发布时间：2022-03-18 13:10:20
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关键词：立井井筒，冻结法，钻井法，制冷设备，钻进设备
1.冻结法与钻井法凿井介绍立井井筒工程是矿井建设的关键工程。我国立井井筒的主要特点是井筒深度大、断面积大、表土层厚、水文地质条件复杂，导致其施工难度大、施工技术复杂、施工周期长。立井井筒表土段施工方法是由表土层的地质及水文条件决定的。立井井筒穿过的表土层，按其掘砌施工的难易程度分为稳定表土层和不稳定表土层。在不稳定表土层中施工立井井筒，用普通的施工方法是不可以通过其表土层的，必须采用特殊的施工方法，如冻结法、钻井法、沉井法、注浆法、和帷幕法等。我国目前主要以冻结法和钻井法为主。
冻结法凿井就是在井筒掘进之前，在井筒周围钻冻结孔，用人工制冷的方法将井筒周围的不稳定表土层和风化岩层冻结成一个封闭的冻结圈。以防止水或流砂涌入井筒抵抗地压，然后在冻结圈的保护下掘砌井筒。待掘砌到预计的深度后，停止冻结，进行拔管和充填工作。钻井法是用钻头刀具破碎岩石，用洗井液进行洗井排渣和护壁，直到将井筒钻到设计直径和深度后，进行支护的机械化凿井方法。
2主要施工设备工作原理分析2.1冻结法人工制冷设备冻结法凿井分为钻冻结孔、形成冻结壁和井筒掘砌三大工序。首先在未开凿的井筒周围打一定数量的冻结孔，其深度穿过不稳定岩层进入稳定岩层，在孔内安装冻结器。
形成冻结壁是冻结法凿井的中心环节，是岩层冷冻的结果。人工制冷是通过冻结站的氨循环系统、盐水循环系统、和冷却水循环系统来实现的。通常使用氨作为制冷剂。利用氨由液态变为气态吸热的原理达到制冷。液态氨吸收蒸发器周围盐水的热量，变为饱和气态氨，经压缩器压缩变为过热蒸汽氨，进入冷凝器中与冷却水进行热交换，又变为液态氨，经调节阀降压后成为低压、地温的液态氨，回到蒸发器中重新汽化，构成氨的循环系统。
2.2钻井法凿井主要钻井设备钻井法凿井的钻井设备主要为钻井机，钻井机由多套设备组成，各设备的构造由钻井工艺确定，按设备所起作用不同分为以下几个系统：
钻具系统设备。包括钻头和钻杆，它们的主要功用是使钻头在旋转中破碎工作面的岩石。
旋转系统设备。包括转盘及传动装置、方钻杆。它们的功用是，电动机或液压马达驱动转盘产生旋转扭矩并经方钻杆传给钻杆和钻头，使钻头旋转。
提吊系统设备。包括钻塔、绞车、复滑轮组、大沟。主要用于提升和下放钻具。正常钻进时，提吊钻具、控制钻压并调节给进速度；砌井时，提吊下方井壁。
洗井系统设备。免费论文。洗井系统设备主要有水龙头、压气排液器、排浆管和排浆槽，在地面还有沉淀净化、清除岩渣和空气压缩机等辅助设备。它们的功用是产生洗井液循环的动力，造成洗井液的循环；使洗井液及时清除钻头破碎的岩渣，避免刀具重复破碎岩渣，提高钻井速度和效率；对刀具进行冲洗和冷却。
辅助设备。包括钻台车、封口平车、龙门吊车和气动卡瓦等。
3施工技术对比3.1冻结法施工特点冻结法施工其主要的技术包括冷冻站的安装、钻孔的施工、井筒冻结、井筒掘砌,在复杂和特殊地层施工中具有很大的优越性:
(1) 支护结构灵活、易控制。可根据不同地质条件、环境及场地条件灵活布置冻结孔、调节冷媒水的温度,从而获得高质量的冻土帷幕,特殊情况下还可以采用液氮进行快速抢险,与盐溶液人工冻结法相比,液氮人工冻结法具有温度低、冻结速度快、冻结强度高、无污染等优点。同时可通过地温监测指导施工,符合现代信息化施工的要求。
(2) 适应性强。它适应于各种复杂地质及水文地质条件下的任何含水地层的土层加固,并且基本不受基坑形式、平面尺寸和深度的影响。
(3) 隔水性好。它本身就是地下水的控制系统,防渗性能是其它施工方法无法相比的。免费论文。
(4) 对环境影响小。它充分利用土体自身的特点,材料是土体本身,对地下水及周围环境无污染,冻结壁解冻后,冻结管可回收,地下土层恢复原状,对地下工程较为有利。
(5)缺点是存在钻机性能跟不上要求、制冷系统跟不上要求、冻结壁强度不够、井壁结构设计不合理等问题，导致产生断管等重大事故。免费论文。
3.2钻井法施工特点钻井法施工主要工艺过程包括井筒的钻进、泥浆洗井护壁、下沉预制井壁和壁后注浆固井等。
(1)钻井法实现地面作业或远距离控制操作，彻底改变了普通凿井法打眼放炮的井下作业方式，从根本上改善了凿井工人的劳动条件和安全条件。
(2)施工机械化。钻井法均实现了凿井工艺综合机械化和部分工艺自动化，使凿井工人从繁重的体力劳动中解脱出来。由于钻井速度快，劳动生产率高，降低了工程成本，建井投资费用比普通凿井法低15%~40%。
(3)立井建井法采用地面预制钢筋混凝土井壁，井壁强度高，质量好、减少了井筒的维护和排水费用。
(4)钻井法不但能钻凿不稳定的松软岩层，而且能钻凿稳定的硬岩层。可以钻凿立井、斜井，也可以钻凿地下的垂直、倾斜巷道。
(5) 在钻井法施工中也存在一些问题，例如成井偏斜率大，生钻头、刀盘、滚刀、吸收器及风管等物意外掉落井内，在不稳定地层中、松散的流沙及砂砾层中易出现塌帮。
4 结论通过对两种特殊凿井法的比较可知,两种凿井法各有利弊,实践中要结合各地层的具体情况,合理地使用两种凿井法。冻结法施工不受井筒直径和深度的限制，在深厚表土层中建凿井筒时得到广泛应用,同时还应用到建设斜井、水利工程、地下铁道、过江隧道等工程。钻井法在高层建筑桩基础、大桥墩桩、高架公路基墩工程中也有广泛应用。
参考文献
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论文关键词：清洁生产,钻井液,环境
1.前言
在石油天然气钻井行业，就环境影响而言，钻井液（钻井泥浆）是最为显著一个方面：配制钻井液需要消耗大量的新鲜水，添加维持钻井液性能化学药剂，废弃泥浆构成了最大的废物流，甚至是环境负债，其中油基钻井液（非水溶性钻井液）矿物油相含的多环芳烃（PAH）是生物毒性主要来源。例如，在与厄瓜多尔石油二十年的联营期结束后，根据政府按新的法规监督审计的结论，从按1995年开始，德士古石油公司（TexacoPetroleumCompany）花费4000万美元，对161处泥浆池进行生态恢复，包括清理、换土、水处理、分析、植被恢复等多个环节。另一方面，钻井液对提高钻井效率、保护油气藏、防治井喷事故起着不可或缺的作用。
按国际惯例，废弃泥浆的环境责任由业主—油气开发商承担，尽管如此，对于专业的钻井液公司，为主动保护环境、提升竞争力，开展专项清洁生产审核、实施清洁生产方案，依然十分必要。
2.审核重点与效果
2.1.产污节点分析
钻井液的循环大致可以分为两个部分，在地下是通过钻杆、钻头高压喷射到钻遇层，而后携带岩屑从井筒返回地面。在地面则是经过一系列的固液分离、性能调整、增压后重新进入地下。图1是地面循环示意图。在正常循环情况下，固液分离系统的固相物会将钻井液带出循环系统，造成了钻井液的损失，或者说是废弃钻井液的形成。如在钻进过程中调整钻井液的性能、更换钻井液配方、完井时，也会部分、甚至全部排放。
图1钻井液地面循环示意图
根据现场实测数据，某口水平井累积配制钻井液1940m，到完井时，累积排放200m，回收392m，井筒内留存144m，循环损失1200m。排放和循环损失合计1400m，价值达100万元，占配置总量的72%，其中新鲜水780，卤水653吨，柴油18吨，其他添加剂的综合为327吨。
2.2.清洁生产方案
采用先进的堵漏工艺及材料，可显著减少钻井液在井筒内的漏失和降失水。投入防漏材料费用100万元，防漏成功率85.91%，堵漏成功率78.79%。根据钻遇的地质情况，每年可获得经济效益147万元。
在保证性能、满足钻井生产的前提下，采用的新型剂有RT001、聚合醇，固体剂等替代柴油。年减少柴油2791吨的使用，价值1674万元，扣除剂的费用后的净效益达1346万。
3.持续清洁生产
钻井液公司的清洁生产水平满足当前环境管理的要求，但与国际先进水平相比，还有一定的差距，应在以下几个方面持续推进清洁生产：
通过减少基液的多环芳烃含量降低生物毒性。高芳烃柴油通常含有2~4%PAH，低毒矿物油的芳烃含量0.8%，二者的LC50介于0~0.25%。经特殊处理的矿物油芳烃含量远远小于0.1%，毒性微乎其微，LC50可达20%。
提高固控系统的分离效率。安装干燥器可减少震动筛后的钻屑上钻井液损失89.5%，从原来的从34.2%降到3.61%，既可减少废物的产生量，也显著地节约钻井液的费用。
推行全面的钻井液管理（TFM）。由专业公司提供钻井、完井、废物处置全过程的钻井液服务，采用前沿技术、工艺和设备，能够降低业主的环境责任风险，提高钻井液系统的成本绩效。
论文摘 要：随着海洋石油的大力开发，钻井技术的研究至关重要，本文主要阐述海上钻井发展及现状，我国海上石油钻井装备状况，海洋石油钻井平台技术特点，以及海洋石油钻井平台技术发展分析。
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。图1显示了海洋钻井可及水深的变化趋势。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，图2显示了海上移动式钻井装置世界拥有量变化趋势。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、可靠性及自动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。
参考文献
关键词：随钻测量；地质导向钻井；旋转导向钻井；导向钻井技术
中图分类号：TE22 文献标识码：A文章编号：
钻井的目的是开发油气藏、进行地质评价，钻井是一个利用钻机设备破碎地层形成井筒的工艺过程。克拉玛依油田位于我国新疆地区，主要任务是进行准噶尔盆地的地油气资源的销售、集输、开发勘探等业务。准噶尔盆地储存油气资源丰富，具有极大潜力，拥有广阔的勘探前景。克拉玛依市位于准噶尔盆地的西北，市内公路网发达，交通十分便利。其中，位于准噶尔盆地的莫171井是克拉玛依油田的勘探评价井，该井环境存在底水的可能性较大，因此，在进行水平段钻进时，引入了旋转导向技术，该技术与传统的滑动导向钻井相比较，位移延伸能力强、井身轨迹精度控制性高、净化井眼效果好。通过钻井导向技术的运用，为克拉玛依油田复杂油气藏的勘探与开发提供了技术支持。在上个世纪九十年代，现代导向钻井技术诞生，伴随钻井技术的不断发展，形成了一项高新科技尖端技术，那就是旋转导向钻井技术，该技术所涉及学科广泛，导向钻井由MVVD、导向动力钻具、高效能钻头组成，导向钻井系统是在其基础上再辅之计算机软件而构成的。按照导向工具进行划分，导向钻井技术可分为旋转导向钻井和滑动导向钻井，文章主要围绕旋转导向钻井进行论述。在进行旋转导向作业时，随着钻头的转动，钻柱也发生旋转，具有井眼清洗效果好等特点。
导向钻井技术现状与进展
1.1旋转导向钻井技术
采用转盘旋转钻柱进行钻进时，井身轨迹平滑、建井周期短、钻井效率高、钻头进尺多、钻进成本低、钻速高。伴随多分支井、大位移井、水平井等结构复杂井的开采，上世纪九十年代就诞生了旋转导向钻井技术。
1.2滑动导向钻井技术
因为随钻测量系统可以将方位角、井斜角等描述井身几何轨迹的参数传送到地面，实现了钻头方向的可调。在上世纪八十年代，导向钻井的关键技术就是滑动导向钻井技术。但是，滑动导向钻井技术存在着一些不足，在降低进尺成本、提高钻速的同时，会造成马达断脱或严重磨损等事故发生。随着，人们对资源的需求量的增加，因油气藏地质、环境等问题，勘探、开采的难度不断增大，滑动钻井技术已经不能胜任现代导向钻井的任务，人们逐渐将目光转向了旋转导向钻井技术。在进行滑动钻井时，人们为了克服井身轨迹难以控制、成本较高、钻速低、粘滑卡阻严重、净化井眼效果不佳、扭阻及摩阻偏大等不利因素，同时使用了转盘法配合滑动钻井进行交替钻进。但是这中交替钻进的方法并未使问题得以改善。反而降低了钻井效率、增加下钻次数，从而引发涡动、粘滑、井身质量差、井身轨迹缺少平滑、井眼方位不稳定等故障。采用滑动钻井技术进行钻进时，井深大于临界井深度四千米时，就难以连续、均匀滑动或者不能滑动的状况，使滑动钻进成为困难。这时由于钻柱在钻进时向下滑动，降低了旋转钻头有效功率，降低了钻头有效钻压，摩阻大，从而降低了钻速。滑动导向钻井的缺点还体现在水平井大位移井或大角度斜井中，岩屑床存在与井眼底边，既导致了井眼净化不佳，又增加了井壁与钻柱的摩阻。往往还会发生钻柱不旋转的现象，钻柱因与井壁贴靠的缘故，因此产生较大摩阻。而且，摩阻随着导向钻具弯角的增大而增加。
1.3井底动力经验钻井技术
钻定向井技术应用涡轮钻具将定向斜井钻出，有限陀螺测斜仪与测性多点测斜仪的发展，也奠定了定向下钻技术的成功。定向钻井技术被称为井底动力钻井经验预测定向钻井法，因为井身轨迹信息来自于钻后。
1.4转盘经验钻井技术
该技术的应用年代在上世纪二十年代末期，钻井者依靠变化钻压转速参数、下部钻具组合结构以及自身的经验，来对钻头造斜效果进行预测。通过经验来预测造斜定向效果，例如：在钻进一段后，将转速、钻压、钻具组合结构进行改变，然后继续钻进，再起钻测斜。
导向钻井技术发展方向
2.1控制旋转导向钻井理论
控制现代导向钻井技术的发展可通过：a在进行旋转导向钻井时，研究钻柱力学的求解方法、模型以及理论；b设计自主式旋转导向钻井系统时，可采用自主制导理论；c控制指令的设计，可按照地面向井下传达下行指令的原理，其设计能够使旋转导向工具通过指令发生动作；d要想解决超调、大滞后、不确定性因素等复杂性的问题，可采用旋转导向智能控制理论来解决；e待钻井身与已钻井身之间所存在的偏差可采用旋转导向矢量控制理论进行调控。
2.2新型旋转导向钻井工具的开发
在推靠钻头旋转导向工具的基础上，又研发出定向钻头，与推靠钻头导向原理不同，定向钻头可以使钻头定向造斜，其难于在直井防斜，在井斜较大的情况下可降低斜度，而在井眼井斜度为5度以上，可稳斜、增斜。定向钻头旋转导向钻井工具如图所示。
图定向钻头旋转导向钻井工具
2.3旋转导向钻井系统的完善
通过以下措施可以使旋转导向钻井系统其功能更加完善。①软件系统，在实际钻井工作中，旋转导向钻井系统中包括了可视化和导向闭环钻井系统软件、控制旋转导向工具专用软件、调正井深轨迹的设计软件、预置井身轨迹设计软件等。②地面监控系统，旋转导向钻井系统中，地面监控系统分别由智能决策支持系统、地面计算存储分析模拟系统以及传输和接收信号的子系统组成。从地面将控制指令发送到井下，是该系统所具有的关键性技术，通过闭环信息流可监视并调控井身轨迹。③井下与地面双传输通讯系统，目前主体技术体现在无线泥浆脉冲双向传输系统，但该系统存在着一定的局限性与滞后性。④随钻实时测量参数系统，其中包括有随钻工程参数、随钻地震等评价参数、随钻测井、随钻地层评价、随钻井身几何参数等实时信息技术。随钻测井已有声波、密度、中子、电阻率的等多联随钻测量仪；随钻声波和随钻压力等测量技术也得到了很好的发展，随钻地震技术也逐渐迈向多元化。④为了能够实现在苛刻、恶劣工况的复杂井下环境顺利进行钻进作业，现代旋转导向钻井技术的技术指标也在不断提升。
结束语
通过文章的分析，我们可以了解到旋转导向钻井技术指出了现代导向钻井的发展方向，克拉玛依油田属于分支井、大位移井、丛式井，旋转导向钻井技术的应用给克拉玛依油田的勘探与开发提供了技术保障。随着随钻参数测量传输、随钻地震、随钻测井等技术的出现，也发展了旋转导向钻井的相关配套技术。现代导向钻井技术是设计了数学、力学、计算机、自动化、机电仪表、钻井等多元化、多学科的高科技系统工程，该技术的完善推动了社会经济更加稳步发展。
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关键词：钻井工程；事故监测；预警方法
1引言
目前，石油钻井工程，具有投资高、风险高、施工技术要求高及隐蔽性强等特点。因此，在钻井的过程中，一旦遇到复杂多变的地层或者某一工序失误时，都会引发工程事故，对施工人员与企业财产的安全具有巨大的威胁。因此，做好事前的预警工作，提前把可能出现的事故进行排除也就非常的重要。
2石油钻井工程事故的预警重要性
我国经济的发展对石油的依赖性非常大，而钻井工程是石油开采的必要环节，关乎开采作业的水平高低。但是，钻井工程耗资大、风险高、作业环境恶劣、意外因素多，一旦发生事故，将造成巨大的损失。而有效的事故监测和预警方法能在事故发生的早期进行评估分析，控制风险，减少损失，确保人员和财产的安全。
3石油钻井工程事故的主要预警要素和内容
在石油钻井过程中，利用大量钻井监测数据进行石油钻井工程事故的某些设备等的预警和故障诊断已得到广泛重视。神经网络技术、模糊系统、专家系统以及数据挖掘技术都得到应用。而智能化的模糊诊断专家系统技术主要运用了计算机网络技术，可以结合钻井工程的实际情况进行事故预警。该技术具有以下要素和内容：
3.1设备故障诊断
设备故障的诊断，主要有状态监测、分析诊断以及治理预防等三个阶段。
1、状态监测
监测指的是对设备日常正常的运行状态进行检测，主要运用传感器对设备正常运行时的相关参数进行采集，在免除干扰参数的基础上，监测设备的主要特征参数。
2、治理预防
在进行状态监测与分析诊断后，对于出现故障或有故障趋向的部位进行治理与预防，可以运用模糊推理与理论来描述诊断系统，保证设备的正常运转。
3.2专家系统
专家系统主要指在运用智能计算机网络程序后，能够对人类提前输送的命令来模仿专家固有推断能力，并根据命令要求来解决实际存在的故障与问题，具有鲜明的启发性、灵活性以及透明性的优点。
由于钻井技术的特殊性，对于相关技术人员来讲具有极大的挑战，不能仅以人工经验或者参数监测来完成。而鉴于专家系统的优点，只要计算机网络技术符合要求，就可以高效连续的进行工作，同时可长时间的保存日常的故障经验或者相关数据，并在升级后，提升与吸取新的操作经验，加强系统的预警技术。
3.3建立系统模型
1、建立预警模型类库
在预警技术的运用上，从事故对象的分析到预警技术的设计制造属于一个逐渐扩散与细化模型的步骤。
①细化对象
对系统中对象之间的交互作用与相关行为进行细化，从而形成一套明确、完整及稳定的定义。然后在根据参数和事故问题微秒关系的前提下，把已经出现过事故的行为、趋向等进行关联，确定参数的可用性。
②认定类型
在预警技术模型的设计上，一般都要求分为不同种类。如出现溢流、井涌、井喷、气侵或者油侵等分到溢流的类型上。
2、建立模型
①在之前经验的基础上，对事故参数的变化情况来确立事故发生特殊点，然后对事故与参数行为、部件等属性进行联系。
②对于出现过工程事故的钻井与设备条件、录井参数等进行分析与研究，得到他们之间的关联点进行关系的确认。主要包括包含、继承、创建等静态关系。
③建立动态对象问的主要关系，然后才能形成一套较为全面的系统模型。
4钻井工程事故监测和预警方法
4.1钻井工程的现状
安全是钻井工程首要考虑的问题，随着计算机技术和综合录井技术的发展，钻井监控和风险控制的水平也得到提高，尤其是运用人工智能技术，预判工程的走向，及早的预警，有效的控制风险。但是，目前钻井事故监测和预报方法仍然存在缺陷，限制了钻井工程的优化发展。钻井中常见的事故有井漏、井涌、井喷、钻具损坏、堵塞水眼、牙轮掉落等，常常迫使工程停工，严重的还会引发安全事故。而目前的事故监测和预警方法主要是研究工程参数，观察其变化情况，进而判断工程的状态。目前为止，此类技术的自动化水平还不高，构建的系统还比较单一，大多采用经典数学工具建立模型，难以客观、精确的反映钻井复杂多变的情况。人工智能技术虽然为钻井工程监测和预警拓展了广阔的前景，但是它仍处于探索阶段，有待深入的发展应用。
4.2钻井工程事故监测和预警方法
1、钻具振动分析
此项技术比较先进，由于在钻井时，岩石与钻头、井壁与钻柱相互作用，会导致钻具的振动。但是各项因素相互作用所产生的应力比较复杂，可以通过测量其动力学的特征，如使用MWD测量仪，进行分析。目前钻具振动的分析系统比较有名的是美国的VibrA软件，而我国的研究处于实验阶段。钻井过程中，产生的应力波频谱不同，进而可分析地质信息，尤其是低频段可以识别牙轮钻头的情况。通过研究分析钻具的振动，可以监测钻具、钻头的工作状态，预防共振、谐振等状况。但也有一定的局限性，对井场其他钻井事故的监测和预警作用很小。
2、综合录井参数研究
钻井工程中的多变性，采用综合录井参数分析技术，可以对其进行综合的处理分析，判断井况和钻具的状态，进而监测地层压力信息。该技术需要计算机的配合，自动化程度要求高，但限于操作人T的专业素质、责任意识、判断能力不高，无法全程监测数据的微小变化，也难以及时、准确的判断出钻井的状态。因而计算机监测与预警系统的研究被广泛重视，如法国开发的ALS-K快速探测系统，能够实现钻井事故的监测和预警自动化，对于出口流量、钻井液进口等计算的精度高，自动计算出流量门限值，在钻井工程事故和预警领域发挥着很大的作用。
3、模糊理论的应用
综合录井参数分析法是一种专家系统，它会根据预测的可能性给出提示或预警信息。由于预判的不确定性，而以自然语言为基础的经验性知识，没有明确的界限，如果采用经典逻辑来表述具有局限性，使得问题的处理过于单一，不能体现出智能的特点。而模糊理论具有随机性和概率性，是分析随机和统计的数学工具，运用模糊理论建立的数学判断工具能取代精确的数学模型，模拟人的思维方式，在处理随机性和不确定性的问题具有很好的优势。由于钻井工程中的不确定性，采用精确的数学模型预判显然是存在缺点的，也难以客观的反映问题，而基于模糊理论的先天的优势，对定量化的信息进行模糊处理，达到多因素综合分析的目的，模糊理论的事故监测和预警系统也成为了重要的发展方向。
【关键词】无意外风险钻井技术 概念 发展方向
油气资源是人类生产发展和日常生活所必须的能源资源，然而其开采和发掘却具有一定的高危险性和高投入性。尤其是对深海内部的油气资源进行钻井开采，其发生意外的可能性会更大，风险性会更高。为了改变这种现状，科学工作者研究和开发了一种无意外风险钻井技术。
1 无意外风险钻井技术1.1 无意外风险技术的概念
无意外风险钻井技术，英文缩写为NDS。它是在21世纪初，国外的BP公司利用其丰富的钻井作业技术，同时结合斯伦贝公司先进的工具，共同开发的一种新型钻井技术。后来，经过多次试验和现场检查，证明其应用性、目的性较强，故而得以在钻井技术中被广泛使用。
在开发无意外风险钻井技术的过程中，两家公司主要坚持这样一个核心思想，即集合各领域的专家，先进的预测和钻井数据库软件，先进的硬件，为它们提供整套工作框架及工艺方法，通过这些要素的协作和交流，让其以结构化的方法对深海井下的风险进行鉴别、分析，之后采用适当的预防措施，控制这些风险。最终根据不同的条件设计不同的钻井方案，解决井筒压力、井壁稳定等问题，消除钻井过程中，可能出现的意外事故，达到降低钻井成本的目的。
1.2 无意外风险钻井技术的系统组成
通常情况下，无意外风险钻井技术系统的主要工作环节为：
由图可知，无意外风险钻井技术综合了最先进的硬件、软件、网络等技术，通过参数测量、井下信号采集与传输系统、井下控制技术，将地层信息和深海井下的风险控制相结合，又采用钻井专家系统、井下风险评价系统、三维可视化技术构造的地质模型，对钻井区域的信息进行收集和分析，之后向硬件设备发出反馈工作指令，调整钻井方案，控制钻井风险。
1.3 无意外风险技术的特点
根据无意外风险钻井技术的系统图，可知这项技术有以下几个特点：
（1）利用多种学科解决高难度问题。无意外风险钻井技术中包含了石油钻井、深海测绘、计算机网络、多媒体、地理等各个学科的先进技术，通过这些技术主要解决深水复杂地形探测和钻井等高风险和高投资的问题。
（2）强大的信号采集和传输功能。要完成整个无意外风险钻井技术，就要获取与之相关的地层流体、放射性、动态钻井液、钻井工具、井眼轨迹、地层物理等各项参数。在采集参数的过程中，需要强大的信号做支撑，数据采集完成后，需要有快速高效的传输讯号做支撑。
2 无意外风险钻井关键技术
无意外风险钻井的关键技术主要包括：钻前风险预测技术；随钻风险发现技术；随钻风险决策技术；钻后风险评价技术等。
通常在进行钻井前，工作人员会对钻井过程中可能会出现的风险进行提前预测，之后采用一定的办法避免这些风险，这个就是钻前风险预测技术的实施过程。在这个过程中，工作人员一般要使用WellTRAK知识系统、地质力学模型、RiskTRAK数据系统或者邻井资料进行对比，完成钻前风险预测。
而在随钻风险发现技术中，NDS技术最核心的钻井工程信息和地质信会被获取和分析。其获取信息的过程主要是通过随钻测量工具以及实时动态监控软件共同完成。通过这些数据，工作人员能够制定相应的方案，优化钻井作业，评价地层状况。
通过随钻风险发现技术，能够鉴别和发现钻井过程中的某些风险。在此基础上，就要使用随钻风险决策技术，解决这些风险。而要完成这一技术的实施工程，通常要借助于三维以及斯伦贝协作和决策中心等方面的技术。
钻后风险评价技术是整个无意外风险钻井技术的最后一环。一般在完成钻井工作之后，工作人员会利用数学模型对钻井过程中发现的风险进行统一评价和总结，将其收集到数据库中，完善和更新钻井风险的数据。
3 无意外风险钻井技术的发展方向
当前，无意外风险技术已经在国外和国内部分油田中，有了一定的应用，但是在应用的过程中也存在一定问题，故而未来的无意外风险钻井技术的发展方向就是解决好这些问题，促进整个技术的发展。
国外无意外风险技术中的随钻测量、旋转导向等工具，以及阻碍信息共享网络技术发展较为先进，同时其无意外风险技术已经具备了一定的钻井能力。然而受技术和各种因素的影响，其随钻测量工具的精度较差、像素分辨率也较低，影响了数据的准确性。另外，由于受网络技术的限制，其数据处理和风险评价软件主要以静态为主，而动态的实时的软件系统仍不够完善。所以在未来的无意外风险钻井技术中，解决随钻测量工具的精度，建立和开发实时动态的数据处理和风险评估软件，将是主要发展方向之一。
与国外的无意外风险钻井技术相比，中国的NDS钻井技术起步较晚，虽然在随钻测量和导向工具的研发上，取得了一些成绩，并且也提高了NDS钻井技术的系统和应用能力，但与国外的技术仍旧有一定的差距。同时为了提高NDS钻井技术的数据监控能力，中国搭建了中石油钻井实时数据监测分析汇中心，并且建立了完善的钻井专家系统和钻井信息库系统。通过这样的方式，可以是全国甚至全世界范围内的石油钻井数据完成采集、传输和交流，为国内的无意外风险钻井技术提供相应是软件和硬件保证。
无意外风险钻井技术能够对深海或者复杂地形中的油气资源开采提供相应的预测、鉴别方案，减少钻井过程中的意外风险，同时控制钻井的投资，减少其成本。在未来的钻井技术中，具有良好的发展前景，应该被广泛使用。
参考文献
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【关键词】海洋钻井；高温高压；技术分析；事故
一、概述
由于高温高压，加之海上的特殊环境，出现作业周期长、非生产时间高、达不到地质目的、井眼报废、成本高等一系列问题。因此，双高天然气井的钻井技术，仍然是一个国际性的难题。东非海域A-1和B-1井分别钻于2010年1月和2010年5月，属于高温高压天然气探井。井底最高温度分别为179℃，166℃，最大泥浆比重达18.5PPG（2.22g/cm3），17.6PPG（2.13g/cm3），钻探目的层主要为砂岩及碳酸盐岩。本文主要针对两口高温高压井钻井作业中遇到的问题，从地层压力预测、套管结构、高温高密度钻井液、固井、钻井设备与工具等进行了分析总结。
二、作业情况介绍
A-1井于2010年1月17日开钻，2010年5月7日该井作业全部结束，钻井周期94天，建井周期122.4天。设计井深3700米（MSL），实际完钻深度为3413米。平均日进尺36.31米，平均机械钻速为9.12米/小时，纯钻时间为15.60天，纯钻时效为12.75%。实际作业时间比计划时间多近50天，主要是钻前准备、下20“套管后处理复杂情况、19”井眼时间及增加了6“井眼花的时间。B-1井于2010年5月12日开钻，2010年9月22日该井作业全部结束，钻井周期123.67天，建井周期137.75天。设计井深3700米（MSL），实际完钻深度为3366米。平均日进尺27.22米，平均机械钻速为4.15米/小时，纯钻时间为33.82天，纯钻时效为19.89%。实际作业时间比计划时间多近59天，主要是下20“套管遇阻、19”井眼复杂情况、17-1/2“井眼和12-1/4”井眼井下事故和复杂情况时间明显增加。
三、井下复杂情况及事故
（1）A-1井井下复杂情况及事故。在使用17英寸×19英寸偏心钻头钻19英寸井眼过程中发生严重漏失，之后用LCM和CemNET进行堵漏，最后进行挤水泥作业。钻12-1/4英寸、8-1/2英寸及6英寸井眼时多次发生溢流进行压井。在对9-7/8英寸套管进行试压时，由于操作失误造成钻具压弯的现象。（2）B-1井井下复杂情况及事故。26英寸井眼作业过程中发生漏失，下20英寸套管前通井过程中下部钻具断裂，井下有6.8米落鱼，最后导致测钻。19英寸井眼作业发生断钻具现象，落鱼93.3米，不过打捞成功，之后进行测16英寸套管固井质量时，电测仪器部件落井；12-1/4英寸井眼发生溢流及转盘销子入井的现象。
四、井下复杂情况及事故分析
（1）地层压力及地层情况预测不准。一是由于地层压力及地层情况预测不准及存在不同压力体系，导致难以制定合理的井身结构，出现难以处理的井下复杂情况；二是由于准确预测地层压力难以做到，在钻出套管鞋过程后进行了多次挤水泥作业，降低了钻井实效。（2）高温带来的问题。高温不仅给钻井液、水泥浆的稳定性造成巨大困难，也给工具和设备的使用造成阻碍，如井口装置、电测仪器、LWD等等。因此在选择井下工具时候一定要把好关，选择适合井下温度的井下工具。（3）使用井下复杂钻井工艺和工具。采用了以下井下钻井工具：17-1/2英寸X19英寸及14-3/4英寸x17-1/2英寸随钻扩眼器扩眼和14-1/2英寸+17英寸偏心钻头。使得井眼不规则，钻井参数变化大，造成下部钻具断裂落井以及钻具被刺漏等事故，增加了成本，降低了钻井实效。（4）钻井承包商的选择不到位。工作人员业务素质不高，平台管理混乱，出现井下事故，延长钻井周期，增加了成本。
五、经验总结
A-1井和B-1井，属于高温高压井，难度大，在作业管理、钻井施工以及费用控制等方面都经历了诸多挑战，积累了宝贵的经验，为今后的海外海上作业打下了基础。（1）钻井设计要求过高。在设计过程中严格按照预测的要求进行设计，采取了合理的井身结构，气密型套管，下部为油基泥浆的设计，尽量避免同一井眼出现不同压力体系。（2）选择合适抗高温高密度钻井液。第一，油基泥浆与水基钻井液比较，高温稳定性要好，故要尽量选择油基泥浆。第二，控制泥浆性能。为维护性能的稳定，控制膨润土含量、无固相含量是十分重要。（3）高温高压井固井。第一，套管柱的密封性。在满足套管强度要满足要求的基础上，套管的螺纹要使用密封性能好的特殊螺纹，而且所有附件的螺纹都要达到要求。第二，选用性能良好的、具有防气窜的水泥浆体系。（4）采用合理的堵漏方法。第一，采取常规方法，即泵入堵漏材料进行堵漏。对于不严重的漏失采取此种方法，即增加了地层的承压能力又保证了钻进的继续进行。第二，采用水泥为堵漏材料。对于的较为严重的漏失采取此方法。对于承压薄弱的地层，根据井身结构的需要进行挤水泥，提高地层的承压能力。（5）井下工具的选择。井下钻具复杂，是导致井下复杂情况的原因之一，应尽量简单化钻井。对定向井仪器的使用也要分不同井段使用，能不用尽量不用。（6）费用分析。两口井的费用都超出了预算值，分析原因如下：一是非常规井身结构设计以及复杂井下工具的应用；二是对遣散费认识不足，原估算没有考虑安全、天气、护航等因素，导致估算较低；三是某些服务项目使用不太妥当，直井作业，没有必要全井段使用MWD/LWD工具；四是钻井承包商的总体素质欠缺，影响了作业失效，增加了钻井费用。没有及时按照对区块的新认识调整设计。例如在第一口井完成后没用对第一井的设计进行变更而减少钻井费用的投入。（7）作业管理。第一，加强联合公司在钻井作业过程中的管理和合作。分清工作界面，加强沟通，重要问题会议讨论通过。第二，加强联合公司管理队伍稳定，有利于工作延续和高效。第三，加强专家组的作业。专家组可在工程技术、作业管理以及成本控制等方面提出了切实可行的方法和措施。对于正确的方案应及时采纳。
参 考 文 献
【关键词】 石油 钻井施工 安全隐患
石油钻井施工在工作环境和工作性质都具有特殊性，这些特殊性主要体现在施工条件恶劣、职业危害以及立体交叉作业多等方面[1]。加之，现有的大部分井队的一线作业人员中，素质较低的人员较多，尤其是在安全意识较弱的情况下，容易导致安全事故的出现。从这个层面出发，本文对石油钻井施工中的安全隐患进行研究。
1 石油钻井施工中影响安全的因素分析
影响石油钻井施工安全的因素主要包括环境因素、设备因素以及人为因素三类。从环境因素的层面来看，天气直接会对钻井施工产生安全方面的影响，如雷雨威胁设备安全；在涉海作业中，潮汐会影响施工安全；钻井施工场地狭小，施工条件差，也容易因为环境因素而引发事故[2]。从设备因素的层面来看，主要表现在设备设计不当、结构不符合要求、设备带病运行、设备失灵以及公用防护品达不到安全要求等方面。从人为因素的层面来看，施工者及管理者如果对风险源的感知错误，从而带来的是判断和操作上错误。对作业动态判断不准确；对设备运行状态判断不准确；对人员工作情况判断不准确；对即将发生的危险采取的措施不恰当等等。环境因素对石油钻井施工安全带来的隐患具有可预测性，在提前预测的基础上，施工者可通过采取措施降低风险。设备因素多是由于人的操作不当或者对设备运行情况的认识不足，这类安全隐患也主要归因于施工者或施工负责人对安全隐患的认识。从石油钻井施工中发生安全问题的原因来看，百分之八十以上的安全问题是人为因素导致。简而言之，在石油钻井施工影响安全因素中发挥作用最大的是人为因素。
2 石油钻井施工中的安全隐患情况分析
从我国现有的石油钻井施工中所存在的安全施工的情况来看，安全隐患主要表现在吊装作业现场管理不善、交叉作业施工管理存在不足、操作人员安全素质水平不高以及日常安全管理等方面[3]。以交叉作业施工管理存在不足为例，主要的安全隐患情况体现在作业现场无专人管理或者作业人员违反操作规程等方面。从操作人员安全素质的层面来看，导致安全隐患存在的原因是员工队伍整体素质不高，操作人员安全意识低，如高处作业不系安全带，进入现场不戴安全帽等习惯性违章行为经常出现。在石油钻井施工过程中，现场使用的设备、工具或安全设施极有可能存在着缺陷，例如护罩松动、保险绳老化、电气开关损坏等都容易导致安全隐患问题的出现。总之，石油钻井施工本身是一个动态的系统化工程，该工程中所存在的安全隐患情况较多，需要结合实际情况进行科学合理的处理。
3 石油钻井施工中安全隐患的应对建议
结合上文对石油钻井施工中影响安全的因素以及石油钻井施工中的安全隐患情况的分析，本文提出以下石油钻井施工中安全隐患的应对建议。
3.1 提高钻井施工队伍的整体素质
石油钻井施工队伍整体素质的高低对石油钻井施工安全水平有着重要的影响，尤其是石油钻井施工安全管理监督工作人员的水平，对安全隐患的处理有着不可低估的作用。企业应结合自身的实际情况，对钻井施工人员以及钻井施工安全管理监督工作人员进行培训。重点培养工作人员的责任心、专业知识和其他相关操作技能。以安全管理监督工作人员为例，应做到不但能够发现问题、指出问题，还要能够提出有效的对策，坚决杜绝一切钻井施工中存在的安全隐患。
3.2 对石油钻井施工进行规范化管理
石油钻井施工的规范化管理应做到规范管理，堵塞漏洞，规范各作业方的安全行为。主要是做到三个规范，即规范吊装作业现场管理、规范交叉作业施工管理以及规范不良环境施工管理[4]。通过规范化管理实现全员参与安全隐患的应对管理。施工是人员密集劳动的作业，需要大量施工人员来完成，因此必须推行标准化、规范化管理。针对不同工种、不同作业环境修订、完善管理规定和岗位安全标准，做到明确、简单、可操作性强。在此基础上，对照标准，让作业人员养成十分准确的动作行为，切实扭转施工中的习惯性违章。
3.3 坚决执行安全生产责任制
安全生产责任制能够让生产人员严格地依照安全生产管理的相关规定进行生产，任何生产行为都需要在保证安全的前提下进行。对于石油钻井施工人员而言，需要对其进行明确的岗位划分、职位划分，依照等级的不同承担相应的安全责任，一旦出现问题便能够及时找到负责人采取补救措施，并追究责任人的安全责任。例如设立若干个副队长，分别负责安全生产责任、质量责任、成本责任、进度责任，而专项负责安全生产的副队长则还可以根据实际情况进行权力下放，设立专人负责每一项安全管理事务。
除此以外，还应强化安全检查。石油钻井施工过程中都要设立一个完备的安全检查的组织，建立安全检查制度，按制度要求的规模、时间、原则以及处理等进行落实，采用定期、突击性和特殊检查的方法进行全面的安全检查。
综上所述，石油钻井施工本身涉及到的因素较多，决定了石油钻井施工中存在的安全隐患呈多元化与复杂化的特点[5]。这就需要企业应从自身的实际情况出发，结合实际钻井施工中存在的安全隐患确定科学合理的安全隐患应对策略，并结合实际情况不断的调整策略，只有这样才能从根本上确保石油钻井施工应有的安全性。
参考文献
[1]彭丽萍，王希泽.如何做好石油钻井应急管理工作的安全监护与预防[J].管理学家，2012（11）：270-271.
[2]杨伟，龙明德.陕北石油钻井施工应注意的几个技术问题[J].陕西地质，2013（12）：97-100.
[3]林向义，吴昊，罗洪云.钻井工程项目安全风险因素研究[J].辽宁工程技术大学学报（社会科学版），2013（5）：270-272.
