钻井技术精选(九篇)

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第1篇：钻井技术范文

关键词：涪陵页岩气；钻井技术；开采

中图分类号：TE24 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）02-0153-01

页岩气钻井技术的发展经历了水平井、分支井以及丛式井等阶段，为了使我国的页岩气开发利用实现良好的效果，就应积极借鉴和学习国外的页岩气钻井技术，结合我国页岩气田的实际情况，了解地质特点，采用与我国实际相适应的页岩气钻井技术。涪陵页岩气田是第一个商业化的开发建设的气田，在页岩气钻井操作中有一定的技术经验，就可以据此对钻井技术进行分析。

1 涪陵页岩气田的概述

涪陵页岩气田位于四川盆地与盆地山地的过渡位置，地形主要是丘陵，跨越长江南北，连接乌江两岸。涪陵页岩气田勘探的主要地区是焦石坝区块，它位于四川东部的褶皱带，焦石坝区块是断背斜构造，发育北东向和近南北向2组断层。焦石坝区块从上到下钻遇地层分别为：三叠系的嘉陵江组、飞仙关组；二叠系的长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组和梁山组；石炭系的黄龙组；志留系的n家店组、小河坝组和龙马溪组；上奥陶系统五峰组和涧草沟组。目的层是龙马溪组和五峰组，是典型的喀斯特地貌，目的层位于2300米以上，而深层页岩气埋藏在4500米以上。[1]

2 涪陵页岩气田钻井技术遇到的困难

2.1 页岩井壁不够稳定

对于页岩井壁稳定性的影响因素有很多种，如工程、力学以及化学等因素，在地质、成岩作用的影响下，以及自身不均质性和各向异性比较突出，涪陵页岩气田地层中有极为明显的层理裂缝特点，使得在钻井中出现井底压差、钻井液和地层流体活度比较差的情况，受此影响泥页岩地层井壁强度以及应力发生变化，进而使得泥页岩的裂缝进一步扩大，井壁变得不够稳定。有地质勘查结果显示，涪陵地区的泥页岩层段矿物主要以脆性矿物为主，比如石英、长石等，其含量占到5成以上。钻土矿物将伊利石等作为主要内容，含量超过6成。这些因素导致涪陵页岩气田钻井时容易出现坍塌的问题。

2.2 复杂的井眼轨道

通常而言，为了使工程造价得以减少，不占用大量的土地面积，因此在开发涪陵页岩气田时一般是使用丛式水平井，这种水平井的井眼轨道与常见的油藏水平井支架是很大不同的，主要是偏移距比较大，大靶前位移，水平段比较长，[2]在涪陵页岩气田钻井时会遇到更大的摩擦阻力以及扭矩，工具面的放置和管理也会遇到很大的难题，总之钻井是比较困难的。

3 涪陵页岩气钻井技术对策

3.1 科学描述钻井地质特征技术

对上部地层出水、出气的规律进行描述，利用钻井、测井等方式，科学描述工区水层分布规律，明确地层水量横纵分布规律。结合出水、出气的结果对井的位置进行优化设计，保证钻井方法的科学合理，使得涪陵气田的开发速度得以提升。与此同时还需要对页岩地层水化特点进行分析，明确其与钻井液、地层间的相互影响，对页岩地层的水化水平进行科学的评价，对地层的强度等影响进行定量分析和描述，使钻井液以及技术方案的确定有科学的依据。对页岩地层压力进行细致的研究，明确井壁的稳定性，对层理裂缝的特点以及水化影响地层稳定性进行分析，确保地层压力体系准确性得到提升，使得井身结构、钻井液密度更加科学，并有效改善。

3.2 使用科学的回收、钻屑技术

当前涪陵地区的二开定向段是利用水基钻井液体系，其抑制和封堵性都比较强，三开的是使用油基钻井液，油与水之间的比例是4：1。使用科学的处理剂，能够使得页岩地层井壁不够稳定的问题得到有效地解决，但是钻井液成本高，钻屑处理压力依旧比较大，因此还需要对其技术进行研究。[3]

对页岩气水平井的油基钻井液体系进行科学的评价，从而使油水比得以降低，对性能的维护以及工艺的应用进行研究，使得页岩气水平井钻井技术得以优化，减少钻井液的成本支出。使用性能较高的封堵材料，提升油基钻井液的封堵、防漏等效果，进一步完善地面回收处理设备的建设，更加有效的提高了油基钻井液的回收利用率。对热解析处理技术、化学清洗技术等进行研究，优化油基钻屑技术，使其与现场需要相适应。[4]

3.3 丛式水平井三维井眼轨迹技术

由于涪陵地区的页岩气丛式水平井偏移距离比较大，水平段比较长，而且施工的摩阻扭矩大等，使井眼轨迹剖面得以优化，通过地层造斜的规律，摩阻扭矩得以减少，提高井眼轨迹预测的精准程度，轨迹更加光滑。进一步完善井下故障处理方案，使得井下作业安全，进而形成丛式水平井三维井眼轨迹技术。

3.4 油基钻井液技术

油包水型油基钻井液是热力学不稳定体系，乳化剂会影响其稳定性。对于涪陵地区页岩地层的特点以及长水平段水平井的实际需要，结合HLB理论、界面膜理论，研发了HiDrill以柴油基钻井液为主、辅助乳化剂，使油水界面吸附能力得到提升。

HiDrill以柴油基钻井液体系比较稳定，处理剂的加量不多，成本不足。井眼的净化水平强，高温高压滤失量比较小，现场维护起来也比较简单。这种钻井液可以在常温到220℃，以及1-2.3kg/L钻井液密度下进行施工。在涪陵地区应用的效果表明这种钻井液能够满足钻井的安全性以及实际需要，减少钻井的成本，并保证钻井能够一次性成功。

4 结语

总而言之，作为我国第一个大型的页岩气田，涪陵页岩气田的钻井技术应用发展中还存在着一定的不足，因此需要在实践中总结经验教训，对措施进行改善与优化，保证钻井作业的顺利、高效开展。

参考文献：

[1]牛新明.涪陵页岩气田钻井技术难点及对策[J].石油钻探技术，2014，04：1-6.

[2]艾军，张金成，臧艳彬，许明标.涪陵页岩气田钻井关键技术[J].石油钻探技术，2014，05：9-15.

第2篇：钻井技术范文

关键词：小井眼钻井 技术 发展 国内外

一、小井眼钻井技术发展概况

小井眼钻井是于始于上世纪40年代，50年代美国的Carter公司在犹他州，阿肯色州，路易丝安那州等地钻了108口小井眼井，得出的结论是钻小井眼井在经济上是合算的。电子学的进步为小井眼技术的发展奠定了基础。采用小型传感器就不必利用常规直径的油井来获得地下信息，从而可大大降低成本。迄今为止，小井眼钻井活动遍及世界许多国家，9O年代，世界钻小井眼井的数量呈不断增长趋势。由于小井眼钻井的自身优势，在世界范围内正蓬勃发展，小井眼正在部分的取代常规井眼，给石油工业带来显著的技术经济效益。

二、小井眼技术发展的原因

首先是经济因素。发展和应用小井眼技术的主要目的是降低钻井成本。据几家石油公司小规模实验统计，与常规井相比小井眼可节省钻井费用25～50%。在个别边远地区甚至使钻井费用降低75%。特别是80年代中期油价下跌，迫使各石油公司用更廉价的勘探方法，小井眼便是其主要途径。

此外是技术进步。进入80年代，小井眼钻井装备（小井眼钻机、连续软管钻机）、工具（小尺寸防喷器、井口、钻头、井下动力钻具等）和整套小井眼钻井技术（小井眼水力学、井控技术、固井完井等）均取得重大发展，使安全经济地进行小井眼钻井成为可能。

小井眼技术发展还是勘探开发的需要。在边远地区，地面条件恶劣，运输困难的地区，勘探工作风险大，地震工作在短时间内不能获得精确的地下资料，在这些地区打一些小井眼连续取芯的探井，可及早搞清地下情况，及早作出决策，减小勘探。

环境保护的压力小小井眼钻机占地面积小，小井眼比常规井眼井径缩小一半，钻井液用量及岩屑量减少75%，施工机具用量大幅度下降，对环保有利。国内外对环境保护问题越来越重视，钻井作业带来的大量钻井液、废油、水泥浆、钻屑，各种废料的处理和排放、空气污染和噪声污染等问题一直使钻井承包商感到头疼。小井眼钻井使这些问题得到 了较好的解决。

三、国内外小井眼钻井设备的发展现状

1.国外小井眼钻井设备的发展现状

钻头：常规小尺寸牙轮钻头不能适应小井眼高转数，因为转速高，轴承磨损快，钻头进尺小，效率非常低。因此，国外在70年代已研制开的钻头都能适应高转速、全面钻进、连续取芯和与泥浆马达配合使用，且寿命都比常规牙轮钻头高4倍以上。

钻柱：国外小井眼钻井一般用88.9mm钻杆。而对于用120.7mm或更小尺寸钻头钻井时，则用 73.25mm或60.325mm钻杆。对于较小尺寸的钻杆，由于其抗拉、抗扭强度的限制，使得小井眼钻进过程中钻头加压和扭矩能力降低。因此，国外研制了几种规格的或成系列的钻头加压器、振击器、钻杆工具接头、可变径扶正器等井下钻井工具。

井下取芯工具：Amoco公司已研究出一种地层高速钻井系统，即在小井眼钻井中采用连续取芯技术，同时也研制开发了一种钢丝绳连续取芯筒，即将岩芯筒做成双筒式，钻进过程中岩芯进入内筒，然后用钢丝绳通过钻柱将内筒打捞提出，再下入1个新的内筒与取芯外筒连接好，继续取芯。

2.国内小井眼钻井设备现状

国内各油田及钻井公司钻小井眼设备多数为小型常规钻机、地质勘探钻机、修井机，有些油田甚至还用到中型钻机，形成“大马拉小车”的现象。近几年来国内钻小井眼井所用钻机大概有以下几种主要类型：吉林油田使用F100型钻机及ZJ15D 型钻机钻1500m深的井；四川油田在川西地区用XY5G型矿业钻机和TSJ6/660型水井钻机分别钻1000m以下和1500m小井眼井；胜利油田钻1500m以下浅层气井也曾使用了大庆130Ⅱ钻机和ZJ45型钻机；大庆油田近几年来小眼井钻得较多，占国内80% 以上，主要使用进口的1500m 车装钻机钻小井眼井；而长庆油田钻小井眼井主要用XJ-450、350、250及T50B几种车装修井机。

从各油田钻小眼井的情况看，由于钻机选择不合理，或钻机不配套（如修井机没有泥浆循环系统），钻井、测井工具不配套，以及小井眼井控设备不配套等原因，在钻井过程中，遇到的各种事故不能及时处理，设备待机时间太长，使得钻井设备费用抵消了小井眼工艺过程中其他项目节省的费用，实际上有些小井眼费用已超过了常规钻井费用。

四、侧钻井技术的应用风险评价

套管井侧钻是利用了套损点（井段）以上的套管井眼和原地面采油工艺流程而重新钻距离套损井段有投资少，见效快、井眼寿命与新井寿命相当等特点。因此，它能解决油田老区块上具有开发价值的事故井、变形井和加深井，而靠常规修井技术不能恢复其产能的问题。

单井评价的因素包括三个方面：一是开发价值评价主要根据侧钻井所属区块单井开发的静动态信息资料，建立其剩余油藏分布的大型数据模拟计算分析模型，弄清楚原始储量分布及其在目前开采状况下剩余油藏的分布及生产分析；二是侧钻井井眼寿命预测评价主要根据单井井眼应力场分布，套管承受挤毁能力计算分析，确定井眼的寿命是否与剩余油开采周期相匹配；三是侧钻井风险和难度评价主要根据断块油气藏的特性，尽可能使侧钻井井眼轨迹避开经过客观存在而不可抗拒的漏失断层和易缩径，卡钻的盐膏层，判定中靶的难易程度。其最终目的是将投资和施工风险降低到最低限度。

五、结语

小井眼的应用范围广泛，其中小井眼水平井、现有井侧钻和加深是小井眼的三个重要的应用领域。连续取心探井结合小量地震勘探有助于减少勘探风险，降低勘探费用，缩短勘探周期，提高勘探准确性。小井眼特别适用于边远地区、运输困难及地面条件恶劣的地区，以及环境敏感地区。小井眼钻井是低油价下降低勘探开发费用的一种有效途径。小井眼钻井能节省套管、水泥、泥浆等材料的消耗量，减少泥浆和钻屑的处理量。

参考文献

[1]王希晋.小井眼钻井技术的研究、应用与发展.石油钻探技术，1992，20（3）：54-58.

[2]王士斌.国内外小井眼钻井设备的发展.石油矿场机械，2007，36（2）：18-21.

[3]张为勤.国外小井眼钻井设备及工艺技术的新进展.钻采工艺，2001，25（4）：35-39.

第3篇：钻井技术范文

关键词：石油工程 钻具 PDC钻头

0 前言

PDC（Polycrystalline Diamond Compact bit）钻头是聚晶金刚石复合片钻头的简称。它是石油钻井行业常用的一种钻井工具。

1 PDC钻头发展简况

PDC钻头从20世纪80年代开始应用以来，由于混合工艺与制造工艺的变化，当今的切削齿的质量性能要好得多，使钻头的抗冲蚀以及抗冲击能力都大为提高。特别是对碳化钨基片与人造金刚石之间的界面进行了优化，以提高切削齿的韧性。层状金刚石工艺方面的革新也被用于提高PDC钻头抗磨蚀性和热稳定性。

最初，PDC钻头只能被用于软页岩地层中，原因是硬的夹层会损坏钻头。但由于新技术的出现以及结构的变化，目前PDC钻头已用于钻硬夹层和长段的硬岩地层了。由于钻头设计和齿的改进，PDC钻头的可定向性也随之提高。PDC钻头主要由钻头体、切削齿、喷嘴、保径面和接头等组成。

2 PDC钻头主要类型

2.1根据钻头体材料分类

a胎体式PDC钻头。胎体式金刚石复合片（PDC）钻头是将金刚石复合片通过钎焊方式焊接在钻头胎体上的一种切削型钻头。

b钢体式PDC钻头。钢体PDC钻头，是用镍、铬、钼合金机械加工成形。

2.2 根据适用行业分类

a地质勘探用复合片钻头。主要用于地质勘察勘探的复合片钻头，适用于软到中硬岩层。

b煤田钻采用复合片钻头。主要是用于煤矿上煤层钻探采挖。

c石油勘探用复合片钻头。主要是应用在油气田的钻采钻头。目前来说，油田用复合片钻头是所有复合片钻头里面造价最高，要求最高的。

3 PDC钻头配套设备

目前PDC钻头配套设备主要有井下动力钻具、水力设备等。

3.1井下动力钻具配合PDC钻头钻井技术

井下动力钻具配合高效PDC钻头，辅之以转盘的组合钻井方法，称为复合钻井技术。目前常用的井下动力钻具主要包括涡轮钻具和螺杆钻具。

3.1.1涡轮钻具

目前与PDC钻头配套使用的主要是配置减速器的中高和中低速组合涡轮钻具。减速器涡轮钻具主要由涡轮节、轴承节和减速器三部分组成。其中，减速器是涡轮钻具的核心部件，主要作用是将涡轮节产生的高转速、低扭矩转换成为钻头的中低转速、大扭鸹。减速器涡轮钻具的特点是：高转速大扭鸹、压降小、可减轻地面循环系统的负担；对油基钻井液不敏感，适合在高密度钻井液中工作；没有像胶件，存放时间不受限制，最高工作温度可达150-250度。而PDC钻头以切削方式破岩，工作时需要的钻压小，转速高、能量低的特点，正好与涡轮钻具的输出特性相匹配。所以，利用涡轮钻具的高转速特性，配合寿命长、效率高的PDC钻头，再输之以转盘复合钻进，可以获得较高的机械钻速和较多的钻井进尺。

3.1.2螺杆钻具

螺杆钻具是典型的容积式马达，由旁通阀、动力段、万向轴、传动轴等四部分组成。螺杆钻具具有高转速、大扭鸹的特性，其过载能力强，易操作，结构较简单，钻具也较短。此外，由于螺杆钻具叫压降小，对地面泵站要求不高。复合钻井是螺杆钻具的高转速可以为PDC钻头高切削速度提供井下动力保障，既可以不增加钻柱旋转幅度提高钻头转速，大大增加单位时间内钻头对地层的切削次数，从而达到提高钻井效率的目的。

3.2水力设备

3.2.1水力加压器。水力加压器是借助于高压钻井液作用在活塞上下端而上的压力差来产生压力，并通过伸缩杆传递给钻头，连续不断地使活塞和钻头往下移动而形成机械进尺。实际上，水力加压器是利用循环泵的液压能转化为机械能的一种能量转换装置，能够改变在钻井过程中仅靠下部钻铤的重力给钻头施加钻压的方式，使钻头与钻柱中的其他部分的连接变为柔性连接，将钻铤给予钻头刚性加压变为液力柔性加压，克服刚性加压的弊端，从而达到高速度、高质量、低成本钻井的目的。

3.2.2水力脉冲发生器。水力脉冲发生器钻井是在脉冲射流基础上发展起来的一种新型钻井设备。目前在我国水力脉冲发生器处于现场试验阶段，还未末现场大规模使用。中国石油大学设计的水力脉冲空化发生器黄买41#1799米硬砂岩地层中配合PDC钻头进行钻井实践，与英买323井机同层段相比，其机械钻速提高了22.64%。同样，在英买39、341井和轮南632井的钻井试验部取得了较好的效果。另外，在川东北地区元坝12井、马101井也进行了水力脉冲发生器配合牙轮钻头的钻进试验，钻速比常规钻进提高15.6%。从现场的应用效果来看，该技术具有较大的推广应用价值。

3.2.3井下水力增压器。早在70年代初美国便开始了超高压射流钻井的试验研究，他们利用地面增压设备把整个钻井液的奔放提高到105MPa，试验结果表明，机械钻速可以提高2-3倍。但由于循环系统的设备大部分要承受如此大的高压，以及人员的安全问题，使其未能获得实际应用。

3.3其他井下设备

扭力冲击发生器是美国阿特拉集团旗下的加拿大UD钻头公司发明设计的，是一种安装于钻铤和PDC钻头之间的管状工具。扭力冲击发生器在国内外各油田的应用还比较少。川东北地区元坝10井在3165.3-3387米井段硬质砂岩地层使用TorkBuster+UD-PDC钻头，平均机械钻速为3.66m/h，比转盘钻井提高65%。

4 PDC钻头钻进配套技术研究

加强低压降、大扭鸹、高效率动力钻具的研究，增加现有动力钻具的尺寸系列和品牌，以提高动力钻具的钻进能力和机械钻速；加强对动力钻具的易损件替代材料及使用寿命的研究，以提高钻具的有效使用寿命，满足钻井技术不断发展的需求，降低钻井综合成本；加强对水力脉冲发生器等水力设备作用查理和使用寿命的研究，增加现场钻井实践应用，以促进水力设备配合PDC钻头钻进技术的发展；完善硬地层PDC钻头配套钻井工艺，改善配套设备钻井条件，降低设备制造成本，以提高钻井的综合经济效益；加强硬地层复合钻井专用PDC钻头的研制，以满足硬地层高效钻进的需求；加强对动力钻具+水力设备配合PDC钻头钻进技术的研究，有效利用机械能量和水力能量，以达到水力机械联合高效破岩的效果。

第4篇：钻井技术范文

【关键词】连续管钻井 构成与特点 局限性

一、前言

连续管钻井Co iled Tub ing D rilling， CTD技术，经过近20年的发展，连续管钻井技术的应用迅速拓展。截止到现在，全球采用连续管钻井技术完钻的总钻井数约为11000口。随着连续管钻井装备、井下工具和钻井用连续管的不断创新与持续改进，以及连续管钻井技术与欠平衡钻井、控压钻井、旋转导向钻井等技术的结合，使得连续管钻井技术水平大幅提高，采用

二、连续管钻井系统构成与特点

（一）连续管钻井系统构成

连续管钻井系统主要由连续管钻机、循环系统、井控系统、辅助设备、井下钻具组合（Bo ttom Ho le A ssem b ly，BHA ）等硬件系统和连续管钻井工艺、专用软件等软件系统构成。其中连续管钻机、循环系统、井控系统、辅助设备等构成了连续管钻井地面系统。与常规钻井地面系统相比，连续管钻井系统的钻井液循环与处理系统、井控系统及相关辅助设备并没有特别要求，两者标志性的特征差异在于连续管钻机。BHA对连续管钻井的效率及成败至关重要，不同的钻井工艺对BHA的要求也有所不同，一套完整而复杂的连续管钻井 BHA 往往需要 20余个单元工具构成。典型的BHA，包括钻头、正向驱动马达、测量仪、连续管接头、定向工具和紧急断开接头等连续管专用工具，其中连续管钻井用的马达有高速小扭矩、中速中等扭矩和低速大扭矩3种类型，外径范围6013 ～16511 mm。马达必须与所用的钻头相匹配，低速大扭矩马达适合于TSD钻头和天然金刚石钻头，中速中等扭矩马达适合PDC钻头。

（二）连续管钻井技术的特点和适用范围

连续管钻井技术的特点和适用范围一直备受关注，研究分析和应用实践表明，连续管钻井技术具有如下优点：1.可以实现不停泵连续循环 和带压作业，提高了起下钻速度和作业安全性，有效避免因接单根可能引起的井喷或卡钻事故；2.不用接单根，减少了作业人数，缩短了起下钻时间和作业周期，对于部分需要频繁调整或更换BHA的钻井作业，其优势更为突出；3.井场占地面积小，适合于地面条件受限制的地区或海上平台钻井作业；4.可以进行过油管钻井作业，因此能非常方便地实现老井加深和过油管侧钻；5.可以采用电缆传输信号，实现测井数据的实时传输。有效地连续监测井下压力变化：6.特别适合欠平衡钻井作业、多相钻井液钻井和空气钻井；

（三）连续管钻井技术的局限性

当然，连续管钻井技术也存在局限性，经过长期实践与分析。总结以下几点：1.从提升连续管钻井能力的要求考虑，希望选用管径和壁厚尽可能大的连续管，但由于设备能力、运输条件的局限，使得连续管长度受限，所以必将限制钻井作业深度；2.频繁起下钻以更换或调整BHA，将导致连续管过早疲劳，缩短使用寿命；3.目前用于钻井的连续管强度较低，无法实现旋转钻进，也无法承受较大钻压；4.井眼尺寸和泵速受到限制；5.实施连续管钻井之前，需要借助常规钻机或修井机对目标井进行钻前修井作业，若需下套管，也必须依靠常规钻机或修井机完成。

（四）连续管钻井技术的应用分类

由此可见，连续管钻井技术优势和局限性同样突出与鲜明。总体而言，连续管钻井技术的应用可分为2个大的方面：1.从地面开始新钻井眼至目的层（钻新井）；2.在老井中实施加深和侧钻（老井重入）。受技术水平和装备能力制约，目前完全采用连续管钻井技术和装备钻新井的钻深只有数百米，而且要求地层相对易钻且不易垮塌，此类应用主要集中在加拿大。若采取连续管钻井技术与常规钻井技术联合钻新井，其钻深可以达到数千米，但耗时更多，成本更大，必要性和经济性均受到质疑。连续管的无需接单根和无接箍特性，使得连续管钻井技术特别适合老井加深和过油管侧钻，特别适合应用于欠平衡工艺技术，因此而成为应用钻井新技术提高油气采收率的典型代表。

三、结束语

连续管钻井技术经过长期的国内外发展和应用实践表明，连续管钻井技术将成为利用钻井工程技术提高油气采收率的重要手段。经过长期研究，总结了连续管钻井技术的系统构成和技术特点，一致认为此项技术的最佳应用点是应用欠平衡工艺实施老井加深和过油管侧钻，分析归纳了连续管钻机的典型结构型式，认为连续管钻机的种类繁多，个性化特征鲜明，完全采用连续管钻井技术钻新井，钻深会受到很大限制。在经过细致研究分析了连续管钻井工艺过程之后，相关技术人员提出了实施连续管钻井工程项目的基本程序，认为采用连续管

钻井技术和欠平衡工艺进行老井重入加深、老井重入钻水平井和过油管侧钻将在油田增产、难动用储量开采、利用现有井筒低成本开采深部储层、提高最终采收率等方面将发挥积极有效的作用。

参考文献：

[1]刘清友，连续管钻井技术在国内非常规气开发中的应用，石油机械，2011；

第5篇：钻井技术范文

【关键词】深井 超深井 钻井

深井超深井钻井技术是一项较为先进的技术，它具有一定的复杂性，同时它具有一定的难度。在深井超深井钻井技术的不断发展过程中，我们需要不断研究新型技术，使得深井超深井钻井能够顺利地进行。那么在深井超深井钻井的过程中主要需要注意的技术是什么？笔者通过自身的总结与思考，认为以下几个方面的技术较为关键，在深井超深井钻井的过程中需要加以注意。

1 关于井身结构的相关设计

深井超深井钻井中需要钻深井。在这个过程中，需要保证井身的结构合理，以保证施工的正常进行。以往的深井超深井钻井技术是存在一定的问题的，井身的设计不合理，使得井身出现了一些安全问题。传统的深井超深井钻井的井身设计方面主要是由2条压力曲线、6个基础参数以及必封点组成，主要是为了节约成本，但是这对于安全的保证效果并不好。随着设计人员的不断研究，找出了以下的解决办法。第一，在深井超深井钻井的井身设计的时候，需要结合当地的土质与地质的相关情况，采取不同的井身设计。而对于刚开始的探井工作来讲，由于还不明确当地的地质的相关情况，需要采取谨慎的措施，设计井身的时候需要设计足够多的套管层次，起到必要的防护措施。第二，在钻头以及套管的设计上面也需要加以注意，就现在的情况而言，套管的层数大多为2层或者3层，这就意味着其只能预防2到3个出现问题的层位，笔者认为针对钻头以及套管设计方面需要在进行进一步的研究，使得技术水平可以得以提高，使得钻头和套管能够物尽其用。第三，改变以往的设计办法。在传统的井身设计中，通常是采用自下而上的设计理念，这就使得井身在投入使用时出现了套管层次不够，大尺寸套管不充裕的现象，这虽然节约了成本，却使得其不能达到很好的钻井效果。因此在新的设计中，采用自上而下的设计方法，就可以使得该问题得以很好地解决。

2 选择钻头的相关技术

在深井超深井钻井的工程项目中，需要选取合适的钻头才能使得深井超深井钻井的施工过程顺利进行。在传统的钻头选取过程中，主要有这以下两种选择思路：第一种方法，从已有的经验或者资料库中找到合适的资料，根据已经掌握的情况分析该采取怎样的钻头。但是这种方面是具有一定的缺陷的。首先，这个方面是采用已有的数据进行的分析以及推理，不具有实践性，使得其可能出现与实际情况相差较大的现象，这就会使的深井超深井钻井出现问题。其次，对于一些新型的井区，没有足够的资料来支撑分析，这就使得采用这种方法出现一定的困难。第二种方法，对钻井地区的岩石进行实物取样，认真分析其各种成分，然后以此作为依据来选择钻头。采用这种方法可以结合实际的情况来选择钻头。但是它也是存在一定的问题的。首先，采取的岩石样本不具有全面性，使得其在钻头选择时出现问题。其次，钻头的选择会趋于多样化。对于岩石进行分析后，可能会找到很多种适合该地区的钻头，这就需要进行选择，在选择的时候就会出现把握不好尺寸等问题。第三，该地的岩石分析不能够进行，这就会使得用这种方法选择钻头不成功。通过上述的讲解，我们可以知道现有的两种选钻方法都是存在一定的问题的。随着技术的不断进步，研究人员找出了新的、可以有效解决传统方法问题的办法。现行的、较具有优势的办法是人工神经网络法以及地层综合系数法。下面笔者简单介绍一下这两种办法。人工神经网络法是将其采用类似神经元的办法，将地层勘测与数据选择相结合起来，使得其可以定向选择，对所有可能的方式都进行一一的思考，最终经过严谨的分析，找出合适的钻头型号。地层综合系数法是将地质因素与工程的收益情况结合起来，选择最适合的、最具有经济效益的钻头。

3 斜面的打井技术

在深井超深井钻井的工程中，由于地层的情况不同，就会出现一定的斜坡，这就使得打井出现一定的问题。在深井超深井钻井中，如果出现斜坡就会使得井身出现不少的问题。于是在斜坡上进行打井是需要一定的不同于普通打井的斜面打井技术的。在出现井斜的情况时，需要十分注意其相关的技术。笔者认为在相关技术的实施过程中，在钻压的控制上出现了一些问题。在进行井斜的相关工程实施时，通常采用小钻压，这就使得钻井的速度很慢，不能提高效率。于是在针对相关问题进行了认真的思考与相关的研究后，研究人员找出了防斜快打的技术。防斜快打技术是依据动力学防斜理论，提高了斜面钻井的速度。防斜快打技术主要是利用了钻头的涡动现象，使得其能够达到较大的压力，同时结合螺旋的效果使得在斜面也能够快速打井，并且还能够保证其安全系数。在斜面进行打井时，由于斜面具有一定的特殊性，就需要进行一定的技术创新，找到合适技术来使得斜面打井可以保证质量，同时又保证速度。而上文中提到的防斜快打技术就可以使得这个问题得到很好地解决，在采用这个技术时，需要注意的是采用合适的防斜快打技术，在对于采用被动防斜打直技术与主动防斜打直技术的问题上要采用谨慎的态度，使得防斜快打技术能够发挥出其最大的作用。

4 结语

综上所述，笔者认为在深井超深井钻井的过程中，对于深井超深井钻井的关于井身结构的相关设计、选择钻头的相关技术以及斜面的打井技术等技术掌握是十分重要的，钻井技术人员需要注意这几个方面的技术，这样才能使得深井超深井钻井能够顺利地进行。当然在深井超深井钻井的过程，我们也需要注意各个方面的问题，不能只看重局部的效果，要从整体出发，进行全面的考虑，笔者认为只有采取专业的技术，并且通过全面的计划，才能使得深井超深井钻井的项目工程能够顺利地进行。

参考文献：

[1]李雪松.深井超深井钻井技术的发展探讨[J].化工管理，2014，（36）：60-60.

第6篇：钻井技术范文

[关键词]水平井、MWD、LWD、轨迹控制、薄油气层、经验与教训

中图分类号：TE243 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）23-0029-01

概述

水平井一般是指井斜大于85？且在产层内钻进一段“水平”井段的特殊形式的油气井，水平井技术于20世纪20年代提出，40年代付诸实施，80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到广泛工业化应用，并由此形成一股研究、应用水平井技术的。如今，水平井钻井技术已日趋完善，由单个水平井向整体井组开发转变，并以此为基础发展了水平井各项配套技术，与欠平衡等钻井技术、多分支等完井技术相结合，形成了多样化的水平井技术。

一、水平井的关键技术

水平井的施工与常规定向井的施工有完全不同的特点，技术含量高，施工难度大，只有认识与掌握其特殊性才能够对症下药，保证水平井的安全快速钻井，水平井的关键技术有以下几方面：

1、剖面设计与井眼轨迹优化

井身剖面设计是否科学是水平井施工的关键点，水平井的剖面分为三种：长半径（造斜率小于6°/30m）、中半径（造斜率为6°～20°/30m）和短半径（造斜率大于30°/30m），我国油田大部分水平井为中半径水平井，利用定向软件模拟某一特定钻柱设计的扭矩和摩阻对比结果如下：短半径剖面中产生扭矩最低而摩阻最大，加剧钻杆和套管的磨损;中半径剖面产生的摩阻和扭矩适中;长半径剖面由于斜井段较长，会产生较大的下放载荷，即下滑的阻力较大，而且旋转扭矩也比较大，对钻柱强度的要求比较高。因此水平井剖面一般介于中长半径之间，用常规的弯壳动力钻具即能实现，扭矩和摩阻比较小，井下安全风险小;水平井剖面设计的原则一是工程上容易实现，用常规螺杆加无线随钻跟踪即可实施，井下不易产生键槽和磨损套管，轨迹控制难度小;二是剖面设计按悬链线设计，其拉力、扭矩、摩阻较小，有利于安全施工。

2、摩阻与扭矩

水平井大井斜井段较长，钻进时钻具基本上是躺在井眼的下井壁上，钻具的“重力效应”非常显著，致使钻具在上提下放和旋转时表现出较大的阻力和扭矩。影响阻力与扭矩的因素很多，诸如：井眼弯曲、钻柱结构、钻进参数、钻井液性能、地层、井眼稳定、岩屑床等等，在实际施工中主要采取选择最优的井身剖面（近悬链式剖面）、增强钻井液的悬浮、携带与性能等措施减小阻力与扭矩。

3、钻柱设计

水平井中钻柱设计应同时满足钻柱强度要求和井眼轨迹对钻柱的要求，并考虑简单实用的原则，尽量减少井下接头的数量，井斜越过45°以后使用无磁承压钻杆代替无磁钻铤，并进行钻具倒装，以地降低摩阻扭矩，保证钻具向前推进与钻进作业的进行，若水平段较长考虑选择使用高扭矩接头和加入减摩工具等来预防钻具事故。

4、井眼净化

在水平井中45°～60？的井段易形成岩屑床，严重影响钻进速度和井下安全，如何有效净化井眼关系到钻井作业能否安全顺利的进行，井眼净化主要采取以下措施：

1）、增大排量，保持环空适当的流速分布，最好使钻井液产生紊流。

2）、钻井液有较好的流变性能，有效地悬浮和携带岩屑。

3）、提高转速和采取倒划眼措施（需要顶驱配合）。

4）、起钻前充分循环钻井液（国外经验：循环4周）。

5）、进行短程起下钻与分段接力循环。

6）、固相控制，用发四级固控。

5、套管问题

水平井下套管必须考虑三个主要条件：设备能下入的最大重量，下入重量的摩阻损失和下入重量的机械损失。机械损失是指由井下岩屑、坍塌、台阶、压差、卡钻、扶正器嵌入地层等引起的重力损失，也能减少套管的下入量，因而，在位移较大的水平井下套管中应多方考虑减小下套管的阻力的措施。

二、水平井发展状况

（一）、试验与探索阶段（2000年以前）

1996年以前的定向井技术服务现场施工基本上照相式单多点、弯接头加直螺杆、计算器现场计算、手工坐标纸绘图施工，所有螺杆钻具一般是单头或双头的高转速螺杆，钻头常是滚动轴承的钢齿钻头，施工效率较低，施工的井一般都是井斜小于30°的常规定向井。先进的工具仪器是高难度定向井与水平施工的保证，必须有可靠的工具仪器才能保证大难度井安全高效施工。96年以后定向井工具仪器均取得了较大的进步，使定向井施工技术快速提升，逐步施工了多目标井、大斜度井和水平井。

（二）、水平井技术的发展阶段（2001年～2007年）

2000年以后定向井仪器设备与软件进步较快，为水平井技术发展和进一步推广应用提供了有力的保障。从2006年根据东部的地层特点开始使用聚合物混油乳化钻井液体系，该体系的流变性及防塌性能得到显著改善，由过去的高动塑比、高粘切，逐步使钻井液性能常规化。

（三）、完善与成熟阶段-水平井安全钻井技术（2007年以后）

目前水平井的施工由非常态走向常态，施工技术逐步提高和完善，水平井施工速度不断提高。

1、优化井身剖面设计，做好安全施工

水平井施工要严格按照设计好的井身剖面来控制井眼轨迹，关键点是造斜率的大小，在钻进中对井斜和方位采用勤调和微调的方式保证实钻轨迹在设计轨迹的附近，平滑井眼轨迹，所有施工的水平井没有出现井下故障，为安全钻井奠定了较好的基础，

2、优选钻井液体系

水平井对钻井液的要求更加严格，施工中必须保证其有良好的性、携带性、流变性和井壁稳定性，针对河南油田的地层特点，结合近几年的大斜度井、水平井施工经验和大量室内实验，确定了在直井段使用膨润土聚合物钻井液体系，斜井段和水平段使用聚合物乳化混油防塌钻井液体系。利用聚合物钻井液良好的流变性、较强的抑制性和性，满足井壁稳定和井眼净化的要求。同时在聚合物防塌钻井液中加入高分子量聚合物，进一步提高体系的抑制性和悬浮携带能力，近两年所施工的水平井完井电测工作都比较顺利。

3、井眼净化与固相控制措施：

因在大斜度井段有岩屑床存在，因此井眼净化是水平井安全施工的关键，在没有特殊的工具仪器分析判定井眼清洁情况时可以根据钻井中地面岩屑的反出量、旋转扭矩与上提下放摩阻的大小来判定眼的净化程度，若发现钻进中返出岩屑量小或间歇性返砂，旋转负荷重，上提下放摩阻大和钻速变慢，表明目前井下存在岩屑床，必须采取特殊的处理措施。

4、优化钻具结构和加强钻具管理

在井斜大于30°后不再使用钻铤加压，全部改用加重钻杆和用无磁承压钻杆代替无磁钻铤，并对钻具进行倒装;同时每次起下钻要进行错扣起钻和钻具的倒换，发现钻杆弯曲和接头处磨损超标或偏磨的一律更换;接头使用超过300小时要及时进行更新;通过以上措施使钻具的安全性大为提高。

第7篇：钻井技术范文

关键字：液动冲击旋转钻井技术 石油钻井 应用 发展

当前，在我国多个油田钻探工作中都遇到了较硬的地层情况。而传统的钻井技术主要是采用牙轮钻头并配合PDC钻头进行旋转钻进。然而这种钻探方式在遭遇较硬地层时，不仅施工周期长、钻进成本高，而且也极大降低了钻头的使用寿命。液动冲击旋转技术作为目前解决油田硬质岩层难以钻进的最为有效的方法之一，尤其是在硬质岩层钻进时，可大幅度的提高钻进效率、延长钻头使用寿命，并明显降低钻进成本。因此，在当前油田建设中积极推广和应用该钻井技术，对解决硬质岩层难以钻井的难题以及加速油田的开发进程，都有着极佳的效果。

一、液动冲击旋转钻井技术的发展现状

液动冲击旋转钻井技术是在常规钻井技术基础上，所发展而来的一项新技术新方法。该技术的设计思想最早起源于欧洲，并在上世纪相继出现了一些简易的旋转冲击钻井工具。随着近年来，高难度油气田开采所占比例的增大，深井中遭遇硬质岩层时破岩效果差、钻进效率低、钻进成本高等问题正日益突出。因此，国内外众多学者和钻井工程专家都加大了对液动冲击旋转钻井技术的研究与开发，以解决上述钻井中的难题。

我国从上世纪70年代开始，即在固体矿床勘探钻井中研究该技术，并于80年代左右正式进入了推广应用阶段，该技术也被列为了固体矿床三大重要钻探技术之一。在90年代左右，该技术被引用到了油气田钻井领域当中。而且经过大量的工程实践证明，该技术是一种非常经济、高效的钻进方法。

近年来，为加快液动冲击旋转钻井技术的研究与发展，中国石化石油工程技术研究院还承接了国家863“高效破岩冲击器的研制及旋转工艺技术研究”项目。通过不断的研究与改良，液动射流冲击器的破岩效率及工作寿命均得到了明显提高。就目前而言，新型的液动射流冲击器在井下的工作寿命已超过了120小时，最大井深已达到4000m以上。

二、液动冲击旋转钻井技术的工作原理

1.旋转冲击钻井的破岩的工作原理

旋转冲击破岩的基本原理是钻头上部增加一个液动冲击器，从而使钻井过程中钻头能在一定的钻压条件下，随着钻杆进行旋转，使钻头在钻压P、旋转力F和脉动冲击力F（t）的联合作用下迅速破碎验收（如下图1所示）。由于脉动冲击力是一种加载速度极快的动荷载，以此可使的钻头齿下的岩石的接触应力瞬间达到极高，有利于岩石形成裂隙并扩展破碎，从而提升了钻进破岩的效率。

2.液动射流冲击器的工作原理

液动射流冲击器是以一个双稳的射流元件作为控制系统，并利用双稳元件的切换与附壁的特点，通过控制冲洗液进入冲击器活塞的上腔与下腔，从而使活塞冲锤被推动而上下往复的运动做功。液动射流冲击器主要由射流元件、缸体、外缸、活塞、冲锤、八分套、上接头、下接头等几个部分所组成。

液动射流冲击器主要具有以下几个方面的特点：冲击器内部结构较为简单，且零部件少，除冲锤和活塞以外没有其它的运动零件或易损零件，因此钻具的使用寿命长、工作性能可靠；冲击器的工作条件不易受到温度、密度、压力和介质黏度等外界因素的影响，因此非常适合于深部钻进；由于牙轮钻头切削齿的磨损对旋转钻进的破岩效果影响较小，这也有利于提高钻头使用后期的机械钻进速度。

三、应用实例与技术展望

1.应用实例

本文为比较液动冲击旋转钻井技术的工艺效果与技术特点，利用普通旋转钻井工艺与液动冲击旋转钻井进行了比较。其中，试验井段为960m以下的地层，地层的抗压强度为150～180MPa。液动冲击旋转工艺所采用的钻具主要为：钻头是215.9mm的J11钻头，液动射流冲击器型号为YSC-178，直径127mm的钻杆。旋转冲击钻井的冲击频率为15～20Hz，液动冲击器的冲击功在破碎泥岩时选择150～286J，在破碎砂岩时选择124～407J。在整个钻井过程中，钻进的有效工作时间为35小时，进尺距离178.54m，平均机械钻速达到了5.08m/h。和同井下井段（909～1215m）非旋冲钻井工艺相比，液动冲击旋转钻井工艺在机械钻速上，有很大程度的提高。

2.技术展望

通过现场工程试验证明，液动冲击旋转钻井技术能明显提高油田硬质岩层的机械转速，并且能良好适应油田深孔钻进和高围压的工作条件，是一项极具生命力的新型钻井技术。随着液动冲击旋转钻井技术的不断完善，该技术在石油钻井中还有着更为广泛的应用与发展空间，并主要表现在以下几个方面：

2.1液动射流冲击器将逐步完善，以更加适应高黏度、高比重的油田钻井体系。同时射流冲击器将逐步形成系列化的产品，以满足油田钻井中不同井深和不同井径的需要。

2.2液动射流冲击器将由小的单次冲击功，逐步向大单次冲击功发展，以满足深孔大体积碎岩的需要，从而大幅度提升硬质岩层的钻进效率。

2.3冲击器在设计上将由传统的类比设计、经验设计转变为计算机辅助设计，从而使其结构形式与工艺参数更加科学、合理。

总结：

本文从液动冲击旋转钻井技术的发展现状和工作原理出发，并结合实例分析了该技术在石油钻井中的具体应用。随着液动射流冲击器研究的不断优化，以及配套钻头与配套钻井工艺的日益完善，液动冲击选择钻井技术必然会在石油钻井中有着更为广阔的应用空间，与更加重要的应用价值，从而为当前油田的开发建设带来巨大的经济效益。

参考文献：

第8篇：钻井技术范文

[关键词]钻井液现场管理；大位移井钻井液技术；深井钻井液技术

中图分类号：TD353.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）36-0173-01

前言

回顾前期钻井液现场管理所走过的历程，我公司钻井液现场管理工作有条不紊，不断开拓创新，大力推广应用钻井液新技术，坚持不懈地抓技术管理，重点加强钻井液现场管理，快速提高钻井液技术水平，使各方面工作都取得了可喜的成绩。各项指标创历史最好成绩，为公司取得生产和经营双丰收作出了贡献。取得这些成绩，与我们平常所做的大量细致的工作是分不开的。具体我们是从以下四方面入手来开展工作的。

1、实行责任承包制，自觉加压，把技术措施落到实处

今年，在钻井液现场管理方面，我们实行责任承包制。现场管理人员明确分队责任到人，团结协作。这样充分发挥出每个钻井液现场管理人员的主观能动性，使每个人都时刻掌握井队生产情况，重点控制各个生产工序的重点环节。另外主动与井队泥浆组长成为师徒关系，将自己在实践中长期积累的现场经验传授给井队泥浆组长，共同把每口井从开钻到完井钻井液管理技术思路统一起来，这对打好每口井打下了良好的基础。

在重点环节上抓了以下几点：a.开钻前技术交底；b.大循环后钻井液第一次定性处理；c.钻井液固相控制；d.对不稳定地层钻井液性能控制和日常监控；e.完钻前的钻井液性能控制和完钻电测技术措施的落实；f.下套管前后的钻井液性能调控。这些扎实的基础工作在很大程度上预防了井下复杂情况、钻井事故的发生，对钻井生产起到了良好的保驾护航的作用。

2、大力推广大位移井钻井液新技术，攻克浅海丛式井组海水钻井液技术难题

2.1 针对大位移定向井钻井工艺特点，钻井施工区域地质特性，以及施工中常见的钻井复杂难题，我们进行了大位移定向井钻井液技术研究，优选出大位移定向井钻井液体系。从药品配伍到体系配方都逐步趋向成熟，基本上攻克了大位移井摩阻、扭矩难以控制的技术难关。通过深入的实践研究，取得了良好的经济效益和社会效益。并荣获二级单位科技进步二等奖。

2.2在钻探大位移定向井方面，大力推广应用大位移定向井钻井液技术作为科技推广和创新的课题。按大位移井施工中钻井用水，我们把大位移井钻井液体系分为两类：一是适用于陆地钻探中生界以上地层的深井淡水钻井液体系――“聚硅醇防塌钻井液体系”。这在进行的大位移井钻井液技术课题研究中，已经做了充分细致的技术攻关研究。“聚硅醇防塌钻井液体系”在钻探中生界以上地层的深井施工中应用效果良好。二是适用于滩海地区钻探东营组以上地层的浅井海水钻井液体系。

2.3近几年，因为井队很少使用海水作为钻井工业用水，而钻井液体系的发展、钻井液材料的推陈出新，在滩海丛式井组小循环钻井施工中，海水钻井液性能难以控制，制约了滩海丛式井组钻井的安全施工。今年我们对海水钻井液进行了深入研究和体系改善，通过大量的室内实验对比，并对以往使用的大位移井海水钻井液体系进行改进，我们优选出“海水强抑制性钻井液体系”。在钻井施工中，大井眼浅层定向和高位垂比导致的大位移、大斜度是钻井施工不可避免的技术难题。L163断块丛式井组多数是高难度大位移井，施工中全面推广应用了丛式井海水钻井液技术。它的技术核心是“海水强抑制性钻井液体系”的推广应用，以及相应配套技术保障措施的强制执行。通过配套技术的实施，使得钻井液在抑制造浆、岩屑的悬浮携带、减阻防卡、井眼清洁畅通几方面，都得到了很大的改善。

3、优选钻井液材料统一钻井液材料标准

上级技术监督部门领导组织泥浆现场人员，对现场所使用的钻井液材料按功能进行细致分类，在此基础上，又广泛征求了科研单位、泥浆专业权威人士的宝贵意见。按降失水、防塌等材料类别统一检验标准，优选出质量过硬的钻井液材料，淘汰了部分质次价高的钻井液材料。这对搞好钻井液现场管理起到了良好的促进作用，为基层井队钻井液性能稳定和控制提供了可靠的保障。

4、做好扎实的基础工作，切实提高深井钻井液管理水平

我公司的前身是深井钻井公司，以常年钻探深井、高难度井著称。在深井钻探方面有得天独厚的条件，积累了宝贵的工作经验，深井钻井液技术也由此得到了很大的发展。今年我们从加强室内实验监测现场钻井液性能入手，提高深探井钻井液管理力度。在钻探东营组以上地层以检测钻井液常规性能为主。进入东营组以下地层后每钻进100-200米即检测钻井液性能一次，除常规性能外，增加检测钻井液高温高压性能。随时研判深井钻井液性能是否适应井下情况、是否满足井下情况需要。具体做法如下：

4.1通过对降低钻井液高温高压失水材料的优选，大家一致认为，对于钻探中深井，丙烯腈的衍生物类降低钻井液高温高压失水最快；树脂褐煤类次之。但在现场，常常两类配伍使用，这样既达到降低钻井液高温高压失水的目的，又利于调整钻井液流型。进入东营组中下部地层将钻井液高温高压失水逐步降至15毫升以下，处理钻井液的力度要大，降低高温高压失水的速度要快。实际工作中，一些重点探井的钻井液高温高压失水降至10-12毫升，甚至更低。

4.2通过对封堵类材料的优选，大家一致认为，对于钻探东营组以下地层合适软化点的沥青、石蜡类封堵效果最好。加量不能太小，一般2～3%，一次性加足，后期主要以补充维护为主。原则是早投入早见效，不留后患，在井下事故方面不当消防员。

4.3在钻探东营组以下泥岩地层时，可使用有机硅类钻井液防塌材料，使钻井液转型。硅醇类井壁稳定剂能与泥岩断面发生化学反应，对于稳定泥岩有良好的效果。进入沙河街组前50m开始加入封堵类、硅醇类防塌材料。按设计加量一次性加足，后期主要以补充维护为主。

4.4在高难度、大位移深探井施工中，使用剂配合以降低摩阻和扭矩。若使用水平井测井工艺，就在电测前用2%液体剂封斜井段；下套管作业前，通井时用2%塑料大球封斜井段，保证下套作业顺利施工。

按照以上管理方法，我们已顺利完成了六口超过4000米的油田重点深探井，使得深井施工进度加快，钻井事故明显减少。

5、结论

5.1不断总结成功经验，形成可操作性的技术规范。

5.2做细现场管理工作，在钻井液性能控制方面采取更行之有效的技术措施。

5.3寻找制约高难度井钻井速度的瓶颈问题进行攻关研究。继续加大钻井液现场管理力度，提高钻井液技术水平。

参考文献

第9篇：钻井技术范文

关键词：现代钻井技术；智能化；石油钻井现状；发展趋势

石油资源作为我国经济发展以及社会建设的基本资源，进一步的探索以及发展石油行业的生产能力显得尤为重要，目前我国石油行业的相关技术人员最紧迫的任务就是要对现代钻井技术进一步的研究和分析，对世界上的顶尖钻井科技进行分析和引进消化，让顶尖钻井技术更加符合我国目前的石油行业生产现状。全面的推动我国钻井技术的进一步改革创新，我们的石油行业要对钻井技术的科研提供大力的支持和扶持。目前我国的钻井技术已经取得了突破性的发展和成绩，但是在钻井技术发展的过程中，钻井技术的应用难度也在不断的增加，这样就需要钻井顶尖技术进一步应用到我国石油生产过程中来。钻井技术对于先进技术的依赖程度正在不断的增加，这样就要求我国的相关技术人员针对钻井顶尖技术进一步的研发以及尝试。针对我国钻井技术的发展现状，我国的钻井技术应该已经进入到了一个发展瓶颈期，这样就要求我国石油行业有更好的投入和支持，相关的技术人员要敢于在钻井技术方面进行尝试和突破，只有这样才能够保障我国的石油生产效率进一步的提升，提升我国石油行业的经济效益，同时也助力我国的社会发展。

1 简要叙述我国石油行业钻井技术的现有科技状态

1.1 目前我国的石油钻井技术能够有效地对相关信息进行归纳和解析

在我国石油生产过程中，钻井作业通常情况下是采用旋转的方式来对钻井的位置进行确定。但是在钻头作业的过程中很可能在某一个深度下触及到特殊土质或者坚硬的石头等物质，这样就会给钻井技术应用带来很大的困扰和麻烦。一旦钻头由于坚硬物质导致钻头工作方向发生偏移问题，就会严重地磨损钻头，给钻井工作带来不便，大大地降低了钻头的使用寿命。

随着检验感应科技以及小型电子器械科技的成熟，将这两种技术结合就制造了专供钻井使用的感应元件以及能够进行监控的数据手法及解析装置。通过感应装置以及动态形式对地层状况进行感应能够事先设计好钻入的位置以及路径，防范钻头遭遇岩石或其他硬物而受到损耗。

1.2 目前我国的石油钻井技术能够实现位移钻井以及水平钻井

通过位移形式进行钻井的科技需要开辟大量的斜井，并且井道比较长，开展作业时需要借助具有变径功能的稳定器装置环节钻柱所受到的摩擦，同时通过偏心器装置对井道之中的存在的钻屑进行排除。

1.3 目前我国的石油钻井技术能够实现压力欠平衡钻井

相对常规钻井操作形式，压力钻井科技的优越性更为明显，例如这种钻井操作形式能防范井道之中存在的油液往周围的地层之中渗入，并降低钻探操作对地层造成的污染，同时这种形式的钻井操作能迅速对钻层中的具体压力进行感知和监测，并自动对新的油气层进行探知。最关键的是，在这种作业中，能够让开井和采收石油的操作同步完成。

2 简要叙述我国石油行业的钻井技术的主要发展趋势

2.1 我国的石油钻井技术应该针对检测控制引入3G控制技术

在我国石油生产过程中，引进3G控制技术主要的目的就是要进一步的提升钻井技术在应用过程中的应用效果，有效的控制钻井技术的稳定性以及持续性。3G控制技术主要就是通过3G技术将多媒体的相关信号同语音信号相连接配合，通过信号之间的快速传递来实现钻井技术在应用过程中的信号传输和控制。目前我国的3G科学技术相当的成熟和完善，能够在没有有线信号的前提下实现信息的点对点传输和服务。因此我国的现代钻井技术应该进一步的引进3G控制技术，让3G控制技术进一步的应用到石油钻井过程中，这样便于无线状态下的生产信息传输交流。目前由于我国油田条件的限制，很多的油田并没有显影的无线设备和技术来连接信号，这样就会导致石油生产过程中钻井技术在应用中没有很好的进行实时监控和管理，对生产信号不能进行信息的监控，这样就不便于石油企业对钻井技术的应用进行检测。同时我国石油生产过程中还有一个显著的特点就是工作区域较为分散，这样的情况如果没有及时的监督控制，很容易导致钻井技术在应用过程中的失控，不利于我国石油行业的生产和发展。信号基站的架设困难也是我国石油行业目前面临的问题之一，即使有的石油企业建立了信号基站，由于没有及时妥善的维修护理还是会出现一定的控制问题。因此3G控制技术在石油钻井技术中的应用就显得尤为关键和及时。石油钻井过程中能够有效的借助3G控制技术来对钻井作业进行实时监控，通过视频监控的方式来监督钻井作业的作业情况，这样能够在很大程度上降低石油钻井作业过程中的监控成本投入。尤其是目前我大力发展的海洋石油开采。在海洋石油钻井开采的过程中我们借助于3G控制技术对钻井作业全程拍摄视频，将拍摄的视频直接上传到监督控制中心，这样能够便于相关技术人员对油田钻井的作业进行监督和指导。

2.2 我国的石油钻井技术应该针对深海石油领域进行进一步 的钻井科技研发

在我国广阔的领土中，有大量的海洋资源可以让我们进一步的发展石油开采工作。目前已经探测到的海洋石油储量非常惊人。因此我国的石油企业已经针对海洋石油钻井进行了研发和应用。目前我国钻井作业相对集中的作业海域是我国的渤海海域，因此渤海海域非常有可能成为我国海洋石油钻井施工的试点同时也是我国海洋石油的主要产出地。需要注意的是在我国海洋钻井技术的应用过程中相配套的检测技术必要跟上，例如海洋钻井检测技术；海洋钻井双梯度技术；海洋钻井防喷技术等等，这些相关的钻井配套技术必要跟上，这样才能够确保我国的海洋钻井技术进一步的应用和发展。

2.3 我国的石油钻井技术应该由现有的非智能钻井转变为智能钻井

目前我国的石油钻井技术在应用过程中处在非智能的状态，这样就制约了我国钻井技术的发展。因此我国的钻井技术必要向着智能钻井发展和迈进。我国钻井技术的主要变革标准就是智能钻井技术的发展程度。智能钻井技术主要应用的方面就是人为操作可能出现安全事故的情况，这样既节省了钻井作业中的人力，同时也降低了钻井作业的成本，保障了钻井技术应用过程中的应用效率。智能钻井技术能够对钻井过程中的相关设备故障进行检查和调整，保障钻井作业的连续性以及高效性。

参考文献

[1]许期聪，邓虎，周长虹，等.连续循环阀气体钻井技术及其现场试验[J].天然气工业，2013，04（08）：629-632.

[2]张风平，唐良耀，张宏.中原石油钻井体制创新之我见[J].企业家天地下半月刊（理论版），2010，09（02）：385-389.