训，全年共报送土籍员工4名都以优异的成绩毕业反队，现在已经是我队生产班的骨干了。中国人的培训也不容忽视，针对整合重组的新场面人员的年轻化和大学生的加入，我专门制定一套针对法培训材料，就近取材从身边发生的小事情讲起，新分来的钻工对三高气田不了解，我队就在三开前专门开设了硫化氢防护知识问答讲座，大家再一起以沟通的形式各抒己见帮促提高，新分来的大学生对工艺流程不懂，我们便专门在各种施工前也搞一次座谈，在融洽的学习氛围里面新分来的大学生逐步成长，现在已经能够独立完成钻井助理工程师的基本工作了。利用茶余饭后闲谈交流也是我们队职工培训的一个亮点，我们专门在餐厅墙壁上粘贴一些生产知识问答，在吃饭的时候只要有一个人发问，大家就开始讨论，在讨论中大家互相进取，不断提高。

五、队伍建设

员工的健康和环境的保护以及中外文化的融合是现在我公司海外项目钻井队队伍建设的一个重点，在当地员工的管理上充分尊重当地员工深入了解他们的生活习惯，土库曼斯坦500多万人口里面就有100多个民族，在工作中给我们带来了很多不便，为了消除当地员工在工作中消极怠工促进中土和谐，每隔一周我们通过营地经理和当地员工的代表坐下来进行座谈，每逢当地的节假日我们都拿出点生活物资去给当地员工改善伙食，进行生活上的沟通，改善营地的住房条件根据他们的生活习惯来进行生活调整，通过翻译关心他们的家人孩子，排除他们的后顾之忧。让他们深深的感觉到我们是一家人，营造了互信互爱的生活氛围。工作上我们认真的帮促他们，在发现违章和不安全行为的时候我们及时制止他们，并通过翻译耐心的告诉他们那样干的后果，从思想上纠正他们的不安全行为，建立了友好的工作感情。紧密配合平台经理搞好队伍班子建设，加强设备管理、材料管理，在两开两完的钻井施工中紧扣生产，超前组织，由于我们的设备是XX年宏华出厂的50d老式钻机，所以在使用过程中井场出现小故障，于是我们建立了设备区域化管理，从小班土方员工开始岗位按照规定的时间巡检，当班中方员工复查，大班定点抽检，干部分片负责。确保了我们的设备在土库曼全年正常运转了5390个小时未出现机械故障导致生产停工。钢班子带出铁队伍我们在平台经理的带领下完满的完成了上级交给我们的生产经营任务。

六、意见和建议

过去了，全年的工作中我也暴露出了很多不足，年轻的冲动在我身上依然还有，面对土方员工我有时表现出来不够冷静，冲他们发脾气；技术上考虑的也不是很成熟，在生产过程中海需要不断提高自己；语言方面我已经来土库曼一年多了，语言关我还一直没有突破这是我最遗憾的事情，再下一步的工作中我将不断努力改掉自身的坏习惯，认真学习专业知识的同时学好语言，配合好平台经理完成以后的每一项工作。

篇6：石油钻井下套管技术交底

一、下套管前准备

1、检查好浮鞋、浮箍、变扣接头、分级箍、双公接头、蘑菇头、倒扣接头、联顶节是否能够正常使用，丝扣是否合格，并在地面做好试连接。

2、按照下套管通知单要求，编好套管数据，套管数据应做到三对口，即与甲方的数据对口，与场地排序和编号对口，与剩余的套管根数对口。

3、检查准备好下套管使用的工具：套管钳、套管吊卡、套管吊装带、套管密封脂、灌泥浆管线、井口泥浆管线、保护母扣的“大盖帽”等。

4、检查并更换5 1/2寸闸板芯子、取出耐磨套、将循环接头放在钻台，将循环接头和事故接头放在钻台，下套管过程中井口不返泥浆时，接循环接头打通循环；井口发生溢流时，抢接方钻杆和事故接头。（注意：每次接事故接头时必须先把事故接头接在套管上，再接方钻杆，防止方钻杆撅坏套管丝扣）

5、将小鼠洞甩出，换成干净的下套管鼠洞。

6、两台泥浆泵，一台泵装缸套170*1用来顶通，装缸套170*2用来循环（必要时顶替泥浆），另外一台泵装缸套160*3用来固井到井后大排量循环。

二、下套管操作

1、吊套管要一根一起吊，起吊时注意周围人员状态，必须使用标准吊装带。

2、钻台护丝用绳穿在一块，用气动绞车往下放，严禁直接往下扔，以防伤人。

3、接附件时一定要涂抹好密封脂并且严防错扣而损坏。

4、下套管过程中，因修设备、更换套管、灌泥浆等而停止继续作业时，要上下活动套管，防止套管粘卡。

5、套管钳上扣时必须对正后上扣，严禁错扣后强行上扣，上扣扭矩按标准达到要求。错扣后，看看扣是否损伤，有问题甩下更换，如果上扣扭矩达到最大，仍有三扣或三扣以上套管甩下更换，如果上完扣再紧两圈，仍达不到最大扭矩，套管甩下更换。

6、套管下放过程中要控制速度，下放速度不得大于30秒/根，防止压漏地层。

7、要求10根灌泥浆一次，每次必须灌满；灌泥浆时必须活动套管，防止粘套管事故发生，套管进入稳斜段后，必须连续灌浆。灌泥浆严禁使用泥浆泵，防止管线甩出伤人。（特殊情况下如果使用泥浆泵，必须系好保护绳或者栓好保护链）

8、下套管过程中，一定要有专人坐岗，观察有无井漏（下套管泥浆不返）、溢流现象（不下套管返泥浆）。

9、套管下完后，查验剩余套管根数是否正确。

10、套管下完后，一次性把泥浆灌满再开泵，灌泥浆时必须活动套管，一定要坚持“一、二、三个凡尔开泵”的原则。

11、坐封蘑菇头丝扣上要到位，下入井口要用居中放入，防止刮坏蘑菇头胶皮，倒扣接头公扣要涂抹黄油，防止卸联顶节困难。

12、套管下完，先坐封，检查各闸门开关是否正确，再开泵通过侧导流循环，循环正常后再固井。

13、一定牢记“五不”和“五防”。

五不：丝扣不清洁不上扣；套管编号不对不起吊；吊卡未扣好不起车；套管不紧不下井；泥浆不灌满不抢下。五防：上扣要平稳，防止错扣；井口操作要细心，防止套管内、套管外落物；下放套管要平稳，密切注意指重表变化，防止遇阻后吊卡离开接箍造成严重吨钻；按照规定灌满泥浆，防止挤瘪套管；下套管时必须统一指挥，防止套管碰坏，人员碰伤，做到安全施工。

三、异常情况处理及预防措施

1、遇阻后，严禁硬提硬压，马上进行泥浆循环，先开一个凡尔小排量顶通，视泵压变化情况再进行大排量循环，并记好泵压与悬重变化。

2、如果发生粘卡现象，立即活动套管，上提下压不得超过5吨，防止挠性杆失稳造成套管损坏，粘卡后立即汇报驻井人员和公司主管领导是否泡油处理。

3、如果发生溢流现象，立即关井，抢接循环接头，汇报驻井人员和公司主管领导，采取压井措施，压稳气层后再继续下套管作业。

技术交底人：

队技术员：

队井队长：

****年**月**日

****年**月**日

篇7：石油钻井工程技术探讨论文

关键词：石油；钻井工程；工程技术

近年来，随着我国社会经济的发展以及科学技术的进步与提高，出现了越来越多的生产技术设备。在石油勘探开发工程中，需要运用到很多先进的生产技术及设备，但由于石油钻井工程的复杂性和系统性特点，所以必须要合理运用钻井工艺、钻井技术以及完井方法等。观目前我国的石油钻井工程技术现状来看，虽然已经取得了一定的成就，但仍旧存在着一些问题，因此未来的发展重点就是要解决这些问题。笔者结合实际，对石油钻井工程技术进行了简要介绍，仅作抛砖引玉之用。

1石油钻井工程简介

篇8：关于石油钻井技术的探讨

1 我国石油钻井工程技术的现状

近年来, 在石油工业不断开发与勘探过程中, 石油工程技术也取得了很大的进步, 其中以石油钻井技术的发展最为显著。从石油钻井机械设备角度, 当前国内相关的钻井机械设备已实现自给自足, 如机械式钻机和电动式钻机等。而且钻井机械设备技术在世界中也占有领先地位。从钻井技术方面角度, 在石油开发过程中, 我国石油钻井工程掌握如电磁波式EM-MWD、有线随钻测量仪、无线随钻测量仪等许多先进技术。在石油深井与超深井钻井技术方面也取得很大的发展。由此可见, 我国的石油钻井技术在未来发展过程中有很大的提升空间[1]。

2 国内石油钻井工程技术的分析

2.1 水平井钻井技术

水平井钻井技术主要引用井底动力工具以及随钻测量仪器, 一般情况下钻成井的斜角需在86°以上, 属于一定向钻井技术。该技术应用于国内的时间较早, 而且在长期的探索与发展过程中, 已形成多开转盘、钻具稳平、注意短起以及上下调整等技术要点。其中多开转盘技术要点在于使摩擦阻力减少, 提高机械钻速, 对水平段开钻盘进行进尺度控制时, 应保证其在总进尺的75%以上;钻具平衡强调的是钻具有稳定的能力, 关键在于钻具的组合设计与选型;注意短起则指短程起钻, 使井壁质量得到保证;上下调整主要针对井斜角与铅垂位置的调整。另外, 水平井钻井技术的技术要点也体现在动态监控方面, 能够对钻具组合定向与导向状态、待钻井眼以及已钻井段做出分析, 从而进行合理调整。

2.2 大位移井钻井技术

大位移井钻井技术是当前高精尖的钻井技术之一, 集定位井技术以及水平井技术于一身的综合系统工程。此技术存在许多的技术难点, 通过国内配套技术的发展以及大位移井钻井设计相关理论的发展与优化, 使其开始应用于浅海区域的油田, 能够实现良好的经济效益。

2.3 地质导向钻井技术

地质导向钻井技术主要结合导向工具与地质导向仪器, 是基于导向钻井技术发展起来的。其特点主要表现在将测井技术、钻井技术以及油藏工程技术相结合, 使随钻控制实现了良好的效果。而且其所具备的电阻率地质参数与辅助参数, 使其能够有效的判断地层构造和储层特性, 并控制钻头的轨迹, 因此使钻井成功率与采收率得到提高, 也降低了钻井的成本。

2.4 连续管与套管钻井技术

现阶段, 连续管钻井技术已在应用过程中不断改进, 在防喷器上进行环形橡胶的安装, 设计这种密封环空的形式主要目的在于为欠平衡压力的钻井创造条件, 避免对地层产生过多的伤害, 既保证欠平衡压力钻井作业能够顺利开展, 也使油气层得到保护。应用连续管钻井技术时, 通常无需停泵, 钻井液会在其作用下保持连续循环的状态, 有效的防止因接单根产生的井喷事故。该技术一般适用于小眼井钻井或老井加深和侧钻方面, 而且由于本身具有所需设备少、占地面积小的特点, 经常被用于海上平台或受条件限制的地面作业中。另外, 套管钻井技术是将钻井与下套管合并在一起, 然后进行作业, 能够解决传统的井下钻作业问题, 清洗井筒状况与水力参数也会得到有效的改善[2]。

3 石油钻井工程技术的发展趋势分析

从国外石油钻井工程技术发展情况分析, 国内的石油钻井工程技术在向更快、更深、更经济、更安全且更清洁的方向发展。很多国外的石油企业致力于钻井自动化、深水钻井、非常规钻井等技术, 同时在井筒配套技术、井下振动监测以及井下作业一体化方面也加大研发力度。并且在工程发展方向上, 多集中在突破海洋油气资源与超深层尤其资源开发技术的瓶颈, 以此提高企业自身的竞争力。从国内石油钻井工程技术发展情况分析, 由于储藏多、油层浅、易开发的油气资源呈现逐渐减少的趋势, 国内勘探与开发油气资源已转向海洋深水以及超深部、低渗透且复杂的地层方向, 工程难度也将逐渐加大。因此如何满足我国能源发展需求, 解决超深层、非常规油气资源开发的相关技术难题已迫在眉睫。在国际钻井工程技术发展的情况下, 加上国内对井下风险整体控制、油层保护钻井液以及井眼轨道自动控制等技术的应用与研究, 我国的石油钻井工程技术也将取得一定的发展, 并在此基础上提高石油的勘探效果, 实现经济效益与社会效益的最大化[3]。

4 结语

石油工业是国民经济发展与国家建设的重要力量。在未来发展过程中, 应注意立足于自身实际情况, 加大石油钻井技术的应用与开发力度, 同时需不断引进国外先进的技术, 使我国石油资源日益紧张局面得到缓解的同时, 促进石油行业的可持续发展。

摘要：随着经济与科学技术的飞速发展, 国内石油需求量在不断增大, 对石油钻井技术也提出了更高的要求。现阶段, 许多先进的生产技术以及开采设备都应用于石油钻井工程技术中, 推动了石油钻井工程技术的发展, 进而带动我国经济的发展。本文主要对我国石油钻井技术的现状、石油钻井的主要技术及发展趋势进行探析。

关键词：石油,钻井技术,发展趋势

参考文献

[1]王彦祺.延川南区块煤层气高效开发钻完井工艺技术探讨[J].油气藏评价与开发, 2011 (21) :52-53.

[2]朱永乐.石油钻井工程技术的应用现状及发展趋势[J].技术管理, 2014.

篇9：浅谈海洋石油钻井现状与技术

【关键词】　海洋 石油 钻井 现状 发展

1.海上钻井发展及现状

1.1　海上钻井可及水深方面的发展历程

正规的海上石油工业始于20世纪40年代，此后用了近20年的时间实现了在水深100m的区域钻井并生产油气，又用了20多年达到水深近2000m的海域钻井，而最近几年钻井作业已进入水深3000m的区域。20世纪70年代以后深水海域的钻井迅速发展起来。在短短的几年内深水的定义发生了很大变化。最初水深超过200m的井就称为深水井；1998年“深水”的界限从200m扩展到300m，第十七届世界石油大会上将深海水域石油勘探开发以水深分为：400m以下水域为常规水深作业，水深400～1500m为深水作业，大于1500m则称为超深水作业；而现在大部分人已将500m作为“深水”的界限。

1.2海上移动式钻井装置世界拥有量变化状况

自20世纪50年代初第一座自升式钻井平台“德朗1号”建立以来，海上移动式钻井装置增长很快。1986年巅峰时海上移动式钻井装置拥有量达到750座左右。1986年世界油价暴跌5成，海洋石油勘探一蹶不振，持续了很长时间，新建的海上移动式钻井装置几乎没有。由于出售流失和改装（钻井平台改装为采油平台），其数量逐年减少。1996年为567座，其中自升式平台357座，半潜式平台132座，钻井船63座，坐底式平台15座。此后逐渐走出低谷，至2010年，全世界海上可移动钻井装置共有800多座，主要分布在墨西哥湾、西非、北海、拉丁美洲、中东等海域，其中自升式钻井平台510座，半潜式钻井平台280座，钻井船（包括驳船）130艘，钻井装置的使用率在83%左右。目前，海上装置的使用率已达86%。

2.我国海洋石油钻井装备产业状况

我国油气开发装备技术在引进、消化、吸收、再创新以及国产化方面取得了长足进步。

2.1建造技术比较成熟海洋石油钻井平台是钻井设备立足海上的基础。从1970年至今，国内共建造移动式钻采平台53座，已经退役7座，在用46座。目前我国在海洋石油装备建造方面技术已经日趋成熟，有国内外多个平台、船体的建造经验，已成为浮式生产储油装置（FPSO）的设计、制造和实际应用大国，在此领域，我国总体技术水平已达到世界先进水平。

2.2部分配套设备性能稳定海洋钻井平台配套设备设计制造技术与陆上钻井装备类似，但在配置、可靠性及自動化程度等方面都比陆上钻井装备要求更苛刻。国内在电驱动钻机、钻井泵及井控设备等研制方面技术比较成熟，可以满足7000m以内海洋石油钻井开发生产需求。宝石机械、南阳二机厂等设备配套厂有着丰富的海洋石油钻井设备制造经验，其产品完全可以满足海洋石油钻井工况的需要。

2.3深海油气开发装备研制进入新阶段目前，我国海洋油气资源的开发仍主要集中在200m水深以内的近海海域，尚不具备超过500m深水作业的能力。随着海洋石油开发技术的进步，深海油气开发已成为海洋石油工业的重要部分。向深水区域推进的主要原因是由于浅水区域能源有限，满足不了能源需求的快速增长需求，另外，随着钻井技术的创新和发展，已经能够在许多恶劣条件下开展深水钻井。虽然我国在深海油气开发方面距世界先进水平还存在较大差距，但我国的深水油气开发技术已经迈出了可喜的一步，为今后走向深海奠定了基础。

3.海洋石油钻井平台技术特点

3.1作业范围广且质量要求高

移动式钻井平台（船）不是在固定海域作业，应适应移位、不同海域、不同水深、不同方位的作业。移位、就位、生产作业、风暴自存等复杂作业工况对钻井平台（船）提出很高的质量要求。如半潜式钻井平台工作水深达1　500～3　500　m，而且要适应高海况持续作业、13级风浪时不解脱等高标准要求。

3.2使用寿命长，可靠性指标高

高可靠性主要体现在：①强度要求高。永久系泊在海上，除了要经受风、浪、流的作用外，还要考虑台风、冰、地震等灾害性环境力的作用；②疲劳寿命要求高。一般要求25～40　a不进坞维修，因此对结构防腐、高应力区结构型式以及焊接工艺等提出了更高要求；③建造工艺要求高。为了保证海洋工程的质量，采用了高强度或特殊钢材（包括Z向钢材、大厚度板材和管材）；④生产管理要求高。海洋工程的建造、下水、海上运输、海上安装甚为复杂，生产管理明显地高于常规船舶。

3.3安全要求高

由于海洋石油工程装置所产生的海损事故十分严重，随着海洋油气开发向深海区域发展、海上安全与技术规范条款的变化、海上生产和生活水准的提高等因素变化，对海洋油气开发装备的安全性能要求大大提高，特别是对包括设计与要求、火灾与消防及环保设计等HSE的贯彻执行更加严格。

3.4学科多，技术复杂

海洋石油钻井平台的结构设计与分析涉及了海洋环境、流体动力学、结构力学、土力学、钢结构、船舶技术等多门学科。因此，只有运用当代造船技术、卫星定位与电子计算机技术、现代机电与液压技术、现代环保与防腐蚀技术等先进的综合性科学技术，方能有效解决海洋石油开发在海洋中定位、建立海上固定平台或深海浮动式平台的泊位、浮动状态的海上钻井、完井、油气水分离处理、废水排放和海上油气的储存、输送等一系列难题。

4.海洋石油钻井平台技术发展

世界范围内的海洋石油钻井平台发展已有上百年的历史，深海石油钻井平台研发热潮兴起于20世纪80年代末，虽然至今仅有20多年历史，但技术创新层出不穷，海洋油气开发的水深得到突飞猛进的发展。

4.1自升式平台载荷不断增大

自升式平台发展特点和趋势是：采用高强度钢以提高平台可变载荷与平台自重比，提高平台排水量与平台自重比和提高平台工作水深与平台自重比率；增大甲板的可变载荷，甲板空间和作业的安全可靠性，全天候工作能力和较长的自持能力；采用悬臂式钻井和先进的桩腿升降设备、钻井设备和发电设备。

4.2多功能半潜式平台集成能力增强

具有钻井、修井能力和适应多海底井和卫星井的采油需要，具有宽阔的甲板空间，平台上具有油、气、水生产处理装置以及相应的立管系统、动力系统、辅助生产系统及生产控制中心等。

4.3新型技术FPSO成为开发商的首选

海上油田的开发愈来愈多地采用FPSO装置，该装置主要面向大型化、深水及极区发展。FPSO在甲板上密布了各种生产设备和管路，并与井口平台的管线连接，设有特殊的系泊系统、火炬塔等复杂设备，整船技术复杂，价格远远高出同吨位油船。它除了具有很强的抗风浪能力、投资低、见效快、可以转移重复使用等优点外，还具有储油能力大，并可以将采集的油气进行油水气分离，处理含油污水、发电、供热、原油产品的储存和外输等功能，被誉为“海上加工厂”，已成为当今海上石油开发的主流方式。

4.4更大提升能力和钻深能力的钻机将得到研发和使用

由于钻井工作向深水推移，有的需在海底以下5000～6000m或更深的地层打钻，有的为了节约钻采平台的建造安装费用，需以平台为中心进行钻采，将其半径从通常的3000m扩大至4000～5000m，乃至更远，还有的需提升大直径钻杆（168·3mm）、深水大型隔水管和大型深孔管等，因此发展更大提升能力的海洋石油钻机将成为发展趋势。

篇10：石油钻井工程技术研究论文

近年来我国石油钻井工程技术取得了较为显著进步，但和发达国家相比，我国的石油钻井工程技术水平还较为落后，因此我国必须高度重视石油工程钻井技术的创新发展，以更好的满足我国石油开采的需要。当前，我国石油工程中主要采用以下几种钻井技术。

1）井下控测技术。我国石油工程钻井过程中所应用的井下控测技术能够在很大程度上提高井下测量信息传输的效率和精度，同时也促进了钻井技术自动化水平的发展。

2）井控技术。这种技术在主要应用于井下压力的检测，目前我国井控技术发展水平较高，通过不断的创新实践，井控技术已经达到了四级井控施工的标准。

3）深水钻井技术。我国深水区储藏了大量的石油资源，但是长期以来受到技术条件制约，深水区石油资源无法得到很好的开采利用。随着深水钻井技术的发展，我国石油工程钻井施工能够适应的深度达到了2500m深水区，并可保证信号传输的稳定性和精度，无线传输的抗干扰能力显著增强。

4）海上钻井技术。我国海洋中石油资源储量丰富，但是海洋石油资源的开采对钻井技术的要求极为严格，目前我国海上钻井技术的种类较多，具体包括大位移井、分支水平井钻井技术、深水双梯度钻井技术、喷射下导管技术、动态压井钻井技术、随钻环空压力监测技术、随钻测井技术、深水钻井液和固井工艺等[1]。

2石油钻井工程技术的发展方向与对策

目前我国石油工程钻井技术还存在着诸多问题，具体表现为应用广泛、技术含量低、复制性强、创新水平较低等问题，而随着我国科学技术的进步以及市场对钻井技术需求的增加，我国石油钻井工程技术将会不断完善和创新，进而为石油行业的进一步发展提供技术支持。

2.1一体化的发展方向及对策

一体化的发展，需要注重先进技术与自主技术的结合。现阶段我国石油钻井技术水平以及研发能力和西方国家还存在差异，但是石油工程对钻井技术的要求越来越高，因此我国必须尽快提高石油钻井技术水平，以确保石油工程施工的质量和效率。为此我国应该坚持技术引进和自主研发相结合的原则，一方面加大对石油工程钻井技术的研发投入，掌握钻井技术的核心，进而为提高我国石油资源开采水平打下坚实基础；另一方面我国还应该不断从国际上吸收先进的石油工程钻井技术，借鉴其优秀的科技成果，并且根据我国的经济社会发展的现状和石油企业生产经营的实际情况转化钻井技术成果，从而提升我国石油钻井技术的整体水平。

2.2人才战略发展方向及对策

人才战略发展方向的确定，需要加大力度培养科研人员，并强化其创新理念。因为21世纪对人才的需求量巨大，特别是在市场竞争激烈的石油行业，高素质的人才能够在很大程度上提升石油企业的竞争力。同时石油工程钻井技术无论是研发还是应用对人才的要求都较高，石油企业必须加大对各类高素质人才的培养投入，特别是对科研人员，这样可以提高石油企业整体科技实力，通过科技人员的持续创新，石油企业的钻井技术一定会取得突飞猛进的成果，进而为石油工程施工提供坚实的技术支持。

2.3切实做好现场监督工作，不断促进钻井技术的改进和完善

石油工程钻井施工的质量水平在很大程度上依赖于有效的监督工作，石油企业应该根据钻井工程施工的实际情况组织专业人员，定期进行施工现场的监督工作，并且重点关注石油工程钻井技术的应用过程，若发现钻井技术应用施工中存在问题应该第一时间向有关上级反映，并且提出建设性的意见，这样有助于推进石油工程钻井技术的改进和完善。因此现场监督人员须对钻井技术应用的各环节实施监督，进而为钻井技术的改进提供数据信息的支持，提高石油工程钻井技术水平。

3结束语

综上所述，目前我国石油工程钻井技术还无法满足实际需要，而且随着石油工程钻井环境的变化，石油工程对钻井技术的要求越来越严格。这就需要石油企业在日常的钻井工作中，积极深入施工现场进行各项指标检测，并详细记录检测结果，进而结合当前实际情况分析石油工程钻井技术中存在的问题，制定针对性的优化措施，不断提升钻井技术水平，保证石油工程施工的质量和效率。

参考文献

篇11：石油钻井动力设备修后测试技术

柴油机修后测试主要是采用水力测试技术，柴油机通过联轴器带动水力测功器主轴上的转子组件同步旋转，搅动工作腔中的水，转子旋转产生离心力并将转动力矩传递给传感器，通过调节进水量改变制动力矩即可对柴油机进行加载测试。

通过对发动机和测功器的直接控制及转速、扭矩、油耗率等主要参数和油温、水温、排温、油压等辅助参数的测量，测控仪即可进行柴油机定工况性能试验，也可进行变工况试验，全面考核和评价柴油机性能。

1.1柴油机测试装置的总体设计

国内的柴油机测试装置多为单机测试技术，没有配套机整体测试技术，我们研制的配套测试技术，能够对柴油机进行与钻井现场使用效果一致的工况进行测试，测试数据更精确。

整套测试试验台的主要组成有：水力测功器、测控系统、油耗变送器、快速油门执行器等部分组成。

此测试平台可以实现以下功能：①可实现全部发动机参数的测试、数显，可生成各种测试曲线、报表;②全部参数不仅在LED上显示，还可在计算机(可实现计算机联网)上全屏分类、分页显示;③可方便地实现各种发动机性能试验。

1.2测功器的供水、排水系统的研究

测功器的耗水量一般为每千瓦小时20L，排水水温不宜超过70℃。

进水水压为0.05-0.1MPa。

经过测算水压的稳定性要求系统设置净高5m以上的.水箱，在水箱装溢水管，使水箱里的水面保持恒定。

为满足要求我们设计制作了由20m3钢筋混凝土水池、6m3稳压水箱、进水管3.5″、排水管4″和功率5kW的水泵组成的供水、排水系统。

经过实验证明被测发动机的工况点离测功器特性曲线的满水线(OA线)较近，则要求水压稍高些。

水箱供水管口径必须大于水箱往测功器供水水管的口径。

测功器排水必须通畅，弯管越少越好，最好用敞开式排水，否则形成背压，将大大影响测试稳定性。

1.3试验台主要设备的研选

测功器作为实验装置的主要设备，经过多方研究根据实验要求选用工作功率范围为0～1900kW的Y1900P水力测功器。

水力测功器通过改变排水阀的开度，内腔工作压力瞬间变化，通过电子控制仪器的自动闭环控制，可方便、迅速地稳定到所需要的负荷值，从一个工况到另一个工况的过渡时间为4秒。

试验台配备了FC发动机自动测控，这套系统是为满足发动机制造业中各种不同类型的柴油机、汽油机、天然气、液化气发动机性能试验和出厂试验而精心设计大型测控系统。

2.电动机修后测试技术研究

电动机修后测试技术主要是针对钻井设备中主传动电机大修后的测试，通过对大修后的电机进行测试，能及时发现问题，减少修理故障。

同时通过电机测试配套技术的研究，建立起集机械、计算机、力学、电学、信息化处理为一体的检测装置，对所修设备的技术参数、曲线、波形进行测试，并对其进行分析处理，有利于提高电机的修理质量。

2.1交流电机试验台主回路设计

我们使用工频电网电源(50Hz)进行试验。

主电路系统采用调压器、变压器，将电源电压的高压转换成所需的试验电压，以满足空载试验、短时升高电压试验、堵转试验所需要的不同电压。

对电机参数的测量采用Norma5000功率分析仪完成。

控制采用计算机和PLC构成，可进行手动控制和自动控制。

主回路采纳了国内外先进、成熟的技术，进过优化和合理设计使主回路具有先进性与可靠性。

2.2交流电机试验台控制系统设计

控制系统采用ProfBus总线连接的分布式PLC控制系统。

选用西门子公司SIMATIC S7 300PLC，315-2DP 中央处理单元CPU为PLC主站，ET200M扩展I/O站作为从站，经过实验整套系统具有便于操作、故障率低等特点。

2.3交流电机试验测试

测量系统对被测试电机电量参数和机械量进行高速动态采集及长时间动态过程检测，对电源部分的工作状态及相应参数进行监测并记录，能对相应数据处理及特性曲线进行绘制并打印，对所有测试量进行数据依存和打印。

可以采集测试以下数据：电机的电压、电流、转速、输入功率、温度、直流电阻、振动、同时测量三相电压、同时测量电动机的每相线电流。

3.结论

大马力柴油机测试装置投用后测试了190系列、3000系列柴油机，其中检测出某些柴油机功率不足或燃油消耗率高等问题，并进行了及时处理。

测试技术应用后提高了设备使用寿命，每台柴油机延长使用寿命达10%以上，节约了井队大量的维修费用。

电动机实验台目前已在280/780kW高压电机，400/600V变频电机上进行测试，取得了相关的实验数据。

实验表明测试系统可以满足200kW～800kW变频异步电动机、电压等级为400V/600V变频异步电动机大修后的测试要求。

同时，可针对780kW高压(6000V)电机，单独设立测试系统，满足高压电机6000V的要求，能实现高压电机大修后的测试要求。

参考文献：

[1]张冬梅.先进柴油机试验测试技术[J].铁道机车车辆，.31(10).318-322

篇12：水力加压技术在石油钻井中的应用

山东伟创石油技术有限公司

概 述

水力加压技术是一项广泛应用于工业生产及其产品中的实用技术。根据其液压能转化为机械能的原理研制的水力加压装置，应用于石油天然气钻井作业中，可以在不消耗额外能量、不需要其它特殊设备的情况下，利用循环钻井液产生的液压力给钻头加压，从而为钻头提供一个稳定的钻压，有效地改变下部钻具的受力状态，改善钻头和钻具的工作条件，达到加 快钻井速度、延长钻头、钻具的使用寿命、减少井下事故、保证井身质量、减轻司钻劳动强度的目的。常规钻井是靠钻头上部的钻铤重量给钻头加压，为了获得稳定的钻压，需要司钻小心翼翼地精心操作，均匀送钻。采用液力加压技术给钻头加压，不但可使钻头获得稳定的钻压，而且还能起到吸震防跳、保护钻头钻具、实现自动送钻、保证井身质量等作用。是石油钻井中一项投入小、效果明显、容易操作的实用技术，值得推广应用。在20 世纪90 年代国外首先将液力加压技术应用于石油钻井中。国内应用此项技术是在1996 年塔里木油田所钻的和4井，在深部φ104.65mm小井眼中使用了美国贝克—休斯公司生产的85.73mm水力推进器。随后国内西南石油学院、山东伟创石油技术有限公司等也开始研制相应工具，现场试验均取得了一定的效果。但是由于多数现场技术人员对此项技术了解较少，对其工作原理及井下钻具受力情况仍有不同认识，现场试验应用的范围有限等，因而使得该项优越的技术不能广泛推广。下面结合试验水力加压装置的现场实践，论述液力加压装置的工作原理，分析其使用前后钻具在井下的受力状态，总结其所起的作用，回答使用该装置时人们可能存在的一些疑问，提出现场应用的几种钻具组合。旨在为推广应用此项技术提供理论依据和技术支持。

一、结构与工作原理

1、基本结构

如图1-1所示：根据水力加压原理研制的水力加压装置（单级）由上接头、缸体（外筒）、活塞、心轴（花键轴）、花键体、下接头等组成。其基本结构简单，加工制造容易。

2、工作原理

水力加压器在使用时连接在靠近钻头的下部钻具中（上接钻铤，下接钻头）。钻进（工作）时，开泵循环钻井液，钻具内高压流体直接作用于活塞端面上，产生推力推动活塞下行，下接头 花键轴 传动轴 低压腔 活塞 缸套 高压腔 上接头

通过与活塞相连的心轴（花键轴）传递推力给钻头，此推力即为钻进时所需钻压。

3、液压力计算

钻井液从钻井泵→地面管汇→高压立管→水龙带→水龙头→钻具内→钻头（喷嘴）→环 1 空→地面钻井液罐→钻井泵，形成一个循环系统，从而泵压为：泵压＝所有地面管汇压耗＋钻具内压耗＋钻头喷嘴压降＋环空压耗当井身结构、钻具组合、钻头喷嘴、钻井液密度、排量等一定时，钻具内某一点处的液体压力是可以计算出来的。那么，在水力加压装置活塞上面（高压腔内）的液体压力也是可以求出的。即：液体压力P＝钻头喷嘴压降Pb＋加压装置以下钻具内压耗PL又当液力加压装置加工成后，其基本尺寸一定，通过计算即可求出当量面积S（或厂家给出计算面积）。

4、钻压计算

由上述分析可知：施加在钻头上的钻压的大小，与作用于活塞上的液体压力、活塞有效面积以及液力加压装置以下钻具、钻头的重量成正比。即

W=F+G1+G2+G3 式中：W——施加在钻头上的钻压，kN

G1——传压杆及接头重量，kN

G2——液力加压装置以下钻具重量，kN

G3——钻头重量，kN 如果水力加压器直接接在钻头上，在钻井实践中可以忽略其他重量及装置压耗，那么液体压力可近似等于钻头压降，即：

P≈Pb

W≈0.1PbS

二、水力加压器井下工作状态分析

现场使用水力加压器，应懂得其工作原理，了解其结构，会计算推力的大小，而明白其在井下工作状态、受力情况更是使用好工具的关键。

1、工作行程

水力加压器的工作行程即为活塞在缸体内移动的距离。此行程由研制者设计，加工成后，该行程也就固定了。此节主要说明在使用中如何观察判断。

使用液力加压装置钻进前，钻头提离井底先开泵，此时活塞在下止点，行程全部打开，指重表显示钻压为“0”。下放钻具钻头接触井底后，钻压很快升到计算值，在下放钻具一个行程的距离，钻压保持不变，活塞到达上止点，此时停止送钻，工具会保持一定钻压钻进。当钻压显示值减小时，活塞到达下止点，即完成一个工作行程。再次下放钻具送钻，开始下一

个行程的钻进。此即为自动（在有效行程范围内）送钻功能。

2、受力分析

水力加压器在井下怎样工作，受力状态如何，怎样传递压力，如何判断压力大小，常规使用钻铤加压所称“中和点”的概念还有没有等，都是需要解决的问题，也有部分技术人员对此怀有疑问。笔者试图通过液力加压装置在井下工作时受力情况的分析解决这些问题。（1）钻压显示的分析

如图2-1所示，液力加压装置可以看作是一个倒置的注射器。

图中G为钻具重量、G′为大钩的承载力、F为高压液体作用于活塞处的推力（向下）、F′为向上的液压力、W′及W为地层岩石对钻头的反作用力。水力加压器在井下有四种工况：

图a为不工作（未钻进）或液压力大于实际钻压时，活塞位于工具的下止点（行程全打开）； 图b为钻头接触井底，液体推力F等于钻压W时，活塞在缸筒内处于浮动状态（正常工作状态）； 图c所示为钻头接触井底、液体推力F小于钻压W时，活塞位于上止点（行程关闭）时的情况。

中和点

图 2-1 图 2-2 图 2-3 无论哪种情况，整个系统的受力可以简化为: 大钩的承载力G′、钻具的重量G、向下的液压力F、向上的液压力F′、地层岩石向上的反作用力W。其关系式为： G′+F′+W = G+F 而 F = F′

则 W = G-G′

我们知道，“G-G′”

即为钻压，所以使用水力加压器可像常规钻井一样，直接通过指重表观察钻压的大小。（2）下部钻具受力情况分析 就一般情况讲，使用液力加压装置仍需要加入钻铤。但此时钻铤的作用不是直接给钻头加压，而是平衡液压推力的反作用力，以及为保证井身质量而使下部钻具具有一定的刚性。

图2-2为常规钻铤加压的情况。为了保证一定的钻压，必须加够一定长度的钻铤，使下部钻 铤的重量大于可能要施加的最大钻压。而靠近钻头L长度的钻铤的

重量正好等于钻压时，L长度处的点（截面）称为“中和点”。中和点以下钻铤受压力，（钻具自身重量导致），以上钻具受拉力。但是由于加压不稳，井下跳钻等影响，中和点是上下移动的，中和点处的钻具所受拉、压交变应力变化频繁，因而此处的钻具极易疲劳破坏。图2-3为使用液力加压装置的情况。

当液推力等于钻压时，活塞处于浮动状态。因为装置缸筒内径（活塞直径D）大于上部钻铤内径（d），则在内径变化处产生液体上顶力（F′），钻铤的主要作用之一是平衡此上顶力。显然，F′小于钻压W，因而需要平衡, F′的钻铤的重量或长度也小于常规钻铤加压所需要的重量或长度。

又因常规钻铤（加压部分钻铤）的长度（中和点的位置）取决于加压的大小，而使用液力加压装置所需钻铤的长度由液力加压装置的结构及上部所接钻铤的内径决定（当然也和钻压有关），而且使用水力加压器中和点的位置是固定的，且已不是原来中和点的意义了。

三、水力加压器主要功能

在石油钻井作业中应用水力加压技术，其优越性是在不需增加额外设备、不消耗额外能量的情况下，只接入一个液力加压装置即可改变常规钻井靠钻铤加压的模式，使钻头与钻铤由刚性联结变为柔性联结，由给予钻头的硬性、变化的钻压变为稳定、柔性的加压，大大改善了钻头和钻铤的工作条件。理论分析和现场实践均表明，使用液力加压装置可以起到以下几 个主要作用。

1、平稳、恒定的加压功能，有利于加快钻井速度

众所周知，钻井作业中加压钻进，最忌忽高忽低，加压不稳。而常规钻井靠司钻操作，下放钻具加压，不但钻压传递滞后，也不可能保持恒定的钻压。加之钻头跳钻、井斜钻具托压 3 等原因，更会使实际钻压不稳。而采用水力加压器会得到均衡、稳定的钻压，因而有利于提高钻井速度。

2、有效的吸震、防跳作用，能够保护钻头和钻具

常规钻井中为了防止跳钻，要使用减震器。减震器一般有机械式（弹簧减震）和液压式（液压有吸震）两种。机械式易损坏，液压式由于工具空间的限制，所加液压油有限。而液力加压装置活塞上部是敞开的，整个钻具内的上千米液体（钻井液）均为吸震液体，从而能够有效地吸震防跳，延长钻头和钻具的使用寿命。

3、用于定向井、小井眼中，可提供稳定、真实的钻压

在定向井中，由于钻具摩阻力的影响，使钻压的传递滞后且极不稳定，忽大忽小，容易出现“假钻压”现象。而且为了防止钻具粘卡，一般要求司钻“点送”钻，这更加剧了钻压的不稳定性。使用液力加压装置，在有效行程内，司钻可以点送且送钻下放的幅度大，不但能有效地克服摩阻力，还可保证钻压真实稳定。小井眼使用小钻具，由于柔性大、钻具弯曲贴靠 井壁，同样使加压不稳，出现假象。使用液力加压装置可在一定程度上克服此种现象的发生。

4、在行程范围内实现自动连续送钻，减轻司钻的劳动强度

常规钻进时要求司钻精力集中，连续送钻，此时司钻就要不停地抬、压刹把，稍有不慎，就会出现溜钻现象，司钻的劳动强度较大。而使用液力加压装置司钻可以“点送”，即间歇送钻就可保持一定钻压钻进。如装置设计行程为0.3米，天车、游车为5×6绳系，则绞车滚筒外缘转动3米相当于钻具下放0.3米。那么司钻一次下放0.3米即可煞住刹把，让工具自动送钻。这样，不但便于司钻观察情况，也大大缓解了其精神紧张的压力，降低了劳动强度。

5、增强了下部钻具的刚性，有利于防斜打直，保证井身质量

下部钻具的弯曲是导致井斜的一个重要原因。为了保证下部钻具的“直”，技术人员采取加大钻具直径、设计不弯钻铤等办法。而采用液力加压装置即可增加下部“直”钻具段的长度，相当于增强了下部钻具的刚性。在常规钻井中，下部钻具由于自重而引起弯曲，其产生弯曲（一次弯曲）的长度（重量）与施加的钻压密切相关。为了不使钻具弯曲就要控制钻压。而使用液力加压装置后使钻具弯曲的长度（重量）只与该装置与上部所连接钻具的台阶处产生的上顶力有关，显然，该上顶力小于钻压，因而增加下部“直”钻具段的长度。如在φ215.9mm井眼中使用φ158.75mm、内径为φ71.44mm的钻铤，钻井液密度为1.2g/cm3，经过计算可知，钻铤长度达到38.9 m时就发生弯曲（一次弯曲）。为保证井身质量，可施加的钻压不能超过40.14kN。若使用φ165mm液力加压装置，钻压可控制在55.483 kN，提高了 38.22%。这样，在可比常规钻具组合加压大的情况下，还能保持钻具不发生弯曲，相当于增强了钻柱的刚度。

6、配以适当的钻具组合，可以起到良好的降斜作用

前已述及，平稳加压、保证钻具的刚性，是防止井斜、保证井身质量的重要因素。而在需要降斜时，采用液力加压装置配以适当的钻具组合，可以提高钻具稳定器的位置，增大钟摆降斜力，从而起到较好的降斜作用。

四、注意问题

现场使用水力加压器，有几个问题需要注意。

1、钻压的调节

在钻进中，由于情况的变化需要调节钻压。在设计水力加压器时，均考虑了现场实际情况，根据不同钻具组合及钻头尺寸设计了不同尺寸、不同级别（单级、双级、多级）的工具。同时还可设计截流塞用于调节钻压的大小。现场可根据需要选择不同规格、不同级别的液力加压装置。并根据实际组配钻头喷嘴，以使其产生所需要的压降。另外，由于目前钻井所用钻 4 井泵，其功率、排量都较大，有调节的余地，可在钻进时适当调节满足钻压需要。在上述都调节不成时，水力加压器允许在关闭或打开状态下钻进，即超过或小于液推力的情况下钻进，只是减震等效果稍差。

2、如何防止钻铤弯曲

通过前面分析，为了平衡液压推力的反作用力，需要加入一定数量的钻铤。而在一定情况下，即反推力达到一定值后，钻铤也会弯曲。如在3.5所举实例中，要施加70—80 kN的钻压，那么喷嘴压降要达到70 MPa，此时产生的上顶力为50.057kN，超过了使钻铤产生弯曲最低压力40.14 kN，钻铤自然会弯曲。解决的办法：一是根据实际优选、设计好水力参数，调节好钻压值，尽量不使上部钻具弯曲；二是可在水力加压器下面接少量钻铤调节钻压;三是在液力加压装置上面使用大水眼钻铤，通过减少大、小水眼过度台阶处的环形面积来减小反推力，以保证整个钻具的不弯曲。

3、水力加压器安放位置

从工具本身讲，水力加压器可以安放在钻柱组合中的任何位置。但要使其有效发挥作用，原则是越靠近钻头效果越好。一般距离钻头不要超过3根钻铤的长度。

4、水力加压器的使用技术

现场使用技术，是一项新工艺、新技术成功并取得较好效果的关键，特别是对于还未推广开的技术，更要讲究使用操作。液力加压技术的推广，不但要靠设计人员研制可靠、实用的工具，更要依赖于现场推广技术人员的辛勤工作。在此不再赘述。

五、推荐钻具组合

根据笔者参与水力加压器现场应用的体会，结合理论分析，推荐现场使用水力加压器的几种钻具组合如下。

1、钻头+水力加压器+钻铤

此种组合是常用组合。可以有效的防止跳钻，施加稳定的钻压。下部钻具的刚性较强，有利于保证井身质量。若使用PDC钻头，因其所用钻压较小，因而更容易操作，使用效果更明显。

2、钻头+水力加压器+钻铤18—23m+稳定器+钻铤

此种组合为钟摆钻具组合，有利于防斜打直。特别适合于纠斜、降斜时使用。因稳定器以下钻具均处于不弯状态，且比常规组合长（重），降斜力增大，可适当增大钻压，在达到降斜效果的情况下，加快钻井速度。

3、钻头+钻铤2根+水力加压器+钻铤

这种组合一方面可调节由于现场条件的限制（如压降有限），液压推力不够的情况，另一方面更增加了下部钻具的刚性（钻铤少不易弯曲），能起到一定的稳斜效果。

4、钻头+稳定器+水力加压器+稳定器+钻铤1根+稳定器+钻铤

在这种满眼钻具组合中，水力加压器相当于短钻铤的位置，可以在稳斜钻进中使用。但近钻头稳定器最好加两个，以保证稳斜效果。上述是推荐使用的液力加压装置的几种常用钻具 组合。现场使用液力加压装置时，不只限于这几种组合。应根据钻井实际，结合工具的结构尺寸合理搭配钻具，以使其发挥更好的作用。

六、水力加压器应用实例

由山东伟创石油技术有限公司研制的不同规格的水力加压装置，已在胜利、西部钻探、川东北、长庆、吉林、华北、塔里木等油田的数百口井使用，技术经济效果明显，典型实例如下:

1、华北油田S50井 该井是一口重点探井，∅ 311mm钻头钻至馆陶底地层时跳钻严重，为防止跳钻使用水力加压装置（H437钻头），从井深2069.76米钻至2307.70米，进尺237.94米，纯钻时间78.16小时，平均机械钻速3.14米/小时。钻进中钻头工作平稳，综合录井仪显示大钩负荷、钻压、扭矩曲线平滑，明显优于上、下未使用水力加压装置时钻头工作曲线。且起出钻头新度较高（综合评定75%），无一断掉齿现象。与未使用水力加压装置的邻井同井段相比，平均机械钻速提 高28%，起到了很好的防跳、延长钻头寿命、提高机械钻速的效果。其钻具组合为： 1/2 ″HA517+6 1/2 ″水力加压装置+6 1/4 ″NDC×1根+6 1/4 ″DC×1根+Φ214扶正器+6 1/4 ″DC×19根+5″DP

2、塔里木油田TZ1井

该井吉迪克组上部地层的兰灰色泥岩，岩性致密坚硬，可钻性差。用∅ 444.5mm大钻头钻进时，跳钻极为严重，加之该地区地层倾角大，易井斜，无奈采用轻压（80-100kN）、低转（45rpm）的措施勉强钻进。此种情况下使用了水力加压装置，采用150-180 kN钻压、95rpm的转速钻进，不但有效地避免了跳钻现象，加快了钻井速度，而且还保证了井身质量，起到了较好的防跳、防斜、加快钻速的作用。平均机械钻速比同井上部井段未使用水力加压装置时提高了25%;单只钻头进尺明显高于相邻两口井同井段、同型号钻头，平均机械钻速分别提高75.4%和132%;使用液力加压装置前的最大井斜为3.7°/358米，使用后最大井斜2°/844米。

3、华北油田WG2井

WG2井是一口重点预探井，设计井深5400 m。二开∅ 311.1mm钻头钻到2500 m时井斜已达7.5°，只好采用小钻压吊打纠斜，待井斜降下来以后，加大钻压钻进又斜了出去，这样反复多次，不但降斜效果不明显，而且严重影响了钻井速度，不得已又采用螺杆钻具＋弯接头反抠降斜，到3100 m时井斜降至2.5°。为保证井身质量，又加快钻速，下入SJ229B水力加压装置。该装置入井后采用正常参数钻进，钻压180-240 kN，钻到井深3224 m时，井斜降为 0.5°。以后又连续两次入井，最后钻到3453 m中完井深后起出。该装置累计入井3次共450.5 h，纯钻226.5 h，进尺353 m，平均机速1.56 m/h（最快时4-5 m/h，录井人员怕漏捞砂样不允许钻速太快），比上部600 m机械钻速提高二、三倍（钻上部600 m用了两个月时间，平均每天10 m左右），同比WG1井机械钻速提高51%。钻头寿命也有明显提高，无崩断齿现象。其钻具组合为：

φ 311 钻头＋水力加压装置＋φ203NDC ＋φ203短DC＋φ308F＋φ203DC＋φ178DC＋ φ127DP

4、塔里木油田KL204井

该井位于山前构造带，地层倾角大（45°〜55°），极易井斜，为防井身质量超标，通常采用钟摆钻具结构，小钻压吊打的方式钻进，以牺牲机械钻速来保井身质量。KL204井以防斜、加快钻速为目的，在二开第二只钻头下入SJ203B水力加压装置，使用井段为592〜818 m，钻压为120-200 kN，既解放了钻压，又控制了井斜，在保证井身质量的前提下机械钻速比 上下两只钻头分别提高70.3%和145.74%，比邻井KL201井提高77.25%，起出钻头新度为60%。

结 论